考虑低渗点启动压力梯度的中东孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法

 根据中东地区孔隙型碳酸盐岩油藏渗透率分布范围大、低渗与中高渗渗流规律并存的特征,针对低渗点存在启动压力梯度而难以动用的问题,采用数值模拟方法分析低渗点启动压力梯度对油藏波及系数的影响规律,通过耦合低渗点启动压力与井间驱替压力分布,提出考虑低渗点启动压力梯度的孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法。以中东地区M油藏为例进行应用分析,计算得到的渗透率为5×10^-3~35×10^-3 μm²、变异系数为0.6~0.8时,波及修正系数分布范围为0.75~0.99,证明了该孔隙型碳酸盐岩油藏波及系数修正方法的可靠性和实用性。     

考虑压敏效应的动态启动压力梯度研究

大量研究表明,低渗透变形介质油藏存在压敏效应和启动压力梯度。针对低渗透油藏特征,基于Terzaghi有效应力和岩石本体有效应力的应力敏感指数,根据稳定流理论,引入动态启动压力梯度,推导建立了低渗透变形介质油藏的油井径向压力预测方程;并通过实例分析研究各参数对动态启动压力梯度影响。研究结果表明:基于Terzaghi有效应力计算渗透率和动态启动压力梯度的减小或增加幅度较大;而基于岩石本体有效应力计算的减小或增加幅度较小。基于Terzaghi有效应力动态启动压力梯度,渗透率越小,变形系数越大,有效应力变化对其影响越显著;而有效应力对基于岩石本体有效应力动态启动压力梯度的影响不大。针对两种有效应力计算的动态启动压力梯度影响差异大,需进一步的研究。     

启动压力梯度预测的人工神经网络方法

针对低渗透多孔介质中存在启动压力梯度的问题,分析了影响启动压力梯度的主要因素.采用BP人工神经网络的方法对启动压力梯度进行预测,并结合岩心实际测定的启动压力梯度进行验证.研究结果表明,BP人工神经网络是一种较为有效的预测方法,具有较高的精度.该方法的应用,可以为低渗油田的开发提供可靠的基础数据,节省人力物力.     

考虑启动压力梯度的低渗透油藏污染井压裂增产新模型

根据单一启动压力梯度的低渗透油藏直井产能公式,分别考虑污染区与未污染区压裂后的渗透率和相应的启动压力梯度变化,建立分区考虑启动压力梯度的低渗透油藏污染井压裂增产新模型。结果表明:污染区内外的启动压力梯度差别较大,考虑污染区内外不同启动压力梯度的低渗透油藏污染井产能预测模型更符合实际情况;考虑污染区内外不同启动压力梯度所计算的产能比没有考虑启动压力梯度的产能要小得多,对于压裂井,启动压力梯度的影响较小。     

存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,在确定低渗透油藏合理注采井距时如何考虑启动压力梯度的影响,是提高低渗透油藏开发效果的主要研究内容之一。根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式,结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法,得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版。实例应用结果表明,所述方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致。     

低渗透油田考虑启动压力梯度计算井网产量

针对低渗透、低丰度油层难以有效开发动用的难题,采用基于非达西渗流条件下的不同井网产量计算模型,作为低渗透油田井网优化设计方法。将动用系数作为衡量低渗透储层动用程度的指标,为井网优化设计提供参考。以某低渗透油田区块为例,结合启动压力梯度,考察了井距、注采压差与油井产量和动用系数之间的关系。研究结果表明,低渗透油田启动压力梯度的存在,井距越大,克服启动压力所消耗的压力越多,动用系数越低,在某低渗透油田区块目前300m井距下无法建立有效的驱动体系,需要减小井距。     

低渗注水层的渗透率和启动压力梯度优化研究

由于取心资料和室内实验的局限,低渗透注水层的启动压力梯度和渗透率的求取已成为油藏工程分析的难点。以低速非达西渗流的半解析法为基础,导出激动边界的一种精确表达式。针对前人在采用试算法求解激动半径过程中的不足,提出并证明了使用二分法对激动边界进行数值求解的可行性。提出利用最优化算法对注水井的试注资料进行拟合的思路,可以计算储层的启动压力梯度和渗透率。从现场注水井的应用效果来看,该方法可操作性强、计算误差小,可以在低渗储层注水井的动态分析中推广应用。     

