导读:本文包含了水平井产能论文开题报告文献综述及选题提纲参考文献，主要关键词:玛湖油田,致密油,多段压裂水平井,直井
水平井产能论文文献综述
刘文锋,张旭阳,张小栓,何斌,顾明翔[1]（2019）在《致密油多段压裂水平井产能预测方法》一文中研究指出针对玛湖致密油田多段压裂水平井产能预测中存在误差大的问题,调研了国内外研究现状和针对性解决措施,认为产能预测误差大的原因在于储集层非均质性强,使用公式法预测水平井产能难以排除储集层横向非均质的影响。利用增产倍数法建立了致密油水平井产能预测流程,首先建立直井产能与地质参数的相关性,然后建立水平井增产倍数(水平井产能除以直井产能)与地质参数的相关性,最后预测水平井产能的平面分布特征。经新井产量验证,新方法预测精度比类比法和公式法高。(本文来源于《新疆石油地质》期刊2019年06期）
彭神奇,董文玉,景琛[2]（2019）在《大牛地气田大8—大10井区水平井产能影响因素》一文中研究指出大牛地气田大8—大10井区共有开发水平井305口,主要生产层位为太2段、山1段、山2段和盒1段。本文从水平井试气效果影响因素、区内水平井生产效果受控因素及气井产液特征等叁方面进行论述,分析了同井区不同层位气井产能高低不同的原因。研究表明水平井试气效果主要受控于3个因素:沉积微相及砂体构型、储层物性条件和储层厚度;水平井生产效果主要受控于气井液气比。太2段沉积有利微相主要为主砂坝和砂坝侧翼砂体,气层呈块状连续发育,盒1段有利微相为辫状河心滩,辫状河砂体发育、气层分散,太2段、盒1段水平井总体试气产能较高;山2段上部发育辫状河心滩,下部为叁角洲分流河道,分流河道内砂体发育、气层连续性较好,但河道变化较快,山1段分流河道规模相对较小,河道变化较快,砂体内部垂向上岩性变化较频繁,山西组水平井总体产能较低。大牛地气田大8—大10井区气井产水类型为滞留水,储层孔隙、喉道大小和岩石颗粒表面吸附性能差异使得天然气主要富集于相对高孔隙度、高渗透率的砂岩储层中,气水层多分布在物性较差的砂岩储层中,气井液气比较高意味着气井钻遇较差储层,生产特征表现为低产。(本文来源于《中外能源》期刊2019年11期）
孙仁远,姚世峰,梅永贵,孙莹,孙晓飞[3]（2019）在《煤层气压裂水平井产能影响因素》一文中研究指出产能评价对于煤层气的高效开发具有十分重要的意义。依据寿阳区块七元煤矿的地层压力、渗透率、初始含气量、兰格缪尔压力等数据,采用COMET3软件开展煤层气压裂水平井的产能评价,对影响煤层气压裂水平井产能的水平段长度、水平井方位、裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力、水平井井距等因素进行评价。结果表明:水平段长度、水平井井距、裂缝条数、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产能影响较大。当水平段长度小于600 m时,煤层气井的产气量变化较为敏感;煤层非均质性对煤层气高产具有不可忽视的作用;裂缝条数为控制累计产气量的主要因素,其次为裂缝导流能力和裂缝半长;随着水平井井距的减小,累计产气量增大,但水平井井距过小对累计产气量的贡献并不明显。(本文来源于《新疆石油地质》期刊2019年05期）
蒲谢洋[4]（2019）在《页岩气藏复合分区分段多簇压裂水平井产能模型》一文中研究指出考虑页岩气藏水平井分段多簇压裂后储层改造区和未改造区的渗流特征,建立了页岩气藏复合分区分段多簇压裂水平井产能模型。数值模拟结果表明:改造体积和改造区渗透率越大,分段多簇压裂水平井产量越高,但改造体积的影响比改造区渗透率的影响大,且存在最优改造体积。建立的模型为优化裂缝簇间距和改造体积提供了新的技术手段。(本文来源于《石化技术》期刊2019年09期）
孙恩慧,杨威,汪巍,李博,郭敬民[5]（2019）在《底水油藏高含水期油水两相水平井产能预测》一文中研究指出为了搞清底水油藏高含水期油水两相水平井产能预测,考虑水平井进入高含水期,油水相对渗透率比与含水饱和度半对数曲线不再呈线性关系,通过最小二乘法原理,得到高含水期下新的油水相渗表征公式,给出高含水期水平井油水两相产能公式。通过实例对比,与常规的水平井产能公式计算结果相比,利用本文公式计算出结果与水平井实际产量的相对误差最小,仅为6.2%,对高含水期下水平井的产能预测具有一定的实用性。(本文来源于《石油化工应用》期刊2019年09期）
