煤层中双重孔隙介质渗流理论的应用

 考虑煤层气稳定解吸和不稳定解吸特征,提出了两类窜流方式不同的双重孔隙介质煤层不定常渗流模型——双重孔隙介质煤层拟稳态和不稳态窜流不定常渗流模型.用有限体积法对其求解,并分析了两类模型在不同地质参数情况下的特征曲线.结果表明,稳定解吸和不稳定解吸现象的存在都延缓了煤层中压力波的传播;解吸系数的增大使煤层压降变缓,且在压力和压力导数曲线上表现为边界距离的增大.对于不同的煤层,当窜流系数过大或过小,或煤层储能系数过大时,计算得到的理论曲线不能表现出双重孔隙介质特征.这与现场测试资料曲线较难出现双重孔隙介质特征一致,从而找到了现场煤层测试难以出现双重介质特征问题的根源.     

低渗透煤层气水两相非线性渗流数学模型及计算分析

 在考虑煤层气的解吸和扩散效应及启动压力梯度的基础上,对低渗透煤层气藏流体输运特性进行分析,建立了低渗透煤层气水两相非线性渗流数学模型,推导出非线性渗流阶段气水两相的控制方程组。通过实例计算表明,液相拟启动压力梯度从0.001MPa/m增加至0.007MPa/m,煤层产气峰值下降约15%;不考虑启动压力梯度时的产气峰值量要比液相拟启动压力梯度为0.001MPa/m的产气峰值提升约7%。因此启动压力梯度的存在阻碍了裂隙中流体的流动,对煤层气开发影响较大。     

考虑吸渗的双重介质中垂直裂缝井两相渗流

建立了双重介质油藏中垂直裂缝井两相流体渗流数学模型,提出将水驱油运动的前沿作为活动边界处理的新思想,用有限差分和外推法求解带初边条件的积分-微分方程.结果表明:垂直裂缝井开发双重介质油藏时,吸渗作用对含水饱和度分布的影响较大,使水驱油运动前沿推进速度变慢,从而油井见水时间延长.见水前注入率不能太大,以充分发挥吸渗驱油的作用,延长无水采油期时间.     

考虑二次梯度的非线性双重介质渗流模型

古典渗流理论常被简化为简单的常规线性渗流,这与实际情况有很大误差.针对双重介质油藏,从质量守恒原理出发,详细地推导出了二次压力梯度非线性渗流偏微分方程,发现线性渗流是非线性渗流的近似、简化与处理;建立了考虑二次压力梯度的双重介质不稳定渗流试井数学模型;对其变量代换,最后利用Douglas-Jones预估-校正数值解法进...     

低渗透油藏双重介质试井

解决低渗透油藏双重介质试井解释问题。基于低速非线性渗流新模型,建立了考虑井筒储集效应与表皮系数的低渗透油藏双重介质试井解释模型,利用有限差分进行数值求解,绘制了无因次试井典型曲线,并对无因次非线性参数c1D和c2D进行了分析.结果表明:非线性渗流主要影响基质系统与裂缝系统的窜流阶段,表现为导数曲线的凹子深度变小.c1D和c2D是决定曲线形态的特征参数.当c1D与c2D的和不为常数时,c1D或c2D增大,凹子深度变小;当c1D与c2D的和为常数时,c1D增大即c2D减小,凹子深度变小.对于封闭边界和定压边界在试井曲线上的压力响应,新模型与达西模型一致.     

考虑裂缝变形的低渗透双重介质油藏数值模拟研究

针对玉门青西低渗透裂缝性油藏地质条件的复杂性,通过实验研究了该类油藏开采过程中裂缝的变形特征及其对渗透率和油井产能的影响;研究了水驱过程中的渗吸采油机理.在此基础上,建立了将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型,利用该模型开展了裂缝变形、渗吸采油、周期注水对开发效果影响的模拟研究.采用变形双重介质油藏数值模拟技术对青西低渗透裂缝性油藏多方案开发指标进行了预测,给出了该油藏优化的开发方案.     

