��������ѹ���ָ������쳣�Ĵ������о�

长期以来，人们无法正确解释具有异常的气井关井压力恢复曲线（即关井井底压力上升时井口压力下降），这种异常与井筒相分离引起的完全不同。本文以井筒传热分析为基础，考虑气井关井后井筒流体相态及温度降落，提出异常气井井口压力恢复曲线的处理方法。实例计算表明，本文提出的理论和方法可以消除气井井口压力恢复曲线异常对试井解释的影响，从而获得正确的试井解释结果。     

克拉2气田井口压力恢复测试异常分析

克拉2异常高压气田井口实测关井压力恢复资料出现持续下降的异常情况。通过对可能产生井口压力恢复下降的３种因素（井口不密封、邻井生产影响、温度变化）进行分析，认为井筒温度变化是导致克拉2气田关井井口压力恢复异常的主要原因，同时指出井口压力恢复异常发生在的径向流阶段。这为下一步进行井底压力恢复校正奠定了较好的基础。     

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。      

气井不关井试井技术的研究与应用

目前现场广泛采用关井测压试井方法获得地层压力及地层参数，但在气井中往往遇到困难，有些超高压气井关井后井口压力很高，井内管柱和井口装置都难以承受，对于低渗透气层关井常常需要数周时间，才能获得满意的压力恢复曲线资料，对产能影响较高。针对这一问题，提出通过不关井只改变工作制度的方法使产量改变，测取井底压力的数据变化，运用多孔介质气体不稳定渗流理论，得出基本方程，通过计算拟合确定油气藏的目前平均地层压力、地层有效渗透率和表皮系数等气藏参数。     

W1井压力恢复资料异常分析

通过对W1井压力恢复资料异常现象的分析,说明了造成资料异常的原因,提出在系统试井后,采用小油嘴进行一段时间的试产,再关井测压力恢复;关井测压力恢复时,压力计应至射孔井段的中部;关井测压力恢复前,应测一组连续流压,压力恢复后,再测一组连续静压;同时建议在井口和井底各放置一支压力计记录压恢资料,以帮助分析异常原因。     

利用产出剖面分析合采产出效果

井口压力控制对气田多层合采效果影响较大,利用生产测井中的产出剖面可以动态监测生产井的生产状况,这在大牛地气田连续几年的生产监控中起到了很大的作用。以D1-2-48井为例,在对其历年产出剖面处理分析的基础上,利用井底静压平均参数公式推导了井口静压迭代公式,估算出该井的合理井口压力。综合研究结果表明:井口压力控制对于合采井的井底低产气层的影响较大,当井口压力过大时其产能受到限制;利用井底静压平均参数计算公式得到的井口静压和利用产出剖面计算得到的井底压力与实测结果较为吻合;下一步可对工区合采井进行复查,计算最大井口压力,为调整生产压力、实现多层稳产提供依据。     

非自喷油井压力恢复早期资料修正方法研究

对于压裂后非自喷油井,需要通过抽汲进行排液求产。由于抽汲求产结束后起出抽油杆,然后下存储式电子压力计井口关井测压力恢复,造成压力恢复早期数据缺失,导致压力恢复曲线形态变异,模型诊断困难,解释结果出现较大误差或者无法解释。在对压裂后非自喷抽汲油井压力恢复曲线变化规律研究的基础上,给出了描述关井后井底压力随时间变化的经验公式,对缺失的早期数据进行插值构建与修正,然后再与实测数据重新匹配,对匹配后的压力恢复数据进行解释,得到了较好的曲线形态特征,提高了压力恢复资料可解释率及解释结果的准确性。     

南海高温高压气井外部温度场建立与井底压力计算

南海高温高压(HTHP)气井产能计算时,根据井筒内测试的静、流压梯度推算获得的井底压力数据易导致产能测试曲线异常,且井口关井恢复压力呈下降趋势而不能用于试井分析。针对南海HTHP气井特点,综合考虑大气对流和辐射传热、隔水管外海水垂向剖面、地温梯度剖面等因素,将气井外部温度场从井口开始分为井口以及海平面以上井筒段、海平面以下至泥线井段、泥线以下井段等3段并分段建立了井筒温度计算模型,进而采用温度-压力耦合求解方法计算井底压力。研究结果表明,采用本文建立的井筒温度计算模型计算井底压力结果与实测数据相对误差在5‰以内,可以有效解决二项式产能测试曲线为负的问题;同时,利用关井井口压力计算井底恢复压力平均误差0.617‰,可满足试井解释精度要求。本文研究成果对于南海HTHP气井压力计算及产能预测具有指导意义。     

