井网控制程度对气藏采收率影响——以靖边气田A井区为例

采收率影响因素众多,井网控制程度是主要因素之一。目前针对井网控制程度对采收率影响研究的较少,且缺乏规律性认识。以靖边气田A井区为例,提出了一种井网控制程度的计算方法——泄流面积法。应用该方法计算了小层井网控制程度,研究了井网控制程度对采收率影响规律。结果表明,靖边气田井网控制程度差异很大,介于3. 2%～81. 1%;现有井网对马五31较为适应(马五_1~3井网控制程度81. 1%),而对其他小层控制程度低、适应性差;井网控制程度与采收率线性正相关,井网控制程度每增加10%,采收率提高8. 5%。该认识具有实际意义,为掌握靖边气田储层开发特征、改进气田开发方式提供了依据。     

低孔低渗低压气藏合理井距分析——以大牛地气藏盒2+3气藏为例

通过规定单井产能法,合理采气速度法、丰度计算法、利用类比法确定井距四种方法对盒2+3气藏理论井距进行计算,得到理论合理井距为680~780 m。算得实际平均井距为580 m。最后通过与同类型气田、2004年开发方案对比进行了合理井距分析,得出以下几点结论:①盒2+3气藏现在的采气速度达到了3.32%,过快的开采速度会使气藏压力下降迅速,影响气藏最终采收率;②平均井距(580.3 m)略微偏小,井距分布不均匀,西部井距比较密,东部和北部井距比较稀;③总体上看来,大牛地盒2+3气藏井网控制程度达79%,加密空间不大,属于比较完善的井网。     

透镜状致密砂岩气藏井网加密技术与应用

致密砂岩气藏中,多层叠置连片分布的透镜状砂岩气藏约占一半,井网加密是此类气藏提高采收率的技术关键。该文介绍了国外两种可以进行快速评价的井网加密技术：地质统计法和“移动窗口”法。然后通过大量实例分析,探讨了井网加密时机、加密程度和加密效果：动态确认具有加密潜力,即可实时井网加密;加密后井网密度约等于气藏范围内地质统计泄气面积的中值;采收率可以提高到50%以上,Rulison气田甚至达到75%。最后以我国苏里格气田为例,分析了苏6井区井网加密潜力,认为利用直井开发极限井网密度可以达到0.24 km2/井,采收率可以在目前基础上提高一倍。     

大庆低渗透油田L区块井网加密方式研究

井网加密是油田开发调整最重要的措施之一,井网是否合理直接影响到油田开发效果。论文从大庆油田L试验区块加密前实际生产状况出发,结合现场实际井网,设计出不同的加密方案,计算了各方案条件下水驱控制程度、采收率等开发指标。结果表明, 75m?5m五点法井网的加密方案可以有效改善水驱开发效果,提高采收率。     

碳酸盐岩储层特征及影响因素分析——以靖边气田陕200井区马五41储层为例

在系统分析、总结前人对靖边气田陕200井区研究工作的基础上,运用岩心观察、薄片分析、常规物性测试和高压压汞等方法进行系统分析,研究鄂尔多斯盆地靖边气田陕200井区奥陶系马五14储层特征及其储层储集性能的影响因素。马五14储层为低孔、低渗、低丰度的薄气层,以云坪和膏云坪沉积微相为主,储集空间以各类溶孔和膏模孔等次生孔隙为主,且储层裂缝发育,缝-洞-孔为最有利的孔隙组合。储层在构造运动和沉积-成岩作用控制下,天然气分布呈现一定的规律性:西南部为天然气富集区,中东部次之,西北部和东南部最差。     