低渗透变形介质砂岩油藏水平井产能研究

基于椭圆流模型获得了考虑启动压力梯度和介质变形条件下的水平井产能方程,并对水平井产能进行了参数敏感性分析。介质变形系数、启动压力梯度以及生产压差等因素对水平井产能有重大影响。实例计算结果表明:介质变形系数或启动压力梯度越大,水平井产能越低;由于介质变形效应的存在,随着生产压差的增加,水平井产能不再直线上升而呈现非线性变化,介质变形系数越大,非线性变化越强。     

低渗透变形介质油藏流入动态关系

针对已有低渗透油藏流入动态关系偏重于分析启动压力对产能影响以及某些关系式仅适用于弱应力敏感性的现状,建立适用于微裂缝发育或人工压裂缝等考虑强应力敏感性的无因次流入动态通式。在无因次流入动态影响因素的敏感性分析中,克服常规分析中固定目标影响因素外所有参数的静态处理缺陷,对储层变形系数与目标影响因素进行动态组合分析。结果表明:随变形系数由零转变为非零值并逐渐增大,流入动态曲线由抛物线型向S型转变,储层压敏效应对产能影响趋于显著;主要影响因素敏感性由高到低一般为启动压力、地层平均压力、污染程度、供给半径,但在不同的流压和产量区间,影响因素敏感性排序并非固定不变,而且每个影响因素自身也存在不同的敏感性变化区间。     

低渗透双重介质垂直裂缝井产能分析

针对低渗透双重介质地层进行水力压裂后形成的有限导流垂直裂缝,结合沃伦-鲁特模型,利用质量守恒和椭圆流法建立了低渗透双重介质油藏椭圆流数学模型,并应用拉普拉斯变换,求得了低渗透双重介质有限导流垂直裂缝井无因次产量表达式。运用Stefest数值反演,绘制了无因次产量随时间变化的双对数特征曲线图,对影响低渗透双重介质油藏有限导流垂直裂缝井井底压力动态的诸多影响因素进行了分析。分析结果表明,随着生产时间推移,启动压力梯度对产能影响越来越显著。     

低渗透多孔介质中地下水污染研究

为了准确地研究低渗介质中地下水污染问题,在充分考虑地下水在低渗介质中渗流时存在启动压力梯度和动边界的基础上,建立低渗介质中地下水污染和地下水渗流的耦合数学模型。采用有限差分法对耦合模型进行数值求解,并分析了启动压力梯度对地下水污染浓度的影响。结果表明启动压力梯度对地下水污染浓度的分布有着重要的影响。     

确定低渗透油藏启动压力梯度的新方法

以渗流理论为基础,运用稳态逐次替换法将整个渗流过程微分化,视每个微单元为稳定流动,并将适合于低渗透油藏的稳定产量公式代入每个微分单元,进行积分后,再结合物质平衡方程,最终求得启动压力梯度的理论计算公式。该方法摆脱了利用实验室求取启动压力梯度的传统方法,提出了一种运用产量和压力等生产数据的全新计算启动压力梯度的理论计算公式。同时运用该新方法对某低渗油田启动压力梯度进行了计算,并与实验室测得的数据进行对比。结果证实了新方法计算结果的合理性。     

特低渗透油田经济开发差异化井网调整方法

低渗透油藏存在启动压力梯度,只有建立有效驱替压力系统,才能有效开发油田。而技术极限井距一般小于经济合理井距,甚至小于经济极限井距。分析认为,国外特低渗透C油田原来井距为400 m的反七点井网不能建立有效驱替,是注水效果差的直接原因。通过技术极限井距和经济极限井距,论述注水经济开发的有效厚度下限。根据不同区域油层分布情况,采用不同的注采井网调整方法和储层改造对策。结果表明菱形反五点差异化井网加密调整方法适用于国外此类油藏注水开发,实现了该类特低渗透油田的经济开发。     

