利用多次环空测试资料进行油井试井解释新方法

应用环空测试资料的流压段计算的油井各项参数,与压力恢复解释结果对比相对误差较小。对未出现径向流井试井解释,首次提出了稳定试井与不稳定试井联合解释技术。该技术解决了吉林油田低渗透储层的试井解释的难题,打开了吉林油田低渗透储层试井解释的新局面。     

一种有效缩短关井时间的试井方法

受井筒续流效应的影响，低渗透油藏的压力恢复试井需要较长的关井时间。采用环空液面恢复和井底压力恢复同步测试的试井工艺和相应的试井解释方法，可以有效缩短测试时间30％以上。     

间歇定产试采井产能评价方法

对于低渗透储层采用间歇定产试采，可以防止井筒附近能量衰竭过快。但由于试采期间流动状态不断发生变化，不能采用稳定试井计算方法进行产能预测，因此建立了由地层参数计算间歇定产试采方式下的压力计算方法，为间歇定产试采产能预测提供科学依据。     

致密气藏压裂水平井反卷积试井模型

致密气储层的渗透率非常低,通常在0.1 mD以下,使得此类气井压裂后长时间无法达到地层径向流动状态,因此通过单个试井测试段数据无法解释出储层有效渗透率,进而无法确定水力裂缝有效半长;此外,井筒储集效应往往掩盖早期裂缝中的流态,导致裂缝导流能力这一关键完井参数求取困难。在缺失早期裂缝中流态和中期径向流态的情况下,如果强制拟合试井曲线,往往获得不唯一且偏差过大的参数解。针对这一问题,进行了反卷积试井分析方法研究。通过改进Schroeter反卷积数学模型并编制求解算法,实现了用短期试井数据和长期产量数据反演气藏瞬态压力响应历史的过程。数值试井算例验证了提出的反卷积模型及算法的正确性,反卷积后的瞬态压力响应去除了井筒储集效应,使裂缝线性流和地层径向流获得有效恢复。现场实例应用验证了提出的反卷积压力恢复试井分析方法的可行性,并证明短期的压力恢复试井数据亦能用于裂缝和储层动态参数计算,从而定量评价致密气藏水平井水力压裂施工效果。     

变流量试井方法在宝浪油田B103井的应用

宝浪油田属于油气比较高的低渗透油藏,在试井时井筒储存效应长时间存在,使常规的压力恢复试井时间很长。为解决低渗透挥发性油藏不稳定试井占产时间太长的难点问题,在B103井试用了变流量(不关井)试井方法。通过现场测试计算和分析表明,该方法的计算结果正确、测试工艺及其分析过程简单,便于现场应用。由于开井试井井筒储存效应减少,测试时间缩短,使试井对油井生产几乎不产生影响,有效地提高了试井的经济效益和油井的开发管理水平。     

��Һ����Ӱ������������ѹ���ָ����߽����·���

气井早期段压力恢复曲线由于受关井后井筒气液分离等因素的影响，经常出现驼峰现象，导致曲线形状特别，无法用常规方法进行解释。为精确计算地层压力及储层参数，引入气液分离条件，求得扩散方程的解，并作了相应的理论图版。同时，应力Ｄｕｈａｍｅｌ原理，推导出利用早期资料求解地层压力的方法。用所求地层压力作控制点，控制真实曲线与理论图版的匹配，进而求解地层参数，解决了非常规压力恢复曲线无法解释的矛盾。该方法在陕甘宁中部气田气井试井分析中，得到较好的应用。     

变流量试井方法在宝浪油田B103井的应用

宝浪油田属于油气比较高的低渗透油藏，在试井时井筒储存效应长时间存在，使常规的压力恢复试井时间很长。为解决低渗透挥发性油藏不稳定试井占产时间太长的难点问题，在B103井试用了变流量（不关井）试井方法。通过现场测试计算和分析表明，该方法的计算结果正确、测试工艺及其分析过程简单，便于现场应用。由于开井试井井筒储存效应减少，测试时间缩短，使试井对油井生产几乎不产生影响，有效地提高了试井的经济效益和油井的开发管理水平。     

试井及生产资料在储气库早期评价中的应用

针对陕２２４ 井区储量、储层连通性、边界封闭性不确定的问题, 运用压力恢复试井与生产动态分析相结合的方法, 通过压力恢复曲线拟合, 确定近井地带特性参数, 如井筒储集系数、表皮系数, 并获得４ 组储层及边界解释模型; 利用流量标准化拟压力曲线拟合校正了解释模型, 求取到气藏关键参数, 如地层系数、径向复合半径、流度系数比、储容系数比、边界位置, 计算井区共动用储量１０. ４３×１０８ｍ３。研究表明, 试井与生产动态分析相结合的方法, 弥补了资料周期短、精度低的缺陷, 克服了解释模型不全面、不唯一的弊端, 获得了完整准确的井区气藏模型。     

