超低渗透油藏油井流入动态及合理流压研究

对于超低渗透砂岩油藏,合理的井底流压是保证油井稳产的关键因素之一。启动压力和应力敏感性的存在,使得超低渗透油藏油井合理流压的确定更加困难,开发难度加大。在前人研究的基础上,考虑启动压力梯度和应力敏感性的影响,对已有的油井产能方程进行修正;与油相的相对流动能力相结合,建立了新的油井流入动态方程。以鄂尔多斯盆地L1区长8油藏为例,对新的油井流入动态方程的可靠性进行分析验证,探讨了超低渗透油藏油井合理流动压力确定方法,为矿场实际生产提供科学依据。     

油井合理井底流压确定方法探讨

不同类型的油藏、不同的开发阶段,油井的生产均有一定规律,最大限度地发挥油井潜能,是油田开发的根本需要,而决定油井产量最重要的一个参数是油井井底流压。本文通过既定油藏——鄂尔多斯盆地华池油田(主要为单层油藏)油井处于不同流入动态时的合理流压确定方法进行了探讨,对油田开发会有一定借鉴作用。     

低渗透油藏三相流油井流入动态研究

针对低渗透油藏具有启动压力梯度和应力敏感性的特性,考虑油相相对渗透率、原油黏度、原油体积系数随压力变化,建立了考虑应力敏感性和启动压力梯度影响的低渗透油藏三相流油井流入动态方程,分析了影响流入动态曲线形态的因素.其结果对开发低渗透油田的油井流入动态预测具有实际指导意义.     

油、气、水三相水平井流人动态预测模型及其应用

目前关于水平井流入动态(IPR)的研究仅限于溶解气驱的情况,还没有适合于油、气、水三相和整个油藏压力范围的水平井IPR模型。首先对现有的4种溶解气驱IPR方程进行了筛选,以Cheng和刘想平的方程为基础,建立了适用于油藏压力高于饱和压力的不含水组合型水平井IPR模型。采用纯油与纯水IPR曲线加权平均得到综合IPR曲线的方法,将组合型IPR方程扩展到油、气、水三相的情况,建立了适用于油、气、水三相和整个油藏压力范围的水平井IPR模型,并对水平井流入动态预测计算方法进行了研究。利用该模型可以计算采液指数、产量和井底流压以及绘制IPR曲线等。模型及软件已应用于大庆肇州油田低渗水平井的流入动态预测,效果良好。     

油、气、水三相水平井流入动态预测模型及其应用

目前关于水平井流入动态(IPR)的研究仅限于溶解气驱的情况，还没有适合于油、气、水三相和整个油藏压力范围的水平井IPR模型。首先对现有的4种溶解气驱IPR方程进行了筛选，以Cheng和刘想平的方程为基础，建立了适用于油藏压力高于饱和压力的不含水组合型水平井IPR模型。采用纯油与纯水IPR曲线加权平均得到综合IPR曲线的方法，将组合型IPR方程扩展到油、气、水三相的情况，建立了适用于油、气、水三相和整个油藏压力范围的水平井IPR模型，并对水平井流入动态预测计算方法进行了研究。利用该模型可以计算采液指数、产量和井底流压以及绘制IPR曲线等。模型及软件已应用于大庆肇州油田低渗水平井的流入动态预测，效果良好。     

基于系统效率最高的抽油机井合理流压研究

确定抽油机井合理流压是采油工程与油藏工程的重要研究内容。本文建立了以系统效率最高为评价指标的抽油机井合理流压仿真方法,具体包括:基于抽油机井井筒油气水多相稳定流动的泵排出口压力与油井产液量的耦合仿真模型;有效功率的仿真计算方法;基于抽油杆柱轴向振动与悬点示功图仿真的电动机输入功率仿真模型;系统效率与流压、油藏参数、抽汲参数之间函数关系的仿真模型;给定流压条件下系统效率极值的仿真模型;系统效率极值随流压的变化规律以及合理流压的确定方法。仿真分析结果表明:流压对抽油机井系统效率有显著影响,优化流压可以显著提高系统效率;含水率、气油比与饱和压力等油藏参数是影响合理流压的主要因素。     

合理注采井数比与合理压力保持水平的确定

遵循最大产液量目标及注采平衡的原则,在确定合理井网密度的基础上,根据油井产液指数、生产井最小井底流压、水井吸水指数、注水井最大井底流压,建立了同时确定合理注采井数比、合理压力保持水平、合理生产压差、合理注水压差、最大产液量、油井合理产液量和水井合理注水量的数学模型.应用实例表明模型实用、可靠.     