孙恩慧,李博,彭琴,杨威,孟鹏[6]（2019）在《特高含水期下水平井油水两相产能研究》一文中研究指出当生产井进入高含水期后,油藏渗流出现了油水两相流动。以水平井渗流原理为基础,将水平井的叁维渗流简化为2个二维平面渗流,引用保角变换和电模拟概念,得到水平井油水两相产能方程,结合特高含水期相渗关系表征方程,可对水平井油水两相产能方程求解。通过实例对比,与常规的水平井产能公式计算结果相比,利用本文公式计算出水平井的产量与实际产量的相对误差最小,仅为6.3%,对特高含水期下水平井的产能预测具有一定的实用性。(本文来源于《新疆石油天然气》期刊2019年03期）
程子岳[7]（2019）在《超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究》一文中研究指出根据超低渗透油藏M区块的地质条件和物性,应用非线性渗流模型,结合实际情况分析对比超低渗透油藏M区块不同含水率和不同种类井的流入动态曲线,幵研究了不同裂缝和不同井距的流入动态曲线,确定了决定水平井产油能力的因素。研究结果表明:油水相对渗透率试验结果表明,M区块储层具有启动压力梯度,动水饱和度低,油水互相渗透共同区域较小。超低渗透油藏M区块含水率、井网类型、裂缝数量和井距对产油能力影响较大。其中,含水率为10%、中心压裂水平井采用矩形井网、裂缝数为5和井距80 m的条件下超低渗透油藏M区块产能最优。(本文来源于《当代化工》期刊2019年08期）
任岚,黄静,赵金洲,贾久波,谢斌[8]（2019）在《页岩气水平井重复压裂产能数值模拟》一文中研究指出产能模拟是页岩气水平井重复压裂优化设计的重要环节。对于页岩气水平井而言,初次压裂形成的复杂网络以及随生产进行而被扰动的储层应力场和压力场使得重复压裂产能模拟更加困难。根据页岩储层压后多重孔隙介质特征,考虑页岩气在开采过程中"有机质干酪根—无机质纳米孔隙—天然裂缝"的多尺度空间流动行为以及储层参数和水力裂缝导流能力随生产的动态变化,建立页岩气水平井重复压裂产能预测的数学模型。基于矿场生产数据的历史拟合验证该模型的可靠性,探讨气井初次压裂后有效应力和水力裂缝渗透率变化规律,为重复压裂时间节点优化提供参考。重复压裂模拟结果表明,重复压裂通过增加原有水力裂缝的导流能力,再次为页岩气的流动提供快速通道,提高页岩储层吸附气的采出程度。(本文来源于《天然气勘探与开发》期刊2019年02期）
于俊红[9]（2019）在《页岩气藏水平井流—固耦合非线性渗流问题的理论分析及产能计算》一文中研究指出页岩的岩石力学性能决定着储层体积压裂所形成的裂缝网络结构的复杂程度,以及页岩气生产过程中流-固耦合作用的强弱。考虑页岩孔隙-裂隙介质的变形场对页岩气渗流场的影响,可以更为深入地揭示页岩气的渗流规律,从而建立较为准确的产能预测计算模型。本研究针对页岩气藏压裂水平井流-固耦合非线性渗流问题,开展了页岩岩石力学性能的实验分析、页岩气多尺度非线性渗流理论模型的建立,以及水平井产能的数值计算等方面的系统研究,主要内容和成果如下:(1)通过巴西圆盘实验分析了页岩的抗拉强度、弹性模量和断裂韧性等岩石力学性能。首先采用弹性平面问题的复应力函数方法,获得了任意对称分布载荷作用下圆盘应力和位移的级数解。同时针对含预制裂纹圆盘,结合权函数方法给出了裂纹尖端的应力强度因子表达式。进而,以此为间接实验分析的理论基础,研究了接触压力分布形式和摩擦力作用对实验测试结果的影响。此外,考虑了页岩的初始非线性弹性效应对圆盘接触压力分布形式的影响。基于广义变分原理和载荷增量方法,计算了接触压力的分布,得到了与实验测试数据相一致的结果,指出了线性弹性和非线性弹性圆盘的接触压力分布形式特征的差异。(2)针对页岩气藏压裂水平井,分析了页岩气生产程中的流-固耦合作用机理。考虑支撑剂嵌入效应的影响,建立了考虑初始地应力、压裂缝方位和支撑剂铺置层数等因素的压裂缝网等效固有渗透率模型;考虑孔隙介质弹性变形效应的影响,给出了基质固有渗透率修正模型;考虑游离气的Fick扩散和Knudsen扩散效应,以及吸附气的表面扩散效应,建立了页岩气多尺度渗流的等效渗透率模型。数值计算分析了流-固耦合作用强弱的影响因素,以及各种非线性效应对页岩气渗流的影响。