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溶解气驱油藏非完善井流入动态方程 总被引:1,自引:0,他引:1
Standing在Vogel方程的基础上建立了溶解气驱油藏非完善井的IPR方程,但这一方程并未得到国内外学者的一致认可。通过分析Standing产能方程,指出Standing定义的流动效率(油井在同一产量下理想井底压差与实际井底压差之比)是建立在油藏单相渗流理论基础之上,并不适用于油气两相渗流。选用相同压降下实际油井产量与理想油井产量之比定义流动效率,建立了新的非完善井产能预测方程,该方程计算结果的正确性得到了油藏数值模拟结果的验证。 相似文献
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宝浪油田宝北区块Ⅲ2层系油层孔隙度12.8%,空气渗透率16.8×10-3μm2,地层原油饱和压力19.92MPa,地饱压差仅4.74MPa,气油比250m3/t,原油收缩率38.38%.开发过程中,地层压力保持水平合理与否直接关系到开发的成败.本文通过注来节点分析、油井脱气半径计算,认为:地层压力保持在90%时,在满足注采平衡的条件下,采油井井底流压18MPa,井口油压3.65MPa,注水井井底流压46.66MPa,井口注入压力241.6MPa,注采关系比较协调;油井脱气半径仅1.7m,油井产量不会因此而明显下降.因此,确定Ⅲ2层系合理压力保持水平为原始地层压力的90%。 相似文献
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在油套环空中 ,根据油气水密度差异 ,抽油井流压可由下式计算 ,即pf =pg+pog+pogw ( 1)其中 pg≈pc ( 2 )pog =0 .0 1ρ(Lp-Lm) ( 3)式中 :pg———气柱段压力 ,MPa ;pog———油气段压力 (泵吸入口至动液面压力 ) ,MPa ;pogw———油气水段压力 ,MPa ;pc———抽油井套压 ,MPa ;ρ———油气段平均密度 ,t/m3 ;Lm———动液面深度 ,m ;Lp———泵吸入口深度 ,m。油气水段压力pogw是指泵吸入口以下至油层中部液柱压力 ,一般不随套压而变化。油气水段压力 (pogw)是含水和油气比的函数 ,含水高、油气比低 ,pogw值大 ;含水低、… 相似文献
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变形介质低渗透油藏的产能分析 总被引:31,自引:5,他引:31
在低渗透油藏中,由于多孔介质孔隙和喉道较小,固液作用显著,因此达西定律已不适应,实验表明,低渗透油藏渗流时存在启动压力梯度,另外,有些低渗透油藏还具有介质变形的性质。尤其是异常高压的低渗透油藏,变形介质的渗透率一般随压力变化呈指数关系,考虑启动压力梯度和介质变形的影响,研究低渗透油藏中直井产量的变化规律,计算表明,低渗透油藏中,油井的产量随启动压力梯度和介质变形系数的增大而减小,随生产压差的增大而增大,对于采油指数,则存在一个最佳压差,此时采油指数最大,在油田的生产中,可通过增大生产压差或者 减小注采井距来提高油井的产量。 相似文献
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四川盆地L17超高压气井的试油测试工艺技术 总被引:1,自引:1,他引:0
超高压气井的试油在国内外均是一大难题,目前国内外对高温高压井的概念没有作出统一的解释和规定,国际高温高压井协会、中国石油天然气集团公司将高温高压井定义为:井口压力大于70 MPa(或者是井底压力大于105 MPa)、井底温度大于150 ℃的井为高温高压井;井口压力大于105 MPa(或者是井底压力大于140 MPa),井底温度大于170 ℃的井为超高温压井。四川盆地九龙山构造L17井栖霞组测试关井井口压力为107.64 MPa、温度为147.3 ℃,是一口典型的超高压、中含硫、超深气井。高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采均与常规井有很大区别。为解决超高压气井的试油测试难题,从试油准备工作、试油测试设计技术、测试工具的优化、安全保障措施、现场组织等方面总结分析了L17井的试油特点与难点,介绍了一些成功的经验和做法,建议加强节流阀远程操作工具的引进与研制。 相似文献
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低渗透油藏油井流入动态研究 总被引:16,自引:1,他引:15
