确定产量递减指数的改进方法

在油气田动态分析中,描述产量递减规律的三种类型(指数递减、调和递减和比曲递减)得到了广泛的应用.但要准确将递减规律应用干预测未来油气田生产动态,关键是判断递减类型,即确定递减指数.本文提出了一种确定产量递减类型的改进方法,即改进迭代函数的构造进行迭代计算确定递减指数.从而减少人为因素和生产数据离散性的影响.     

鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂试验区开发特征分析

针对鄂尔多斯盆地西233及庄183两个致密油水平井体积压裂试验区的20口水平井,利用油藏工程理论计算、数值模拟方法研究及矿场开发生产状况分析等方法,进行试验区开发特征分析。结果表明,试验区水平井产量递减模式分为调和递减、指数递减和未递减3种类型;致密油水平井开发生产的特征分为长期稳产型、初期相对稳产型、缓慢递减型3类;工艺改造、驱动能量及流体性质的差异是影响水平井产量变化的3个关键因素。研究后认为,保持合理的水平井初期产量,避免溶解气驱过早出现,可使水平井保持稳产,提高累计产量。     

应用递减典型曲线评价水平气井动储量

在建立圆形封闭气藏水平井不稳态流数学模型的基础上,应用Laplace变换等方法求得了模型的Laplace空间解.通过Stehfest反演算法绘制了水平气井的递减典型曲线图版;并且用实例说明了水平气井递减典型曲线图版的应用过程.计算结果表明,该图版可以很好的计算水平井的动态储量,且精度较高,对以后气田水平井的的储量评价、开发方案设计等方面具有现实意义.     

子长采油厂长2油层递减规律研究

以子长采油厂长2开采层位的产量递减规律研究为目标,利用阿普斯(J.J.Arps)递减模型,结合产量变化规律计算得出子长采油厂长2油层1985年、1986年、1998年、1999年投产井产量递减遵循指数递减规律,同时数值模拟了长2油层自然能量开发以及注水开发的递减规律。产量递减规律的研究,为该油藏制定开发方案、油藏配产提供了一定的理论支持和科学依据。     

裂缝性低渗气藏水平井不稳定产量递减探讨

针对气体在低渗储层中低速流动时存在启动压力梯度的问题,开展了渗流模型建立、求解及定性分析研究。采用低速非达西渗流机理,建立了考虑启动压力梯度的裂缝性低渗气藏水平井不稳定渗流模型,求解了数学模型并绘制了水平井产量递减典型曲线。该渗流模型最终求取的是定压生产条件下低渗气井的不稳定产量解,为采用图版拟合法评价储层参数提供了理论依据。启动压力梯度等相关参数对递减曲线的影响分析表明,启动压力梯度越大、储层物性越差,流动越困难,水平井产量越低,产量递减曲线位置越低;弹性储容比越小,基质窜流发生越早,产量导数曲线上的下凹部分持续时间越长,下凹程度越深;窜流系数越小,产量导数曲线上的下凹部分出现时间越晚,窜流越难发生。     

延长油田递减规律与采收率研究

目的 对延长油田递减规律和采收率进行深入研究.方法 利用单井产量数据和双曲二元回归法分析延长油田的递减规律和采收率.结果 延长油田20世纪70年代及以前投产的油井递减期产量变化为双曲线递减;20世纪80年代投产油井递减期产量变化为幂指数递减;20世纪90年代投产油井递减期产量变化为类双曲递减.综合确定延长油田的最终采收率为10%.结论 递减规律和采收率等主要开发指标的研究为油田进一步科学、合理开发提供了重要依据.     

煤层气井产量递减分析

煤层气井产量递减分析基本遵从常规油气藏递减分析的理论基础，通过对一些气井的实际生产数据分析发现，煤层气井产量波动性较强，递减阶段能够完全采用递减公式进行分析的气井比例较小。     

特高含水期产量递减分析及递减率表征公式

特高含水期产量递减率与产量递减曲线可用于预测可采储量与剩余油可采储量,对特高含水期的开发调整具有重要意义。采用阿尔普斯(Arps)产量递减曲线拟合特高含水期前的产量数据,并预测特高含水期的产量,发现预测结果与实际产量的误差较大、不能描述特高含水期产量递减规律。基于这一问题,从反应油水两相渗流本质的相渗曲线出发,结合油水流动运动方程及稳定状态逐次替换法,推导了特高含水期产量递减率表征,重新认识了特高含水期产量递减规律。研究表明,特高含水期油井产量递减规律为指数递减;由于进入特高含水期后,油相相对渗透率变化率发生了变化;导致基于特高含水期前的产量递减数据拟合的指数递减不能准确预测特高含水期油井产量。在预测特高含水期产量时,需利用特高含水期的产量递减数据进行指数递减曲线拟合。     

红河油田致密油藏产量递减规律——以红河92井区长8油藏为例

认识致密油藏的生产特征及产量递减规律,有助于实现该类储量的有效动用和效益开发.通过分析红河92井区试采井的历史生产数据,明确不同生产阶段产量下降的递减规律,建立了该井区长8储层致密油藏产量的指数和双曲产量递减模型,并利用模型对生产井未来产量、递减率等指标进行了计算和预测.同时提出温和注水、体积压裂及"压-采"一体化等开发策略建议,为提高致密油藏的采收率和整体开发效益提供参考.     

