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。     

鄂尔多斯盆地长7致密油体积压裂水平井产能预测研究

致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,采用体积压裂后形成复杂缝网系统,水平井单井产量大幅提高。目前的水平井产能公式很难适应于体积压裂水平井产能的预测。以鄂尔多斯盆地长7致密油为例,利用体积压裂水平井与直线无限井排直井的相似性,忽略了水平井筒内流体阻力的影响,将各条压裂缝之间的干扰问题转化为直线无限井排直井之间的干扰问题,依据势的叠加原理,推导出体积压裂水平井稳态产能公式。在推导过程中,考虑了储层的有效厚度、压裂改造后油藏等效渗透率、流体的黏度、水平井水平段长度、压裂段数、压裂段间距和井底流压等因素对水平井产能的影响,使水平井产能计算结果更加合理和符合实际。利用所推导的计算公式,结合鄂尔多斯盆地长7致密油特征,分析了影响水平井产能的几个重要因素,得出了水平井最佳压裂段间距和合理流压,其结果对致密油体积压裂水平井的设计具有一定的指导意义。     

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。     

水平井注采井网条件下加密水平井产能评价模型

对于以水平井井网整体开发的油藏,后期加密的水平生产井产能评价过程应综合考虑其他油水井的干扰影响。基于镜像反映原理与微元线汇理论,给出任意水平井注采井网条件下加密水平井产能正、负因子的定义,建立任意水平井注采井网条件下加密水平井稳态产能评价半解析模型,在考虑井网内部其他油水井干扰以及井筒内由于井壁摩擦与流体加速度造成的压力降对加密水平井产能影响的前提下,定量分析不同油水井工作制度、不同注采井距对加密水平井产能的影响。应用实例表明:新模型的产能计算结果与实际产能相对误差小于15%,是水平井注采井网条件下加密水平井产能评价的一种有效手段;井网内部油井产能随水井注入量的变化呈线性变化,胜利油田某油藏的合理注采井距应控制在1.0～1.5倍水平段长度。     

超临界CO_2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO_2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO_2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO_2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10~(-12) m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO_2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。     

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。     

稠油油藏注CO_2吞吐适应性研究

以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例 ,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2 吞吐进行了适应性研究 .研究表明 :原油黏度是影响CO2 吞吐效果最敏感的参数 ,随原油黏度增大 ,换油率增大 ,可以选择原油黏度较高的油藏进行CO2 吞吐 ;对于有一定自然产能的油藏来说 ,含油饱和度并非越高越好 ,而是有一定的适应范围 ;对于普通稠油 ,随原油黏度改变 ,合适的含油饱和度、孔隙度范围随之改变 .作出了普通稠油的黏度—含油饱和度图版、黏度—孔隙度图版 ,同时结合油田实际作出了两种不同标准的经济适应性图版 .所得的结果对辽河稠油油藏选择合适的CO2 吞吐井有一定的指导意义     

基于幂律方程的致密油藏产能预测模型研究

选取鄂尔多斯盆地长7致密储层岩心,通过实验测定了致密岩心的渗流曲线,提出采用幂律方程及拟线性模型的复合渗流模型描述致密油藏渗流特征,建立了符合致密油藏的产能预测新模型,并进行了参数敏感性分析。结果表明：新模型预测的产能比拟启动压力梯度模型预测的产能偏高,井底流压越大越明显;达西线性流模型预测的产能比新模型预测的产能偏高,井底流压越小越明显。在同一井底流压下,产能随平衡系数的增大而增大,随幂律指数的增大而减小。     

溶解气回注提高致密油藏采收率效果及敏感性

针对致密油藏水平井产量递减快,衰竭开发采收率低等问题,提出了衰竭开发后期回注溶解气提高采收率的方法。基于新疆玛湖凹陷百口泉组地质油藏特征,建立了致密油藏多级压裂双水平井机理模型,系统研究了上述方法在致密油藏中的生产特征及敏感性。结果表明,溶解气回注可以有效提高致密油藏采收率,缓解水平井产量递减的速度。采出程度随注入量、注入速度及吞吐轮次逐渐增加;气体分子的扩散作用可增加基质的受效范围,扩大气体的作用半径;弱非均质性储层（变异系数0.2）采用溶解气吞吐提高采收率效果最佳。敏感性分析结果表明,吞吐轮次对注溶解气提高采收率的影响最大,其次是注入时间、注入速度、扩散系数、焖井时间。另外,建立的代理模型可准确预测和优化致密油藏注溶解气提高采收率效果。     

基于幂律方程的致密油藏产能预测模型

选取鄂尔多斯盆地长7致密储层岩心,通过实验测定了致密岩心的渗流曲线,提出采用幂律方程及拟线性模型的复合渗流模型描述致密油藏渗流特征,建立了符合致密油藏的产能预测新模型,并进行了参数敏感性分析。结果表明,新模型预测的产能比拟启动压力梯度模型预测的产能偏高,井底流压越大越明显;达西线性流模型预测的产能比新模型预测的产能偏高,井底流压越小越明显。在同一井底流压下,产能随平衡系数的增大而增大,随幂律指数的增大而减小。     