间歇定流压试采井产能评价方法

对于低渗透储层试采井采用间歇定流压试采方式，可以防止井筒附近能量衰竭过快。但由于试采期间流动状态不断发生变化，不能采用稳定试井计算方法进行产能预测，因此建立了由地层参数计算间歇定流压试采方式下的压力计算方法，为此类方式试采定产提供科学依据。实例证明该方法计算结果与实际情况相符，可合理设计间歇定流压试采方式下的生产时间。     

呼图壁储气库多井试井分析

试井技术是获取储层渗流参数及地层压力的重要手段,呼图壁储气库单井不稳定试井受邻井干扰严重,利用常规单井试井解释方法难以获取准确的储层参数。通过建立同时考虑储层边界和井间干扰影响的多井试井模型,实施多井试井解释,获取准确的地层参数,指导储气库的运行。     

高温高压气井关井期间井底压力计算方法

常规的井底压力预测方法认为,气井关井后压力恢复初期井口测压受到井筒储集效应影响,后期受温度降低引起的续流影响,并且在压力恢复期间井筒中不存在流体的流动。但是,新疆克拉2气田部分高温高压气井的实测结果表明,关井后测得的井口压力恢复曲线总体呈下降趋势,与常规方法所计算的压力曲线并不一致。对高温高压气井关井后的井筒温度特征、井筒续流特征和井筒流体参数变化特征进行了分析,认为,关井期间井口(底)压力同时受到井筒储集效应和温度变化的影响,并且在压力恢复过程中井筒内一直存在续流流动,需要进行流动气柱压力计算。为此,综合考虑井筒续流、井筒温度及井筒流体参数的变化特征,基于井筒压力恢复原理,建立了关井期间的井底压力计算模型,并对该模型进行了实例计算验证。实例验证表明,该模型计算出的压力恢复曲线正常,可用于产能试井解释。      

试井分析中的变井储问题研究

常规试井分析理论把井筒储集系数视为一个常数，这虽然简化了模型，但却给许多试井早期数据的分析带来困难，作者较详细地探讨、总结了试井分析中的变井储问题，并且研究了在有效井径模型中，Ｆｉａｒ模型和误差函数变井储模型的应用，有效地解决了真实井径模型中当表皮系数为负值时计算发散的困难。还讨论了地层压力的计算受变井储的影响。     

高压气层气体钻井井壁稳定性分析

在利用气体钻井技术揭开高压气层的初期,由于低密度气体在井底产生的压力很小,远远低于气层的孔隙压力,高压气层的气体在压力势差作用下由地层向井眼高速流动,导致高压产气层段井壁稳定性下降,易引起井下复杂事故。通过分析高压气层高速产气影响气体钻井井壁稳定性的作用机理,建立了一套高压产气层气体钻井井壁稳定性的评价方法。结果发现：高压气层高速产气过程中,一方面导致产气层近井壁地带的孔隙压力降低,形成一个压降漏斗,作用在井壁表面岩石上的有效应力增加,有利于气层的井壁稳定;另一方面由于产层孔道迂回曲折,高压气体在快速流出地层时,在近井壁地带会产生一个附加径向应力,降低了井底气体对井壁岩石的有效支撑作用,不利于气层的井壁稳定。综合分析正、反两方面的影响因素后发现：高压产气层被气体钻井揭开瞬间,气层井壁表面岩石稳定性最差;随后,井壁表面岩石孔隙压力降低,井壁稳定性变好;随着产气层暴露时间的增加,气层深部位置点高压气体开始流动,井壁稳定性先变差后变好。     

一阶导数法判断压力导数曲线上"凹陷"的类型

对压力导数曲线上“凹陷”类型的判断，关系到相应试井解释模型的选择，所以十分重要。首先介绍了双孔介质试井解释的物理模型和数学模型，给出了分别考虑表皮系数、井筒储存和变井筒储存条件下的压力计算方法，然后对双孔介质定井筒储存和变井筒储存情况下的压力及压力导数曲线特征进行了分析，提出了一种对双孔介质窜流在压力导数曲线上引起的“凹陷”和由于变井储而在压力导数曲线上引起的“凹陷”进行有效区别的方法——一阶导数法，并说明了其原理。该方法在塔河油田的现场应用结果表明，一阶导数法简单易用，特征明显，可以对两种不同情况引起的“凹陷”进行较为明确的判断。     

均质油藏试井资料极值拟合分析方法研究

压力导数峰值点包含着丰富的油藏信息。对均质油藏试井模型的压力解进行二次求导,可以得到压力导数极大值与CDe2S(CD为无因次井筒储集系数,S为表皮系数)的对应关系,再进行回归,就可获得压力导数峰值和峰值出现时间与CDe2S的线性关系表达式。应用这些关系,提出一套通过确定试井资料压力导数极值来求取CD和S的方法,提供一种实现典型曲线拟合的方便有效的方法。图1表1参2(邹冬平摘)     

