鄂尔多斯盆地长7储层致密油水平井CO2补充能量与吞吐参数优化

长7储层是鄂尔多斯盆地主要的致密区块,近一半的致密油分布其中。针对长7储层开采渗透率低、开采难度大、依靠弹性开采产能较低、能量衰竭较快等问题,通过数值模拟的方法,构建水平井分段压裂数值模拟模型,首先对比不同吞吐方式对油田产能的影响,优选出CO₂吞吐为首选的补充能量方式。其次对井网形式、井网参数及吞吐参数进行优化研究。最终优选出合适的吞吐方案,达到提高生产效率的目的。结果表明,该储层的最优注采吞吐参数为：周期注入量为2 673 t、注入压力为21 MPa、注入速度为90 t/d、焖井时间为10 d。研究对鄂尔多斯盆地长7储层提高采收率具有一定的参考意义。     

考虑硫沉积的气藏物质平衡方程研究

对于存在硫沉积的气藏,它的物质平衡方程与常规气藏物质平衡方程有较大的差异。常规气藏物质平衡方程没有考虑硫沉积体积对于物质平衡方程的影响,不能完整地描述含硫气藏的开发动态。本文从常规物质平衡方程的推导过程出发,通过选取适当的硫沉积体积计算公式,推导出考虑硫沉积的气藏物质平衡方程通式。     

一种新的底水油藏鱼骨分支水平井耦合模型

针对底水油藏鱼骨分支水平井的产能预测和井筒压力分布问题,开展了分支水平井井筒与油藏渗流的耦合模 型研究。研究利用底水油藏下边界恒压供给的特点,采用微元思想,用储层细分的方法代替井筒细分的处理方法,建 立了底水油藏鱼骨分支水平井储层渗流与井筒流动的耦合模型。对储层微元细分处理属于一类新的微元处理方法和 研究手段,由此获得的简化耦合模型求解产能和压降剖面时可大幅减小计算量,节约计算成本。简化模型的计算结果 符合精确模型的基本规律和认识,同时给出了简化模型向精确模型修正的比例,按此比例修正后的简化模型进行产能 的快速估算是一种实际可行的简便方法,为底水油藏鱼骨分支水平产能预测,为进一步计算延缓底水上升的临界产 量、临界压差等参数提供了研究基础。     

三种油田产量预测联解模型的对比

数学模型和甲型水驱特征曲线是油藏工程中两种重要的预测方法。为有效克服两种方法的局限性,近年来不少学者提出了数学模型与甲型水驱特征曲线联解模型。在前人研究的基础上,选取较具代表性的三种联解模型,从模型的特点及适用范围进行分析和对比,实例验证表明Hubbert模型与甲型水驱特征曲线联解法对油田整个生产阶段预测效果最理想,Rayleigh模型与甲型水驱特征曲线联解法适用于油田生产递减阶段,而广义翁氏模型与甲型水驱特征曲线联解法预测含水率偏低。     

各向异性油藏菱形反九点井网合理井排距研究

油藏的各向异性对油田开发过程中的井网布置和油井产能具有重要影响,常规规则井网不能很好地适应各向异性油藏,渗透率主方向油井见水时间短,而渗透率侧方向储层水驱效果不佳或油井未见效。为解决该问题,突破传统的常规规则井网形式,根据水驱油的流管法原理和物质平衡方程,构建平面各向异性油藏菱形反九点井网。当边井和角井见水时间相等时,各向异性油藏可以达到均衡驱替的效果。根据各向异性油藏的基本特征,建立了各向异性油藏菱形反九点井网合理注采单元几何参数的定量计算公式,并通过实例对所建立公式进行了验证。在各向异性油藏中,短轴角井井距随着长轴角井井距的增加而增加,随各向异性系数的增加而迅速降低,在各向异性系数为10时,短轴角井井距的减小趋于平缓。新的菱形反九点井网提高了油藏的采出程度和注入水的波及效率,为平面各向异性油藏构建合理的九点井网提供了理论依据。     