低渗透油田油井流入动态研究

现场资料表明,注水开发的油井在井底流压很低时,随着生产压差的增大,油井产液量并没有上升,而是下降,其流入动态曲线凹向压力轴,出现一个拐点。本文在考虑流动能力系数的基础上,修正了经典的Vogel方程,建立了新型油井流入动态模型。计算实例表明,当流压低到一定程度后,IPR曲线出现拐点,与现场生产实际情况符合。     

基于Bendakhlia模型的遗传算法拟合油井流入动态曲线新方法

针对经典理论流入动态曲线公式应用的局限性,虽有很多模型对其进行了修正,但因为理论模型考虑因素的限制,无法得到适用于各油藏的通用IPR曲线方程。根据不同油藏条件下油井系统试井测试结果,采用遗传算法,结合Bendakhlia模型,可动态回归出适用于各油藏区块条件下的模型参数进行产能预测。并结合IPR曲线拐点计算,确定了该回归模型的计算产量范围。该范围完全满足机采优化设计的范围需要,并可将最低流动压力设为优化设计井底流压极限值。以此为基础,编制了实用产能预测程序,并将计算结果与矿场实测数据对照,应用结果表明,计算结果准确可靠,完全可用于油井合理产能的确定和产能预测。     

基于Bendakhlia模型的遗传算法拟合IPR曲线新方法

针对经典理论流入动态曲线公式应用的局限性,虽有很多模型对其进行了修正,但因为理论模型考虑因素的限制,无法得到适用于各油藏的通用IPR曲线方程。根据不同油藏条件下油井系统试井测试结果,采用遗传算法,结合Bendakhlia模型,可动态回归出适用于各油藏区块条件下的模型参数进行产能预测。并结合IPR曲线拐点计算,确定了该回归模型的计算产量范围。该范围完全满足机采优化设计的范围需要,并可将最低流动压力设为优化设计井底流压极限值。以此为基础,编制了实用产能预测程序,并将计算结果与矿场实测数据对照,应用结果表明,计算结果准确可靠,完全可用于油井合理产能的确定和产能预测。     

热孔弹塑性完全耦合作用下的井底岩石应力分布

井底待破碎岩石所处的应力状态作为影响其破碎的关键因素而直接影响着钻井效率,建立综合考虑上覆岩层压力、水平地应力、液柱压力以及孔隙压力和地层温差完全耦合作用下井底岩石的三维物理模型,借助有限元软件进行求解,研究在不同液柱压力、不同井深、不同温差以及不同渗透系数作用下井底岩石应力分布的数值解。结果表明:液柱压力、井深以及温差越大,井底表面岩石最大主应力越大;渗透系数减小,井底表面最大主应力先增大后减小;在井眼轴向方向,在距离井底表面以下一定距离之后,液柱压力和井深越大,岩石最大主应力越小;温差对岩石最大主应力没有影响。     

应力敏感条件下合理井底流压的判定研究

针对低渗透应力敏感性油藏,生产压差过大后会造成近井地带岩石破碎,从而导致渗透率下降,进而影响油井产能问题,为使低渗透油藏能够得到合理高效开发,本文介绍了渗透率变异系数的计算方法,并推导出考虑应力敏感对储层造成伤害情况下,采油指数和生产压差之间的关系模型,该模型可判定出最大采油指数所对应的流压就是合理井底流压。现场实例计算验证了模型的正确性并分析了渗透率变异系数对合理井底流压影响。指出渗透率变异系数越大,最大采油指数也越低,随井底流压的继续减小而降低的幅度也越大,最大采油指数所对应合理井底流压就越大。     

