岭回归分析方法在苏里格气田低渗透气井压裂效果分析中的应用

影响压裂气井产能的因素较多,地质情况、气藏物性、压裂施工参数等都会对压裂后气井的稳定产能有所影响,而且这种影响具有复杂性、多样性和非线性的特点,影响程度和影响规律不明显。在对苏里格气田低渗透气井压裂效果分析过程中发现,各种单因素对气井压后产量的影响几乎毫无规律可寻,必须对因素之间的相互作用进行研究。根据地质参数和施工参数,以产量为目标,根据各个参数的优化选取对具有强相关性的参数进行形式上的改变,得出优化的参数形式进行岭回归。     

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏应力敏感性及其对产能影响的定量评价

应力变化对页岩的渗透率影响较大,应力增加造成的渗透率降低对于页岩气储层产能会造成影响。通过四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏围压循环下的气测渗透率试验,建立了应力与渗透率的关系曲线。试验结果表明,应力敏感性对页岩渗透率的损伤具有明显的不可逆性,研究所用样本卸去围压后渗透率仅恢复至初始值的28%。采取有限元数值方法,基于质量守恒方程、达西定律、固体变形和孔隙弹性力学理论,建立了相应的流固耦合数值模型,用以定量表征相关参数和应力敏感性对产能的影响。模拟结果表明,在相同围压条件下,加压阶段弹性模量较大,卸压阶段弹性模量较小;沿岩心轴向方向,靠近出口处的渗透率和孔隙度较低,主应力较大;如果不考虑非线性应力敏感性效应,总产能计算结果可能被高估。     

致密气井修正等时试井分析新方法

修正等时试井是评价气井产能的重要方法,对低渗透致密气藏来说,传统修正等时试井分析方法存在不足,计算出的二项式系数经常为负值,无法建立气井的产能方程。基于渗流力学理论,应用压力叠加原理推导出了修正等时试井各测试制度下流动拟压力的表达式,建立了修正等时试井资料分析的新方法。应用新方法分析了苏里格气田气井实际资料,对于传统方法不能处理的资料,新方法可以较好地分析处理,并且计算结果可靠、精度高,满足了低渗透致密气井产能分析的需要。     

低渗压力敏感性油藏数值试井分析

在低渗透油藏的生产中,由于地层压力下降,导致储集层骨架变形,而使油层的孔隙度和渗透璋降低,这种现象称为压敏效应,具有这一特点的油藏称为变形介质油藏。一般在低渗透油藏和深层高压油藏中压敏效应比较明显。根据低渗油藏的渗流特点以及渗透率随压力变化的敏感性特征,建立了圆无封闭油藏渗流试井解释模型。对模型进行无因次化,并用数值法求解,绘制了无因次压力图版曲线。通过参数敏感性分析,发现启动压力梯度和压力敏感系数都使曲线后期出现上翘特征,并且随着它们参费值的增大,曲线的上翘程度也随之增大。     

浅层超低渗致密砂岩储层应力敏感性定量模型

为研究浅层超低渗致密砂岩储层应力敏感性,以鄂尔多斯盆地渭北油田延长组储层为研究对象,采用变围压应力敏感性试验,分析长3、长6和长7油层组的应力敏感性程度,并建立相应的应力敏感性定量模型。研究表明,长3油层组应力敏感性为弱-强,波动范围较大;长6油层组应力敏感程度强;长7油层组应力敏感程度中等偏强-强。同一储层初始渗透率越低,应力敏感性越强。储层渗透率对净围压变化普遍比较敏感,渗透率不可恢复率随埋深的增加而减小。当初始渗透率大于0.3mD时,渗透率最大损失率随渗透率的增大而增大;当初始渗透率小于0.3mD时,渗透率最大损失率随渗透率的增大而减小。研究区长3油层组应力敏感性模型以幂函数和指数函数为主。     

吴起地区长6油层组油井产能影响因素分析

超低渗透储层的产能影响因素众多,因而产能预测难度大。针对这一问题,以鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长6超低渗透砂岩储层的数据为基础,运用灰色关联法分析了影响这类储层油井产能的主要因素。结果表明,沉积相带（有效厚度）、储层微观特征、测井渗透率、测井孔隙度、启动压力梯度等是决定吴起地区油井产量的关键因素。     

