深层气井地层压力折算方法分析及应用

针对有些深层气井压力计未下在气层中部,记录的压力与实际地层压力之间存在误差的问题。开展了深层气井压力折算方法分析,采用积分迭代方法对2000年以来压力计未下在气层中部的深层气井资料进行了压力折算。为了验证理论计算结果的准确性,利用深层气井试井过程中记录的井口油压数据,折算出压力计深度处的压力,与压力计实测压力进行了对比分析,确定了该方法的适用范围,并对理论计算压力和实测压力对比符合较好的深层气井进行了气层中部静压折算,从而为深层气井储量计算和开发评价提供了可靠依据。     

XF-2005Ⅲ两相流量计在油气井测试中的应用

气液同采气井和伴生气井的气液计量准确性是目前面临的一大难题,XF-2005Ⅲ两相流量计采用多管束旋流分离器将气液两相进行高效分离,分别利用孔板流量计和楔形流量计实现气液在线计量,并具有液相测量补偿和含水率测定功能,大大提高了计量精度,同时计算机模块可以实现计量数据的直读和存储,有利于后期分析。现场应用表明,气的计量误差小于2.29%,液的计量误差小于2.33%,满足现场需求。     

大庆深层低渗透气井排液试气方法及产能评价

对大庆深层低渗透气井的早期压力曲线形态特征进行对比分析和归类，预测储层产能。根据气产量和水产量将排液、试气方法分为5种类型，针对不同气井采取不同的排液、试气方法，优化深层低渗透气井的排液、试气方法，提高气井试气施工的一次成功率和试井资料解释的优质率。对压裂前后、试采前后试气解释资料进行对比分析，利用试气资料和试采资料评价区块产能，为今后区块开发方案的编制提供依据。     

深层气井井底流压折算方法及其应用

针对大庆油田深层气井试井压力计记录的压力存在深度误差这一问题，采用积分叠代方法进行了井底流压折算。为验证理论计算结果的准确性，利用深层气井试井过程中记录的井口油压数据，折算出压力计深度处的压力，与压力计实测流压进行对比分析，确定了该方法的适用范围，并对理论计算和实测压力对比符合较好的深层气井进行了气层中部流压折算，符合较好，为深层气井储层评价和勘探开发提供了依据。     

XF-2006TZ气液两相流量计研究

苏里格气田气井计量为带液计量模式,现有流量计无法测量单井产液量。为解决苏里格气田气井产气量、产液量的准确计量问题,现场开展XF-2006TZ气液两相流量计试验。XF-2006TZ气液两相流量计采用改进的锥形孔板噪声法计量,在气液两相流通过流量计孔板时,在孔板两侧中存在着差压噪声,这种噪声与两相流的流量、质量、含气率密切相关,从而可以计算出气、液两种介质的流量。现场试验表明,新型流量计能稳定地在气液两相流中同时计量各相流量,气量计量误差小于5%,连续产液井液量计量误差小于10%,基本满足现场对气井产气量、产液量的精度计量要求。     

考虑井简相态变化的凝析气井关井静压计算

目前凝析气井关井静压计算仍在沿用常规气井的方法,由于对井筒相态考虑不充分,计算精度无法满足动态分析和生产管理的需求。为此,从关井瞬间井筒相态分析出发,结合凝析气井关井压力恢复过程中井筒的压力、温度分布变化,以气液平衡计算为基础,建立了凝析气井关井压力恢复过程考虑井筒相态变化的压力计算模型,并结合具体实例对凝析气井关井压力恢复过程井筒相态变化规律及压力分布进行了研究和计算。从计算结果看,该计算方法考虑凝析气井关井压力恢复过程中的相态变化,因而井底压力的计算结果与实际情况更接近,可以解决压力计无法下入产层中部或不能正常测试的问题,有时也可以替代凝析气井关井压力恢复测试,从而节省测试所需的大量入力、物力。     

考虑井筒相态变化的凝析气井关井静压计算

目前凝析气井关井静压计算仍在沿用常规气井的方法,由于对井筒相态考虑不充分,计算精度无法满足动态分析和生产管理的需求。为此,从关井瞬间井筒相态分析出发,结合凝析气井关井压力恢复过程中井筒的压力、温度分布变化,以气液平衡计算为基础,建立了凝析气井关井压力恢复过程考虑井筒相态变化的压力计算模型,并结合具体实例对凝析气井关井压力恢复过程井筒相态变化规律及压力分布进行了研究和计算。从计算结果看,该计算方法考虑凝析气井关井压力恢复过程中的相态变化,因而井底压力的计算结果与实际情况更接近,可以解决压力计无法下入产层中部或不能正常测试的问题,有时也可以替代凝析气井关井压力恢复测试,从而节省测试所需的大量人力、物力。     

