稠油油藏水平井热采吞吐产能预测新模型

针对普通稠油油藏水平井热采吞吐产能预测缺少合适计算模型的现状,通过建立加热区和未加热区的复合流动模型,考虑加热区和未加热区原油黏度的差异,研究了水平井单井热采吞吐产能预测的解析模型,推导了水平井热采吞吐相对于冷采的产能增产倍数计算公式。研究表明,增产倍数主要受加热半径、油层厚度和水平段长度等因素影响。以渤海N油田热采水平井典型数据为基础建立机理模型,通过数值模拟得到不同吞吐轮次的加热半径,在此基础上,利用新模型计算了不同吞吐轮次的产能增产倍数,预测第一轮吞吐的增产倍数为1.6倍,该值与渤海N油田10口热采吞吐水平井第一轮吞吐效果评价结果吻合程度较高。     

蒸汽吞吐水平井注汽强度优化设计与应用

通过油藏数值模拟方法研究了蒸汽吞吐方式下注入蒸汽对水平井的作用机理。认为注汽参数中,注汽强度的大小直接影响到水平段加热半径扩展的范围、井筒的吸汽状态和水平段有效加热长度;同时注汽强度还决定了后期的蒸汽作用方向。通过典型油藏离散化数值模拟模型的注汽强度计算,针对性地提出蒸汽吞吐水平井在不同油藏条件下,合理注汽强度的优化设计原则,并在现场开展了增大注汽强度试验,应用后取得了较好的效果。     

热采井加热半径及产能确定方法研究

稠油吞吐开采过程中,由于地层存在温度变化,渗流机理非常复杂。传统的蒸汽吞吐产能计算方法多采用Boberg和Lantz等温模型。针对传统模型存在的问题,提出了建立非等温渗流模型,推导了加热半径计算公式和初期产能预测公式,为蒸汽吞吐技术的应用提供参考。     

大庆西部稠油水平井蒸汽驱数值模拟研究

大庆西部斜坡江55区块油藏埋藏深度浅,油藏温度低,油层厚度比较薄,直井冷采产量很低,因此开发该油藏的比较可能的开采方式为水平井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐。为了改善其开发效果,针对水平井蒸汽驱,应用CMG数值模拟软件在三维地质建模的基础上对注采参数进行了优化。通过改变井距、水平段长度、采注比、蒸汽干度、注汽速度等生产参数,预测开发效果,对比生产效果确定合理的生产参数。结果表明:水平井水平段长度300 m时蒸汽驱总体效果比较好;蒸汽干度要达到0.4之上;蒸汽吞吐三周期之后转蒸汽驱效果最好;井距越大,采出程度越低;油层越厚,采出程度越高。     

一种已压裂页岩气水平井的产量预测新方法

水平井加多段压裂已成为页岩气藏的主要开发模式,针对压裂后的页岩气藏具有人工裂缝、天然裂缝及纳米
级孔隙等多种流动空间,开展了渗流数学模型的建立与求解研究。通过等效简化构建了三线性渗流模型,考虑了具有
解吸吸附作用的基质空间线性渗流、以等效天然裂缝为主的裂缝网络空间线性渗流、等效主裂缝内的线性渗流。对
三重渗流分别建立了极坐标空间和拉普拉斯空间下的数学模型,并对数学模型进行求解,得出单井气藏的产能公式和
井底压力公式。应用所建立模型,对实际压裂水平井的产能进行了求解,与实际产量进行对比,表明利用文中方法建
立的模型及解析解进行产能预测分析是可行的。     

点坝内部构型与井网匹配性研究

基于港东油田构型地质模型,开展了曲流河点坝侧积层与注采井网的匹配性研究,分别研究了直井、水平井
及侧钻水平井的井网模式对开发效果的影响。研究表明：在采用排状注采井网的情况下,注采井数比低、井排垂直侧
积层的注采井网开发效果好。水平井开发时,水平段与侧积层正交时将会取得最佳的开发效果。采用侧钻水平井挖潜
时,水平井段与注水井间应保持一定距离,本次研究中,注水井和水平井之间相隔3 个侧积层且水平井段与侧积层成
45 度角斜交时剩余油挖潜效果最好。根据研究区的研究成果,分别从注采井网完善、水平井及侧钻水平挖潜3 个方面
将研究成果进行了应用,取得了较好的增油效果。     

