国家科技重大专项(2011ZX05015)
- 作品数：71 被引量：842H指数：15
- 相关作者：贾爱林何东博位云生冀光王军磊更多>>
- 相关机构：中国石油天然气集团公司长江大学中国石油更多>>
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- 相关领域：石油与天然气工程天文地球更多>>
- 考虑滑脱效应的页岩气井底压力特征被引量：7
- 2013年
- 为了掌握页岩气的井底压力特征,进行页岩气的高效开发,对页岩气的渗流机理进行了研究。借鉴适用于非常规煤层气的双孔模型,在考虑页岩气滑脱效应的条件下,建立了页岩气在双孔介质中渗流的数学模型,给出了相应的有限差分的数值模型。通过编程求解,模拟了不同朗格缪尔(Langmuir)体积、裂缝与基质渗透率比值、滑脱因子下的井底压力响应。研究表明:①页岩气的解吸附不能忽略,且朗格缪尔体积越大,井底压力下降越慢,越晚探测到地层边界;②在页岩气开采过程中,必须尽可能降低裂缝与基质渗透率的比值,以实现气井稳定生产;③滑脱因子越大,井底压力下降越慢。
- 任飞王新海谢玉银李清泉任凯徐磊王钊
- 关键词：井底压力数学模型滑脱效应双重孔隙介质页岩气
- 页岩气生产数据联合分析方法研究与应用被引量：2
- 2014年
- 生产数据分析方法集合了气藏工程和试井分析方法的优势,用以获取气藏动态信息、评价开发效果、预测气井产量,但受制于页岩气特殊的流动机理和开发方式,使用单一模型解释结果往往具有很大的不确定性。针对此问题,建立了以流态识别、解析分析和经验分析为核心的包含多种数据分析方法的综合模型,同时利用拟压力、拟时间处理气井压力、产量等原始生产数据,并结合系统分析原理分析拟生产数据,分析过程多种方法相互验证,不断提高解释结果的可信度,形成有效的页岩气生产数据联合分析方法。矿场实例具体演绎了整个分析流程,得到了合理的气藏动态信息,在此基础上预测气井产量,为后期开发方案调整提供了可靠的理论支持。
- 王军磊位云生陈鹏韩会平
- 关键词：页岩气气井数据处理数据分析
- 扶新隆起带东缘泉三段储层构型差异被引量：3
- 2016年
- 以松辽盆地扶新隆起带东缘泉三段高弯度曲流河沉积为例,综合岩心、测井、现代沉积及动态分析等多种资料,以定量构型分析为手段,选取典型层段比较各级次构型单元间的差异特征。在泉三段基准面旋回整体上升过程中,各小层复合河道砂体叠置样式由鳞片席状向条带、串珠状过渡。密井网解剖结果结合定量地质知识库推算了泉三段14,17和20小层单一曲流带（五级）平均规模,其中14小层单一曲流带规模较大,平均宽度为568 m,平均波长为833 m。自旋回过程使得不同的层序演化阶段下点坝内部岩相组成、点坝规模间存在较大区别,14小层内平均点坝厚度、规模最大。扩张、旋转作用使得点坝内部结构复杂,各层内点坝侧积层具有厚度小和倾角小的相似特征,侧积体规模均在25~75 m之间,表明各小层间单砂体级次（四级）的构型差异性最为显著,单一曲流带（五级）、点坝内部三级构型差异性不甚明显。以表征的五级、四级及三级构型的定量规模为约束,通过相控和人机交互的储层构型建模方法,建立能够反映研究区储层构型空间差异性特征的三维地质模型。
- 罗超罗水亮贾爱林陈昌照陈昶旭王少霞王子琦
- 关键词：点坝
- 鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水层识别及产水井排查被引量：13
- 2015年
