海上埕岛油田低渗透油藏压裂井产能模型研究

低渗透油藏具有应力敏感性强、启动压力梯度等非线性渗流特征,对油井产能的预测也因此变得十分困难。综合考虑储层裂缝发育、应力敏感性、启动压力梯度以及流体的微可压缩性等因素,运用非线性渗流理论,建立了低渗透油藏垂直裂缝井的非线性稳定渗流模型,运用保角变换得到模型的解析解。结合埕岛油田埕北32东营组低渗透油藏开发实例,研究结果表明:油井产能随裂缝半长的增大而增加,随应力敏感系数的增大而降低。在生产压差小于2 MPa时,裂缝半长和应力敏感系数对产能的影响并不明显;采油指数随着生产压差的增加出现大幅下降。当生产压差超过2 MPa,裂缝半长和应力敏感系数的影响将变得十分显著,裂缝半长增大到6倍,油井产能相应增加为2.5倍,应力敏感系数增大到10倍,油井产能相应下降为1/2;而采油指数的下降将变得比较平缓,直至最后趋于稳定或略有上升的趋势。对CB32A-3、CB32A-4两口压裂井产能进行预测,预测误差在10%以内,测算结果具有较高的精度。     

变形介质低渗透油藏油井真实产能计算与分析

基于变形介质带启动压力梯度低渗透油藏稳定渗流理论,研究了低渗透油井增产措施后稳定生产的真实压力分布与产能分析方法.研究结果表明低渗透油藏油井渗流场的真实压力分布具有分区域特征;在具有变形介质特征的低渗透油藏中,油井的产能随启动压力梯度和介质变形系数增大而降低,随增产激活半径和激活系数的增大而增加,随生产压差的增大而增加;同时油井产能指数随生产压差增大呈非单调增曲线,因此对于低渗透油井生产而言,存在合理生产压差与最小生产压差.同时,沿用同一思路对超低渗透油藏开发的有效途径进行了探讨.认为提高增产激活半径是显著提高超低渗透油藏产能的有效方法.理论计算结果表明,只有在增产激活半径大于60m(渗透率越低,该值越大)时油井的产能才会得到大幅度提高.因此,寻求深穿透的油井改造措施或采用水平井开采技术,将是超低渗透油藏开发的有效方法.     

应力敏感储层拟稳态流动产能分析

考虑应力敏感和井底脱气的影响,推导了外边界封闭油藏在拟稳态流动阶段的产能方程。实例计算结果表明:在相同的生产压差下,应力敏感油藏单井产能向压力轴弯曲;产能比常规Vogel方程低考虑脱气影响时,油井存在极限生产压差。当实际生产压差高于极限生产压差时,增大生产压差,油井产能反而减小;而常规Vogel方程不存在这种现象。渗透率伤害系数越大,曲线弯曲越早,弯曲度越大,极限井底压力也逐渐增大。地层压力下降后产能曲线弯曲程度下降,表明地层压力下降后应力敏感对产能的影响逐步降低。当平均地层压力下降到一定程度后,极限井底压力消失。     

致密砂岩油藏拟稳态流动产能分析

同时考虑应力敏感与启动压力梯度的影响,推导出拟稳态流动阶段致密砂岩油井产能公式;并在研究井底脱气基础上,对产能方程进行了修正。实例计算结果表明:在相同的生产压差下,生产井产能向压力轴弯曲,产能低于常规Vogel方程;且应力敏感系数越大,产能曲线弯曲度越大。当井底存在脱气现象时,油井存在一个极限生产压差,并当极限生产压差低于实际生产压差时,油井产量随着生产压差增大反而下降;应力敏感系数越大,产能曲线弯曲越早且弯曲度越大,极限生产压差减小。受到启动压力梯度影响,生产井极限生产压差变大,而受到应力敏感效应影响,极限生产压差减小。在实际生产过程中需要合理优化生产压差。地层压力下降后,生产井受到应力敏感效应影响减弱,受到启动压力梯度影响增强。     

基于遗传算法的油气集输管网运行效率优化

油气集输系统的能量耗散,在油田生产能量消耗中占主导地位.若集输管网各项运行参数没有随着油井开发参数的变化而相应调整,将导致集输系统能耗逐年增加,集输用气和用电单耗不断升高.对于这一问题,以树状双管掺水集输管网为研究对象,在布局一定的情况下,以管网掺水量、掺水温度、掺水压力为参数变量,运用遗传算法编制程序对其优化.以某油区树状双管掺水集输管网为例,通过运算得到优化后的运行参数,管网运行能耗比优化前降低了28%.     

幂律型稠油在压敏油藏中的压力及产能研究

为了解决已有的压敏油藏压力及油井产能计算方程无法考虑幂律型稠油的问题,基于压敏油藏以及具有幂律型稠油油藏的渗流理论,推导了压敏油藏中幂律型稠油油藏压力分布和产能方程,并通过实例进行了验证.对压力分布特征及影响油井产能的因素进行了分析.结果表明,稠油幂律性对压力分布影响明显,同时,由于压降漏斗的存在,渗透率在生产井附近也呈漏斗状分布.地层原油的幂律指数越小,压敏指数越大,生产井产能越低.压敏油藏的生产井存在最优生产压差,在实际生产中应予以考虑.     

