自喷井井筒参数及井底压力的电算

本文根据油、气、水多相混合物变量代替流动特性变量,修正单相稳态流动方程的原理,建立自喷井的流动规律;提出了对沿自喷井井筒9个参数的技术处理方法;得出了图示自喷井井筒参数的电算框图和程序;从理论上计算出了自喷井的井底压力值。     

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Cullender和Smith模型是计算气井井底压力的首选方法，被广泛应用于干气井井筒压力计算。文章通过对Cullender和Smith方法进行含水修正，建立了该方法用于高气水比气井井筒压力计算的新模型。从气体稳定流动能量方程出发，运用两相流知识，详细讨论了模型推导中涉及的气－水井流密度、气－水井流质量流量、气－水井流体积流速、气－水井流Moody摩阻系数的计算方法，给出了各参数采用我国法定计量单位的实用公式，最后将各参数计算公式代入气体稳定流动能量方程，得出适用于高气水比气井井筒压力计算的修正Cullender和Smith模型。文中同时给出一计算实例，对比了采用传统Cullender和Smith模型和文中提出的修正Cullender和Smith模型进行气井井底流压和井筒流压分布计算的结果，其效果良好。     

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本文视油气藏为一个“容积单元化”的地质系统,利用泛克里金技术估算油气地质储量。该法优于其它方法,它不仅能正确地描述储量参数,而且能准确地估算油气地质储量,真实地反映油气储量的分布,有利于开发设计和动态分析。     

SEC证实储量静态评估方法应用与实践

自2000年以来,我国三大石油公司陆续在美国证券交易市场成功上市,每年需要根据SEC准则进行油气储量评估。根据近几年上市储量评估工作实践,结合国内现行油气储量计算标准,重点论述了证实储量评估与国内新增探明储量计算和可采储量标定之间的差异,以便于更好地掌握SEC储量评估准则。     

浅议对“采收率”的理解和应用

有时人们对“采收率”的理解和应用比较笼统，往往忽略了“采收率与地质储量应满足一一对应的逻辑匹配关系”这一基本原则，把动态储量与容积法探明地质储量或者动态储量采收率与探明地质储量采收率相混淆，错误地理解和应用采收率，导致可采储量误差较大。笔者基于采收率的定义和计算原理，探讨了动态储量与探明地质储量及各自对应采收率之间的区别和联系，为今后正确理解和合理应用采收率、得到正确可靠的可采储量及认识和结构起到重要指导作用；并提出了“重视可采储量、动态储量及其采收率，淡化探明地质储量及其采收率”的观点。     

IPM软件在浅海油田井筒压力计算的应用

浅海油田井筒压力计算的准确性有利于保障油田的高效生产与开发。针对海上油田井筒管柱特点,运用油藏工程软件,建立单井井筒管流模型,选用不同运算方法,计算单井井底压力。通过实例计算,优选出适合于浅海油田的井筒计算方法,并根据A油田实际特点,推荐了相应适合的井筒压力计算方法。该计算方法计算值与实际值相对误差小于5%,可准确反映井筒实际管流特征。     

高闭合应力酸蚀裂缝导流能力实验研究

针对高闭合应力地层如何提高裂缝导流能力,分别研究了酸液-岩石接触时间、酸液类型、闭合应力对导流能力的影响,以及通过复合方式提高导流能力的措施。结果表明：同样酸岩接触时间下,半对数坐标中导流能力与闭合应力近似呈直线。高闭合应力下,导流能力较低;在低闭合应力下,大粒径支撑剂酸蚀裂缝导流能力较高。高闭合压力下,推荐40/70目陶粒。铺砂浓度越高,导流能力越高,酸蚀加砂是提高导流能力的措施之一。     

苏里格气田苏53区块天然气储量计算及其参数确定方法

根据《苏里格地区天然气基本探明储量计算办法》,以苏里格气田苏53区块天然气储量计算为研究对象,重点介绍了区块容积法储量计算中有效储层下限的确定标准、计算参数的确定方法及资料录取的要求:有效储层下限按岩性、物性、含油气性和电性"四性"标准划分;含气面积利用钻井、试气、测井及地震预测成果进行综合圈定的确定方法;有效厚度的取值以气层识别为基础,综合测试成果以测井"四性"关系划分为依据;用测井资料确定有效孔隙度时,必须用岩性分析资料进行标定;同时提出了原始含气饱和度、原始天然气体积系数等其他计算参数的确定方法,并对储量进行综合评价。     

气井控制储量计算方法评价

以四川盆地碳酸盐岩气藏典型气井为剖析对象,针对压降法中采用恢复未达稳定的静压引起计算结果不合理、压降图出现斜率不同的折线等异常情况,提出了相应的处理方法.对物质平衡法、弹性二相法、产量不稳定分析预测法等不同方法计算结果的误差进行了分析,并对不同方法的适应性进行了评价.为合理使用不同方法进行碳酸盐岩储层气井控制储量评价提供了技术参考.     

