井筒与油藏耦合条件下的水平井非稳态产能预测(Ⅱ)——计算模型

在段永刚、陈伟等提出的井筒与油藏耦合作用下的水平井产能预测数学模型的基础上,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型,同时,考虑到工程应用计算的方便性与实用性,进一步建立Laplace空间中的计算模型,从而能够在油藏模型中利用大量现存的水平井渗流数学模型及其压力解,通过迭代求解可以获得定产量条件下的井筒流入流率分布、井筒压降分布等重要信息。     

井筒与油藏耦合条件下的水平井非稳态产能预测(Ⅲ)———实例分析

利用段永刚、陈伟、黄诚等提出井筒与油藏耦合作用下的水平井非稳态产能预测模型进行计算,根据计算结果的对比验证了该模型的正确性。实例计算表明:油藏与井筒耦合的水平井非稳态产能预测模型,能够全面考虑水平井和油藏形态及参数影响;水平井的摩阻压降比加速度压降高出2~3个数量级,实际应用中可以忽略井筒流体加速度的影响;水平井存在一定的最优水平段长度范围,通过耦合模型计算能够快速的确定最优长度;所开发的耦合模型具有很好的扩展能力,为不同条件下水平井的油藏工程研究提供了一种通用模式。     

不同完井方式下水平井不稳定产能研究

随着钻完井技术的发展,采用水平井开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径,但是在生产过程中也暴露出日益严重的问题,主要为含水上升快、无水采收期短、完井方式不适应开发的需要和产能预测不准确等。在总结水平井产能预测模型的基础上,采用井筒与油藏耦合作用下的水平井不稳定产能预测数学模型,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型。该模型考虑底水驱油藏水平井情况,通过对不同完井方式下的表皮系数分解计算,开展了不同完井方式下的产能预测研究,这些研究结果对水平井完井方式优选和水平井油藏工程研究具有重要的指导意义。     

气藏水平井产能计算新方法

依据水平井渗流特点，将水平井渗流区域分为一个长方体和两个半圆柱体，再根据能量守恒及达西定律，考虑了气藏与水平井筒的耦合作用以及井筒内的压力损失，建立了气藏水平井产能预测新模型。分析了水平井筒内的压力和流量的变化，与考虑井筒压降的Joshi模型进行了对比，新模型计算结果与实际测量结果误差最小。影响因素分析表明，该模型在高渗透率、长井筒和小井径的情况下更为有效。     

低渗气藏压裂水平井渗流与井筒管流耦合模型

目前国内外压裂水平井已成为开发低渗透油气藏的重要手段,正确预测压裂水平井的产能对水平井的开发方案设计、地层及裂缝参数等敏感性分析具有重要的指导意义。应用复位势理论和势的叠加原理,考虑气体在地层中渗流和井筒内管流的耦合,根据流体力学理论和动量定理,结合气体的性质和实际气体的状态方程,建立低渗透气藏压裂水平井地层渗流与水平井筒管流耦合的渗流模型及其求解方法。结合长庆低渗气藏实际进行对比计算,结果表明：（1）水平井筒内的压力损失对压裂水平气井的生产动态有一定的影响;（2）井筒内的压力呈不均匀分布;（3）每条裂缝的产量并不相等。在此基础上还分析了井筒半径、水平段长度、裂缝条数以及管壁粗糙度等参数对井筒压力损失和压裂水平气井产能的影响,得出一些有用的结论。     

水平井井身轨迹对底水油藏开采效果的影响

建立了底水油藏水平井开采三维物理模型，通过改变水平井狗腿位置以及距底水高度，研究了水平井不同井身轨迹对水平井产能、底水与井筒压力梯度、含水率及采收率的影响。研究结果表明，凹型水平井狗腿远离跟部含水率上升较缓，无水采油期较长。凹型水平井狗腿位于中部时，狗腿深度较浅的模型采收率较高。注入冻胶堵剂成胶后底水开采，凹型水平井狗腿位于跟部的模型提高采收率幅度较高。实验结果符合实际油藏状况，为底水油藏水平井优化设计和现场堵水选井提供了参考。     

致密油压裂水平井全周期产能预测模型

致密油储层基质孔隙喉道细小,以纳米微米级孔喉为主,具有储层物性差、非均质性强等特点,导致其渗流 机理复杂、开发上提高单井产量难、经济有效开发难。国内外普遍采用水平井体积压裂模式,结合衰竭式开发方式,来 实现致密油的有效开发。为了达到产能预测的准确性,针对致密油压裂水平井的3 个生产阶段的特性,根据各阶段渗 流区内的不同流动介质,基于不同的渗流机理,考虑启动压力梯度、应力敏感效应等因素的影响,分别建立相应的产能 方程,最终形成了致密油压裂水平井多区域、多阶段的全周期产能预测模型。通过实例验证,模型的计算值与实际值 的吻合度较高,表明本模型可应用于实际油藏中,准确地预测致密油压裂水平井产能,并进行参数敏感性分析,对油藏 工程的论证起到一定的指导作用。     