考虑油相启动压力梯度的蒸汽前缘数学模型

稠油热采过程中,蒸汽前缘的移动规律一直受到人们的重视。稠油地下渗流具有非牛顿特征,多数研究者考虑了蒸汽超覆和拟流度比对蒸汽前缘的影响;但是未考虑稠油的启动压力梯度。针对稠油非牛顿特征,通过对蒸汽前缘上边界进行表征,建立了同时考虑启动压力梯度、蒸汽前缘上边界变化和拟流度比的蒸汽前缘数学模型,弥补了现行蒸汽前缘数学模型的一个缺陷。通过进行差分离散及Matlab数值计算,得到了形状因子、拟流度比与蒸汽前缘形状关系图版。结果表明,蒸汽前缘上边界随着启动压力梯度的增大而减小,增大形状因子或减小拟流度比,均可降低蒸汽超覆程度,提高蒸汽前缘的波及效率。     

考虑启动压力梯度的断块油藏CO2/N2复合气体吞吐注采参数优化

冀东油田高12断块油藏砂体规模小、渗透率较低、难以建立有效驱替关系,注入压力高,注水困难,水驱开发效果较差,但油藏温度和压力较高,适宜通过注气来提高油藏采收率。低渗油藏普遍存在启动压力梯度,对实际油藏开发造成影响,针对高12断块油藏,建立高12断块注气开发的三维地质模型,在室内启动压力梯度实验的基础上,得到启动压力梯度与渗透率的公式,在数值模拟软件考虑启动压力梯度与渗透率的变化关系。但长期注入CO2导致的管线腐蚀问题日益突出,N2作为良好的增能气体,将二者结合形成复合气体进行吞吐,可缓解对管线的损害。利用数值模拟方法,进行了衰竭阶段单井产量、段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、注气阶段采油速度优化。最终得到该区块最优吞吐注采参数：衰竭阶段单井产量为15m3/d;段塞比为7：3;转注时机为衰竭阶段的日产油速度降为4m3/d时;注入量为60 000 m3;焖井时间为15天;注气阶段采油速度为25m3/d,为高12断块油藏提高采收率提供了方法技术借鉴。     

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。     

特低渗油藏考虑启动压力梯度的物理模拟及数值模拟方法

从流体在低渗透多孔介质中的渗流机理出发,通过室内基础实验和基础理论研究,以及物理模拟和数值模拟方法,运用流体边界层理论,分析了由于启动压力梯度的存在而使得低渗储层产生非达西渗流的机理和规律,建立了描述低渗油气非达西渗流模型,并对特低渗长庆油田某区块一个菱形反九点注采井网进行了实例模拟计算。结果表明,启动压力梯度的存在不但降低了低渗透、特低渗透油田的开发指标,而且还增加了开采难度。增大注入率、缩小井距可以在某种程度上降低启动压力梯度的不利影响。     

启动压力梯度对压裂井生产动态影响研究

低渗透油藏往往不遵循达西定律,具有启动压力现象,常规的方法难以实现该类油藏的高效开发.通过室内实验,研究了大庆肇源油田不同渗透率岩心启动压力梯度,建立了启动压力和渗透率关系式,并应用黏度和渗透率组合参数来判断流体的渗流形态;应用数值模拟的方法研究了启动压力梯度对压裂油井日产量、累积产量、含水率、采出程度、地层压力分布等的影响.结果表明,启动压力梯度对压裂油井各项生产参数的影响很大.因此,在低渗透油藏的开发过程中不能忽略启动压力梯度的影响.     