压裂后不稳定试井早期恢复压力拟合重建方法

低渗、特低渗油气藏在大规模压裂后的不稳定试井,会因为关井不及时、井口漏失等原因,造成早期压力恢复数据缺失、跳点等,导致解释误差较大甚至不能解释。基于对压裂后不稳定试井早期压力恢复曲线变化规律的研究,找出压裂后不稳定试井曲线形态特征,简化数学模型;对比拟合效果,优选给出压裂排液关井早期井底恢复压力的经验公式,对缺失或异常的早期压力恢复数据进行外插值重建修正。C904井采用重建后的早期压力恢复数据与压力恢复实测历史数据合并后进行地层参数解释,整合后导入试井软件进行地层参数解释,曲线拟合效果较好,能较准确地解释出地层参数。该方法可较好地对压裂后存在异常的早期不稳定试井恢复压力进行重建,对压裂抽汲后的不稳定试井恢复压力重建亦有较好的的借鉴意义。     

利用回压试井资料确定气井生产期间井底流动压力的方法

介绍了一种气井生产期间不进行井下测压即可确定井底流动压力和地层压力的新方法。通过对大量的气井回压试井测试资料的统计分析发现,每口气井一旦确定了生产管柱,井口压力即与井底流动压力存在某种特定的关系。通过这种关系,建立每口井生产期间井底流动压力与垂直管压力损失之间的函数关系,即可根据井口压力实时获取井底流动压力,并根据产能公式计算地层压力。该方法无需测压即可确定井底流压和地层压力,操作非常简单,无需额外的测压成本并可随时掌握井底流动压力,及时提供给气藏管理部门确保气藏合理开发,以获取最大的经济效益。     

利用井口压力计算气井绝对无阻流量——塔里木异常高压气井应用效果评价

针对迪那2异常高压气藏埋藏深、压力高、下井下压力计试井测试困难的实际情况,应用试油数据建立井口产能方程,并通过试井数据建立的产能方程所确定的井口无阻流量和绝对无阻流量来评价井口产能方程,统计表明迪那2气藏各井井口无阻流量与绝对无阻流量存在着很好的线性关系,应用二者的相关关系式,就可以用井口产能方程计算绝对无阻流量,为气井产能研究提供了一种新的方法。     

气井多相流水击数学模型的建立和求解

针对气井关井瞬间产生的水击现象,由于井筒多相流和高压、高温以及天然气的强可压缩性特征,用于水力学的常规水击压力模型难以适用。基于水力学水击理论,分析气井水击机理,根据质量守恒定律和牛顿第二定律,建立由运动方程和连续性方程组成的描述气井多相流水击压力的数学模型;根据该方程属于拟线性双曲偏微分方程的特点,结合气井压力测试和应用需要,建立了两类边界条件:一类适用于通过井底压力计算井口及沿井深的水击压力,另一类适用于通过井口压力计算井底及沿井深的水击压力;通过特征线法对水击压力数学模型有限差分离散求解。计算结果与实测压力对比结果表明,水击压力模型能够精确地反映水击压力的大小、水击周期和水击衰减规律,从而提高压力恢复试井早期段数据质量,改善试井曲线拟合效果,提高试井解释准确度。     

控压钻井线性节流阀及其控制

针对现有节流阀难以满足实时精细调控的难题,设计出了在25%~85%的开度范围内压降随开度线性变化的节流阀,进行了整体结构设计,并通过性能试验验证了设计理论。针对井口回压控制不够精确、响应速度慢的问题,提出了一种井口回压三层反馈控制方法,实现了底层开度曲线直接控制,中间层压力快速粗调,外层压力精细调节。开发了井口回压控制模块,通过实验验证了控制方法的响应时间和精度,井口回压控制精度达到±0.1 MPa,最大响应时间为28s。     

控压钻井气侵后井口回压的影响因素分析

控压钻井过程中,实时控制井底压力主要靠调节和控制井口回压。通过分析控压钻井中的瞬变过程,建立了各过程中的多相流计算模型,并利用有限差分法对模型进行了求解。通过仿真算例分析了采取控压钻井时井口回压随时间的变化规律,讨论了返出钻井液增量、气相渗透率、排量、钻井液密度、初始井底压差、井深和黏度等对井口回压的影响规律。结果表明:返出钻井液增量越大,井口施加的回压也越大;在返出钻井液增量一定的条件下,气相渗透率、排量、钻井液密度、初始井底压差、井深和黏度对井口回压均有影响,气相渗透率越大、排量越小、钻井液密度越小、初始井底压差越大、井越深、钻井液黏度越小,气体到达井口时需要施加的回压峰值也越大。      

