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分形油气藏双对数图版的制作及应用 总被引：1，自引：0，他引：1
本文通过用分形几何这一工具对油气渗流规律进行重新认识，对传统描述油气运动的数学模型加以改进，改进后的油气渗流数学模型更能准确地刻画油气渗流规律。并将此理论应用到试井分析中，根据传统模型图版制作原理，作出分形格林咖顿图版，并用实际生产数据加以匹配应用。所求得的各种参数更接近地下真实情况，对于油气田开发工作有很重要的现实意义。 相似文献
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低渗透储层水平井-直井联合布井技术具有广泛的应用前景,其布井方式至关重要。首先利用劈分流场的方法直观地给出常规储层水平井-直井联合布井的产能评价方法;然后针对低渗透储层的渗流特点,在考虑启动压力梯度条件下建立新的井网渗流物理模型并求解得到产能评价公式;最后经分析计算给出启动压力梯度影响的面积井网极限注采井距关系曲线。研究结果为低渗透储层部署水平井-直井联合井网提供理论依据。 相似文献
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分形几何理论的产生和发展为刻画非欧几里得几何系统(即分维系统)的性质提供了有效手段，使用这一工具对油气渗流规律进行重新认识，对传统描述油气运动的数学模型加以改进，并应用于试井分析中．根据传统模型图版制作原理，作出分形麦金利图版，可以看出：与传统模型拟和很差的实际数据，与分形麦金利图版的匹配效果却很好．说明油气藏更接近分维系统，所求得的各种参数更接近地下真实复杂情况，这对于油气田开发工作有重要的指导意义． 相似文献
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为总结注热联合井群开采低渗透储层煤层气运移采出规律,基于传热学、弹性力学、渗流力学、岩石力学理论,建立了注蒸汽开采低渗透储层煤层气藏过程的热固流耦合数学模型。结合潞安矿区山西组3#煤层地质参数,利用有限元软件进行了注热联合井群开采煤层气藏运移规律的数值模拟,得到了不同布井方式下注热10 d、开采100 d过程中煤层温度场、应力场及煤层气渗流场变化规律。结果显示,煤层平均传热速度为1.57 m/d,注热10 d后,中心井35 m范围内为有效注热区;随井筒数量的增加和井间距的减小,井间干扰作用增强,煤储层压力下降加快,煤层气供气及解吸区域增加,累积产量显著增加。七井模型20 m井间距注热开采累积产气量是五井模型30 m井间距未注热开采累积产气量的2.01倍。模拟结果显示了注热和井间干扰开采优势,为低渗透储层煤层气井群注热联合工业开采提供理论依据。 相似文献
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油田开发后期扇三角洲前缘微相分析及应用 总被引：17，自引：6，他引：17
储层的微相砂体类型、几何规模特征及分布规律是分析地下油水运动规律和调整注采井网的基础。充分利用密闭取心、密井网等资料 ,精细剖析了双河油田扇三角洲前缘储层沉积微相及其分布。在扇三角洲前缘主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂体、重力流砂体、水下溢岸砂体 5种微相砂体。微相砂体形状、规模及空间分布决定了注采井网对油层的控制程度和完善程度 ,微相类型及其分布控制着油水井的产液及吸水能力 ,控制着注入水的地下运动方式 ,因此利用沉积微相的研究成果 ,找准剩余油富集区 ,调整和部署注采井网 ,可以在生产中取得较好的效果 相似文献
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低渗油藏存在启动压力梯度,严重影响了油藏开发效果,启动压力梯度越大,则储层动用程度越差.依据低渗透油藏流体渗流机理,采用单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的相应关系.分析了典型反九点井组的注水井与边井及角井井间的驱动压力梯度变化特点,若得到注采排距过大,则在注采连线中点处的驱动压力梯度有可能小于启动压力梯度,在非主流线上驱动压力梯度就更小,从而导致无法建立有效的驱替系统,影响井间储量的动用.该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用情况,为同类油藏确定井间剩余油分布及合理的井距提供了参考. 相似文献
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煤层气小井网排采试验中各参数间关系的研究 总被引：1，自引：1，他引：1
煤层气井网开发必须进行排采，降低井内压力达到产气的目的。煤层气井的产气量取决于煤储层特性，但在排采时因受排采各参数以及井网排采井间相互干扰的制约，只有掌握产气量与这些参数的关系和井间各参数的关系才能合理的制定出井网开采工作制度。本文利用辽宁省阜新市刘家煤层气小井网排采试验资料，研究了该区各井产气量、井口压力和液面深度等参数间的关系，总结出了排采工作中各参数间及中心井与非中心井间的影响规律，为制定合理的排采工作制度提供了依据。 相似文献
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为了分析水层越流补给对煤层气井早期排水的影响,根据不稳定渗流理论,引入越流系数,建立了考虑层间越流现象的煤层中水的渗流数学模型。通过Laplace变换对模型求解,并利用Stehfest反演得到实空间的解,采用新的参数组合,分别绘制了压力和压力导数双对数曲线图版。从物理渗流机理上分析了层间越流对曲线形态的影响,随着越流系数的增大,径向流结束的时间越早;同时提出了利用典型图版拟合确定储层渗透率、表皮系数以及越流系数的方法。典型图版有助于定量评价越流的强弱,对煤层气井后续排采制度的调整具有指导意义。 相似文献
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SW103区块位于十屋油田北部梨树断陷代家屯岩性圈闭内,以水下分流河道沉积为主,主要为粉砂岩、细中砂岩为主,储层裂缝分布较普遍,充填程度较高。本文从类比国内外同类型油田注采井距开发效果入手,进行可行性研究,并对井网形式、合理注采井距、压力保持情况及注水开发效果开展研究实验,为实现超低渗油藏经济有效动用提供可靠的研究基础。 相似文献
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通过综合分析国内外对低渗透油藏井网优化、开发技术政策、改善开发效果的综合调整试验等研究成果,针对油田开发中存在的问题,加强渗流理论及数值模拟技术研究,确定合理的井底流压、注水强度、注水时机、注水压力、注采比等,不断优化和调整开发技术政策,从而满足低渗透油藏开发的实际生产需要。 相似文献