致密气井Arps产量递减指数变化特征

Arps提出的产量递减规律在油气井产量预测及可采储量评价方面得到广泛应用,但在采用该方程对致密气井初期渗流阶段产量递减数据进行分析时存在最佳拟合的递减指数1,这与常规递减指数认识不符,且预测结果与实际偏差很大。在理清致密气井递减指数变化特征基础上,从递减指数公式出发,并借鉴苏X区块63口致密气井生产动态历史拟合参数和试井解释参数平均值,建立了致密气井数值模型;通过划分致密气井各个渗流阶段响应时间,研究致密气井在各个渗流阶段递减指数变化规律,分析了4种不同因素对递减指数的影响,扩展了对Arps递减规律的认识,从而揭示了递减指数在致密气井整个预测期的变化规律。研究方法和结论对致密气井全生命期的产量递减规律分析及应用具有一定的指导和借鉴意义。     

双曲递减参数求解的非线性曲线拟合法

Arps递减规律分为指数递减、双曲递减和调和递减三种。双曲递减是较广泛应用的一种递减,递减参数解法较多。对于严格遵守递减规律油气藏的递减参数计算,各算法结果相近,结果可靠。但对于产量非严格遵守递减规律油、气藏及井,各方法计算结果相差悬殊。以往通常使用试凑法解决产量非严格遵守递减规律油气藏的递减参数,这种方法人为因素大,且多解。为了更好的解决上述问题,调研国内外诸多文献,基于对Arps递减方程及其参数计算求解方法的研究基础上,建立提出递减规律的非线性模型。应用非线性曲线拟合法,计算递减参数。残差分析结果表明,该方法具有单一解特点,且拟合精度高。为产量非严格遵守递减规律油藏的递减曲线分析提供一种有效的方法。     

页岩气压裂水平井生产数据分析方法

气井生产数据分析是评价气井动态储量、储层物性、水力裂缝等参数的有效方法,但在页岩气藏中,气体解吸、多段压裂、体积压裂区(SRV)的存在使得常规的评价模型不能满足现场需要。笔者在充分考虑了气体解吸、裂缝干扰、边界影响的基础上,利用Laplace变换和压力叠加原理求解压裂水平井的不稳定产能动态,并利用渐进分析给出新的无量纲物质平衡时间和产量,绘制页岩气压裂水平井Agarwal-Gardner型产量递减图版。图版可分为两大阶段：在不稳定递减阶段,页岩气的吸附特性会对发散的曲线产生显著影响;在拟稳态递减阶段,递减曲线归一,呈现Arps调和递减规律。矿场实例表明,通过拟合实际的生产数据,可以得到气藏有效泄流面积、天然裂缝渗透率及水力裂缝长度等参数,以此评价页岩气藏地质储量和水力压裂效果。     

苏里格气田气井配产与递减率关系研究及应用

为确定气井在满足一定初期递减率条件下的合理配产,在假设气井初期配产不影响最终累积产气量的前提下,利用Arps衰竭式递减分析理论,明确了新井配产与初期日递减率成正比的关系,将初期日递减率转换为初期年递减率,最终确定了气井配产与初期年递减率的关系,并建立了气井配产降低程度与初期年递减率降低程度的理论图版。同时运用图版可指导新投产气井合理配产并确定气田产能建设工作量。研究认为,通过降低配产达到降低气井递减方式中,气井递减率降低幅度与初期年递减率大小及配产降低幅度有关,而与配产降低的绝对数值无关;初期年递减率越大的气井,通过降低配产而达到降低气井递减的效果越明显;而对于初期年递减率较小的气井,通过降低配产而降低递减的效果不明显。     

油田现行的产量递减率计算方法及分析

各种方法计算的递减率值,虽然都能从不同侧面反映产量的递减,但含义有所不同,不能当作相同指标来引用和对比。根据递减理论,进一步深化了对不同递减率表达式基本含义的认识,研究了不同递减规律下递减率计算方法之间的联系与区别,推导出了年产量递减率、年产能递减率、月递减率三者之间的相互关系。根据上述关系式及其递减规律,能够快速而简捷地进行递减率指标预测,从而确定年度分月产量运行安排或开发生产规划安排,能有效地指导油田开发生产管理。     

