流压低于饱和压力时油井开采制度

用于计算油-水、油-气两相混合流体运移参数的方法虽可以用于计算油、气、水三相流动过程，但所得计算结果与实际相差甚远。非均匀介质中多相流体渗流参数计算具有不准确性，不能用于确定油井工作制度及选择油井设备。目前用于选择近井地带压力低于饱和压力情况下油井工作制度的方法，没有考虑地层系统中发生各种过程的复杂性，这将最终导致在预计开发期限内明显达不到预计的采油量。     

气井井底流压计算方法优选

气井井底流压是动态分析的重要参数,目前计算井底流压的方法较多,但每种方法适用的条件又不相同。针对这种情况,介绍了求取井底流压的三种方法：静气柱计算法、单相流计算法和气液两相流计算法,并对这三种方法的适用条件及优缺点进行了分析。     

油井合理井底流压综合判定方法

合理井底流压是充分发挥油井产能、提高油田开发效益的保证,但现在缺乏一种合理的综合性判定方法。在分析生产气油比、产层出砂、应力敏感和层间干扰等4个因素对合理井底流压影响规律的基础上,根据模糊变换原理建立了油井合理井底流压综合判定数学模型。利用该数学模型,可定量计算考虑不同因素、不同因素权值影响下的合理井底流压。实例计算表明,所建立的油井合理井底流压综合判定数学模型具有较高的计算精度,可为油井设计合理流压、配产提供理论指导;利用实例的数据分析了合理井底流压对渗透率变异系数、生产气油比、泊松比等参数的敏感性,结果表明:渗透率变异系数越大,为维持储层的渗流能力,需要保持越高的井底流压;生产气油比越高,为确保抽油泵泵效,需要保持越高的井底流压;对于泊松比较大的疏松砂岩储层,为防止地层出砂,需要保持较高的井底流压。      

煤层气井井底流压计算方法

煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义。借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比。利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度 -平均偏差系数法的计算值比 Cullender-Smith法高;对于气液混合段压力的计算,Podio修正“ S”曲线法计算出的结果比陈家琅 -岳湘安法和 Hasan-Kabir解析方法略高;在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加;在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律。     

一种计算多相垂直管流井底流压的新方法

半个多世纪以来,国内外学者已经提出了许多垂直管多相流井底流压的计算方法,这些方法主要是基于多相流处于稳态流动,通过各种流态模型的建立和适用条件[研究,较好解决了多相流井底流压的计算问题。如：Hasan-Kabir相关式,Hagedorn-Brown相关式,Aziz相关式,Beggs-Brill相关式,Orkiszewski相关式等,但是,至今还未见到多相垂直管流不稳定流吉底流压的计算研究的专题报道,文中就此介绍一种计算多相垂直管流井底流压的新方法,供现场工程人员参考或使用。     

苏里格气田井底流压简易计算方法及应用

针对苏里格气田由于节流器节流在生产中不能下入仪器准确测取井底流动压力的问题,结合气田地质特征和气井井筒的结构特点,在总结了常用的平均温度、平均偏差系数方法和Cullender—Smith方法存在着参数变量多、计算繁琐等不足的基础上,利用实测数据线性回归分析推导出了一种简易计算方法,并选取具备实测条件的气井进行井底流压实测,将实测数据与简易计算方法的计算结果进行对比,平均绝对误差小,说明应用简易计算方法得到的计算结果较为准确,适用于苏里格气田常规直井、丛式井井底流压以及井底不存在积液条件时井底静压的计算。     

流压低于饱和压力油藏油井流入动态方程理论研究

水驱油藏油井生产过程中，当井底流动压力低于饱和压力时，天然气会从原油中析出，油井产量将受到很大影响，主要因素包括油藏的渗透率和油的相对渗透率的改变，以及原油地下粘度和地下体积系数的变化。通过原油流动系数与流动压力之间的二项式关系，建立了油藏在饱和和未饱和情形下的油井流入动态方程，并建立了新的油井流入动态方程的通式。     

新型IPR曲线及最小井底流压确定

在注水保持压力开发油田中,当井底流压低于饱和压力以后,指示曲线向压力轴偏转,并出现最大产量点,表明原有的经典IPR方程已不适用。利用k_m/(μ_oB_o)与压力的函数关系式建立了饱和油藏和未饱和油藏流入动态方程及其通式,然后将油相拟稳态流动方程与油相和液相相对流动能力方程相结合,建立了描述具有最大产量点的流入动态曲线的新型流入动态方程。这种新型的IPR方程可用于不同流动压力下油井流入动态计算,从理论上解释了矿场系统试井中流入动态曲线向压力轴偏转并出现最大产量点等实际问题,满足矿场工程精度要求,说明所建立的流入动态方程能有效评价预测油井产能和确定油井允许的最小流压界限。     