各向异性断块油藏油井压力特征分析

各向异性对断块油藏地层压力分布及油井井底压力有明显影响。针对无限大两夹角扇形断块油藏,建立了
考虑断层闭合的单相不稳定渗流模型,利用坐标变换及数值计算得到不同生产时间各向异性断块油藏地层压力及油
井井底压力,分析了不同生产时间、断层夹角和渗透率强度系数对地层压力及油井井底压力影响。通过分析得出：各
向异性油藏压降损失在方向上存在差异,地层压降更多发生在主渗透率方向上;断层夹角越小,断层边界对生产影响
越大,地层及油井井底压力值越低;油井井底压力随渗透率强度系数变化不呈现出单调变化关系,存在先减小后增大
趋势。     

计算气井井底压力的数值方法

本文应用了一种数值方法直接计算气井井底静压和流压,给出了几个计算实例并与其它常用的形式积分方法作了比较。     

围压条件下井底环空循环吸入式粒子射流破岩试验

井底环空循环吸入式粒子射流钻井是解决硬地层破岩钻井效率低下的有效途径。采用所研制的井底围压试验装置,试验探索井底环空循环吸入式粒子射流破岩的规律。结果表明:随着围压的增大,粒子射流破岩效率逐渐减小;随着射流压力、粒子直径和硬度的增大,粒子射流破岩效率逐渐增大;随着喷距和粒子质量分数的增大,射流破岩效率呈现先增大后减小的趋势;井底环空循环吸入式粒子射流高效破岩钻井方法确实可行。     

基于含可信度地层压力剖面的精细井身结构设计方法

对现有深井井身结构设计中安全密度窗口约束条件进行分析,发现井涌允量、破裂压力安全系数、抽吸压力系数等经验性安全系数的取值较为保守,且没有考虑循环钻进时防漏的约束条件,这对深井尤其是下部安全密度窗口窄的井钻井不利。通过引入含可信度的地层压力剖面以及附加钻井液密度和抽吸压力的计算分析,使安全密度窗口的上下限得以精确确定,在此基础上加入考虑环空压耗当量密度的约束条件,并给出迭代计算方法,解决了环空压耗计算中需要井身结构参数的难题,避免了深井循环钻进过程中的井漏问题,进而形成了一套基于含可信度地层压力剖面的、适用于深井的精细井身结构设计方法,可以有效避免深井中由于钻井液密度设计不合理导致的井下复杂事故的发生,且其设计结果具备一定的风险控制功能,有利于结合现场实际对设计进行风险控制。     

考虑吸附效应的非达西流压裂水平井试井分析

页岩气藏渗透率较低,流动过程中存在边界层影响和吸附解吸现象。在建立页岩气藏压裂水平井试井模型过程中,非压裂区域考虑为存在吸附效应的非达西流动,压裂区域考虑为双重孔隙介质达西流动,水力压裂裂缝区为达西流动。基于油气渗流理论和数学物理方法,建立了考虑吸附效应的非达西流压裂水平井试井模型,求解得到了考虑井筒存储和表皮效应的压裂水平井井底压力响应,并进行了压力响应参数敏感性分析。结果表明:启动压力梯度主要影响特征曲线后期上翘程度;窜流系数主要影响"凹槽"的位置,当同时考虑启动压力梯度和吸附解吸时,窜流系数还影响着解吸时间的长短;解吸系数主要反映解吸扩散程度,随着压力降低,页岩气解吸效果越明显,特征曲线中的"凹槽"宽度和下凹程度越大。研究对于页岩气藏压裂水平井的开发与动态监测具有一定的指导意义。     

单砂体内一注一采型注水井供液半径模型建立及应用

随着井网密度逐年加大,待钻井周围钻关注水井数量也相应增加。为了避免在钻井过程中发生事故,必然要对注水过程中不同井距、不同渗透率及不同注入时间等因素下单砂体内压力的分布规律进行研究,进而对钻关距离和钻关时间等方面进行调整。根据渗流力学理论,建立了常见的单砂体内一注一采情况下的注水井供液半径数学模型,并绘制典型理论图版。根据所建数学模型,结合理论图版对现场实际多口井进行检验,所得预测压力系数与实际解释压力系数相对误差小于15.0%,为现场钻关方案的合理制定提供理论依据。