双重介质致密油藏压裂水平井产能预测模型及参数分析

随着越来越多的致密油藏投入开发,压裂水平井产能的预测也越来越受到重视,但是由于致密油藏存在启动压力梯度和应力敏感效应,一些产能预测公式存在一定的局限性。为此,在研究致密油藏流体流动特征的基础上,考虑了原油在基质内的椭圆流动以及裂缝内的近径向流动,将两个流动区域进行耦合建立了两区渗流模型;同时考虑启动压力梯度、应力敏感效应及缝间干扰问题,推导了致密油藏压裂水平井产能预测公式,并对敏感参数和裂缝参数进行了分析,结果表明:水平井产量与启动压力梯度、应力敏感系数负相关,与裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力及裂缝间距正相关。该模型全面地考虑了致密油藏特征对产能的影响,对致密油藏开发的压裂施工设计有一定的指导意义。     

考虑应力敏感的致密气井压裂前后变泄气半径及产能研究

致密气井的泄气半径和产能会受到应力敏感和启动压力梯度的影响,利用边界压力梯度极限法,考虑应力敏感和启动压力梯度,建立了气井压裂前后的泄气半径及产能计算公式。通过实例验证了公式的准确性;同时分析了应力敏感、启动压力梯度、井底流压、裂缝长度对泄气半径和产能的影响。结果表明:泄气半径随井底流压、应力敏感系数、启动压力梯度的增加而降低;随裂缝长度的增加而增加,其中启动压力梯度的影响比应力敏感大。应力敏感对产能的影响大于启动压力梯度,变泄气半径下的产能随应力敏感系数的增加而降低,随裂缝长度的增加而增加;但产能变化幅度均小于定泄气半径。研究对致密气井泄气半径和产能的准确预测及提高采收率具有重要的意义。     

水平井产能预测相关式研究

针对水平井的稳态产能预测误差较大的问题,通过半解析耦合模型计算对比,发现在不同泄油体形态、水平垂直渗透率各向异性条件下,Joshi公式的误差变化规律：在厚油层、低垂向渗透     

分段压裂水平气井产能数值模型建立

随着水平井分段压裂技术在致密气藏开发中广泛应用,压裂后产能的预测对开发此类气藏具有重要意义。应用复位势理论和势叠加原理等基本渗流理论,结合水平井压后裂缝形态和单相气体渗流机理,推导出考虑水平井筒内压降损失时的产能预测新模型。模型综合考虑了多条裂缝间的相互干扰和各条裂缝的长度、缝宽、导流能力、缝间距对各条裂缝产量的影响以及水平井筒内压降损失对产能的影响,建立了考虑多因素的水平气井产能数值模型。编制了模拟计算软件。并以长庆油田某致密气藏区块为例进行了裂缝方案优化设计。研究成果对于低渗致密气藏井网部署及开发方案编制具有一定的指导意义。     

压敏性特低渗透油藏压裂水平井产能计算

基于考虑启动压力梯度和压敏效应综合影响的广义达西定律,以椭圆渗流理论和平均质量守恒定律为基础,通过当量井径原理,推导压裂水平井产能计算公式。分析启动压力梯度、压敏效应、压裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、均一性和变形系数对压裂水平井产能的影响。结果表明:启动压力梯度越大,对产量的影响越大,当油藏渗透率很低时,应该考虑启动压力梯度的影响;变形系数越大,对产量的影响越明显,并且变形系数对产量的影响与生产压差有关;在算例条件下,最佳压裂缝条数为3～4,压裂缝长度以200～280 m为宜,压裂缝导流能力为5～50μm2.cm,即长裂缝、低导流、压裂缝非均匀分布、非等长裂缝有利于均匀采油。     

一种新的多因素压裂水平井产能评价方法

水平井压裂是致密砂岩气井重要的开发手段,且裂缝之间存在干扰,渗流规律复杂,因此准确的产能预测尤为重要。本文研究在充分考虑气-水两相流在地层和裂缝中不同渗流规律及裂缝间相互干扰,并同时考虑在滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感和高速非达西等因素条件下,建立了强适用性的压裂水平井气-水同产产能预测模型。此外,还对气-水两相流中地层应力敏感、气体滑脱因子、启动压力梯度、裂缝各项参数及水气比等因素进行了分析,结果表明：水气比、裂缝导流能力和裂缝半长与产能呈正相关;裂缝应力敏感与产能呈负相关;地层压力敏感、气体滑脱效应和启动压力梯度对产能影响相对较小。研究结果为致密砂岩压裂水平井产能评价提供了理论依据。     

超低渗透油藏压裂水平井注采缝网形式研究

为了延长压裂水平井的无水采油期、提高水平井单井产量和采出程度、降低水平井含水上升率,推导了直井 注水压裂水平井开采水驱前缘推进距离计算公式,采用油藏数值模拟和油藏工程分析方法,优化了直井水平井注采缝 网形式和水平段长度,研究了最优裂缝穿透比和最优排距。研究结果表明,五点法注采井网与七点法注采井网相比, 阶段采出程度高、含水上升慢;均匀布缝、哑铃型裂缝和纺锤型裂缝相比,纺锤型裂缝累产量高,采出程度大,在相同 采出程度下纺锤型裂缝含水率低,水驱前缘到达纺锤型裂缝的时间长,延长了其无水采油期;超低渗透油藏水平井水 平段越短阶段采出程度越高,水平段长度超过500 m 后随着长度增加投资回收期增大、净现金流量减小;纺锤型裂缝 五点法井网在最优裂缝穿透比为0.7 时的最优排距为300 m。