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Numerical simulation of operation performance on production and injection of a double well geothermal system in Kailu Basin,Inner Mongolia 
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下载免费PDF全文 Inner Mongolia is abundant in geothermal resources, but the development and utilization of medium-depth geothermal resources for clean heating in winter is still in the preliminary stage compared with the neighboring provinces. In this paper, a recently developed geothermal heating system using the Mesozoic sandstone reservoirs in Baokang of Kailu Basin, Eastern Inner Mongolia was investigated, a three-dimensional geological model of a pair of production and injection well was established, and numerical simulations on the long term operation performance were conducted and verified by pumping test and water level recovery test data. The effects of flow rates, the direction of wells, injection temperature and ratios on the flow field and water level in the thermal reservoir were analyzed. The results show that considering a 30-year operation period and a production rate from 90 m3/h to 110 m3/h, the optimum well spacing can be increased from 225 m to 245 m, with an average value of 235 m. With the decrease of the injection temperature, the cold front of the injection water has an increasing influence on the temperature in the production well. A complete injection or the principle of production according to injection is recommended in order to maintain the long-term operation stability. In addition, the location of the injection well should be arranged in the downstream of the natural flow field. The present results can provide a useful guide for the optimum design and performance prediction of geothermal wells, thus maintaining the production and injection balance and promoting the sustainable development and utilization of medium-depth and deep geothermal resources. 相似文献
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储层岩石物性应力敏感研究主要停留在实验测试与数据处理方法上,无法通过单一形状孔隙的理论模型从机理上得到解释;因此,本研究基于随机孔隙网络模型实现渗透率应力敏感感机理解释。以逾渗理论、水电相似原理、Kirchoff定律为理论基础,采用迭代法,基于QT Creator平台编程生成了三维随机孔隙网络模型,并对无因次半径与有效应力的关系进行了模拟。模拟结果表明:纵横比越小,无因次半径受到有效应力的影响越明显。因此,通过网络模型建立渗透率与有效应力关系,能够实现渗透率应力敏感的机理解释。 相似文献
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针对增强型地热系统中水通过复杂裂缝系统提取干热岩储层热量的过程,基于离散裂缝网络模型热流耦合构建了增强型地热系统的解析模型,利用Laplace变换得到了干热岩储层解析解,分析了在五点井网开采下注采井网参数对出口端温度及热提取的影响。研究结果表明:不同裂缝网络和井网模型下出口端温度下降幅度和热突破的时间不同;在相同裂缝网络下,井距越大,热突破时间越晚,当井距分别为50.0、100.0和150.0m时,热突破时间分别为2.0、5.2和15.0a;注水速率越小,温度下降越慢,当注水速率分别为0.1,0.2和0.3kg/s时,生产20.0a,温度下降幅度分别为53.0,34.5和26.8℃;通过正交实验分析方法得到注采参数中井距影响最大,其极差为13.15,其次为注水速率和注水温度,井网模型影响最小。 相似文献
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The effectiveness of secondary recovery methods in reservoir development studies depends on the knowledge about how fluid-carrying regions (i.e. good-quality rock types) are connected between injection and production wells. To estimate reservoir performance uncertainty, comprehensive simulations on many reservoir model realisations are necessary, which is very CPU consuming and time demanding. Alternatively, we can use much simpler and