高气液比气井井底流压计算方法研究

为解决高气液比气井井筒温度分布和压力计算精度低、计算方法可用性差的问题,运用热力学、传热学以及两相流理论,对气井稳定连续生产时的流动特征和传热过程进行分析,采用Beggs和Brill普适化相关式,结合Kelessidis和Dukler流型判别方法及温度分布计算模型,建立高气液比气井井底流压计算模型并针对新疆一口气井进行求解。在高气液比情况下,计算得到的温度分布及井底流压与油田现场测试数据对比,平均相对误差仅为3%,表明了文中的温度模型以及压力计算方法具有较高的精确性。模型计算所需参数容易得到,具有较好的实用性,可大面积推广应用。     

具窜流的层状有界油藏定井底流压生产下的流量动态预测

建立了考虑表皮效应的层状越流油藏定井底流压生产的数学模型,求得拉氏空间下无 因次流量和累积流量的解析解;利用Stehfest数值反演,绘制了实空间下的无因次流量及累积流量 与无因次时间的双对数曲线。所获得的结果有助于认识层状油藏的流量动态并进行产量预测,还 可为是否需要对井筒附近进行改善提供参考。定井底流压下流量响应所反应出的油藏信息,有助 于确定油藏参数。     

油井出砂临界井底流压计算模型的确定

分析了连续出砂的岩石破坏机理,即岩石的剪切破坏和拉伸破坏。按剪切破坏准则确定了出砂临界井底压力;按拉伸破坏准则确定了油层出砂临界压差。     

新型IPR曲线及最小井底流压确定

注水保持压力开发油田,当井底流压低于饱和压力以后,指示曲线向压力轴偏转,并出现最大产量点,原有的IPR方程已不适用。利用kro/(μoBo)与压力的函数关系式建立了饱和油藏和未饱和油藏流入动态方程及其通式,然后将油相拟稳态流动方程与油相和液相相对流动能力方程相结合,建立了描述具有最大产量点的流入动态曲线的新型流入动态方程。这种新型的IPR方程可用于不同流动压力下油井流入动态计算,从理论上解释了矿场系统试井中流入动态曲线向压力轴偏转并出现最大产量点等实际问题,满足矿场工程精度要求,所建立的流入动态方程能有效评价预测油井产能和确定油井允许的最小流压界限。     

水平井出砂临界井底流压模型的求解问题

通过地应力场的坐标变换,完善了不同完井方式下水平井出砂临界井底流压的计算模型,提出了具体的求解方法,以井壁稳定的实际物理意义为依据将解分为不同的情况,并选取实际地层参数对水平井出砂临界井底流压计算分析,研究结果可为油田现场生产提供参考。     

利用流压预测供给边界压力的新方法

通过矿场资料的统计分析，探讨、揭示了连续生产油井采油指数的下降规律。在此基础上，建立了利用井底流压、产油量与累积产油量直接预测油井供给边界压力的新方法，本文方法思路清晰、原理正确、充分发挥了流压监测资料的作用，应用实例表明，该方法具有预测精度较高应用简便的特点，可作为常规动态分析方法的重要补充。     

气水两相煤层气井井底流压预测方法

基于井筒流体稳定流动能量方程,建立了煤层气柱段压差和两相液柱压差的数学模型,给出了气水两相煤层气井底流压的预测方法,并分析了各排采参数间的相互关系及其对产能的影响。研究结果表明,该算法较为准确地预测了煤层气井进入稳定排采后的井底流压;井底流压是井口套压、气柱和液柱压力综合作用的结果,能充分反映产气量的渗流压力特征;该模型充分考虑了井筒中压力增量随井深增量的变化关系,在两相液柱段每等份长度不超过25 m时,井底流压预测结果的相对误差可控制在5%以内;调整井底压力,可有效增大生产压差,控制排液量,利于煤层气体的解吸,从而提高产气量;产水量较大,动液面较高时,宜加大排液量,降低井底压力,而动液面较低时,宜放开套压。     

数值分析法在求解产水气井井底流压的应用

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度致密砂岩气藏,气井产量低、井数多,矿场的动态监测工作量大、成本高,而应用常规气液两相管流计算方法求解气井井底流压需要通过多次迭代循环,过程复杂,需要基础参数多,不利于工程上快速评价。本文通过研究气液两相流动的特点,按照数值分析基本理论,采用最小二乘法分析主要参数的相关性,利用高斯消元法求解气液两相流的线性回归关系式,再结合实测井底流压数值,验证数值方法求解产水气井井底压力的准确性。经对比,其结果良好。