针对低渗透油藏的渗流为非达西流且存在启动压力的特点,建立了低渗油藏垂直井单相原油渗流的流入动态关系式,并提出了有效地层压力的概念,同时推导了油气两相渗流的流入动态关系式.为了考虑油井完善性对产能的影响,将流动效率定义为在相同压差下非完善井的实际产量与理想完善井的产量之比,这样便于数学描述,且其物理意义更加明确.在此基础上,探讨了油、气、水三相流体渗流动态关系的计算方法.分析结果表明,稳定流动时,达西流只是非达西流的一个特例.安塞油田53井次的现场应用资料表明,平均误差不超过10%,所建立的流入动态关系式有较强的适应性. 相似文献
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不同类型井提液增产效果及有效途径 总被引:9,自引:0,他引:9
本从生产实际出发提出了计算提液井增产水油比的概念和有效提液的双检验标准,并探讨了各类油井不同沉积相油层放大生产压差后采液、采油指数的变化及合理生产压差,提出了“注提、堵提、调提、压提”四种组合有效提液途径及高-特高含水期选提液井原则。 相似文献
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磨料射流射孔增产技术研究与应用 总被引:7,自引:2,他引:5
介绍了磨料射流射孔机理、参数影响规律室内试验和油井射孔现场试验结果。研究表明,磨料射流射孔过程可分为脆性和延展性材料切割两个不同阶段,并得出了主要参数(包括压力、排量、磨料类别、磨料粒度、磨料体积分数、围压和岩石性质等)对射孔深度的影响规律和合理的参数范围。在地面模拟试验井,24~27MPa压力条件下射孔和割缝深度达0.50m以上;10口井11井次现场施工证明,磨料射流射孔工艺技术降低破裂压力5~10MPa,油井增产效果明显。 相似文献
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为了准确评价压力敏感储层的油井产能损失,通过完善井平面径向流的产量模型和渗透率变异模型,从理论上给出了压力敏感储层的油井产能损失计算模型,并结合实例给出储层应力敏感对油井产能的影响。研究结果表明:压敏储层的产量损失程度可用表皮因子来计算;井径和泄油半径的大小对压敏储层的表皮因子有一定的影响;压敏储层表皮因子将随着生产压差的增加而增大,油井产量随生产压差的增加损失程度增大。 相似文献
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低渗透油田的合理井网和注采原则──低渗透油田开发系列论文之二 总被引:6,自引:0,他引:6
确定合理的井网布署和注采原则是开发好低渗透油田的基础。系列论文之二重点研究了5个问题:一是合理缩小井距,加大井网密度;二是认真研究地层裂缝,合理注采井网布局;三是采取压裂改造措施,提高油井产量;四是实行早期注水,保持地层压力;五是对具备放大压差条件的油田,要放大压差提液。作者运用了大量低渗透油层的区块、井组开发实例阐明了上述观点。 相似文献
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利用采油指数预测油井产能是矿场普遍采用的方法。对于单相原油流动的油井,其采油指数为定值,故在生产过程中采用单一的采油指数预测油井的产能是可行的。但对于油气两相流的油井,若采用不变的采油指数预测油井在不同地层压力、不同流动压力下的产能,必然会造成较大的误差。本文研究了弹性溶解气驱油藏油井采油指数的变化规律,给出了采油指数与油藏平均地层压力及井底流动压力之间的关系表达式,指出了油井采油指数的影响因素。 相似文献
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静态出砂预测没有考虑地层压力、含水饱和度和地层温度等变化对出砂临界条件的影响,导致开发过程中出砂预测结果与实际偏差较大。为了研究动态因素对出砂条件的影响规律,根据试验结果拟合岩石强度含水饱和度的变化规律,含水饱和度由0.15变为0.50时,储层岩石强度下降幅度可达60%左右;考虑地层压力下降对近井地应力的影响,以及温度变化导致的储层热应力改变,建立了稠油热采储层动态出砂临界条件的预测方法。渤海油田注多元热流体油井数据分析表明,储层出砂临界压差随着地层压力下降和温度升高以类似于指数式规律降低,在早期变化较快,然后下降速度逐步变缓;出砂临界压差随含水饱和度和含水率的升高以接近线性的规律降低。研究表明,注热开采稠油油藏出砂风险最大的时期为注热—焖井—生产的转换阶段,即转生产的初期,此时应逐步缓慢提高产量到正常产量。 相似文献