利用相渗曲线预测油井流入动态的新方法

近年来，越来越多试井资料证实，注水保持压力开发的油田，当井底流压低于饱和压力后，流入动态曲线向压力轴偏转并出现最大产量点。经研究，提出了一种利用相渗曲线预测油井气液两相流入动态的新方法，考虑了低渗透油藏启动压力梯度和油井井底出现气、液两相流动的影响，从理论上解释了上述实际问题，可用来确定油井最低允许流动压力和启动生产压差，预测不同含水、不同流动压力下采油井的产量。     

油井流入动态曲线及其应用

文〔2〕从描述油井饱和压力点以上的PI曲线和描述油井饱和压力点以下的IPR曲线出发，导出了广义的PI-IPR曲线计算公式，应用这些公式可以完整地描述油井不同井底压力下的产量变化动态。本文在上述研究的基础上，对油井流入动态曲线进行含水率修正，导出了油、气、水三相流动时的广义流入动态曲线的计算公式，并给出了油井将来流入动态曲线的建立方法。应用本文提供的公式和方法，可以用来计算不同含水率不同井底压力下油井的产量，为矿场进行动态分析和选择合理的油井工作制度提供了依据。文中用油、气、水三相流动时的流入动态曲线和文〔3〕中提出的相对采油指数法，对喇嘛甸油田、萨中和杏北地区不同含水率的油井产量进行了预测。结果表明，两种方法预测结果最大相对误差为5.4％。应用23口油井转抽前的实际资料所作出的流入动态曲线，对油井转抽初期的产量进行了预测，并同转抽后的实际产量进行了比较，结果表明，82.6％的油井相对误差都在10％以内。     

一种新型的油井流入动态曲线

建立了一种新型的油井流入动态曲线方程,它适用于注水保持压力开发的油田采油井底出现油、气、水三相流动时流入动态的计算.该方程很好地解释了矿场稳定试井中出现的“拐弯型“流入动态曲线的特征,并可用来确定油井最低允许流动压力,预测不同含水、不同流动压力下采油井的产量.     

自喷井的合理流动压力界限

应用矿场资料研究表明，油井自喷采油时，控制井底压力低于饱和压力，油井自喷能量损失较小，根据油井油气水三相流时流入动态曲线变化特征研究证实：油井生产时应当控制井底压力大于或等于最低允许流动压力，油井流压低于这个界限以后，油井产量将会急剧下降。因此联结油层与井筒的节点压力一流动压力，应当控制在下述范围内：Pwfmin≤Pwf≤Pb，在这个范围内的流动压力就是合理的流动压力。     

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。     

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。     

气井动态产能预测方法研究

根据不稳定气井试井原理,采用Laplace变换及反变换方法得到了不同生产时间及不同地层压力下的气井流入动态曲线(IPR).对无限大地层,时间不同,气井的IPR曲线不同;地层压力不同,气井的IPR曲线不同.并进行了矿场实例验证,分析了流入动态曲线的功用,不仅可以得到一定井底流压条件下的气体产量变化关系,同时还可得到一定产量条件下的气井井底压力变化关系.     

提液井合理井底流动压力的确定

在油井进行提液生产时,当井底流动压力低到一定界限后,随着它的进一步降低,油井产油量会降低.为此,在考虑提液过程中原油脱气、储层渗透率下降等因素影响的前提下,通过对油相相对流动能力和储层渗透率进行修正,建立了新型的油井流入动态方程.通过对油井流入动态方程进行求导,得到了油井最大产油量点所对应的最低允许流动压力,提液井合理的井底流动压力应当控制在最低允许流动压力与地层压力之间.实例计算结果表明,作图法与求导法得到的最低允许流动压力相对差值小于1%,完全符合工程要求.通过新建油井流入动态方程,对影响井底流动压力的油藏开发参数进行分析后发现,随着渗透率变化系数、地层压力的减小和油井含水率的增加,油井最低允许流动压力减小.     

分段压裂水平井各段压力及供液能力研究

低渗透油田水平井水平段长,改造段数多,受储层非均质性、微裂缝发育和注水开发影响,各段压力系统和产量贡献率是值得思考的问题。现场对水平井压力、产量、含水实测表明,水平段压力系统并不一致,过早见水井段压力高,采出程度低。根据油井流入动态方程,类比得出计算产量贡献率公式,定量分析水平井各段在不同地层压力、不同井底流压、不同采液指数比下对产液贡献率的影响。得出各段地层压力相同时,各段产量贡献率与井底流压无关,仅与采液指数比有关;各段地层压力不同时,产量贡献率不仅与井底流压有关,而且与采液指数比有关。     

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。     

水平井井筒周围局部脱气时产能计算方法

地层压力一般高于饱和压力，而井底流压常常低于饱和压力，井筒周围出现局部脱气。这种局部脱气现象往往被人们忽视，这种条件下水平井产能的工程计算一般采用单相渗流公式，使计算结果产生较大误差。将渗流模型进行适当简化，并将两相渗流区进行徽元处理，建立了局部脱气水平井产能计算方法。该方法使局部脱气时水平井产能计算结果更加合理。另外，该方法还可用来计算水平井极限产能和极限生产压差。     