压力衰竭对临界生产压差的影响及油藏产能评价

许多油气田在开发中后期都会出现储层压力孔隙压力衰竭,孔隙压力的降低将导致有效水平地应力增加,使井壁周围某些方位地层发生剪切屈服而出砂。分析压力衰竭前后水平地应力变化规律,提出新的临界生产压差计算模型。结合某油田储层的物性参数进行实例计算;同时探讨了压力衰竭后,地层压实对储层渗透率的影响;并结合室内试验,对油藏产能进行了分析。结果表明:随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小;同时地层渗透率下降,油藏产能降低,这符合油田的实际情况。考虑应力路径系数研究压力衰竭对临界生产压差的影响,与过去未考虑该因素时得出的结论相比存在差异。研究结果可以为压力衰竭油气田的出砂预测及完井设计提供参考。     

油田多通路集输管网基于图的遍历算法

油井产出液经多通路油气集输管网输送到集油站,当油井生产动态发生改变时,会影响集输管网内的流量、流向以及压力分布,从而影响油井的产量以及管道使用寿命,所以需要建立能够遍历计算出集输管网内上述参数的方法。实际生产中,多口油井公用集输管网,有枝状、环状或两者组合。环状管网相较于枝状管网,由于其拓扑结构复杂,公用管道内流体流向不确定等因素造成其流量、流向以及压力分布难以计算,所以提出了一种基于图的油田集输管网遍历计算方法,利用邻接表储存管网拓扑结构,广度优先搜索遍历管网迭代计算出流量、流向以及压力分布。运用此方法的计算结果与实际生产情况误差较小,工程应用具有较高的精度,可以成为遍历计算多通路集输管网的有效工具。     

异常高压变形介质油藏的开发动态特征研究--以尕斯库勒油田E3油藏为例

目的 通过研究异常高压变形介质油藏的开发动态特征，探讨该类油藏的开发模式。方法以尕斯库勒油田E3异常高压变形介质油藏为例，应用变形介质渗流理论，结合渗透率地层条件下模拟试验及典型井组生产动态数据分析，研究异常高压下变形介质油藏开发特征及合理开发模式。结果异常高压变形介质油藏表现出不同于常规油藏的开发动态特征，在开发过程中随着地层压力的下降，介质弹塑性形变，渗透率大幅度下降，不同结构的岩石发生不同程度的弹塑性形变；当关井恢复压力时油藏渗透率有所恢复，但随地层压力的进一步下降，介质发生不可逆形变，渗透率将逐渐下降，从而使油井产能降低；变形介质油藏具有特殊的弹塑性驱动渗流指示曲线特征，油井产量随压差增加到一定极限后，再增加压差产量随之下降。结论变形介质油藏的开发应尽可能在原始地层压力下开采，在合理生产压差下开发。     

低渗透变形介质油藏合理生产压差探讨

考虑启动压力梯度和介质变形系数,推导低渗透变形介质油藏油井产能方程,并分析其对油井合理生产压差的影响。计算结果表明：油井产量随介质变形系数和启动压力梯度值增大而降低;油井合理生产压差值随着介质变形系数增大而减小,随着启动压力梯度值增大而增大。许多学者对此深入研究,并推导出各自的产能方程,但均未就其对合理生产压差的影响进行分析,考虑启动压力梯度和介质变形系数推导油井产能方程,分析其对合理生产压差的影响。     

油井压裂液返排率提高技术研究现状

延长油田属于低渗、低压、低产油田,油井自然产能低,压裂是开发低渗透油田、提高油井产能的主要措施.但在普通压裂作业中注入地层的交联冻胶压裂液不能完全破胶、彻底返排,对地层造成一定的伤害,影响油井动态产能.提高油井压裂液返排率技术的研究与应用,使压后裂缝能够产生较高的导流能力、更快的返排速度、更高的压裂液回收率及较高的早期产量,达到降残增油的目的.     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想,利用油藏渗流理论和节点系统分析方法,建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型,并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明,在低渗透油藏中,增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利;爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产,相对于水力压裂油井,爆燃压裂油井增产倍数可达1.55。由此说明,利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

基于供排协调的抽油机采油井智能控制系统

抽油机采油井的产量取决于油井产能和抽油泵排量两个方面。根据抽油机井采油供排协调原理,分析油层子系统向井底的供油能力和抽油机采油子系统排出能力之间的协调关系,建立了以保持恒定泵沉没压力为限定条件的供排协调冲次自动调节模型。采用油井工作状况实时监测数据,计算得到沉没压力。根据与设定沉没压力比较的差值大小调节电机供电频率,自动控制冲次,实现油井恒定泵沉没压力条件下的供排协调,从而使采油系统自动适应产能变化,使油井处于稳定生产状态。采用研究的技术能够实现稠油热采井、二氧化碳吞吐井等产能变化油井智能自动调参生产。该技术在油田现场进行了试验,对油井应用实例进行了分析。     