江桥稠油油田水平井蒸汽吞吐数值模拟研究

针对江55块浅薄层稠油油藏直井开采难度大,经济效益差的特点,利用油藏数值模拟技术进行了水平井蒸汽吞吐开发效果研究及注采参数优化设计。数值模拟结果表明,对水平井蒸汽吞吐效果而言,井网1和井网2的开发效果相差不多,可根据实际情况选用;井距越大,采出程度越低。井距增加4倍,采出程度下降10%。结合理论计算和数值模拟结果,优选125m为水平井蒸汽吞吐最佳井距。周期注汽量越大,加热范围越大,采出程度增加,但是油汽比降低。兼顾二者,优选周期注汽量3 600 m3。随着蒸汽干度和焖井时间的增大,采油量增加,蒸汽干度最少在0.4以上,焖井时间要控制在合理范围15 d左右。     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

基于扩散系数变化的致密储层水平井CO2吞吐产能预测模型

针对致密油油藏水平井CO2吞吐产能预测缺少合适计算模型的现状.通过建立CO2扩散区和非扩散区的复合流动模型,考虑原油在不同区域的黏度差异,提出了水平井CO2吞吐单井产能预测解析模型,推导出基于CO2扩散影响的致密油藏水平井产能预测的数值模型.研究表明:无因次扩散距离与扩散系数和扩散时间均呈正相关;采油指数与扩散系数呈正相关,增加幅度随扩散系数的增大而减缓.对单一扩散系数而言,井距越短采油指数越大,并随黏度不断降低而单调增加;水平井的井距和水平段长度对采油指数影响较大.通常情况采油指数随扩散半径的增大而单调增加,井距越小扩散半径对采油指数的影响越大;采油指数与水平段长度呈正相关,水平段长度为350 m的采油指数是长度为100 m的2.52倍.水平井水平段长度越小扩散半径对采油指数的影响增大.     

稠油热采三区复合油藏试井解释技术及资料的分析应用

应用油藏工程、热传递基本理论剖析了焖井过程中油层和蒸汽的能量变化,详细描述了稠油蒸汽吞吐开采过程中焖井阶段的特点,推导出考虑温度效应影响的三区复合油藏的试井模型,并对现场测试中焖井资料进行了分析,解释的参数能够较好地指导蒸汽吞吐井吞吐参数调整,提高吞吐效果。     

稠油油藏水平井热采吸汽能力模型

目前在利用水平井进行稠油注蒸汽热采时,都认为蒸汽在注入过程中是均匀扩散到地层中的,简单的利用MaxLangenheim公式计算加热区面积。通过对地层的吸汽能力进行研究,得出了稠油油藏水平井热采的吸汽能力模型,该模型不仅考虑了热传递的影响,还考虑了蒸汽内能和摩擦损失能量的影响,并利用该模型开发了一套稠油油藏水平井热采分析软件(HHTS)。用所开发的软件对辽河油田冷42块油藏进行了计算,为稠油热采和水平井热采参数设计提供了理论参考依据。实际研究表明,蒸汽在注入过程中并不是均匀扩散到地层中,而是呈现某种数学分布,注汽速度与油藏参数、地层的吸汽能力和蒸汽的物性参数有关,即蒸汽的注入压力和注入流量并不是相互独立的变量,两者之间存在着一种数学关系。     

双台阶水平井不稳定渗流耦合模型及求解

针对国内外对双台阶水平井渗流规律及产能分析研究相对欠缺的情况,以水平井不稳定渗流模型为基础,根
据势叠加原理,采用半解析方法建立了双台阶水平井不稳定渗流模型,同时考虑了井筒内变质量流动压降损失影响,
给出了定压生产条件下耦合模型解法。通过实例计算,结果表明双台阶水平井比产能指数沿井筒长度不是均匀分布
的,大致呈非对称“U”型分布,且跟端的比产能指数略高于趾端;井筒沿程压差分布曲线明显有一个台阶,说明压降损
失主要集中在中间夹层连接段处,主要为重力压降损失。该成果为双台阶水平井井身结构设计,及合理利用双台阶水
平井进行开发方案设计、计算开发指标、制订开发调整方案等提供理论依据,从而合理、高效地开发我国复杂油气田。     

