启动压力在数值模拟软件中等效模拟的新方法

目前国内外较为成熟的数值模拟软件的内核计算模型都是基于达西定律进行研制开发的。而众多实验室研究和现场实例表明低渗透储层的渗流状况已经不遵循达西定律,因而鉴于此类大型商业软件无法表征低渗透储层存在启动压力的情况,笔者研究了进行等效模拟启动压力梯度的新方法。该方法运用数值模拟软件中“门限压力”关键字,通过设置平衡分区进行等效模拟油层存在启动压力的状况。油田实例证明此方法较好的模拟了低渗透储层的启动状况,对于矿场应用数值模拟进行方案分析具有重要的现实意义。     

三角洲前缘砂体高含水期剩余油分布研究

渤海SZ油田发育典型三角洲前缘沉积,目前已进入高含水期,剩余油分布更趋零散,挖潜难度日益增大,有必要开展高含水期剩余油分布研究。研究表明,高含水期三角洲前缘砂体内部结构与注采井网的配置关系对剩余油的形成与分布具有直接的控制作用。在讨论研究区井间单砂体的注采连通性的基础上,按井间单砂体注采完善状况将研究区宏观剩余油分布模式类型总结为注采不完善未动用剩余油和注采完善已动用剩余油,其中,未动用剩余油包括井间不连通类、连而不通类以及通而不畅类,已动用剩余油包括局部通畅类和注采完善类两种类型。依据剩余油平面分布规模以及纵向分布模式,开展了海上油田规则井网下定向井、水平井以及细分层系等多种手段相结合的不规则定向挖潜实践,矿场应用效果良好。该研究结果对高含水期三角洲前缘砂体高效开发调整具有指导意义。     

基于储层构型研究的储层平面非均质性表征

密闭取芯以及大量加密调整井实钻显示,渤海SZ油田平面上水淹差异大,平面剩余油动用不均,而现行平面非均质性定量表征手段难以满足下一步挖潜需求,基于减缓平面矛盾、释放平面剩余油潜力需求,开展了渤海SZ油田开发后期储层平面非均质性表征研究。研究显示,现行平面非均质性定量表征以地质统计学方法为主,其基础参数多为井眼处储层指标信息、以小层为测量单元,存在表征层次不足、无法有效描述井间储层内部结构差异等问题,通过开展储层构型研究,深化储层平面非均质性程度表征层次,结合油田不同相带单元平面油水接触关系,统计了储层平面非均质性定量表征新指标非连通厚度,该指标以连井剖面为基本单元,克服了无法描述井间储层内部结构差异的局限,并通过绘制非连通厚度平面分布图,实现了储层内部结构差异程度半定量表征。将非连通厚度指标应用于渤海SZ油田小井距先导试验,指标预测结果与生产实际一致,应用效果良好。     

特低渗透油藏压力恢复试井分析理论

基于特低渗透油藏渗流新模型建立了考虑动边界影响的试井解释模型,并用数值方法求解,分析了压力降落和压力恢复试井曲线.研究表明:新模型的压力和压力导数曲线上翘,上翘幅度比拟启动压力梯度模型小.考虑动边界影响的试井曲线上翘幅度比不考虑时要小.c1D和c2D是决定曲线形态的特征参数.当c1D与c2D和不为常数时,随着clD或c2D增大,上翘幅度增大;当clD与c2D和为常数时,随着c1D增大,c2D减小,上翘幅度增大.压力降落和压力恢复试井曲线存在较大区别,应分别建立解释图版.     

基于高速非达西渗流新模型的试井分析

基于高速非达西渗流新模型,建立了考虑井筒储存和表皮系数的均匀介质和双重介质试井模型,并采用有限差分求解。结果表明,无论是均匀介质还是双重介质,考虑高速非达西渗流后,压力曲线上移,压力导数曲线驼峰高度增加并后移,水平段出现的时间延迟。与Forchheimer 模型相比,新模型的上升幅度要小。Kmr 和τD 是决定曲线形态的重要参数,随着τD 增大和Kmr 减小,压力导数曲线驼峰高度增加幅度增大,压力曲线上移幅度增大。阐述了高速非达西渗流压力降落试井和压力恢复试井的不同,给出了高速非达西渗流压力恢复试井的一种简单解释方法。