大庆深层气井严寒季节试气方法讨论

大庆油田冬天气温一般达到零下30多度，施工环境恶劣，同时对深层气井试气方法提出新的挑战与要求。以xushen33井为例，从压后排液试气方法及测试两个方面进行分析，讨论严寒季节试气方法，为进一步完善深层试气方法提出了新的观点与建议。     

气液两相状态下的凝析气井产能评价新方法

凝析气藏地层中产生油气两相渗流后,对气井的产能测试数据进行分析时,常出现二项式产能方程的系数B为负数的异常情况,难以有效评价气井的产能,进而影响对气井生产动态的准确预测。为此,基于拟单相渗流方程和油气两相渗流方程,在气井的流动达到拟稳定阶段后,建立了拟单相稳定点产能评价方法(以下简称为拟单相法)和气液两相稳定点产能评价方法(以下简称为气液两相法);采用塔里木盆地牙哈气田的基础参数,应用新建立的产能评价方法计算气井在生产气油比相同、地层压力在露点压力以上及以下时的无阻流量;针对牙哈、塔中Ⅰ号、千米桥潜山、迪那2等4个凝析气田,应用新建立的产能评价方法计算凝析气井在不同生产气油比情形下的无阻流量,并选取典型井进行对比分析。结果表明:(1)采用新建立的产能评价方法可以避免因地层中油气两相流的产生导致经典产能评价方法无法计算凝析气井无阻流量的情况;(2)当地层压力高于露点压力时,地层流体以单相流体为主,可以采用拟单相法;(3)当地层压力低于露点压力,地层中出现油气两相流动时,应采用气液两相法;(4)随着生产气油比增大,采用拟单相法和气液两相法计算的无阻流量的差异逐渐减小;(5)对于凝析油含量较高、生产气油比较低的凝析气井而言,采用气液两相法计算的无阻流量更加可靠。     

喷嘴湿气井两相流在线计量装置研究及应用

传统的湿气井计量大多采用分离法,存在工艺流程复杂、造价高昂、占地面积大等缺陷。研制了以喷嘴为节流元件的湿气井气液两相流在线计量装置。应用Fluent软件仿真模拟了单相气、单相液、气液两相流过装置的流动特性,计算了虚高系数,建立了气液两相含率在线计量模型。CFD研究及现场应用表明:该装置模型计量精度高,气相计量误差在5%以内,液相计量误差在8%以内。该装置结构简单,可以将温度、压力、差压、气流量、液流量集成在一个表头显示,可以异地重复使用,维护量少,降低计量设备安装与维护成本,满足气田开发工程计量的需要。     

深层低渗凝析气藏反凝析特征研究

深层低渗凝析气藏数量越来越多，了解其反凝析特征是气藏开发正确决策的重要基础。以中原油田的深层低渗凝析气藏为主要研究对象，通过CVD测试及真实岩心衰竭实验测试，研究了深层低渗凝析气藏的反凝析特征。研究结果表明：PVT筒的定容衰竭与多孔介质中的衰竭特征有较大的差异，因此应尽可能采用岩心衰竭实验研究深层低渗凝析气藏的真实反凝析相态特征；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中反凝析呈中等偏低水平。近井地层的反凝析液堆积速度较慢，最大反凝析液饱和度值对应的地层压力与气藏标定的废弃压力接近。这表明中原油田深层低渗凝析气藏比较适合于采用衰竭方式开发；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中产生的凝析油饱和度小于临界流动饱和度，析出的凝析油不会产生反蒸发，因此在气藏开发过程中防止反凝析污婆就显得非常重要．     

大庆油田气体钻井配套技术及应用

针对深部地层机械钻速慢、中浅层"三低"储层开发动用难等问题,大庆油田开展了气体钻井配套技术研究及实践。通过配套湿度和注气参数等监测装备、判别水层、计算地层出水量、优化钻具组合及钻井参数、采用"内喷外侵"气液转换工艺,解决了地层出水引起的复杂情况、易发生井斜、井壁失稳等问题,形成了一套适用于大庆油田深层泥页岩地层的气体钻井配套技术,实现了在泥页岩地层出水情况下安全钻进。大庆油田27口深井应用该配套技术后,钻井速度提高4倍以上,钻井周期缩短15 d以上;8口中浅井应用该配套技术,在不采取压裂增产措施的情况下,单井产量提高2 t/d以上。这表明气体钻井技术是深层提速及中浅储层保护可行的技术,为大庆油田加快勘探开发进程提供了新的技术手段。      