缝洞型油藏气驱动态空间结构井网构建方法

塔河缝洞型油藏注气开发取得了较好的增油效果，但不同气驱井组增油效果差异大，现场亟需气驱井网构建技术以指导现场注气，提高注气受效井组比例。但缝洞型油藏气驱井网如何构建、评价，目前尚没有公开报道。基于不同岩溶背景实际井网分析及注气波及规律的认识，明确了缝洞型油藏气驱动态立体空间结构井网构建原则。将气驱井网影响因素分为基础地质条件主控因素和气驱井网优劣主控因素，利用主成分分析法，明确了3大岩溶背景基础地质条件主控因素及评价方法，提出气驱控制程度、气驱动用程度、气驱动用储量、平面均衡驱替程度、纵向均衡驱替程度和注采层位交错程度等6大气驱井网优劣评价指标，基于6大因素对提高采出程度的影响，建立了气驱井网优劣评价方法及标准。考虑现场实际，提出气窜井组动态调整方法，并形成了缝洞型油藏气驱动态立体空间结构井网构建方法及流程。气驱井网构建方法应用于W-1实际气驱井组，该井组累计增油达6×10⁴ t，方气换油率达0.6 t，验证了该方法的可行性。     

断块油田井控储量与水驱采收率关系研究

将南海西部北部湾盆地断块注水开发油田非规则注采井网进行总结简化,得到南海西部北部湾断块油田主要采用两种注水开发井网：中部注水与边部注水注采井网。对两种井网的注采特征参数进行归纳回归,推导井控储量与水驱采收率关系式,根据油田不同认识与开发阶段采用不同的参数求取方法得到关系式中未知参数。利用该公式对南海西部断块油田进行实例计算,得到该方法预测断块油田不同井控储量下的采收率具有较高精度且方便快捷,进而指导断块油田的整体规划开发工作。     

柳沟区块层系调整及井网优化技术应用

为提高多层系油藏叠合发育区块开发效果,以柳沟区块为研究区,考虑投入产出比、井筒寿命及水淹规律,分析叠合区层系调整时机,利用数值模拟进行井网优化选择。结果表明,当油井成本大于收益、套损井平均生产年限为12年及快速水淹时宜进行研究区层系调整;选择反七点井网调整时研究区采收率最高;通过井网调整,注采对应率明显提高(21%),水驱动用程度明显提高(42.22%),自然递减率明显下降(11.77%下降为6.58%),最终采收率明显增加(6.02%),技术可采储量明显增加(85.75×10⁴ t)。该研究可对柳沟区块及同类区块的有效开发提供理论指导。     

断块油田井控储量与水驱采收率关系研究——以南海西部断块油田为例

将南海西部北部湾盆地断块注水开发油田非规则注采井网进行总结简化,得到南海西部北部湾断块油田主要采用两种注水开发井网:中部注水与边部注水注采井网。对两种井网的注采特征参数进行归纳回归,推导井控储量与水驱采收率关系式,根据油田不同认识与开发阶段采用不同的参数求取方法得到关系式中未知参数。利用该公式对南海西部断块油田进行实例计算,得到该方法预测断块油田不同井控储量下的采收率具有较高精度且方便快捷,进而指导断块油田的整体规划开发工作。     

苏里格气田桃2区块马五1亚段沉积微相特征

对苏里格气田桃2区块14口取心井马五1亚段岩心、薄片、测井、录井资料进行详细分析,认为研究区马五1亚段属于陆表海台地潮坪相,潮坪相主要包括潮上带和潮间带2个亚相及8个微相。通过单井相和连井相分析认为该区马五1亚段纵向上以潮上带亚相为主,潮上云坪、泥云坪及灰云坪微相发育。小层沉积微相平面展布特征研究表明：马五14、马五13和马五11＋2沉积微相平面展布有较好的继承性;主力层马五13平面上潮上云坪最为发育,其次是潮上泥云坪,潮上灰云坪呈不规则状分布于研究区中部。     

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明：现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为：爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为：构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。     

