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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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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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低渗非达西渗流煤层气羽状井开发机理研究 总被引：5，自引：0，他引：5
建立了非均质各向异性双重介质煤层气定向羽状水平井开采的较完整的数学模型,模型考虑了与气体吸附、解吸、扩散相耦合的三维气、水两相渗流;考虑了储层的压力敏感性;考虑了煤层本身所具有的低渗透特性,即低渗透地层启动压力梯度的影响;考虑了井筒内的压降损失。通过数值模拟分析了煤层气羽状水平井的增产机理,指出羽状水平井的主支和分支在地层中广泛均匀延伸,使整个控制区域地层压力均匀、快速下降,增大了气体解吸扩散的机会,是羽状分支水平井促使煤层气产量提高的根本原因;启动压力梯度的存在使煤层中羽状水平井的降压效果变差,从而使煤层气的产量减少。 相似文献
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针对低渗透油藏直井井网CO2驱油的不足,以大庆某低渗区块为例,建立反七点水平井井网CO2驱油地质模型。在物性参数相态拟合的基础上,对反七点水平井和五点直井两种不同井网模式的开发效果进行了对比,对反七点水平井井网参数进行了优化,同时对储层非均质(渗透率、储层非均质性、裂缝的发育情况等)进行了影响因素分析。研究表明：利用水平井注CO2可以适当地增大井距、排距,减少井的数量,降低钻井成本;在生产制度相同的情况下水平井井网的开发效果要比直井井网的开发效果好;在水平井井网中,采出程度随着油井到水平井的垂直距离的比值变化而变化,当比值为1.4时采出程度最大;水平井注CO2更适合低渗透正韵律储层;在储层裂缝发育的情况下,裂缝条数越多,CO2在储层中的不均匀推进现象越明显,最终采出程度越低。 相似文献
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低渗透油藏非达西渗流时,地层的压力分布与常规达西流动情况下不同,储层存在压力波及不到的区域,难以有效动用。为此,基于渗流理论中质量守恒和动量守恒方程,建立了考虑启动压力梯度存在的新的不稳定渗流数学模型,推导出非达西径向流解析解和产能方程,形成了低渗透油藏新的地层压力计算方法,为低渗透储层的油藏评价和开发设计提供了理论依据。计算分析表明：低渗透油藏非达西流动下压力分布不同于以往有激励即有响应的达西流动情况,近井地带能量递减远快于常规油藏达西流动的情况,储层波及范围小,井筒外围有很大一部分面积的油藏没能有效动用。 相似文献
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煤层气开发井网优化设计——以新集矿区为例 总被引：2，自引：0，他引：2
以新集矿区为例,系统地研究了煤层气开发井网设计的具体内容及工作程序。根据对新集矿区煤储层地质条件分析,确定了煤层气开发的目标煤层以及布井间距设计原则;通过煤储层数值模拟的产能预测,确定了煤层气开发的井网布置样式;在产能预测的基础上,结合经济分析,优化了煤层气开发的布井间距,进而提出了新集矿区首期煤层气开发布井方案,并进行了产能预测。指出新集矿区煤层气开发应采用地面垂直井、采动区煤层气开发以及井下瓦斯抽放等多种开发方式综合并举的形式。 相似文献
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薄互层砂岩油藏具有纵向厚度大、单层控制储量规模小、储层非均质性强等地质特点,常规面积井网布井方式面临储量控制程度低、层间矛盾突出、采油速度低以及经济可行性差等问题,导致油藏整体开发效果较差。立足于含油砂体的储层沉积学成因特征,基于多孔介质渗流理论建立单砂体尺度的矢量井网布井方法,推导单砂体平面非均质矢量井网井距的设计公式,并根据井距设计公式构建物理模型开展平板模型水驱油实验,应用油藏数值模拟方法对油藏尺度矢量井网部署进行应用,形成薄互层砂岩油藏砂体叠置区域与非叠置区域的层系组合及布井方式的差异化开发技术对策。 相似文献
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根据低渗裂缝性砂岩油藏的储层特征,建立适合裂缝性砂岩油藏渗流的等效连续介质模型;通过实验得出有效压力改变对储层孔隙度、渗透率影响的规律;考虑低渗透油藏渗流时启动压力梯度和低渗储层的流-固耦合特性,将渗流力学与弹塑性力学相结合,建立起适合低渗透油藏的流-固耦合渗流数学模型,并给出其数值解.在黑油模型和弹塑性有限元程序的基础上,编制了计算低渗透油藏流-固耦合渗流的计算软件.通过数值模拟和不考虑流-固耦合时的计算结果相比,可以看出低渗油藏中流-固耦合效应十分明显. 相似文献
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中国缺水少地,人口众多,地形复杂,页岩气储层埋藏深、维度高、渗透率低、可改造性差。美国页岩气勘探开发常规技术---水平井加多段压裂在中国有一定的局限性,为此,提出了一种新的页岩气开发井型。它不同于传统的直井、斜井或水平井,由主井及其周围的辅助洞穴构成,其中主井用于生产排采,洞穴用于储层改造。主井完井方式为直井或斜井,辅助洞穴完井方式为分支定向井或丛式井或为两者的组合。储层改造采用低成本高效的聚能爆破等技术来代替高费用的水力压裂,采用多点建造洞穴代替多段压裂和同步压裂,以保持储层裂缝系统的连续性和有效性,进而扩大有效排采面积,降低井网密度。为模拟改造效果,在坚硬的混凝土路面进行了实验,结果表明,建造多个洞穴并震动,可以产生相互连通的裂隙,能够达到整体改善储层渗透性能的效果。 相似文献