physically based methods such as percolation approach. Classic percolation assumes connectivity between opposite 2-D faces of a 3-D system; whereas, hydrocarbon production is achieved through active wells that are one-dimensional lines (e.g. vertical, horizontal or deviated wells). The main contribution of this study is to analyse the percolation properties of 3-D continuum percolation models with more realistic well representations during secondary recovery. In particular, the connection of randomly distributed sands (i.e. good-quality rock types) between two lines (representing two wells) located at two corners of the system are modelled by Monte Carlo simulations. Subsequently, the connectivity and conductivity of such a line-to-line well representation is compared with that of face-to-face well representations in the previously published results. The critical percolation properties of those systems as well as the universality concept are also investigated. As there are many rooms for connections in 3-D models, we found that the principal percolation properties will not be altered significantly when the problem with a face-to-face connection is transformed to a line-to-line connection model. 相似文献
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曙光油田低渗油藏存在老井低产与注压高注不进的双重难题,需要实施重复压裂提高产能.但常规重复压裂存在改造效果差和快速水窜风险,因而选择在注采对应井开展转向压裂矿场实验研究.通过注采对应井转向压裂方案研究、转向剂筛选及现场实施,取得了良好的增产增注效果.此次实验研究中,注采井均实施转向压裂,拓宽了转向压裂的思路,扩大了转向压裂的应用范围,进一步验证了转向压裂对老井挖潜增产、提高低渗油气田采收率具有重要的意义. 相似文献
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A mathematical model describing the constant pumping is developed for a partially penetrating well in a heterogeneous aquifer system. The Laplace‐domain solution for the model is derived by applying the Laplace transforms with respect to time and the finite Fourier cosine transforms with respect to vertical co‐ordinates. This solution is used to produce the curves of dimensionless drawdown versus dimensionless time to investigate the influences of the patch zone and well partial penetration on the drawdown distributions. The results show that the dimensionless drawdown depends on the hydraulic properties of the patch and formation zones. The effect of a partially penetrating well on the drawdown with a negative patch zone is larger than that with a positive patch zone. For a single‐zone aquifer case, neglecting the effect of a well radius will give significant error in estimating dimensionless drawdown, especially when dimensionless distance is small. The dimensionless drawdown curves for cases with and without considering the well radius approach the Hantush equation (Advances in Hydroscience. Academic Press: New York, 1964) at large time and/or large distance away from a test well. Copyright © 2007 John Wiley & Sons, Ltd. 相似文献
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以某地下水源热泵系统工程为例,依据实测渗水试验及抽水一回灌试验数据,建立研究区地下水流数值模拟模型,分析了该地区适宜的井群布置方式及井间距,并定量研究了该布置方式下对地下水流场的影响,为该地区浅薄含水层地温能资源的开发利用提供技术支撑。结果表明：该类浅薄含水层地温能开发利用井群布置方式中,抽水井布设在地下水流场的下游、回灌井布设在地下水流场的上游更为适宜,合理井间距确定为110m;在适宜井间距条件下,对水位最大影响范围约为6．50km2,温度变幅大于1℃的最大范围约为0．28km2。 相似文献