井筒压降影响因素及模型研究

智能井系统通过安装封隔器和流体控制阀,实现分层控制下的多层合采。各产层流体自ICV流入井筒,并在井筒中汇集后流出井口。想要实现多层合采井的优化生产,必须通过井筒压降模型准确计算出各层产量。在实际生产中,有效地利用智能井系统中的流量控制技术,可以快速有效地对各产层的流入流体进行控制,使得油藏的开采更加合理化。同时,还可以延迟水/气侵,延长井筒的开采寿命,最终达到提高采收率的目的。因此,结合智能井的结构特征本文对井筒压降影响因素及模型研究进行了研究分析。     

井筒变流量气井携液临界流量的确定方法——以东海西湖凹陷多层合采气井为例

井筒常流量气井携液临界流量的确定主要取决于井筒的截面面积。对东海西湖凹陷多层合采气井的调查发现,积液面位于井筒生产滑套处的井数占调查井数的39%。为了揭示井筒变流量气井积液的多样性,以东海西湖凹陷多层合采气井为研究对象,从建立区域携液临界流量模型入手,形成了一套由井筒变流量气井携液临界流量的确定方法,包括模型系数值拟合数据的选择、最易产生积液的井筒节点的筛选条件、井筒节点携液临界流量到气井携液临界流量的转化方法等。研究认为:多层合采气井的分段式流量分布,是导致多层合采气井积液现象普遍高于单层开采井,以及积液面通常处于生产滑套处的主要原因,这对多层合采气井的合理配产研究具有一定的借鉴意义。     

漏失循环条件下井筒温度预测与漏层位置判断

针对发生井漏时井筒流体温度预测准确度低和漏层位置判断难度大的问题,在分析漏失循环条件下井筒传热规律的基础上,综合考虑热源项和变质量流动对井筒温度的影响,建立了漏失循环条件下直井井筒温度场模型,利用现场实测数据验证了模型的可靠性,分析了漏失速率和漏失层位对井筒温度分布规律的影响。数值模拟结果表明,与Chen模型相比,所建模型的温度计算结果更接近于实测温度,平均相对误差为2.1%;漏失循环条件下,漏失速率对井底流体温度的影响明显大于其对井口流体温度的影响;此外,漏失发生在上部裸眼井段时,环空流体温度梯度分布曲线上均有一个拐点,且拐点位置与漏层位置一致。研究结果表明,所建模型可以准确预测漏失循环条件下直井井筒中的温度分布,现场可根据环空温度梯度分布曲线判断漏层位置。      

多油层油藏均衡开采影响因素分析

不均衡开采是多油层油藏开发存在的主要问题。基于油藏渗流模型和井筒流动模型,根据压力的连续性条件,建立了多油层油藏￣井筒流动耦合的半解析模型,给出了多层合采直井的产液剖面和压力剖面计算方法,定量计算并分析了井筒压力损失、层间渗透率差异、原油黏度差异、压力差异和层间距离对多层合采直井均衡开采的影响。结果表明:层间压力差异对多油层油藏直井均衡开采的影响最大,在其他参数相同的条件下,层位地层压力越大,相应产量越高,当合采油层间的压力差异大于生产压差时,有可能出现窜流;层间渗透率差异影响次之,在其他参数相同的条件下,各层段的产液量只与层位间的渗透率比值有关,而与渗透率的具体大小无关;层间原油黏度差异相对较小,井筒压力损失的影响可以忽略。该研究对多油层油藏的开发效果预测以及完井方案优化设计具有指导意义。     

智能完井技术在三层砾石充填合采井中的应用

多数油田都由若干块状油藏构成,而每个油田都需要大量的油井来对其进行及时合理的开发.通过单井合采多个油藏,可以显著地减少全面开发油田需要的油井总数,并能在相关设施的设计寿命内更好地维持油藏的开采寿命.尤其是在海上环境中,多层合采较之常规开发极大地降低了成本投资.从历史上看,不能充分优化开发油藏的每个产油层一直是合采的局限性.使用智能完井工艺则提供了一种在合采完井中妥善管理油藏每个独立层段开采的性能.在最新发现之后,从一个具有7个产油层,其中3个产层合采完井的采油井的现成平台上,Mobil Producing Nigeria Unlimited(MPN)在Usari油田钻了一口大位移采油井.3个层段都采用砾石充填完井,使用液压操作多点位流动控制阀和井下仪器对每个层段进行充分控制.该方法可以对每个油藏的特征进行评估,并能在投入新的井口平台前,对完全开发的不确定性进行恰当的评估.此外,该井第一年的平均产量接近11 000 bbl/d,而单层采油的井仅为7 000 bbl/d.本文还涉及油藏监督及三层合采油藏的管理,包括产后分配和优化.此项应用是液压操作多点位流动控制阀(FCV)在95/8in三层砾石充填合采完井中使用的首次记录.在这口井的应用中,值得借鉴之处有油井规划、设备安装和油藏管理.     

