抽汲井试井分析数学模型的建立及精确解

根据抽汲井试井工艺过程及其特点,采用已知上一次抽汲结束时的地层压力分布规律建立下一次抽汲数学模型的方法,建立了抽汲井试井分析数学模型,并在Laplace空间求解出了相应的精确解。将这一成果应用于长庆油田之中,结果表明:该理论能描述抽汲井的井底压力瞬变性及抽汲期井底压力变化无规律性的特征,符合实际测试工艺情况,弥补了抽汲井试井这一空白;提高了该类井试井的解释率和解释结果的可信度。同时,利用该理论还可计算抽汲过程中任一时刻的井底压力和关井时刻的井底压力,解决了抽汲井难以计算关井时刻井底压力的问题。     

抽汲井流体渗流力学模型及精确解

在对均质无限大油藏中心一口井抽汲井物理过程描述的基础上,建立了抽汲井流体渗流力学模型,并在Laplace空间求解出了相应的精确解.通过实例计算表明,该模型能描述抽汲井流体的渗流规律,可计算抽汲过程中任一时刻的地层压力、井底压力和关井时刻的井底压力,解决了抽汲井难以计算关井时刻井底压力的问题.     

无隔水管海底泵举升系统井底压力计算与分析

在无隔水管海底泵举升系统(riserless mud recovery system, RMR)钻井中,当钻井泵停止工作时,可能会发生U型管效应,而U型管效应的发生势必会导致井底压力处于不平衡状,发生溢流的概率将大大增加。为了能够在U型管效应发生期间,对井底压力进行控制,保持井眼稳定,通过建立RMR系统在停泵工况下的U型管效应环空返速数学模型,对RMR系统在该期间的环空返速和井底压力变化进行了模拟,分析了在恒定井底压力下海底泵入口压力和海底泵出口流量的变化规律。结果表明：海底泵入口流量越小,可调区间越大;钻井泵停泵前流量越大,维持井底压力恒定下的时间越短,钻井泵停泵前27、32、37、42 L/s时流量可调的截止时间分别为21、19、18、16 min。形成了适用于RMR系统在该期间进行井底压力控制的流量调节方法,为实际作业时的井控方法和操作提供了理论指导。     

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。     

考虑热效应的CO2气井试井压力模型和计算方法

油井注CO2采油,在CO2停注关井后,井筒不同位置处温度与地层温度不相同,存在井筒和地层的热交换,变化的温度和井筒储集流动共同影响井底压力.为了正确模拟关井后不同时刻的井筒压力,温度,密度和速度分布,建立了一个基于CO2注入的井筒管流及地层渗流热流耦合数学模型,对地层气体渗流采用半解析半数值的求解,对井筒流动使用PISO方法来进行数值计算.计算结果表明:关井后热效应对井底压力导数曲线的早期形态有明显的影响,因而可以分析热效应对井底压力的影响,正确指导CO2注A工艺.     

高温高压复杂井身结构气井井筒温度计算方法

 西气东输的气源井以高温高压气井为主,气井生产依赖于井底温度和压力,生产过程中温度起着重要的作用。为了确保高温高压气井的正常生产,必须对井筒温度压力进行深入研究。井筒压力的研究已有较为成熟的结果,但对井底温度的研究还很不成熟,尤其是井身结构对井筒温度的影响国内外尚未见报道。本文基于Ramey经典井筒温度计算模型建立了两种考虑复杂井身结构井的井筒温度分布计算模型,即在复杂井筒条件下从井底到井口的温度计算模型和从井口到井底的温度计算模型。通过与实测资料对比,给出了计算模型的误差对比,分析了井身结构对井筒温度分布计算的影响。研究结果表明,从井底到井口的温度分布模型计算结果优于从井口到井底的温度分布模型。     

底水稠油油藏水平井含水规律预测方法

针对底水稠油油藏水平井出水位置难以确定的问题,通过建立底水稠油油藏物理及数学模型,利用Green函数、Newman乘积方法和叠加原理推导底水稠油油藏水平井非均匀产液的压力响应解析解,采用Stehfest数值反演算法得到考虑井筒储集效应和表皮效应的底水稠油油藏水平井分段产液试井井底压力解.通过绘制水平井分段试井典型图版,进行流动阶段划分及分析,进而得到不同生产段长度、生产段数目、生产段位置分布、流量分布等影响因素影响规律,并绘制相关解释图版.矿场应用实例验证了研究结果的有效性及广阔的应用前景.     

