Eagle Ford页岩油产区产量递减分析和数值模拟模型分析
在页岩油藏极端低渗透的孔隙介质和出现水力裂缝的长水平井中,流体流动的内在规律对动态预测提出了一系列挑战.由于不稳定流态持续出现在整个油井生产期内以及页岩油藏生产历史短暂两方面的原因使得常规的Arps预测机理常常不能完全应用于页岩油藏.低烃采收率在油区占主导地位.本文对包括Arps经验方程的递减曲线分析(DCA)、原油累积产量的对数增长分析(LGA)以及数值模拟模型(NSM)分析在内的三种预测机理的结果进行了对比.同时也考虑了通过注入二氧化碳提高采收率的问题.针对以不稳定流型为主且动态历史相对较短的页岩油藏,本文推荐了一种最适用于该类油藏中水力压裂水平井眼的预测工具.对决定最优注采井网井距和优化增产油藏体积(SRV)内、外的泄油面积而言,提高采收率的模拟结果是至关重要的.针对同一口井,依据其部分或全部数据用递减曲线分析法(DCA)进行分析得到了不同的结果.对数增长分析预测的累积产量与Arps指数递减模型的预测结果基本相似.对数增长模型与多数累积产量的变化趋势一致性也非常好,而且在数据的后期可以得到更好的预测结果.在固定的生产条件下,应用实际的数据和动态的油藏性质参数而建立的数值模拟模型(NSM)的预测结果与生产历史十分相近,但预测的累积产量取决于油藏性质参数的准确程度.与原始溶解气驱相比,当烃源岩采取注入二氧化碳提高采收率的措施后,原油采收率得到了小幅提高,而且油井生产时间延长了8到10年.页岩油动态预测方法目前尚未统一,仍需要对不同的预测方法进行更多的调查研究并不断将其完善.对不同方法的研究有助于使容积法的计算结果更加准确.原油开采方式的优化是石油生产的关键,本文对此也提出了一些有用的观点.
2014-05-15（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）
共29页
68-96