多层合采气井动态特征及开发效果分析

目前多层合采的开采方式已在各气田广泛实施，但多层合采气井将受多层气藏层间连通性、层间地层压力差异、渗透性差异及控制范围差异的影响而表现出不同的动态特征，运用数值试井的方法可以对多层合采气井敏感因素进行机理性研究，掌握多层合采气井开发动态的特殊性，由此确定气井多层合采的适用条件。以M气藏同井场的M6井与M16井为实例，通过运用数值模拟，对比一井多层合采与同场两井分层开采的开发效果，可以确定合采后引起的层间干扰不强，M6井与M16井分层开采比M6井多层合采的稳产年限仅长1年，20年预测期末累计产量仅多2．5l％，表明该气藏层间地质条件的差异不明显，适宜采用多层合采的开发方式。     

用于模拟多产层智能井的动态优化技术

利用智能井技术可对一口给定井进行远程控制、监测以及管理其多个产层。该技术具有重要的应用价值 :它可以对多个产层分层控制 ,减少井的总数 ,减少代价高昂的油井维修费用 ,促进产层长期稳产。常规的油藏模拟工具不适用于装有井下流量控制设备井的模拟 ,尤其在时域上很难自动优化智能井 (流量 )控制阀的配置 ,而且很难使一些目标函数 (如降低的产量和采出的碳氢化合物储量 )最优化。回顾了对于一个利用智能技术开发的油藏的模拟过程和结果 ,该油藏是一个带有强水驱的多层碎屑岩储集层。介绍了用一种与最优化技术相结合的模拟器来模拟具有两个和多个井下层间控制阀智能井的模拟过程。所提到的最优化技术被用来模拟智能井开发的多层混合油藏的生产 ,产量预测使利用多点层间控制阀开发方法相对于常规开发方法的优越性得以量化。对典型油藏的研究表明 ,同常规完井方式相比 ,智能井技术能提高产量并维持长期稳产。     

基于计算流体力学技术研究多层合采气井井筒携液能力

为了解决井筒内多相非稳态流动计算以及直观展示井筒多相流流动过程中流型分布变化这一难题,引入计算流体力学(Computational Fluid Dynamics)仿真模拟技术,建立地层-井筒耦合流动模型进行井筒内流体流型的可视化模拟研究。此方法为研究井筒内复杂流动提供了有效的解决途径,并为评价复杂气井携液能力提供了技术支撑。研究成果已应用于多层合采产水气井携液能力研究,揭示了这类气井的特殊动态特征和不同情况下的带水效果,为判断有水多层组气藏单井多层合采的适宜性提供了技术参考。     

两层组气藏分采、合采效果和开采方式优选

对于含水层的多层组气藏的合理开发而言,分、合层开发效果和开采方式的优选一直是困扰气藏开发的疑难问题。为此,利用数值模拟和两相管流稳态模拟方法,以两层组气藏为代表,对不同产出流体和产能差异条件下的分、合层开采效果进行分类对比研究,并以此为基础,建立了两层组气藏分、合层开采方式优选原则。研究表明：对于两层组产纯气的情况,分、合采开采方式对气井相对长期的开采效果影响不大,为提高开发效益,适合合层开采;对于含水层的两层组气藏,产能相近的两层比产能存在差异时的两层合采效果好,适合合层开采,反之则宜分层开采。该研究结果对于深入认识和评价多层组气藏分、合层开采效果,以及指导多层组气藏开采方式优选、提高气藏开发效益具有非常重要的意义。     

稠油开采双管拌热传热过程研究

为了进一步了解采用双管拌热技术开采稠油油藏时的井筒温度分布情况，利用井筒热传导机理研究了主管内流体温度和压力的变化情况。双管拌热技术开采过程是先通过主油管向油层注入大量蒸汽，随后焖井数天，使蒸汽和地层充分进行热交换；然后，在副管拌热条件下由主管采出。对采出过程建立了双管拌热中温度场的数学模型，并对国内某油田提供的实验井数据进行了数值模拟和分析。     