考虑变表皮影响的海上油田吸水能力预测新方法

海上陆相沉积油田普遍采用注水的开发方式,深入研究注水井吸水能力变化规律,掌握注水井真实吸水能力,就能合理调整注采系统,提高注水油田最终采收率。统计发现,海上注水开发油田普遍存在吸水能力下降趋势,这一现象与理论研究不符,故利用理论公式来计算所得结果往往偏大。通过引入t时刻表皮因子S(t),模拟注水过程中流动附加阻力的变化,提出了考虑注水表皮影响的海上油田吸水能力预测新方法。海上油田注水井吸水能力主要受:(1)水驱油过程中流度比增加的正影响;(2)由于水源受限、平台水处理设施局限以及水质处理难度大等原因造成的注水表皮增加的负影响。二者的耦合最终体现为油田最终实际吸水能力的变化。与以往理论公式相比,新方法能够考虑注水过程中表皮增加带来的负影响,得到的吸水能力变化趋势更加符合现场实际,对海上注水开发油田吸水能力预测与评价有重要的指导意义。     

改进的低渗透带隔板底水油藏油井见水时间的预报式

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确的预测底水油藏油井的见水时间至关重要,它可为合理地制定油藏的开发方案提供依据。基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的垂向渗流方式和沿隔板的径向渗流方式,推导出低渗透带隔板的底水油藏油井见水时间的预测公式。对于低渗透带隔板的底水油藏,由于考虑了启动压力梯度和应力敏感等因素的影响,计算出的油井见水时间要比不考虑以上因素的值大。经鄂尔多斯盆地某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间较接近。该公式为准确预测此类油井的见水时间提供了借鉴和指导意义。     

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。     

鄂尔多斯盆地长7致密油启动压力梯度变化规律研究

针对致密油岩心驱替实验时常规压差流量法,流量和压力误差较大的问题,提出采用低压定压装置作为压力源进行驱替、光电式微流量检测计计量流量的新方法。实验结果表明:单相水启动压力梯度和束缚水状态下油启动压力梯度都随气测渗透率的降低而增大,且在相同渗透率条件下,束缚水状态下油启动压力梯度大于单相水启动压力梯度;对于储层渗透率介于(0.1~0.3)×10-3μm2的长庆油田下一步稳产致密油资源,单相水下的拟启动压力梯度平均值为0.31 MPa/m,真实启动压力梯平均值为0.18 MPa/m,启动压力梯度为渗透率大于0.3×10-3μm2的储层相应启动压力梯度的10倍以上;束缚水下的拟启动压力梯度平均值为3.19 MPa/m,真实启动压力梯平均值为0.58 MPa/m,启动压力梯度为渗透率大于0.3×10-3μm2的储层相应启动压力梯度的5倍以上,掌握致密油启动压力变化规律对于制定合理的开发技术政策有至关重要的意义。     

启动压力梯度确定井距和判断油井压裂的新方法

低渗透油藏最大的特征是存在启动压力梯度,其流动为非线性渗流。在一定的井距、生产压差情况下,启动压力梯度决定油藏多大范围内原油可参与流动,这直接影响油田的采收率。根据弹性渗流理论,以油井最大产量生产时产生的压力波传到油藏内某处,其压力梯度正好等于启动压力梯度时离油井的距离作为最大泄油半径,从而建立了计算最大井距的数学模型。根据压力在压裂裂缝中的传导特征,提出了判断油井是否需要压裂和计算最小压裂缝长的方法。对2个油区6个油田的41口油井计算表明,最大井距为(4~449)m,约68%的油井需要压裂,最小压裂缝长为(2~73)m。结果与实际情况的一致性较好,表明该方法具有较高的可靠性和实用性。     

低渗多孔介质非达西渗流启动压力梯度存在判识

针对低渗油层非达西渗流规律研究及启动压力梯度预测对低渗油层的开发具有重要的意义,对大量实测的低渗储层岩心单相油和单相水渗流曲线进行了拟合及理论分析。结果表明:通过实验拟合得到的渗流方程,能很好的反映低渗非达西渗流规律;同时,应用边界层理论,论证了拟合方程的合理性及方程中各系数的物理意义,在此基础上,提出了低渗储层存在启动压力梯度的临界平均孔喉最大值半径判据,研究表明:该判据的判别结果与实验结果一致。