油田聚驱系统低温集输可行性预测模型——以大庆油田某区块为例

低温集输生产工艺技术是一种能够降低油田生产能耗,提高生产效益的有效手段。然而,低温集输工艺技术应用的可行性模糊导致该技术无法在油田生产中得到广泛推广。根据油田现场生产数据,采用了熵权法和灰色关联度分析法对低温集输技术的影响因素进行了相关性分析,并结合反向传播(back propagation, BP)神经网络建立了低温集输可行性预测模型。相关性分析结果表明,环境温度、油井产液量、产液含聚浓度和集油管线长度是油井能否实现低温集输生产的主要影响因素。将相关性结果应用到聚驱系统低温集输可行性预测模型中,使其具有较强的鲁棒性,且模拟结果准确率为95.94%。该研究成果在油田聚驱系统生产中得以推广应用。     

水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型

基于水力裂缝层内爆燃压裂技术提高低渗透油田采收率和油井产量的基本设想，利用油藏渗流理论和节点系统分析方法，建立了水力裂缝层内爆燃压裂油井产能计算模型，并分析了水力裂缝和爆燃裂缝参数对油井产能的影响。研究结果表明，在低渗透油藏中，增加水力裂缝的长度比增加水力裂缝的导流能力对油井增产更有利；爆燃裂缝的存在可在水力裂缝增加油井产量的基础上进一步增产，相对于水力压裂油井，爆燃压裂油井增产倍数可达1．55。由此说明，利用水力裂缝层内爆燃压裂技术来提高低渗透油田油井产量是可行的。     

孔隙压力对微裂隙低渗透介质变形的影响实验研究

应力敏感作用对低渗透储层的渗流有重要的影响。为了明确微裂隙低渗透储层的应力敏感特征,首先分析了储层的变形机理;然后通过改变孔隙压力实验,模拟测定微裂隙低渗透储层的应力敏感特征;最后分析了应力敏感对生产的影响。研究表明:超低渗透研究区微裂隙比较发育,使其储层砂岩具有应力敏感特征;渗透率模数能够较好的描述研究区的介质变形特征;孔隙压力降低,超低渗透岩心渗透率下降幅度远远高于其它各类储层岩心,表明油藏开发过程中,超低渗储层介质变形非常严重。随着生产压差增大,超低渗介质变形油藏单井产能随之增加,油井开采过程中,选择合理的生产压差是减小介质变形对油井产能造成伤害的关键。     

绥靖油田油井压裂返排液处理技术研究

油井压裂作业是油井增产的主要措施。油井压裂时加入各类助剂,以达到较好的增产目的。但油井在压裂过程中产生的压裂返排液已成为当前油田水体污染源之一。返排液对环境保护、集输流程的平衡运行等造成严重影响。为此,深入研究压裂返排液的处理方法,对油气田环境污染控制具有重要意义。本文针对绥靖油田油井重复压裂所生产的返排液,实施了降粘无害处理,可直接将返排液泵入集输流程。     

单井压裂产能预测分析

随着油田开发的不断深入,原有的压裂后产能预测方法已不能满足油田开发需要。为了更科学合理地预测压裂后油井产能,本文以萨中开发区高含水后期为例,在现有方法的基础上,提出了一种预测压裂后产能的新方法（因素分析——公式推导——实例验证）,其基本思路是：首先对影响油井压裂后产能的各因素进行分类分析,然后利用正交设计法对各主要影响因素按照影响权重进行量化打分,再根据打分情况由统计学原理拟和出压裂后产能预测公式,最后对产能预测公式进行实例分析以检验其合理性。就萨中开发区高含水后期而言,在影响油井压裂效果的地质因素中,我们分别考虑了压裂层砂岩厚度、隔层频数、含水、渗透率、生产压差、无因次导流能力、平均单缝厚度、渗流强度、表皮系数等九个因素的影响。通过逐一分析,认为前六个因素对油井压裂效果的影响较大,因此针对这六个因素并进行了模糊分析,结合正交设计法给出了各影响因素在油井适宜压裂情况下的量化界限,然后根据这一界限拟和出相应的压裂产能预测公式,最后实例验证。研究结果表明,这种预测方法能够基本准确地预测压裂后产能,能够切实满足油田开发需要,为压裂方案中的选井选层提供了可靠的理论依据。     

稳态水锥的自由边界问题

引言 确定稳态水锥的形状和位置是底水油田开发中的一个基本的重要的课题。因为它涉及到油田与油井之间的最大压差的限度,一旦超过这个限度,稳态就破坏了,将导致油井水淹;而压差大,开采速度就快;所以在开采底水油田的过程中,总要事先估计一下还能形成稳态     

IPR曲线解析方法在产能评价中的应用

针对低渗透油田普遍生产压差大、气油比高的特点 ,提出了多相流油井气相流入动态关系式的解析方法。利用数值模拟技术 ,获取了长庆靖安油田长 6储层生产初期的流度函数分布 ,并求取了相应的油、气、水相的流入动态关系式。将此关系式的计算结果与实际生产数据进行了对比 ,结果证实IPR曲线解析方法在该区有较好的实用性与适应性。该方法克服了以往在油井产能评价中仅关注产油能力而忽略了可能严重影响生产的产气问题。