多层合采气井产能指示曲线异常的原因与校正方法

多层合采气井产能试井解释过程中,产能指示曲线容易出现异常情况,有可能导致气井的产能方程和无阻流量无法求取。为了弄清上述异常的产生原因,建立了考虑储层渗流和井筒变质量流耦合的全井段计算模型,用以计算多产层气藏的产气剖面和井筒压力分布;基于对不同产量条件下的气井产气剖面与井筒压力分布特征的分析,剖析了多层合采气井产能指示曲线出现异常的根本原因,提出了校正方法并进行了实例验证。研究结果表明:(1)造成多层合采气井产能指示曲线异常的原因一方面是多层段的井筒中为变质量管流,流压梯度随井深增加逐渐变小,采用压力计所处位置以上的流压梯度折算储层中部的流压高于实际值,另一方面是由于短时关井后多产层段的压力未达到平衡,使测得的静压高于长时间关井各层压力平衡后的静压;(2)多层合采气井产能试井解释的流压宜采用储层顶部以上200 m以内位置处压力计所测得的压力进行折算,并且需采用井筒压力平衡后的静压值;(3)算例和实例均验证了所建模型的可靠性、异常原因分析的合理性和校正方法的正确性。结论认为,该研究成果为多层合采气井的产能评价提供了技术支撑。     

基于生产测井的多层试井解释技术

致密砂岩气井为了获得工业产气量,常常采取多层分压合采措施,常规试井解释由于采用平均化的单层试井解释模型,容易造成解释结果无法反映各个产层的真实信息。为此,基于鄂尔多斯盆地致密砂岩气田某井4个产层分层压裂后开展的268 h的压降测试、468 h的压力恢复测试和生产测井数据,采用单层试井解释模型和多层试井解释模型分别对其进行解释,其中多层试井解释模型结合生产测井解释成果引入分层产量数据作为新增约束条件,对多层合采气井进行精细试井解释。结果表明:(1)3种单层试井解释模型均等同于将该井4个层位的参数平均化,各项指标均拟合较好,反映了单层试井解释模型具有多解性;(2)多层试井解释录入各层储层物性参数,并引入分层产量作为拟合约束条件,其压力及压力导数双对数曲线拟合、单对数曲线拟合、压力史拟合和分层产量拟合均较好,能够获得各层的表皮系数、裂缝半长、渗透率及边界等数据。结论认为,采用多层试井解释模型降低了合采气井试井解释结果的多解性,定量评价了各储层的参数,为类似储层的针对性措施和动态描述提供了参考。     

多层合采阶梯井产能计算模型的建立与求解

在阶梯井多个生产段同时对多个油层合采时产能预测难度较大。针对该问题,依据渗流力学、工程流体力学、油藏工程和数值分析有关理论,考虑油藏各向异性、渗流干扰、井筒管流压降和钻完井污染等因素,利用离散化处理方法,建立了阶梯井与薄互层油藏耦合的多层合采阶梯井产能计算模型,分析了该模型具有唯一解的充要条件,给出了求解方法。利用某三层薄互层油藏数据进行了实例计算,分析了井筒径向流率、井筒流量和井筒流压的分布规律,发现阶梯井生产过程中,井筒径向流率分布规律满足高阶偶次多项式,流量分布规律满足三次多项式,流压沿井筒呈抛物线状分布且越靠近跟端下降越快,并认为管流摩阻造成的压降和产量损失不可避免;将利用该模型计算的全井产量与Joshi公式的计算结果进行了对比,发现二者仅相差1.79%。研究表明,建立的多层合采阶梯井产能计算模型的计算结果合理,为相关产能预测提供了新方法。      

分层射孔调剖技术在低渗透油田的应用

常规的调剖技术难以完全满足现代复杂井段、多层的调剖需要,因此展开了分层优化射孔参数调整注采剖面的研究。也就是在多层同时生产的情况下,通过调整射孔参数来调节各层的吸水量,使全井段注采剖面达到平衡,最终达到提高注水驱油采收率的目的。利用两相渗流理论及射孔损害与产能的关系,建立了分层优化射孔参数调整注采剖面的数学模型,编制了优化射孔参数的软件。利用射孔优化设计软件,针对不同地质条件和施工目的,开展不同形式的优化设计工作。并在低渗透油层进行了应用试验,使用优化的参数射孔后吸水剖面明显趋于均衡,现场应用效果良好。     

Production Allocation in Multi-Layers Gas Producing Wells Using Temperature Measurements With the Application of a Genetic Algorithm

A methodology has been presented of allocating gas rate and associated water to each individual layer using temperature measurements and total surface production of gas and water. In part 1, an analytical forward model has been proposed for wellbore temperature response under two-phase production in a multilayer geometry, using a nodal representation of the well. This model accounts for the formation geothermal gradient, steady-state gas-water flow in the wellbore, friction loss, and Joule-Thomson effect in the wellbore; in contrast to the thermal and physical properties of gas and water, wellbore heat losses due to unsteady heat conduction in the earth, and the mixing of the fluid streams of contrasting temperature. The second part shows the solution technique used to allocate the gas and water rate for each layer. The practical implementation of the new developed production allocation model is examined on data from two actual gas wells with temperature measurements taken from production logging tools recorded in these wells. The results show that the model succeeded to accurately allocate the flow rates of gas and water.     