(3)基于压裂过程中的能量衰减规律,提出了适用于全流场的等效孔隙度和等效固有渗透率空间非均匀分布模型,建立了页岩气藏压裂水平井流-固耦合作用下的非均匀、非线性和非稳态叁维渗流数学模型,并发展了相应的半解析-半数值计算方法。通过与文献中的实际生产数据对比,验证了本研究数学模型的适用性以及半解析-半数值计算方法的正确性。(4)数值模拟并预测了我国西南地区典型页岩气藏水平生产井的产量,计算结果与现场实际记录数据基本一致。另外,数值分析了初始地应力、支撑剂铺置层数、弹性模量、Biot系数等流-固耦合作用参数,以及Knudsen扩散、表面扩散和解吸等效应对页岩压裂水平井产量的影响。(本文来源于《北京科技大学》期刊2019-06-05）
姬靖皓,席家辉,曾凤凰,杨启桂[10]（2019）在《致密油藏分段多簇压裂水平井非稳态产能模型》一文中研究指出针对段/簇间裂缝渗流场差异,基于线性流分区模型,考虑致密储层低速非达西流动和裂缝渗透率应力敏感特征,建立了致密油藏分段多簇压裂水平井非稳态产能模型。矿场实例验证了模型的正确性。模型计算分析显示:启动压力梯度主要影响油井的中后期产能,储层改造形成的复杂裂缝网络可有效降低非达西流动对油井前期产能的影响;裂缝渗透率应力敏感性对油井产油量影响较大,应力敏感系数越大,油井的产油量和累积产油量越低;裂缝总数较小时,裂缝的段簇比对累积产油量影响较大,相同裂缝条数下,段簇比越大,累积产油量越大;随储层改造体积增大,油井累积产油量增幅逐渐变缓。该研究结果可对致密油藏分段多簇压裂水平井产能评价提供理论依据。(本文来源于《岩性油气藏》期刊2019年04期）
水平井产能论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
大牛地气田大8—大10井区共有开发水平井305口,主要生产层位为太2段、山1段、山2段和盒1段。本文从水平井试气效果影响因素、区内水平井生产效果受控因素及气井产液特征等叁方面进行论述,分析了同井区不同层位气井产能高低不同的原因。研究表明水平井试气效果主要受控于3个因素:沉积微相及砂体构型、储层物性条件和储层厚度;水平井生产效果主要受控于气井液气比。太2段沉积有利微相主要为主砂坝和砂坝侧翼砂体,气层呈块状连续发育,盒1段有利微相为辫状河心滩,辫状河砂体发育、气层分散,太2段、盒1段水平井总体试气产能较高;山2段上部发育辫状河心滩,下部为叁角洲分流河道,分流河道内砂体发育、气层连续性较好,但河道变化较快,山1段分流河道规模相对较小,河道变化较快,砂体内部垂向上岩性变化较频繁,山西组水平井总体产能较低。大牛地气田大8—大10井区气井产水类型为滞留水,储层孔隙、喉道大小和岩石颗粒表面吸附性能差异使得天然气主要富集于相对高孔隙度、高渗透率的砂岩储层中,气水层多分布在物性较差的砂岩储层中,气井液气比较高意味着气井钻遇较差储层,生产特征表现为低产。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
水平井产能论文参考文献
[1].刘文锋,张旭阳,张小栓,何斌,顾明翔.致密油多段压裂水平井产能预测方法[J].新疆石油地质.2019
[2].彭神奇,董文玉,景琛.大牛地气田大8—大10井区水平井产能影响因素[J].中外能源.2019
[3].孙仁远,姚世峰,梅永贵,孙莹,孙晓飞.煤层气压裂水平井产能影响因素[J].新疆石油地质.2019
[4].蒲谢洋.页岩气藏复合分区分段多簇压裂水平井产能模型[J].石化技术.2019
[5].孙恩慧,杨威,汪巍,李博,郭敬民.底水油藏高含水期油水两相水平井产能预测[J].石油化工应用.2019
[6].孙恩慧,李博,彭琴,杨威,孟鹏.特高含水期下水平井油水两相产能研究[J].新疆石油天然气.2019
[7].程子岳.超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究[J].当代化工.2019
[8].任岚,黄静,赵金洲,贾久波,谢斌.页岩气水平井重复压裂产能数值模拟[J].天然气勘探与开发.2019
[9].于俊红.页岩气藏水平井流—固耦合非线性渗流问题的理论分析及产能计算[D].北京科技大学.2019
[10].姬靖皓,席家辉,曾凤凰,杨启桂.致密油藏分段多簇压裂水平井非稳态产能模型[J].岩性油气藏.2019