垂直管中多相流动的统计研究

对非溶解气驱油田提出了一个计算自喷井井底流动压力的统计数学模型。该模型算法简便,只需要井口数据,因此特别适用于缺乏流体高压物性分析资料的油田使用。利用胜坨油田403个资料点计算的全部误差均在4%以下。根据六组文献数据计算对比表明,该模型有较广泛的适应性。分析了井口参数变化对井底流动压力的影响,确定了并口参数之间的统计关系;并由此导出了在一定工作制度下计算油井停喷压力的公式,对55个井口压力低于10大气压的资料点计算表明,这个公式精度更高。     

注N2井井筒温度压力耦合下的井底流压计算

在注N₂提高采收率的过程中,井底流压的大小是影响驱油效果的重要因素,在计算气井的井筒压力分布时,通常采用Cullender-Smith模型。但是氮气的物性参数随温度和压力的变化而变化,为了精确的计算注氮气井井底流压的大小,以注水井转注氮气井作为研究对象,根据垂直管流的能量平衡方程,结合适用于氮气的物性参数密度、黏度、偏差因子及摩阻等计算方法,提出了注氮气井井筒温度和压力分布耦合的井底流压计算模型,应用四阶龙格－库塔迭代方法,用MATLAB软件计算了井底流压的大小,最后评价了注氮气井的启动压力、注气速度和井底流压的关系。根据对红浅井区氮气试注试验的测井数据分析,表明新压力预测模型计算结果与现场实测结果相吻合,注气初期注入压力受注入量变化影响较小,注入压力高低主要与储层物性有关。     

考虑流动边界影响的低速非达西渗流试井解释模型

流体流动边界不断向外扩展是低速非达西渗流压力波传播的特点。针对这种情况,建立了考虑井筒储存和表皮效应影响的低速非达西渗流定产量生产的固定边界数学模型,用格林函数法求出井底压力的拉普拉斯空间解,根据流体从静止到流动所需的启动压差确定不同时刻的流动边界半径,用固定边界模型计算井底压力与时间的关系,以此作为流动边界模型的一种数值逼近。用Stehfest数值反演算法绘制了井底无因次压力与无因次时间关系曲线,讨论了流动边界、启动压力梯度、井筒储集和表皮效应的影响及非达西渗流与达西渗流井底压力动态的差别。     

低速非达西渗流试井模型的一种新的求解方法

流体流动边界不断向外扩展是低速非达西渗流压力降落试井模型的特点。针对这种情况，建立了基于低速非达西渗流规律的固定边界试井模型，并用幂级数求解法求得模型的解析解，在计算压力降落试井标准曲线时，根据流体从静止到流动所需的启动压差确定不同时刻对应的流动区域半径，再用固定边界模型解析解计算井底压力与时间的对应关系，以此作为动边界模型试井曲线的一种数值逼近。应用这种特殊求解方法进行分析计算，发现了低速非达西渗流试井模型的一些重要动态特征。     

大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法

传统气井配产方法应用于大牛地低压、低渗、低产致密砂岩气藏产水气井时,气井的携液潜能得不到充分发挥,累计排水采气量大,最终采收率低。基于产水气藏物质平衡原理、气井产能、井筒压力温度分布预测理论,应用节点系统分析方法建立了产水气井生产动态预测方法,该方法能动态预测地层压力、井底流压、井口油压、产量、采收率随时间的变化;结合连续携液理论提出了产水气井配产新方法,该方法所配气量高于井口临界携液气量,且随时间动态递减,而不是保持不变。大牛地DK3井实例计算表明,新方法能更长时间维持气井连续携液生产,降低了累计排水采气量,提高了最终采收率。     

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。      

建立气井产能方程及计算地层压力的新方法

气井产量取决于井底流动压力，所以气井产能方程应该能够直接描述流压与产量的关系。文中基于气井二项式产能方程，提出了可以直接反映流压与产量之间关系的二元回归形式的产能方程模型。介绍了该模型的基本原理并进行了实例分析。该模型可以预测地层压力。     

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克-依构造带高产气藏试井的流压上升现象，导致了克-依构造带超高压气藏测试(试井)资料不能被有效解释。自喷井定产量试井流压下降与非自喷井流压上升的试井理论已较成熟，对于自喷井定产量试井流压上升的试井分析理论还没有人进行研究，章研究了高压气井定产量试井导致流压上升的原因。根据渗流理论，建立了交表皮系数、高速非达西渗流、部分打开地层的数学模型；根据数值模拟理论，建立了差分方程；研制了数值模拟软件，用研制的数值模拟软件模拟了部分打开地层、高速非达西渗流、变表皮系数等因素的井底压力响应。在测试过程中地层损害程度在减轻，这是高压气井流压上升的主要原因，表皮系数降低得越多时，井底流压上升得越快。部分打开地层、高速非达西渗流单因素不能导致高压气井流压上升。这些认识对建立自喷井定产量试井流压上升的试井理论有重要意义。章建立的高压气井试井流压上升的数值模拟方法可用来解释高压气井试井流压上升的资料。     

塔北雅克拉白垩系凝析气井垂直管流的压降研究

应用气井、凝析气垂直管流压降计算常用的相关模型：单相模型(平均压力、平均偏差系数法)、修正单相模型、Hagedorn-Brown模型、Duns-Bos模型,对雅克拉白垩系凝析气井15井次的测试流压数据进行了拟合计算;并根据计算结果把本区垂直管流压降计算划分为无、有边(底)水侵入两个阶段,并在这两个阶段中分别用不同的模型计算,在模型适用性上给予了充分论证.