基于数字滤波的压裂停泵数据反演方法

水力压裂是目前开采致密油气的主要方式,压裂施工期间测量的地面压力及流量数据包含地层压力、渗透率和裂缝半长等重要信息,这些参数是判断压裂施工成功率及压后开采制度制定的重要依据.提出了基于数字滤波压裂停泵数据反演方法,首先采用井筒垂直管流方程将变密度和流量的地面压力折算到井底压力,其次采用FIR滤波处理停泵后压降数据,消除停泵水锤等噪声干扰,获得反映地层渗流的压降数据,最后采用垂直裂缝井试井分析方法解释滤波后的压降数据,获得地层渗透率、原始地层压力及裂缝半长等重要参数,实现了对裂缝及地层参数的实时分析及评价.通过与关井压力恢复分析结果比较,证明了所提方法的可靠性.     

注液态CO_2采油井筒热力分析

目前CO2已经被用作有效的驱油剂,CO2到达井底时的热力状态对驱油效果有较大影响.针对影响井底CO2压力和温度的因素,根据液态CO2在竖直井筒中的热量传递原理和流体流动理论,在Ramey建立的物理模型基础上,建立了液态CO2井筒流动与传热数学模型,通过求解实例,得到井筒内液态CO2温度和压力的分布规律以及各因素对井底CO2参数的影响.结果表明:井筒内CO2的温度和压力随井深的增加而近似成线性增加;当注入速率增大时,气液分界面加深;井底温度随入口流量的增加而降低,而受入口温度的影响较小;井底压力随井口注入压力的增加而成比例增加,随着流量的增加呈先增后减的趋势;环空介质采用清水比空气的导热效果好.     

钻井井喷关井期间井筒压力变化特征

针对目前钻井井喷关井期间井筒压力计算值与实际关井压力差别较大的问题,将关井期间井筒压力变化分为两部分:关井初期地层流体继续侵入井筒的续流部分和气液密度差导致气体滑脱上升部分,从渗流理论和试井理论出发,考虑关井期间井筒内气体和钻井液的压缩性以及井筒的弹性,建立关井期间井筒续流模型;从气液两相流理论出发,考虑关井气体滑脱上升期间气体的膨胀、气体和钻井液压缩性、井筒弹性以及钻井液滤失等因素,建立关井期间气体滑脱模型;然后考虑关井期间井筒续流和气体滑脱综合影响,建立关井期间井筒压力计算模型,并给出基于本模型的气侵关井井筒压力读取方法。结果表明:关井初期井底压力呈指数增加,井底压力大于地层压力之后井底压力呈线性增加;关井初期井筒续流起主导作用,井底压力大于地层压力之后气体滑脱效应起主导作用。     

量子阱超晶格和量子阱线超晶格中的极化激元

量子阱超晶格和方形截面量子阱线超晶格中极化激元的色散关系被详细讨论．在量子阱超晶格和量子阱线超晶格中，我们得到了四支（不是两支）极化激元模．     

大斜度井、分支井的不稳定压力动态分析

应用连续点源迭加原理建立起均匀流率的斜井压力分布数学模型,通过该模型能够考虑大斜度井的射开段长度、上下位置、倾斜角、渗透率各向异性等影响;应用Stehfest数值反演算法计算获得大斜度井的压降典型曲线,为大斜度井的试井评价和产能预测提供有力工具;通过对比分析发现,大斜度井的双对数典型曲线存在两段压力导数水平段,前者是早期的径向流特征,后者是拟径向流特征;在同等的井筒渗流长度条件下,大斜度井或水平井方式的渗流条件好,更能有效地利用地层能量。     