西气东输盐穴储气库库容及运行模拟预测研究

掌握盐穴储气库的库容量和运行过程中的状态变化是合理制定盐穴储气库调峰方案的基础。在溶腔体积一定时,通过气体状态方程可求出单个溶腔的库容量,但需充分考虑溶腔的最大压力和温度对库容及工作气量的影响。在气库的注采过程中,天然气的不断压缩和膨胀并在井筒和地层中产生热交换,引起井筒和溶腔内的温度和压力变化。该变化过程遵循能量守恒和质量守恒定律,可建立相应的数学模型对溶腔和井口的温度压力进行预测。对西气东输盐穴储气库单腔运行过程的模拟发现,溶腔投入运行后的首个注采周期是温度、压力变化最剧烈的阶段,且单腔的工作气量并非一成不变,它与溶腔同一周期的采气时间长短成负相关关系,开采周期越长,溶腔温度变化越平稳,能采出的工作气量也越多;反之,则工作气量越少。因此在制定盐穴储气库调峰方案时,应尽量避免单个溶腔的强注强采而导致溶腔温度压力的剧烈变化,从而最大限度地提高单腔工作气量,发挥储气库的最大调峰能力。     

底水油藏水平井井筒内压力特征研究

为了研究底水油藏水平井开采时井筒内压力特征,建立了井筒管流与油藏渗流的耦合模型:首先根据管流理论,考虑摩阻压降与加速压降,推导出水平井筒内压力损失表达式;依据镜像反映、叠加原理等方法,推导出油藏渗流进入井筒流量表达式;最后根据变质量流性质,建立水平井流入量与压力损失的耦合关系,运用数值方法,求出耦合模型数值解,从而得到水平井筒内压力分布。实例研究表明:底水油藏水平井开采时,井筒内存在压力损失,而且越靠近跟端,压力损失越明显,受此影响,水平井内产液段主要位于跟端位置。随产量增大,井筒压降中加速损失占的比重越大。     

东河石炭系油藏注气受效井出砂加剧问题研究

东河石炭系油藏目前已进入开发后期,为控制产量递减速度、实现原油稳产增产,于2014年开展注气开发重大试验。随着注气持续推进,东河石炭系油藏开发效果得到较大改善,伴随地层压力、生产压差和产气量逐步增大,注气受效井出砂问题加剧。在此影响下,机采井严重砂卡、频繁检泵,自喷井产层砂埋、井口装置刺损变形,严重影响产量和现场安全生产。基于注气受效井出砂加剧机理和危害识别,重点从地层、井筒和地面三个方面提出防治一体化措施,源头长效治理出砂,兼以井筒和地面治砂,从而保障油井高效安全生产,助力东河石炭系油藏注气开发提采增产。     

华北ND1区块气体钻井地层适应性评价

华北地区ND1区块ND101井中深部古近系沙河街组首次采用气体钻井提速,因井壁失稳、地层流体产出及井下燃爆等一系列的难点,严重阻碍了该区块气体钻井的实施。为此,基于气体钻井理论并与现场实践相结合,建立了一套有效的气体钻井适应性评价分析体系,包括气体钻地层井壁稳定评价和产出地层流体影响评价。通过评价产出地层流体对气体钻井壁坍塌、井下燃爆的影响,得到了3个方面重要认识：①快速产出的储层气体降低了近井壁地层孔隙压力,对气体钻井壁稳定更有利,因而,适当提高注气量可保障沙河街组氮气钻井有效进行;②修正的气体钻井井壁稳定分析模型提高了地层产水条件下坍塌压力当量密度预测的精度,可作为合理筛选该地区中下部地层气体钻井井段的依据;③采用邻井测井资料估算地层出水量并计算不同产水量下立管压力的方法,可确定维持气体钻井在一定湿度范围内的相应注气量参数,实钻中可根据立管压力、排砂管线湿度变化判断井下地层出水、出油及井壁干燥情况,及时调整或改变钻井措施。     

试井解释中识别直线断层的新方法

针对实际情况给出了新的数学模型来研究断层，该模型中考虑了井筒储存，表皮效应和井半径的几何因素，微发方程和边界条件均考虑了断层的影响，应用拉普拉斯变换和贝塞尔函数加法定理，求得井筒拉普拉斯压力，据此制作了识别直线断层的新型复合图版－拉普拉斯空间典型曲线，图版中引入了新的特征参数团，该参数团表征了井筒储存，表皮效应和断层３者的影响，详细分析了断层离测点的距离对典型曲线特征的影响，应用文中的图版可以识别