大型高叠置致密砂岩气藏提高采收率技术

新场气田沙溪庙组气藏储层致密、特低渗、低孔,自然产能极低,主要通过人工压裂开发,通过系统分析影响气藏采收率的主要因素,形成了以气藏精细描述及分类评价为基础,建模—数模一体化的剩余气分布规律定量评价和利润为约束的剩余储量开发潜力评价为核心,井网立体开发及差异化对策优化为手段的提高采收率技术。研究结果表明,致密砂岩气藏依靠单一技术提高采收率非常有限,多种技术联合攻关能最大限度提高采收率,切实提高新场沙溪庙组气藏采收率31.71%。多轮次的气藏精细描述为提高采收率对策选择奠定了基础,复算储量误差率小于2%;剩余气定量描述及潜力评价为气藏加密调整及效益开发提供了可靠的保障,明确了气藏剩余气类型及其效益开发界限,提高采收率8.28%;多层组混合井网立体化开发和差异化开发对策是气藏实现提高采收率的主要手段,提高采收率23.43%。     

非线性渗流对低渗气藏采收率的影响

 低渗透气藏开发过程中普遍存在非线性渗流,研究非线性渗流对采收率影响对于合理开发此类气藏具有一定意义。选取塔里木某低渗透气藏的岩心开展不同渗透率和含水饱和度条件下的非线性渗流实验,实验表明低渗透气藏存在启动压力梯度和较强的应力敏感性。渗透率越低、含水饱和度越高,启动压力梯度越大,应力敏感性越强,非线性渗流特征越明显。非线性渗流对低渗透气藏采收率有较大影响。启动压力梯度越大、应力敏感性越强的气藏,最终地层废弃压力越高,采收率越低。在低渗透气藏开发部署时,尽量寻找较高渗透率和较低含水饱和度的储层,优先开发。同时,井网加密调整、储层改造、降低含水饱和度也是提高低渗透气藏采收率的有效途径。     

阴山北麓地区近20年来植被生长状况及其年际变化研究

利用1981-2003年NOAA/AVHRR的归一化差值植被指数 (NDVI)数据,选用植被年总NDVI及其变异系数作为植被生长状况监测指标,分析两者的时间变化和空间分布特征,以此研究近20年来阴山北麓植被生长及其年际变化规律,在此基础上探讨自然和人为因素对两者的影响,得到如下结果:1)年降水量是影响研究区植被年总NDVI的主要因素,随着年降水量的增加,区域年总NDVI也有增大趋势,但年总NDVI分布不均衡,从南往北,年总NDVI呈阶梯状递减.2)研究区植被年总NDVI的变异系数为0.08,变异系数的空间分布与年总NDVI呈相似的阶梯状,不同的是由南向北呈逐渐递增趋势.人类活动影响了变异系数的大小,不同土地利用类型的变异系数从大到小依次为:草地,旱地,灌溉地.     

低渗气藏CO2驱与埋存的数值模拟

为揭示低渗气藏中注CO_2提高气藏采收率和CO_2埋存(carbon sequestration with enhanced gas recovery,CSEGR)技术的效果,以苏里格气田召10区块为例,开展了注CO_2驱气的长岩心实验,并使用数值模拟的研究手段,分析了该区块采用CSEGR技术的可行性,并重点研究了扩散、吸附、天然裂缝、井型对于CO_2突破时间、气藏采收率及CO_2埋存的影响。模拟结果表明:采用面积为3. 2 km2的平行四边形"二注七采"井网,在气藏衰竭开采至12 MPa后注CO_2,在CO_2突破时能够提高采收率14. 26%,共能实现3. 8×106t的CO_2埋存;在废弃压力3 MPa时注入CO_2采收率仅能增加2. 2%,但CO_2埋存量可提高至1. 44倍;在低渗气藏中扩散和吸附对于CO_2驱的影响不大;随着扩散系数增大,CO_2突破越快,提高采收率效果越差;吸附滞后现象会略微降低提高采收率的效果;天然裂缝的存在会使气窜现象严重,突破时间大大提前,且裂缝渗透率越高,提高采收率效果越差,但依然可以实现CO_2安全稳定埋存;与直井相比,采用水平井注气将使提高采收率效果降低6%～8%,但对埋存有利。     