海上自喷油井关井井口压力预测方法

油井生产过程中紧急关井的井口压力是合理选择井口设备以及管线的重要依据,但目前缺乏该方面的理论计算方法。分析认为水击压力主要受关井瞬间流体流速、压力波传播速度和流体密度等3个因素影响,建立了水击压力及由井底压力恢复引起的井口压力变化的计算方法;综合考虑水击压力和关井压力恢复的影响,研究了生产油井紧急关井情况下井口压力的变化趋势。研究表明:中高渗地层的井口压力随着时间的增加而增大,关井时间越长,井口压力越大;低渗地层的井口压力会在短时间内突然增加。      

地下储气库注采井不同井段水泥环密封性能实验

针对我国西南地区首座地下储气库——相国寺储气库投产后注采井出现较大比例的B环空异常带压问题,采用室内实验的方法,根据注采井100 m、900 m、2 000 m垂深处温度和压力差异,设计了不同的水泥石养护温度和加载围压,并采用小尺寸的水泥环完整性测试装置基于应力等效原理测试了从井底到井口水泥环在试压和注采时的密封能力。实验结果表明:①井筒不同深度段水泥候凝温度和围压差异较大,同一种水泥浆体系在实际固井后沿井筒深度具有不同的机械性能,导致不同井段水泥环密封性能存在着巨大的差异;②交变载荷会导致水泥环的压实和累积损伤,加剧水泥环的密封失效;③注采井2 000 m处水泥环在试压和注采工况条件下,密封性完好,没有发生泄漏,1 000 m处水泥环在试压工况下能保持完好,在循环交变载荷下存在着水泥环密封失效的现象,井口附近100 m处水泥环在试压工况和注采工况时均出现了泄漏;④实验结果揭示,在试压和注采工况下,井筒中上部水泥环密封失效是造成B环空异常带压的根本原因。结论认为,该研究成果可以为提高地下储气库注采井固井水泥环密封的可靠性提供实验数据支撑。     

井控器材井口快速试压工具

修井施工单井更换频次高、施工周期短、地层压力低及整井试压无法实现等因素极大地限制了修井井控器材的单井试压,为此研究设计了井控器材井口快速试压工具。该工具可以在一次试压过程就能将所有的井控防喷器材以及井控系统中的关键环节全部检验一遍。现场试验结果表明,工具能在一个班组人员的操作下,上修第一时间快速试压,用1台手压泵和约30 L清水,用时约30 min即可完成对修井单井井口的针对性试压,使修井井控工作得到最大程度上的安全保障。     

变梯度控压钻井井控过程中井口回压变化规律

为了准确掌握变梯度控压钻井井控过程中井口回压的变化规律,采用考虑密度突变的井筒气液两相变质量流动模型,分析了基于井底恒压的变梯度控压钻井井控过程中井口回压的变化,探讨了不同因素变化对井口回压的影响,并开展了最大井口回压影响因素敏感性分析。研究发现：变梯度控压钻井在控制井底压力恒定时井口回压的调节受气体膨胀、分离器位置处液相密度突变、套管鞋及海底泥线处环空变径等多个因素综合影响,其变化规律更加复杂;其他条件不变时,分离器与钻头间距越小、轻/重质钻井液密度差越大、地层压力越大、循环排量越小,循环排气过程中的井口回压越大;对于最大井口回压而言,地层压力、轻/重质钻井液密度差、分离器与钻头间距、循环排量的比变异系数值依次减小,敏感性程度也随之降低。研究结果可为变梯度控压钻井井控过程中的井口回压准确预测和井筒压力精细控制提供理论支撑。     

SAGD注汽井口装置冷冻带压更换工艺研究

随着稠油SAGD工艺在新疆油田风城作业区推广实施10余年以来,前期先导试验投入使用的注汽井口装置陆续暴漏出一些问题,在六通副管测试端出现了不同程度的冲蚀,甚至刺漏,风险随着投入年限的增加而不断累计日益明显,如何在不压井的条件下,保持原井底来之不易的蒸汽腔,同时完成老旧井口装置的更新换代显得越来越急迫。文章从现场实际情况出发,经过多次理论推演及三维模拟,从管柱连接、主副管密封、管柱悬挂等多方面考虑,研究制定了一套井口冷冻暂堵更换实施工艺,首次实现了整套井口装置的全程冷冻带压更换作业,对该类井口装置的冷冻暂堵更换作业具有十分重要的指导和借鉴意义。