压裂致密油藏产能递减分析方法

致密油储层自然渗透率低,孔隙结构细小、流体流动难度大,一般采用压裂井衰竭开发方式。压裂后储层将形成裂缝、基质两种渗流介质。在综合考虑介质类型及不同介质渗流能力基础上,结合物质平衡方程及产能方程,建立了压裂致密油储层的产量递减模型。实例分析表明,产量递减模型与生产动态数据吻合度较高;而常规Arps递减由于没有考虑基质与裂缝的差异性,递减曲线与生产动态数据吻合度相对较低。因此,该方法可以用于压裂致密油藏产能递减规律的分析。     

一种新型的产能递减曲线研究

在总结H递减曲线优缺点的基础上,针对其存在的缺陷,通过理论推导对其进行修正完善,得到了一种新型的、符合守恒定律的产能递减曲线类型,并给出了相应的递减参数求解方法。最后,分别用H曲线和修正曲线对一口压裂水平气井产能递减阶段的产量进行预测计算,并与数值模拟结果进行拟合分析,结果表明:提出的修正递减曲线,一方面保持了H递减曲线能够在递减初期与产量上升或稳产阶段产量平滑衔接的优点,另一方面又弥补了H递减曲线自身存在的在难以精确确定递减0时刻的情况下进行预测产生较大误差的缺陷,从而使修正的递减曲线预测精度更高,使用范围更加广泛,可以用来实例预测计算。     

页岩油水平井产量变化定量表征模型

页岩油水平井生产动态变化规律复杂，常规方法难以实现全生命周期的生产动态预测。为此，以吉木萨尔页岩油水平井为例，通过分析一口典型水平井自喷期生产动态曲线，将生产过程划分为焖井阶段、快速上产阶段、产量快速递减阶段和低产稳产阶段等4个阶段，并以此为基础，引入见油时刻、峰值产油量、峰值时间及平均递减率4个特征参数，推导建立页岩油水平井定量化表征模型，结合SPSA算法，实现全生命周期生产动态曲线的拟合、预测与参数解释反演。研究结果表明，峰值产油量和平均递减率对生产动态曲线影响较大，而见油时刻和峰值时间影响较小。运用提出的定量化表征模型及曲线拟合优化算法，进行了实例应用，证明了模型的适用性，也表明该模型可作为一种切实可靠的方法为现场提供页岩油水平井生产动态预测。     

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井体积压裂开发效果评价及认识

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井衰竭式开发产量递减变化规律可分为3个阶段:一是初期稳产阶段,主要受人工裂缝周围体积压裂未返排液补充能量的影响;二是递减较快阶段,由压裂未返排液能量补充向溶解气驱的转化过程;三是稳定递减阶段,主要受溶解气驱的控制,基本符合双曲递减规律。在这些基本规律认识的基础上,结合现场开发试验效果评价,确定合理的水平井体积压裂衰竭式开发关键技术参数:井距500~600 m,人工裂缝段间距90 m;排量10~12 m3/min,单段入地液量和加砂量分别约为1 100和100 m3;生产流压在初期稳产阶段略大于饱和压力,递减较快阶段略低于饱和压力,稳定递减阶段保持不低于饱和压力的2/3;致密油示范区水平井初期单井产量达到周围定向井的8~10倍;年累积产量达到同样面积直井的1.4~1.8倍,取得了较好的实施效果。     

页岩气储层压裂水平井非线性渗流模型

水平井+体积压裂技术已经成为目前高效高速开发页岩气藏的主要技术手段。针对页岩储层存在的吸附扩散效应和应力敏感效应以及流体的滑脱效应和高速紊流效应,建立了水平井多级压裂复合渗流模型,并获得了其在Laplace空间的解析解;通过Stefest数值反演和Duhamel原理,得到了考虑井筒储集效应和表皮效应影响下的实空间无因次产量模型,从而绘制了无因次产能模型图版并进行了产能影响因素敏感性分析。根据实践应用结果显示,模型能够预测水平井产量并具有更高的预测精度。研究结果表明:页岩气藏压裂水平井产能可划分为三个渗流区域和五个流动阶段,前期由裂缝线性流占主导地位,产量高但递减速度快;中期由天然裂缝供气,是处于基质和裂缝供气的过渡阶段;后期由基质线性流占主导地位,产量低但递减缓慢。启动压力梯度对水平井前期产量影响较大,而储层应力敏感性对后期产量影响较大。模型为认识体积压裂水平井复杂渗流规律、预测页岩气藏压裂水平井产能、评价压裂效果以及优化水平井压裂参数提供了有效的科学依据和理论支撑。