低渗透分支井井网产能预测及参数敏感性分析

针对低渗透油藏渗流为非达西流体且存在启动压力的特点,利用水电相似原理和等值渗流阻力法,建立了低渗透油藏分支井井网产能预测通式,并分别建立了四点法、五点法、七点法及九点法分支井井网产能预测的解析解数学模型。现场验证与数值模拟结果表明,该模型具有较高的预测精度。利用该模型对分支井网的井网点数、有效厚度和启动压力梯度影响产能的分析结果表明,启动压力梯度增加,分支井不同井网产能比减小;随着穿透比的增大,分支水平井不同井网产能比均增大;在相同穿透比时,井网点数增大,分支水平井产能比增大;随着有效厚度的增大,不同井网产能比均减小。     

稠油油藏水平井热采吞吐产能预测新模型

针对普通稠油油藏水平井热采吞吐产能预测缺少合适计算模型的现状，通过建立加热区和未加热区的复合流动模型，考虑加热区和未加热区原油黏度的差异，研究了水平井单井热采吞吐产能预测的解析模型，推导了水平井热采吞吐相对于冷采的产能增产倍数计算公式。研究表明，增产倍数主要受加热半径、油层厚度和水平段长度等因素影响。以渤海N油田热采水平井典型数据为基础建立机理模型，通过数值模拟得到不同吞吐轮次的加热半径，在此基础上，利用新模型计算了不同吞吐轮次的产能增产倍数，预测第一轮吞吐的增产倍数为1.6倍，该值与渤海N油田10口热采吞吐水平井第一轮吞吐效果评价结果吻合程度较高。     

压裂水平井产能影响因素的实验研究

压裂缝改变了水平井周围的渗流场，是影响压裂水平井产能的主要因素，压裂前需研究裂缝参数对压裂水平井产能的影响趋势。利用电模拟实验研究了水平井筒与压裂缝成不同夹角的压裂水平井的等压线分布特点及压裂缝各参数对压裂水平井产能的影响。结果表明：夹角改变了压裂水平井等压线的形状，等压线因夹角而发生了扭转，随夹角增大相同压力的等压线所控制的泄流面积增加，且产能随夹角α的增大而增大，与sinα成明显的线性关系；在具体的油藏地质条件下，存在裂缝夹角、裂缝数、裂缝长度、水平井筒长度及裂缝间距的最优匹配关系。电模拟实验结果为压裂水平井的施工设计和其产能预测提供了理论依据。     

S 油藏产能评价及开发方式优化设计

S 油藏属于复杂断块和局部异常高压油藏，在对其地质特征以及现有10 口试油测试和试采井共23 井次的测试资料系统分析基础上，运用层序地层学、试井边界探测分析、产能评价等多种油藏工程方法对S 油藏P1、P2、P3 组等3 套含油层系的压力系统、原油性质、测试产能、米采油指数和采油强度等开发设计所需技术政策界限进行了评价，认为：P1 组为一套正常压力系统、普通黑油为主、测试折算日产油能力在20 t 左右、米采油指数较高的弹性水压驱动油藏；P2、P3 组为异常高压、轻质挥发油为主、测试折算日产油在4050 t 左右、米采油指数较高的天然能量驱动油藏。结合S 油藏地质条件，综合运用单井经济极限控制储量、经济极限井网密度、以及经济最佳井网密度等计算方法确定了S 油藏合理井网密度和井距，运用复杂断块油藏建模及数值模拟方法对注水开采S 区块P1 油藏、天然能量间歇开采P2 和P3 油藏的开发方案进行了优化设计，提出最佳开发方案为部署直井14 口井，水平井3 口，预测15 年后方案累产油93.48104 t，采出程度分别达到22.53%、8.19% 和12.95%。     

复杂结构井蒸汽吞吐影响因素及优化研究

利用复杂结构井技术开发稠油油藏，可提高稠油油藏的动用程度，注汽开采时优势更明显,可有效增加波及范围，从而大幅度提高采收率。目前对复杂结构井产能预测模型的研究远落后于矿场实际应用，预测结果与实际生产效果出入较大，尤其是对复杂结构井注蒸汽热采，考虑多因素条件下很难求得解析解。根据某油田已实施的多口复杂结构井蒸汽吞吐实际数据，利用灰色关联方法，以初期产能作为参考序列，油层厚度、渗透率、复杂结构井长度、井距、夹角、注汽参数等作为比较序列，最终依据关联度计算公式得到不同影响因素的关联度,并对复杂结构井开发效果的影响因素及其程度进行评价，得出影响复杂结构井蒸汽吞吐效果的主控因素，并针对主控因素进行了优化研究，为稠油油藏利用复杂结构井进行蒸汽吞吐开采提供了必要的技术参考依据。     

致密气藏水平井产量预测及影响因素分析

致密砂岩气藏具有极低的孔隙度、渗透率以及高有效应力等特征,其气水渗流规律并不满足传统意义上的经典渗流理论。针对致密砂岩气藏渗流特征,结合水平井渗流场特征,将水平井渗流区域划分为近井非达西流动区域和远井达西流动区域,并综合考虑启动压力梯度、滑脱效应和应力敏感效应的影响,推导出致密砂岩气藏水平井产能方程。并以某致密砂岩气藏为例,研究这3 个因素对致密砂岩气藏水平井产能的影响。结果表明：（1）启动压力梯度对水平井产能影响呈线性下降关系,应力敏感效应呈幂函数下降关系,而滑脱效应呈近似上升趋势;（2）应力敏感效应比启动压力梯度对水平气井产能影响更为强烈,而滑脱效应影响相对较小。