- 苏里格气田西区含水层大面积分布,储层气水关系复杂,气水层识别困难,生产井多数产水,严重影响气井正常生产及区块整体产能评价部署。以气藏储层基本地质特征为基础,分析储层四性关系,分别建立盒8段、山1段孔隙度、渗透率及含水饱和度参数解释模型并进行模型可靠性验证。进而采用试气交会图方法确定声波、电阻率等主要曲线下限及孔隙度、渗透率、含水饱和度等物性下限,形成苏里格气田西区盒8段和山1段主力储层气水层识别标准,其中气层下限为孔隙度≥5%,渗透率≥0.1×10^(-3)μm^2,含水饱和度≤50%,声波时差≥213μs/m,电阻率≥60Ω·m,密度≤2.56g/cm^3,泥质含量≤20%。将标准应用于后续开发井气水层识别并与试气成果对比分析,证实标准可靠。同时,针对不同生产阶段、不同生产特征气井提出了试气、试采、探液面测试、气液两相计量试验及生产特征分析5种气井产水、积液的排查方法,明确产水对气井生产的影响,形成产水井排查标准并对受不同程度影响的气井提出措施建议,为气井及区块开发评价提供参考。
- 方建龙孟德伟何东博冀光位云生
- 关键词：鄂尔多斯盆地苏里格气田西区排查方法
- 致密气藏多级压裂水平井产能预测新方法被引量：5
- 2016年
- 致密气藏多级压裂水平井的渗流规律复杂,影响气井产能的因素较多。首先引入单裂缝评价的思路,在基质中建立了有限导流裂缝引起的渗流数学模型,通过Fourier积分变换求解,以此为基础,在裂缝中建立了考虑井筒聚流作用的变流量渗流模型,通过数值求解Fredholm型积分方程拟合出了裂缝导流能力影响函数,最终得到了单一裂缝的产能公式。利用井筒管流作用建立了多级压裂水平井从地层到井底全过程流动的产能预测方程组,同时考虑相邻裂缝间的相互干扰,并给出了完整的算法。应用该方程组计算了实例气井及各压裂段在不同井底流压下的产量,并分析了该井水平段压降和产量分布及无阻流量随有效裂缝半长和导流能力的变化情况,为评价各裂缝参数和压裂效果提供了依据。
- 位云生贾爱林何东博王军磊
- 关键词：致密气藏产能预测
- 四川盆地广安气田须四段、须六段致密砂岩气藏气水分布对比被引量：9
- 2016年
- 四川盆地广安气田须家河组气藏内气水关系复杂,须四段、须六段气藏各区块产能差异大,对比研究须四段、须六段的气水分布对该致密砂岩气藏的高效开发有重要指导意义。根据广安致密砂岩气田气水层解释难度大的研究现状,提出了一种适合须四段、须六段气水层的解释方法。首先,分段建立须四段、须六段不同类型储层的含水饱和度计算模型,再联合核磁共振与相渗资料求取束缚水饱和度,进一步计算可动水饱和度,结合生产动态资料划分出研究区须四段、须六段气水层的定量识别标准。在广安气田须四段、须六段气水层平面、剖面分布特征识别的基础上进行对比研究,结果显示须四段为大面积气水同层分布,而须六段发育高产"甜点"区,并深入探讨了二者气水分布差异主控因素。表明气源条件差异使得须四段、须六段储层内气藏原始充满程度不一;须四段、须六段储层的构成特征控制着流体的空间分布差异;构造幅度的差异使得须四段、须六段内气水分异呈现不同的分布格局。
- 罗超贾爱林何东博郭建林张宫程中疆
- 关键词：气水分布
- 大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例被引量：67
- 2016年
- 以储集层地质特征为基础,分析苏里格气田西区地层水的化学特征和赋存状态,明确研究区气水分布规律及控制因素。苏里格气田西区含水层大面积广泛分布,气层发育差且分布局限,纵向上气、水层呈孤立状交叉分布,储集单元内部气水分异不明显,没有统一的气水界面,总体下石盒子组盒8下段和山西组山1段好于盒8上段。气水分布主要受生烃强度、储集层距烃源岩的距离、砂泥岩的配置关系及复合砂体内部物性差异等因素的控制,其中生烃强度控制了气水分布的宏观格局,随着生烃强度由高到低,由良好的天然气聚集逐渐向气水伴生气藏变化;储集层距烃源岩越近,气层相对越发育,反之则气水同层和含气水层越发育;砂泥岩的配置关系和复合砂体内部物性差异主要控制天然气的局部充注、聚集成藏,由此归纳出5种气水分布模式:纯气型、巨厚储集层气水混存型、上水下气型、上气下水型和上下水夹气型。