考虑应力敏感的页岩气藏压裂水平井渗流模型建立与分析

在以纳米孔隙及裂缝发育为特征的页岩气储层中,由应力敏感带来的渗透率降低引起的渗流规律和产能预测研究具有重要理论和现实意义。通过试验研究,分析了应力敏感与渗透率的指数关系,定量计算了应力敏感引起的渗透率变化值。应用页岩气藏压裂水平井的等效渗流模型,在页岩岩样应力敏感性试验结果及分析基础上,建立了考虑应力敏感的渗流综合模型并得到单井产能方程。以威201-H1井为实例,应用已经建立的产能方程进行了应力敏感影响下的产能变化规律分析,结果认为,裂缝是应力敏感的主要来源,并且当储层孔隙越大即产量越大时,应力敏感越强,尤其是在压裂水平井初期影响最为强烈。由此,综合模型的建立及影响因素的分析为实际生产提供了参考依据。     

低渗气藏数值模拟产能评价法研究

产能测试是评价气藏产能的最直接手段,但对于低渗气藏的气井,较难获得准确的产能。为了能有效地对该类气井进行产能评价,笔者通过研究,建立了一种低渗气藏产能评价的新方法,即数值模拟产能评价法。该方法是利用精细的地质建模、油藏数值模拟及产能评价相结合的一体化方法。该方法通过实践应用,能快速对低渗气藏的产能做出基本评价,为低渗气藏的产能评价提供一种新的手段。     

裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。     

矩形井网在辫状河气藏开发中的应用

XX气田二叠系气藏为低渗透、低丰度的辫状河沉积气藏。在分析了该区块的地质特征基础上，结合气井生产动态资料，对气藏的井网方式及井网密度进行研究，设计多套方案，并通过数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性圈闭气藏的合理井距。数值模拟结果表明，采用井距1000m、排距800m的矩形井网能够保持较长的稳产年限及较高的采出程度和采收率。     

应用压力早期恢复资料确定低渗地层压力

低渗透油藏的压力恢复曲线,不能用Horner外推压力求取地层压力。基于Horner方程的等轴双曲线形式,提出了应用压力早期恢复资料确定低渗地层压力的新方法。通过油井实际资料计算验证,用该方法计算的地层压力准确可靠,较好地解决了低渗透油藏求地层压力的问题。     

裂缝面滤失对压裂井产能的影响分析

水力压裂施工过程中压裂液将通过垂直裂缝面滤失,造成裂缝壁面的伤害,产生附加压降,降低油气井的产能。根据对压裂液滤失量及滤失深度的推导,得出了一套考虑压裂液滤失的表皮系数简单计算方法,同时考虑了造壁和非造壁2种情况下的滤失模型,并以拟稳定条件下压裂井产能预测模型为基础,就裂缝面滤失伤害对压裂井产能的影响进行了研究。通过实例计算分析,结果表明低渗透层的压裂液滤失更容易造成产能的下降。     

依合2A井志留系柯下段致密含油砂岩储层特征

致密砂岩油藏是塔里木盆地石油增储上产的重要资源基础之一。台盆区志留系柯下段是近几年新发现的一套海相碎屑岩含油气储盖组合,储层为典型致密砂岩。依合2A井是新钻探的一口重要的区域探井,该井在志留系柯下段获良好油气显示,通过该井系统取心、取样分析,使深入研究这套致密储层特征成为可能。通过对岩心样品进行岩石薄片、物性、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和黏土矿物等系统测试分析,详细研究了柯下段致密含油砂岩储层特征及其主控因素。研究表明,柯下段致密砂岩储层主要为细粒、细—中粒岩屑砂岩,岩屑含量高,成分成熟度低,结构成熟度中等;为特低—超低孔、特低—超低渗储层;孔隙类型主要为晶间孔、粒内孔等微孔隙,次为粒间孔;孔喉结构为细孔 —微孔微细喉型,根据毛细管压力曲线的特点可分为4类。造成储层致密的主要控制因素是强烈的压实作用和胶结作用以及较弱的溶解作用,使得孔隙不发育,同时黏土矿物含量较高,孔隙空间和结构进一步变差,储层渗透性进一步降低,并具较强敏感性。     