基于溶解度实验的硫沉积模型及应用研究

四川东北部相继发现了普光、罗家寨等一大批高含硫气藏。高含硫气藏在气体开采过程中,随着地层压力不断下降,元素硫达到临界饱和态后将从气相中析出,并在储层孔隙及喉道中沉积,从而导致地层孔隙度和渗透率降低,严重时造成气井停产。根据硫在天然气中的溶解机理以及物质平衡原理建立了高含硫气藏硫沉积预测模型,以罗家寨气田罗7井为例,预测了不同压力范围下的含硫饱和度以及硫沉积对气井产量的影响。研究结果表明,当地层压力下降到40MPa时,气井产量下降了82.5％,地层压力下降到37MPa时,气井将停产。     

存在供给边界油藏水平井产能分析

保角变换方法是一种求解稳定的平面流动问题的有效方法。应用保角变换方法,将水平井三维流动简化成水平面和垂直面的两个平面流动,推导出了油层底部和顶部存在供给边界油藏水平井流量公式;并分析了偏心距和储层非均质性对水平井产能的影响。结果表明,偏心距对水平井产能影响较小,当δ/h小于0.3时,偏心距对垂直平面流量变化影响不超过5%;而储层非均质性对水平井产能影响与水平方向和垂直方向液流阻力相对大小有关。当水平方向液流阻力大于垂直方向液流阻力时,水平井产能随kv/kh增大而减小;当水平方向液流阻力小于垂直方向液流阻力时,水平井产能随kv/kh增大而增大。     

煤层气/砂岩气混合气藏合采产能预测及排采优化

为了解决煤层气砂岩气共采时层间干扰问题,达到准确预测煤层气砂岩气混合气藏产能的目的,基于煤岩双孔单渗模型和砂岩单孔单渗模型,以及煤岩与砂岩层间窜流模型,构建了考虑层间窜流条件下煤层气与砂岩气合采的数值模型,并对影响合采产能和层间窜流强度的因素进行了敏感性分析,最后提出了变井底压力梯度排采方案。研究结果表明:煤层初始孔隙压力的变化主要引起开发早期层间窜流的变化,而砂岩层原始孔氏压力的变化对层间窜流影响很小。当仅在井筒附近存在层间窜流时,层间窜流阻碍低压层流体的产出。当仅在远离井筒处存在层间窜流时,层间窜流会有助于合采效果。井底流压下降幅度与梯度变化对煤层气/砂岩气合采井的排采曲线的影响很大。     

高含硫气藏水平井硫的饱和度预测模型研究

为了对高含硫气藏水平井硫沉积进行准确地预测研究,在气藏硫沉积机理研究的基础上,考虑水平井不同的渗流阶段以及与压力相关的气体参数的变化,建立了相应的硫的饱和度预测模型。利用某高含硫气田一口水平井的数据进行实例分析,得到了如下结论:1对于水平井硫沉积可以只考虑靠近井地带的径向流阶段,当发生硫沉积导致气井产量下降时,一定要合理控制气井产量,若发生硫沉积堵塞,加注硫溶剂可以有效地解除近井地带的污染;2与直井相比,水平井硫沉积的影响因素还包括水平段长度以及储层的非均质性。在相同的产气量下,水平井水平段越长,硫沉积的速度就会越慢;储层非均质性越强,硫沉积越不容易发生。     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采。而采用CO₂吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法。为此,针时复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO₂油藏流体膨胀实验,确定CO₂吞吐的驱替机理,再通过CO₂吞吐长岩心驱替实验确定CO₂吞吐增产原油的程度和时效性。然后建立了针时实际小断块单元油藏单井CO:吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,时CO₂吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析末同注气时机CO₂吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律。从而得出适合于小断块单元油藏CO₂单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO₂吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法。