- 孟德伟贾爱林冀光何东博
- 关键词：鄂尔多斯盆地苏里格气田西区致密砂岩气地层水气水分布
- 气井井筒温度、压力与积液综合预测模型被引量：20
- 2014年
- 气井积液是产水气藏开发设计和气井生产管理面临的重要问题,但目前对气井流动机理与携液预测还存在争议.从气液两相流的基本流动机理出发,建立了考虑液滴变形和井斜影响下气井井筒的流型、温度、压力与携液综合预测模型,并用实际井数据对模型进行了验证.结果表明,所建模型可用于直井、斜井和水平井的产水气井井筒温度压力预测,预测误差小于5%;在环雾状流动情况下,井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口,不会出现井筒积液;对常规垂直气井,利用井口数据便能判断气井积液情况,Turner 模型计算气井携液临界值较实际值偏大,李闽模型计算结果明显偏小,建议采用彭朝阳模型计算气井携液临界值;对斜井和水平井,则需要同时考虑液滴变形和井斜的影响,水平井近水平段携液临界流速和流量明显较垂直井段小,而造斜井段携液临界流速和临界流量随井斜角的增大先增大后减小,在井斜角为30°- 60°之间达到最大值,因此造斜井段是气井积液判断的重点部位.
- 李波王军磊宁波苏海洋
- 关键词：气井温度积液临界流速数学模型
- 致密气藏水平井产能图版及应用被引量：7
- 2014年
- 水平井分段压裂技术是提高苏里格气田单井控制储量和采收率、实现规模有效开发的关键技术。根据一点法产能方程绘制了水平井产能图版,利用初期生产数据可快速获取水平气井的绝对无阻流量,作为气井合理产量的参考指标。通过分析63口气井的实际生产数据,回归得到平均日产气量与无阻流量之间的关系式,可用于指导气井初期配产。研究结果显示:利用水平井产能图版,仅需初期生产数据即可快速、直观地估算苏里格气田水平井的绝对无阻流量,误差范围在10%以内;水平气井的绝对无阻流量越大,其配产系数越小,二者呈负指数关系。该方法对评价压裂水平井产能、指导致密气藏产能建设有积极意义。
- 吕志凯冀光位云生孙永兵甯波
- 关键词：致密气藏水平井绝对无阻流量
- 大北气田储层损害程度室内评价
- 2012年
- 大北气田大多数井岩心测井显示物性很差，渗透率一般低于0．1×10^-3μum^,部分岩心渗透率低于0．01×10μm^2。选取了大北202井区邻井钻井平台的泥浆，选用大北102和大北202井2口井的油层岩样，在实验室对储层损害进行综合研究，得出该区岩样没有明显的泥饼形成，泥浆滤失量大、对储层损害严重，损害深度较深，而且离井筒越近，损害越严重。并研究了钻井过程中钻井液在不同浸泡时间、压差、温度下工作液侵入深度和污染深度以及水锁对储层的伤害结果，研究表明，泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石反应就越强烈，伤害也越严重；压力梯度越大，更多的泥浆和滤液侵入更深的储层，伤害也越严重；随着温度的升高，滤失量变大，伤害越严重；大北102井和大北202井储层水锁指数大于50％，即该区存在中等偏强水锁，对储层伤害较严重。
- 葛海霞刘忠保马海波王宇席娟严利咏
- 关键词：大北气田钻井液