多层气井生产系统分析方法与应用

针对多层气井的生产特点,建立了多层气井生产系统分析模型,给出了迭代求解各层产气量的方法。将多层生产系统分析方法与气藏物质平衡方程相结合,采用分步迭代的方法,可以求解多层气井生产过程中各层的压力动态;用实例说明了用多层气井生产系统分析方法可以分析多层合采时各单层压力随生产时间的变化,某一压力状态下各单层的产气情况,一定要求条件下实施分层采气时气嘴的分压要求等,为多层气井生产优化决策提供科学依据。     

高含硫气井中的硫沉积规律

针对高含硫气井井筒硫析出、硫沉积预测难题,建立了高含硫气井井筒多相流动和传热数学模型,给出了多场耦合井筒硫析出、硫沉积判别准则和计算方法。计算结果表明,高含硫气井从井底至井口硫溶解度逐渐减小,呈非线性变化规律;井筒中伴随有硫析出,析出位置及析出量主要受温度梯度、压力梯度和硫化氢质量浓度等影响;井筒中的硫沉积主要受气体携带能力和局部流场扰动的影响。温度、压力下降越大,硫析出越早;在同一流压下,产气量越高,硫析出越早,析出量越大。该研究模拟了气井生产动态,给出了高含硫气井中的硫析出、硫沉积、压力及温度分布规律,计算结果可用于指导现场进行开发方案调整、生产参数优化,为制定硫沉积预防方案提供依据。     

深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用

深水高温高压井具有井筒温度场变化复杂、钻井液物性变化大等特点,导致钻井液当量循环密度(ECD)难以准确预测。为此,根据南海某研究区深水高温高压井钻井资料,通过PVT测量仪和旋转黏度计研究了深水水基钻井液当量静态密度、流变参数与温度、压力之间的响应特征,并根据实验数据拟合经验模型参数,同时考虑温度和压力对钻井液物性参数的影响、海底增压对井筒流场与温度场的影响,对深水高温高压井ECD计算模型进行完善。研究表明:高温高压环境对水基钻井液物性有较大影响,海底增压泵排量越高,井筒内ECD越高。利用模型对南海ST362-1d井进行实例计算,ECD模型预测值与实测值平均误差仅为0.249%。该研究结果对深水高温高压井水力参数优化设计及井筒压力控制具有一定的参考价值。     

气井井筒气液两相环雾流压降计算新方法

气液两相环雾流是气井生产中最常见的流型之一,正确预测其井筒压降是气井节点系统分析、生产动态预测的重要基础。从环雾流气芯-液膜分相流结构出发,建立了环雾流压力梯度方程;其中持液率计算综合考虑了液膜及液滴的影响,通过引入Henstock & Hanratty无因次液膜厚度关系式,导出了液膜厚度计算显式方程,基于液滴沉降与液膜雾化的动态平衡,导出了适用于气井低液相雷诺数条件的液滴夹带率关系式;摩阻计算考虑了液膜与管壁的剪切应力,最终采用龙格库塔法迭代求解井筒压力。利用国内外91井次气井测压数据评价表明,新模型提高了凝析气井和产水气井井筒环雾流压降预测准确度,优于传统的均匀流模型和分相流模型,而且能够获得液滴夹带率、液膜厚度等特性参数,为油气田开发提供技术理论支持。     

气井非稳态流井筒温度压力模型的建立和应用

国内外围绕井筒温度方面的研究主要集中在稳态流条件下,建立了较成熟的气井稳态流井筒温度、压力计算模型。但气井在生产过程中,由于生产组织和试井测试的需要,对其产量将进行调整,此时井筒管流属于非稳态流,已有的基于稳态流的井筒温度模型不适用于非稳态流的井筒温度计算。为此,通过分析井筒非稳态传热温度变化特征,根据井筒瞬态温度与稳态温度的关系,将任意时间点的井筒温度变化划分为递减、稳定和递增3种类型。采用微元时间段计算井筒温度和压力的思路,对定产量开井井筒温度模型进行改进,提出温度叠加递增井筒温度压力计算方法,并根据杜哈梅的等效叠加原理,提出温度叠加递减井筒温度压力计算方法,建立了气井非稳态流井筒温度压力模型,解决了变流量条件下气井井筒温度、压力的计算问题。通过实例分析对比表明,在气井开井和产量调整初期,气井非稳态流井筒温度压力模型比稳态流井筒温度压力模型计算更加准确,该模型适用于气井生产全过程,应用范围更广,符合生产实际。