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为了实现沁水盆地郑庄区块北部深部煤层气高效开发,通过深入分析煤储层地质条件和开发资料,并对比浅部煤层气开发数据,以含气量评价资源为基础,综合储层渗透性、地解压差,煤体结构和地应力状态等评价煤层气采出难易程度,明确郑庄区块北部煤层气井低产原因,并提出高效开发的适应技术。结果表明,郑庄北部煤层含气量整体较高,在20 m3/t以上;郑庄北部绝大部分地区裂隙发育指数均小于140,渗透率极低;绝大部分地区地解压差大于6 MPa,导致煤层气井有效解吸范围小,宏观解吸效率低;绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上,导致水力压裂裂缝较短;垂向应力大于水平应力,为大地静力场形地应力,水力压裂易形成垂直裂缝,裂缝延伸较短。极低的渗透率、相对较高的地解压差、高碎煤占比和大地静力场形地应力状态耦合导致郑庄北部煤层气开发效果较差。仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割,缩短了煤层气、水渗流距离,利于实现协同降压增产,有力克服了高地解压差的不利影响;同时采用人工井眼代替压裂裂缝,解决研究区水力压裂造缝短的难题,取得了产量突破,但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险,且其成本高、收效低。L形水平井密切割分段压裂技术克服了仿树形水平井不利因素。与直井相比,L形水平井成本增加2倍,但煤层气产量增加近100倍;且L形水平井与仿树形水平井产量相当,但其成本仅是后者的 40%。由此可知,L形水平井可以实现郑庄北部深部煤层气的高效开发。 相似文献
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在单砂体划分和内部结构研究的基础上,运用地质因素与生产相结合的手段,研究了影响低渗油藏注水开发效果的因素,发现影响低渗油藏开发效果的地质因素主要有3个:(1)孔隙结构特征。一般孔隙结构越复杂,孔径越小,开发效果越差。(2)砂体内部构型。砂体建筑结构越复杂,开发效果越差。(3)夹层频率的影响。适量的夹层提高厚油层的开发效果,而过量的夹层,则降低开发效果。除地质因素以外,还分析了渗流特点、贾敏效应以及压敏效应等开发因素对低渗透油藏开发效果的影响。启动压力梯度越大,开发效果越差;贾敏效应降低开发效果;压敏效应越严重,开发效果越差。针对以上影响因素提出了5种改善低渗透油藏开发效果的措施:以小层为单位按单砂体合注合采、水平井开发、适当放大生产压差、尽量减小井距以及早期注水。 相似文献
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新场气田属于大型多层致密砂岩异常高压气藏,储层物性差,非均质性强,气井动用储量低。目前,为大幅度提高气井产能,提高储量动用长度,该气藏多采用多段压裂水平井开发。因此,迫切需要论证裂缝参数及其组合对多段压裂水平井开发效果的影响,为气藏下步科学高效开发和持续高产稳产提供理论基础。以川西新场气田为研究对象,采用数值模拟法深入研究了压裂水平井裂缝几何布局对气井产能的影响,包括非均匀裂缝长度、非均匀裂缝间距、压裂规模与裂缝数量、裂缝长度与间距的匹配、裂缝夹角与间距的匹配。结果表明:对于多段压裂水平井,U型模式的裂缝长度布局最优;均匀裂缝间距开发效果优于非均匀裂缝间距;水力压裂时,少段数长缝能取得更佳的开发效果;0. 67~1倍缝长的裂缝间距布局、垂直于井筒的正交裂缝布局有利于改善压裂水平井开发效果,裂缝间距的增大能有效降低非正交裂缝低夹角对产量的影响。 相似文献
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多段压裂水平井试井解释能对压裂规模、主裂缝半长等参数进行有效评价,为产能评价等提供基础参数.然而当前缺少针对实际井例数据进行的深入分析.基于PEBI（perpendicular bisector）网格对油水两相渗流方程进行数值求解,利用无限导流的主裂缝与分支缝导致的区域渗透率扩大来描述SRV（stimulated reservoir volume）,建立了致密油大规模多段压裂水平井瞬态压力分析方法.基于大庆油田的实测数据进行解释并进行渗透率敏感性分析,研究了复合区域下的参数调整方法.研究表明,当外区渗透率变小时,早期的压力导数变小,后期的压力导数变大,而不是所有的压力导数值都变大.压力导数由小到大的转折点时间与渗透率大小相关.因而,当前期的压力导数曲线拟合效果好、后期的压力导数拟合效果差时,不能仅通过调整外区的渗透率来拟合,还应调整其他参数.另外,大庆致密油藏多段压裂水平井实测曲线中的启动压力梯度特征不明显.相关研究结果对致密油大规模多段压裂水平井实测数据解释具有重要的指导意义. 相似文献
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物质平衡法在煤层气藏生产动态预测中的应用 总被引：2，自引：0，他引：2
针对煤层气井的生产特点,综合考虑煤层甲烷吸附/解吸特性、煤岩基质膨胀/收缩特性和储层有效应力的影响,通过引入等效半径模型,结合真实气体拟压力函数,建立了基于物质平衡法的压裂直井与水平井生产动态预测数学模型。实例计算结果表明:基于物质平衡法的压裂直井与水平井生产动态预测方法,能够利用少量现有数据完成生产动态预测,并对相对渗透率的变化趋势进行分析,可减少计算所需参数,降低计算量。通过对比煤层气压裂直井和水平井生产动态预测结果发现,在相同地质条件下,水平井的单井产能高于压裂直井(前者约为后者的2.3倍),且水平井的开采周期比压裂直井短。因此,在针对具体储层条件选择井型时,应在经济评价的基础上,综合分析两种井型的适用性,优选完井参数。 相似文献