非凝析气与蒸汽混注水平井井筒流动传热特征

为了准确预测非凝析气与蒸汽混注水平井的井筒沿程流动特征,基于热采水平井管柱跟端注汽与趾端注汽模式,充分考虑水平井的孔眼出流、压降损失以及注入流体的热效应和相态特征,建立射孔水平井混注非凝析气(N2、CO2)与蒸汽时的井筒沿程变质量流动半解析模型。采用井筒细分微元与节点分析方法进行求解,对气汽混注下的稠油水平井井筒沿程流动特征进行研究,并探讨各注入参数对于井筒流动特征的影响。结果表明:模型的模拟结果显示仅靠近注汽点位置处的井段加热效果较好,这与矿场实际情况较为吻合;相比传统注蒸汽,气汽混注下的水平井热有效长度更长,加热效果更好;不同注汽模式的水平井具有不同的加热效果,在实际生产过程中,可以轮回改变注入管柱的下入深度,实现不同的加热模式,改善水平段油藏加热效果。     

一种新型稠油水平井注汽方法

针对水平井在注汽过程中,由于水平井段长,吸汽不均致使受热井段短,采收率低的问题,进行稠油水平井均匀注汽技术研究。根据分层注水原理,将单点注汽完善为多点注汽,通过孔眼限流,调整注汽剖面,保证水平段均匀受热,提高加热效率。应用油田统计数据,给出孔眼个数确定数学表达式,根据热学理论,建立水平段蒸汽干度分布模型及地层吸收热量与蒸汽干度降低损失热量平衡方程,确定了注汽孔眼直径,同时在注入工艺上进行改进,保证蒸汽正常注入。目前该技术已成功地在大庆油田第一口稠油水平井中应用,放喷阶段产油为该区块平均单井产油的7.3倍。测温曲线表明,水平段温度分布得到了很好的改善,实现了均匀注汽。     

水平气井连续携液实验研究及模型评价

水平气井较直井更难于连续携液,为了研究水平气井连续携液问题,利用可视化水平井气水两相井筒管流模
拟实验装置（垂直段6 m,水平段10 m,倾斜段6 m）模拟水平井气液两相流动,对比观测直井段、倾斜井段、水平井段
的流动型态。实验表明：水平井三井段中,倾斜管段的携液能力最差,所需临界携液流速最大,可将其作为水平气井的
临界携液流速。倾斜管临界携液流量预测模型中,液滴模型和液膜模型是目前被普遍接受的两类模型。为研究倾斜
管连续携液,实验观测不同倾斜角（28°∼72°）条件下流型变化并测试临界携液流速。实验表明倾斜管段液体主要以液
膜形式被携带,从携液机理分析,液膜模型也更为合理;通过实验测得的213 组数据对液滴模型和液膜模型进行对比
分析,发现液膜模型的平均百分误差、平均绝对百分误差及相对性能系数均较小,从计算结果分析,液膜模型也更为
合理。     

基于扩散的页岩气藏压裂水平井渗流模型研究

针对页岩储层纳米孔隙中天然气扩散作用对压裂水平井产能有多大影响这一问题,开展了渗流数学模型建
立、求解及定量计算分析研究,研究中采用了三线性渗流机理、克努森扩散机理及扩散引起渗透率增加值公式,绘制了
不同孔隙直径下克努森数与储层压力关系图版,得到了可用于实际生产预测的单井产能方程,从孔隙大小、储层压力、
气藏深度等3 个方面进行了扩散作用的分析,给出了页岩气藏生产过程中需要考虑扩散作用的各指标阈值。结果表
明,在储层压力条件下,孔隙越小的储层,扩散作用对产能的影响越大,而对于较大孔隙的储层,当井底压力低于模型
中计算出的阈值时,扩散作用就不应该被忽略。     

页岩层理对水平井井壁稳定的影响

中国南方海相页岩气区硬脆性页岩储层层理/裂缝发育,层理性页岩水平井钻井井壁坍塌问题已严重制约页
岩气勘探开发进程。为此,以线弹性井壁稳定力学模型和单一弱面强度理论为基础,建立了考虑页岩层理产状、层理
弱面强度、岩石强度、水平井方位、强度弱化（含水量）等因素影响的层理性页岩水平井井壁稳定模型。在此基础上定
量分析了层理产状和含水量对水平井井壁坍塌压力的影响。结果表明：坍塌压力与层理面产状、井眼方位关系密切,
地层倾角0°<θDIP<15°、75°<θDIP<90° 时有利于水平井井壁稳定;页岩层理弱化是导致井壁坍塌失稳的重要原因,无论
层理产状如何变化,随着层理含水量的增加,井壁坍塌压力迅速增加,坍塌压力增量约为4.30～22.62 MPa,含水量20%
时坍塌压力增幅可达100%。