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本文提出一种新的多相管流计算方法，这种方法大部分基于流动力学的理论分析。经过6井次的计算应用，平均相对误差为－1．63％，标准离差为2．40％，证明是一种可靠的两相流计算方法。     

底水油藏水平井临界产量计算新方法

临界产量的确定是利用水平井开发底水油藏的关键。在分析水平井开采过程中底水锥进机理的基础上,将水平井三维渗流场近似分解为内、外两个渗流场。分别分析两个渗流场的流线分布,利用Dupuit公式得到外部渗流场临界产量计算公式;利用平面径向流原理,将水平段长度视为“油层厚度”,井眼与油层顶部距离视为“泄油半径”得到内部渗流场临界产量计算公式;结合等值渗流阻力原理得出底水油藏水平井临界产量计算新方法。据新方法进行实例分析,对比前人推导的不同方法的计算结果,分析各向异性、水平段长度以及水平段距油层顶界的垂向距离与油层厚度之比对临界产量的影响规律。     

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本文通过对费尔(Fair)模型解的分析,提出了一种分析受井筒相再分布影响的压力恢复资料的实用方法,解决了过去分析中存在的参数无法分离而带来的多解性问题,使考虑井筒相再分布的试井分析方法进入实用性阶段。     

迭代法在高温高压井套管柱设计计算中的应用

针对高温高压井套管柱校核计算的特殊性和出现的问题 ,采用迭代法进行套管柱强度校核计算。计算结果完全满足校核计算的要求。这种计算方法不仅适合套管柱的强度校核计算 ,同时还可以应用到其他方面     

确定海上油田经济合理和经济极限单井控制储量的方法研究

海上油田的经济合理和经济极限单井控制储量与油藏特性、开采工艺、经济条件等因素密切相关,用科学的方法确定经济合理和经济极限单井控制储量,对于指导油田开发和调整具有非常重要的意义。文中基于陆上油田通常研究的经济合理和极限井网密度分析原理,提出和推导了基于海上油气田开发投资条件下的单井控制储量分析与计算方法。     

凝析气井垂直管流计算新方法

指出目前常用的凝析气井垂直管流计算方法存在未考虑传热,动能损失,温度分布计算等缺点;考虑上述因素及其它条件,根据气体稳定劝能量方程和传热原理,推出了凝析气井井筒微分压力迭代垂直管流诸新方法;     

稠油底水油藏水平井分段完井方法及应用

分段完井可以有效缓解水平井过早见水,调整水平井产液剖面。利用渗流力学理论、油藏工程方法、聚类分析方法、油藏数值模拟等,建立一套底水油藏水平井分段完井和优化配产方案。首先,综合考虑储集层非均质性、压力系统、避水高度和完井成本,利用聚类分析方法对水平井进行合理分段;然后,通过油藏渗流和井筒管流耦合模型,以各段均衡产液为原则,计算最优附加阻力;最后,利用油藏数值模拟结果,对分段完井和传统裸眼完井进行对比,验证该方法的可靠性。研究结果在曹妃甸油田群和秦皇岛32-6油田得到广泛应用,水平井平均见水时间推迟152 d,提高采收率3%~5%.     

存储式井温测井在高温高压储层人工裂缝高度评价中的应用

通过压前、压后井温曲线对比,能够较准确计算水力压裂高度,为判断压裂效果提供依据。青海油田油气藏勘探开发从中低渗透砂岩储层向致密的变质灰岩基岩储层发展,水力压裂储层改造技术呈现出高温、高破裂压力的施工特点。为解决高压高温的井温测井,仪器优选高性能存储式井温仪,工艺采用高压防喷装置、电缆测井方式。通过现场2口井测试,检测了压裂裂缝高度,达到了纵向上认识压裂效果的目的,进一步验证了工艺的科学性和实用性,解决了高温高压压裂缝高评价的难题,完善了高温高压压裂效果评价手段。     

气井井筒液面位置确定的简易方法

为了减少探测气井井筒液面工作量,进而降低测试成本,提出根据井口油套管压力差异来分析、判断井筒是否存在积液,并由油套管压力差值计算井筒液面位置,以便及时采取有效排液措施,使气井持续正常生产.实例计算表明,该方法简便易行,实用有效.