深井欠平衡环空岩屑对井底压力影响的研究

大庆油田在长垣东部利用深井欠平衡钻井技术进行深层气勘探，取得了较好的勘探效果，及时发现和保护了气层，但许多欠平衡井都是在接单根后效才能点火成功，表明在钻进过程中井底未能达到欠平衡状态。通过对井底压力影响因素和深层欠平衡钻井情况的分析，提出了环空岩屑影响井底压力的计算方法并编制计算软件，计算表明实际钻井过程中环空岩屑对井底压力的影响很大，在5000 m左右的深井低密度欠平衡钻井中，环空岩屑影响井底压力高达3~4 MPa，甚至更高，比大庆油田深井欠平衡钻井动负压值控制范围0~2 MPa要高很多，造成井底过平衡，影响勘探效果，对储层产生伤害。因此，在深井欠平衡钻井设计以及现场施工中应充分考虑环空岩屑对井底压力的影响，以提高欠平衡钻井井下负压控制水平。     

特高含水采油期安全混输温度界限试验研究

随着油田开发的深入,大庆油田原油综合含水率不断升高,大部分油井产出液含水率在90% 左右。随着含水率的升高,集输原油的能耗也呈急剧上升趋势。为了实现安全不加热集输及降低能耗和生产成本,在大庆油田建立了一套试验装置,以大庆油田采油六厂喇嘛甸油田特高含水油井产出的油气水混合物为试验介质,测试了不同温度、不同含水率、不同产液量及不同含气情况下的压降及油气水混合物的流动状态。试验研究结果表明,在含水率超过85% 、产液量为11~105t/d、气油比为40~60m³/t及油气水混合物的流速为0.2~2m/s、气相折算速度为0.15~1.8m/s的条件下,油、气、水三相在水平管道内的流动属于冲击流,油、水两相属于分层流或水为连续相的乳状/悬浮液。在不加任何药剂的情况下,特高含水采油期,油气水安全混输温度界限为23℃,低于原油凝固点。     

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四川石油管理局一直致力于深井天然气井的钻探与开发,在四川盆地面积约18×104km2的范围内探明一大批含气构造,同时形成了一套完整的深井气井钻井配套技术.近年来,先后在中国境内的塔里木、青海、长庆、辽河及国外的泰国、伊朗、哈萨克斯坦等油气区进行以钻井为主的工程技术服务,在实践中逐步完善了气井钻井技术.文章在分析四川碳酸盐岩储层地质特点和钻井难点的基础上,简要而全面地介绍了四川碳酸盐岩地层压力预测、深井钻井、深井测试、油气层保护、井控、井漏的处理等方面的天然气井钻井技术.     

氧活化测井技术在二氧化碳吸气剖面中的新应用

大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司利用脉冲中子氧活化测井技术在大庆油田成功地实现了注液态CO2井的吸气剖面测井,解决了注液态CO2井吸气剖面测井难题,认识了井筒内的相态变化规律,实现了体积流量与质量流量的转化,并形成了规模施工能力和相应的补充手段,进一步拓展了脉冲中子氧活化测井技术的应用领域。     

井底压力温度测试技术在充气欠平衡钻井中的应用

升2-17井是大庆油田在外围深层天然气勘探开发的一口重要的勘探开发评价井．该井在三开井段采用充氮气钻井液进行欠平衡钻进．应用改进后的并下压力温度测试工具实测出了三开充氮气并段不同工况下的并底压力、温度数据，并据此准确计算出了充气后钻井液的当量密度．准确掌握了充气量与钻井液当量密度之间的关系．比较准确地确定了地层压力的大小，精确计算出了井底负压值的大小。应用井底压力温度测试技术有利于发现和保护储层．提高勘探开发的效果。介绍了井底压力温度测试技术在升2-17井三开井段充氮气欠平衡钻进时的应用情况．并分析了井底压力温度测试数据。     

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随着油气勘探的发展，深井、超深井、超高压井将会越来越多，勘探开发的领域必然向地层深部进军 。深井试油工艺涉及多门学科，技术难度大，面临着许多突出问题：深井测试工作薄弱，实践经验不足；缺乏深井测试工艺技术的研究机构和人员；缺乏深井试油的基础理论研究；缺乏有关国外超深超高压含腐蚀流体的井的测试及完井技术的科技情报等。文章介绍了新851井这一高温高压高产气井的测试工艺控制技术：利用静气柱精度公式准确地预测了最高关井压力，确保了井口安全；把美国预测深气井测试时的井口最高温度的经验公式与新场气田实际情况相结合，求得不同产量下的井口流温；把美国预测深气井测试时的井口最高温度的经验公式与新场气田实际情况相结合，求得不同产量下的井口流温；根据井口流温准确计算出采用三级降压时防止水合物形成所需的加热量，并采取了合理的保温措施，确保了测试时地面流程畅通无阻，安全顺利地完成了该井的测试工作，为高温高压气井测试提供了宝贵的实践经验，