低孔低渗气藏高效低伤害压裂液研究

根据延长气田低孔低渗的特点,研究了一种能够适应该储层的高效低伤害压裂液。通过对压裂液各个组分的配比的研究优化出此压裂液的最佳配比,并进一步研究了此压裂液的抗剪切性能、携砂性能、破胶性能以及对地层的伤害性,发现本压裂液有着强稳定能力、流变性强,携砂能力强,破胶快及低伤害等特点,现场进行5口井的压裂施工试验,结果证明对延长油田低孔低渗气藏有较好的压裂增产效果。     

低渗油藏的两相相对渗透率计算方法

在考虑启动压力梯度的影响,以质量守恒方程为基础,得到了低渗油藏中计算水、油两相相对渗透率的方法,编制了相应的应用软件,并给出了两个实例进行应用说明．新方法与原有的ＪＢＮ 方法类似,主要区别是：在注入能力公式中加入启动压力梯度的影响,可以看作为ＪＢＮ 方法的推广．分析表明：①以束缚水饱和度下的油相渗透率为基准渗透率时,启动压力梯度不影响油相的相对渗透率,只影响水相的相对渗透率;②油相启动压力梯度增大时,油相相渗曲线不变,水相相对渗透率减小;③由于水相的启动压力梯度远小于油相,因此水相启动压力梯度的影响可以忽略不计．     

低渗含水气藏非达西渗流规律及其应用.

气藏开发实践和室内实验研究均表明低渗含水气藏气体渗流存在启动压力现象,研究启动压力梯度的影响因素和变化规律对气藏开发具有重要意义。通过长岩芯多测点气藏物理模拟实验方法,研究了低渗含水砂岩气藏气相启动压力梯度变化规律,对该参数与储层渗透率、含水饱和度进行了相关性分析,建立了低渗含水气藏启动压力梯度计算通式。结合气藏渗流理论,采用建立的启动压力梯度表征方法,针对典型气藏进行应用分析,确定了气井有效动用半径,形成了有效动用半径与储层渗透率和含水饱和度的关系图版,为类似气藏开发早期井网部署以及开发中后期井网加密提供了技术指导。     

应用正交积分变换求解有界双重介质模型

根据有界双重介质试井模型的特点,建立了外边界定压和外边界封闭2种情形下的特征值问题,求出了相应的特征值和特征函数,定义了油层压力关于空间变量的正交积分变换．对试井模型施行正交积分变换并根据特征函数系的完备正交性和矩阵微分方程理论,获得了油层压力分布以及井底压力、压力导数的实空间解析解（无穷级数形式）．与Stehfest数值反演法结果进行比较,验证了本文方法的有效性,进一步补充、完善了试井分析理论．     

特低渗油藏油气两相启动压力梯度研究

目前,国内外对启动压力梯度的研究主要集中在油水两相中,对于油气两相启动压力梯度研究很少.用特低渗透油藏的天然岩心,通过实验研究了不同流体,不同介质及不同注气条件下气驱油启动压力及其变化规律.研究结果表明:油气两相启动压力梯度随渗透率的增加而降低,与流体的流度呈半对数直线关系;随含油饱和度的降低而增加;有效应力对启动压力梯度影响很大;启动压力梯度随着回压的增加而降低,但幅度不大.     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

低渗透非均质砂岩油藏启动压力梯度研究

理论推导与室内实验相结合,建立了低渗透非均质砂岩油藏启动压力梯度确定方法。首先借助油藏流场与电场相似的原理,推导了非均质砂岩油藏启动压力梯度计算公式。其次基于稳定流实验方法,建立了非均质砂岩油藏启动压力梯度测试方法。结果表明:低渗透非均质砂岩油藏的启动压力梯度确定遵循两个等效原则。平面非均质油藏的启动压力梯度等于各级渗透率段的启动压力梯度关于长度的加权平均;纵向非均质油藏的启动压力梯度等于各渗透率层的启动压力梯度关于渗透率与渗流面积乘积的加权平均。研究成果可用于有效指导低渗透非均质砂岩油藏的合理井距确定,促进该类油藏的高效开发。