低渗透气井工作制度对试井解释的影响

为了得到低渗透气井正确、可靠的试井解释结果 ,根据不稳定试井理论 ,结合矿场实际测试数据分析 ,认为低渗透气井要以合理的工作制度测试 ,做到产气量与气藏供气能力相匹配 ;否则 ,如果低渗透气井工作制度不合理 ,即产气量过大时 ,会造成气藏供气能力不足 ,供不应产 ,导致压力半对数曲线出现明显的“假径向渗流”直线段 ,由此解释得到的地层系数、渗透率等误差较大、失真 .进一步完善了低渗透气井试井测试条件     

阱宽对抛物量子阱的影响

本文采用变分法研究了阱宽对氮化物抛物量子阱的影响，结果表明，抛物量子阱阱宽对能量的影响是很明显的，基态能量和第一激发态能量随阱宽的增大而减少．     

利用旧井点的钻井布局模型

根据平移变换的性质，先将问题一转化为求单位网络[0，1]×[0，1]内的点集的最大覆盖问题，提出了算值计算方法并对此给出了数学证明．然后，利用问题一的数值算法，构造了问题二的近似算法.对本文提供的算例，结出了问题一的精确解．对于问题二，给出了近似解．     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性,提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法,分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明,新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果;菱形和矩形井网中,新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积,降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%）,含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）     

间歇生产气井井网智能系统的研制

随着天然气的产出,地层能量下降,间歇气井愈发增多,针对衰竭但尚有一定产气量的间歇生产气井进行增产投资与收益不成正比的问题,在传统单井监控系统基础上,基于三菱FX系列可编程逻辑控制器研制了一套间歇生产气井井网智能监控系统。该系统将单个气井物联,形成井网,以三菱FX系列可编程逻辑控制器为系统中枢,统筹数据采集、监控与逻辑处理、数据传输、应急阀系与供电五大子模块,使得全井站数据实时传入控制终端,结果表明,该系统能以较低的成本投资,实现全井站气井整个寿命周期的实时数据监测,特别针对间歇生产气井可实现后期衰竭饱和自动采集,极大程度提升了井站的实时监控效果、间歇生产气井的开发程度与节能效果。     

五点法井网井组边界自动确定方法研究

利用容积法计算五点法井网井组的地质储量,采用传统方法或已有的方法确定井组的含油面积时效率不高。根据五点法井网井组边界的特征,首先定义了内部井、边井和角井,并提出了相应的判断方法。然后根据井组储量计算原理,确定了内部井不需要外扩,边井和角井需要外扩的原则。最后通过五点法井网井组的组合方式,提出了边井和角井的外扩算法,形成了五点法井网井组边界的自动确定方法。该方法能够自动、快速、准确地确定五点法井网井组的边界,进而确定井组的含油面积。     

稠油藏水平井、垂直井产能分析

针对稠油藏非牛顿流体在多孔介质中的渗流特点,研究了水平井、垂直井定常三维渗流,建立了具有启动压力梯度非牛顿流体的水平井、垂直井的产能公式.分析了各种流体特征对产能影响.这些公式可较好地用于稠油藏的开发设计评价中.     

单井控制面积权衡储量计算中控制面积的确定

采用单井控制面积权衡方法可以计算油藏的储量．该方法认为观测数据的权值与观测点的疏密有关：在观测点密集的地方，观测数据的权值较小，而观测点稀疏的地方，观测数据的权值则较大．其关键是如何计算每个观测数据的权值．通常这个权值定义为观测点控制区域的面积．该方法的特点是可以把一个任意复杂的边界分解成若干个简单的边界问题来处理，从而可计算复杂构造油藏的储量．该算法已在微机上实现，并投入生产．