苏54区块采气管网设计思路

目前,苏里格气田已进入快速发展的新时期,经勘探开发评价,该气田属低渗、低压、低丰度的“三低”岩性气藏,有效开发难度大。根据苏里格气田集输工艺的特点,结合苏54区块采气管网布局现状和地理位置的局限性,将已建采气管网与苏里格气田较成熟的采气管网模式进行对比分析,制定了适应苏里格气田集中增压的“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案缩短了采气管道长度,降低了征地和占压公路的费用,加快了区块开发建产的速度,实现了苏里格气田低成本滚动开发的目标,可为类似“三低”气田的开发和建设提供参考。     

不同压力下的气层岩样物性参数试验研究

通过对低孔低渗气层岩样的试验研究,分析了在不同压力条件下该类岩心的孔隙度、渗透率以及声电参数的变化,并从理论上分析了其变化机理。试验结果表明该类岩心的孔隙度和渗透率随压力增大呈近指数规律下降。     

迪北地区致密砂岩气藏测井评价新技术

迪北地区侏罗系阿合组属于致密裂缝性砂岩储层,沉积相类型以辫状三角洲平原为主,岩性复杂,粒度变化大,岩石骨架受多种矿物影响。利用元素俘获测井(ECS),结合常规测井资料分析岩性对储层有效性的影响,为评价储层孔隙度提供准确的骨架参数。同时,裂缝是改善该区储层渗透性的重要因素,裂缝的发育程度决定了储层的渗流能力,引入EARTH IMAGER新型油基钻井液成像测井仪,并利用岩心标定成像,有效解决了裂缝的识别问题。     

水驱气藏型地下储气库注气过程优化方案

通过建立水驱气藏模型天然气地下水储气库的注采动态数学模型，确定了地下储气库注气时的压力、含水饱和度变化的动态特征。以储气压缩机站的功率最小消耗量为目标函数，以给定时间内城市剩余天然气总额和注入时各单井压力、含水饱和度的限制为约束条件，确定了储气加内各单井的最佳注入量，编制了夏季储气加最优运行方案，可为地下储气库实际注气过程的优化运行提供理论依据。     

含水层储气库注采效应的数值模拟

以适于建造地下含水层储气库的某区地质资料为背景,采用气水二相渗流理论及数值模拟方法,对含水层储气库在注采气过程中储层平均压力和气泡体积的变化特征,以及储层构造特征、储层非均质性、注采方案对注气效果的影响等问题进行了研究。结果表明:在含水层储气库注采过程中存在压力相移现象;对于储层岩性特征为层状分布的含水层,应分层注采和分层管理;用泡沫作为气驱前缘可提高严重非均质性单一储层气体的波及效率;在注气过程中应注意利用重力排驱机理,采用合理的注气工作制度有利于储气量的提高;储集层在断层或断层与断层交接的部位是发生气体泄漏的危险区域。     

气顶油藏改建地下储气库的可行性

从解决山东天然气市场突发事件应急和季节用气调峰而建设小型地下储气库的需求出发,确定了胜利油气区地下储气库库址的优选标准,优选出气库目标区—胜利油区胜坨一区Es1气顶油藏。针对目标区,从气藏圈闭、构造变化、盖层特征、储层物性、气体性质、储量规模、采气能力、采出程度和地面流程等方面进行了可行性分析,规划设计了储气库的运行参数,部署了气库井位,为现场实施奠定了研究基础。     

运用分形理论定量识别储集层裂缝

濮城油田东区沙二下亚段是一个裂缝性特低渗的层状砂岩油藏.储层裂缝发育并分布全区,裂缝是油水流动的主要通道.尝试用分形原理及FMI成像测井响应特征对油田储层中的裂缝进行识别分析,结果显示成像测井的分形识别结果与岩心裂缝反映一致.证明分形原理识别裂缝效果较好,从而有助于解决裂缝识别的困难.