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组油气成藏模式

探讨鄂尔多斯盆地镇原地区油气充注特征与油藏主控因素,以及油气聚集规律与成藏模式。运用成藏动力学,以典型油气藏或出油点解剖为基础,以流体来源及其流动样式为核心,采用精细油源对比、流体包裹体技术和油气运移路径示踪技术等方法。结果表明长8油层组为岩性或构造-岩性油藏,油气主要来源于长7段优质烃源岩;主要存在2期原油连续充注过程(±130 Ma B.P.和±105 Ma B.P.),第二期为主充注期;流体存在明显的从上至下的垂向运移指向,进一步证实"上生下储、高压驱动、裂缝与砂体输导、多点充注、近源成藏"的模式特征。     

华北山前平原典型井灌区地下水水位变化影响因素分析

为定量评估华北山前平原多因子对地下水水位动态变化的影响,选取华北山前平原典型井灌区石家庄市栾城区为研究区,从水量平衡角度分析了影响该地区地下水水位动态变化的主要影响因子;利用主成分回归分析法排除主要影响因子间的相互作用,定量分析了各综合因子对地下水水位回升的贡献率;构建了栾城地下水水位主成分-时间序列模型预测多因子影响下的华北山前平原地下水水位变化。结果表明:1994—2015年栾城地下水水位主要受本地气候因子、本地人类活动和上游人类活动三方面影响因子的共同作用,各因子对当地地下水水位回升的贡献率分别为11.7%、-50.9%和-37.4%,对这三方面影响因子起主导作用的影响因素分别为栾城降水量、栾城小麦和玉米的种植面积以及上游石家庄市区人口;1994—2015年栾城自然气候变化有利于该地区地下水资源的恢复,但人类活动对地下水资源的影响仍占主导作用。     

考虑地质及开发因素约束的三角形井网优化

在油气田开发中,影响原油采收率的因素有多种,除了油藏自身的渗透率场分布以及边界、断层、裂缝等地质因素外,还要考虑原始井位约束、布井方式、井网单元结构、注采量等开发因素的影响。在借鉴网格剖分理论中的Delaunay三角网格剖分及Voronoi图的基础上,改进Delaunay三角网格剖分只能约束采油井的局限性,使之还能约束注水井,实现在断层、生产井和注水井等约束条件下的三角形井网构建,并使用最优化方法中的PSO算法实现矢量井网的优化。结果表明,井网可以根据地质情况与油水的不同分布,以及各井网单元的尺度、方位,实现变尺度、变密度的井网布局优化。同时,考虑单元内渗透率的各向异性,通过调节注水井的井位可以实现更好的均匀驱替效果。     

大倾角储层煤层气多层合采产量控制地质与工程因素

针对大倾角储层煤层气多层合采的特点,以库拜煤田煤层气井的实际排采动态资料为基础,通过分析排采动态典型指标与地质要素和工程要素之间的关系,剖析了库拜煤田大倾角储层多层合采煤层气井产能的控制因素,并用灰色关联分析定量评价了各影响因素的重要性。结果表明：（1）大倾角储层煤层气合层排采产量与单井动用资源丰度、储层压力梯度、煤体结构、临界解吸压力、初始排水速度、压裂效果、初始见气时间具有较好的相关性,但与渗透率、吸附时间相关性较差。储层压力梯度和储层压力是影响该研究区产能的主控因素;（2）新疆库拜煤田大倾角储层靶点压力特征、含气量、渗透率基本处于同一水平,同埋深不同煤层物性非均质性较小,层间干扰作用小,较适合合层排采。论文研究成果可作为大倾角储层煤层气合层排采提供指导。