超完善井的油气水三相流入动态关系

在Petrobras建立的完善井油、气、水三相流入动态关系基础上,考虑油井采取增产措施后对流入动态关系的影响,建立了超完善井的油、气、水三相流入动态关系数学模型。引用两相流动效率描述油井生产条件改善后对产能的影响程度,可用以计算改善油井的实际产油量。实例计算表明,超完善性对油井流入动态关系的影响比较明显,应用该方法可对其进行准确预测。     

确定不同含水条件下聚驱油井流入动态的方法

为合理设计聚合物驱采油装置及生产制度,由连续性方程、运动方程、状态方程,考虑流体流变性的变化,建立了聚合物驱不稳定渗流的IPR曲线模型,结合油相IPR曲线进行加权,可以得到聚合物驱油藏不同含水条件下油井的综合IPR曲线。分析了含水率、注入液和采出液浓度对聚合物驱油藏油井综合IPR曲线的影响。     

溶解气驱油藏非完善井流入动态方程

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。     

复杂断块油田油井流入动态曲线预测方法

复杂断块油田油水关系复杂,随着开发的不断深入,油井产量受含水率、井底流压影响较大,为了保持稳产,需对开发方案进行阶段性调整。油井流入动态曲线既是分析油井动态的基础,又是确定油井合理工作方式的依据,因此,准确预测油井流入动态对油井的方案设计和调整至关重要。综合考虑含水率、井底流压对油井产能的影响,利用相渗曲线和新型IPR...     

煤层气井气水两相流动阶段流入动态研究

煤层气井在开采过程中必定经历气水两相流动阶段,气水两相流动的结果,必然导致煤层气藏压力动态发生变化.因此,研究煤层气井气水两相渗流理论,对于预测煤层气井气水两相流动阶段井底流压的变化及产量动态具有非常重要的作用.基于质量守恒原理,建立了煤层气井气水两相流动阶段地层瞬态渗流的数学模型.通过定义气水两相拟压力函数,同时考虑...     

油井未来向井流动态关系预测方法

介绍了一种新的对未来不同开发时期IPR曲线的制作方法。该方法考虑地层压力采用物质平衡方程得到；通过应力敏感试验结果拟合得到地层渗透率随地层压力变化关系，以相渗曲线为基础得到产液含水率随采出程度的变化关系，进而确定出不同开采时间的产液含水率，在已知地层压力、采液指数、含水率条件下采用Petrobras综合IPR方法确定油井的IPR。     

油井二项式的推导及新的IPR方程

对于具有高速流动的油井，由于在井底附近地带存在湍流的影响，达西定律的平面径向流动已不完全适用。本文基于Forchheimen方程，在考虑高速湍流影响条件下，推导得到类似于气井的油井二项式，并建立了可以用于预测油井产能的新的IPR方程。     

聚合物驱油井地层流体流入动态关系研究

从达西运动方程和幂律流体的运动方程出发，结合连续性方程和状态方程，考虑流体流变性的变化，分别用不同的剪切速率关系式研究油井流入动态关系，分析了各种因素对流入动态关系的影响。计算结果表明，在给定的剪切速率关系式下，两种方法计算的流入动态关系一致。     

油气水三相流动时油井含水率预测方法研究

为研究溶解气驱油藏油井含水率的变化规律，对油气三相流动时，产油量与流压、产水量与流压的关系进行了研究，利用Ｖｏｇｅｌ方程和产水量的经验公式，推导出了含水率率预测的关系表达式。经实测数据验证，表明该公式计算简单，精度高，适应性广。     

低渗透油藏油井流入动态研究

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.     

渗透率非均质对水平井入流规律影响分析

基于水平井段三维拟稳态等效井径模型、水平井井筒变质量流动模型、渗透率非均质拟表皮系数模型,利用势叠加原理及质量守恒原理,建立非均质油藏渗流与水平井筒管流耦合模型,研究分析沿水平井筒渗透率非均质对水平井入流动态的影响规律.结果表明:沿水平井筒渗透率非均质对整个水平井筒入流速度剖面影响显著,对沿井筒不同位置处的压力影响不明显,对水平井产能指数影响显著.该研究对水平井产能预测具有重要意义.     

特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究

研究了特低渗透油藏油井的流入动态,认为储层应力敏感性和溶解气是导致特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线存在"拐点"的主要原因。在此基础上,利用油藏数值模拟软件,建立了考虑应力敏感性和溶解气影响的特低渗透油藏压裂水平井模型,计算了不同裂缝条数、裂缝半长的压裂水平井流入动态,分析了不同裂缝参数对压裂水平井合理井底流压的影响,为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。     

井筒压降对水平井入流动态的影响

针对实际油藏中的三维渗流问题,利用傅立叶余弦变换以及点线汇和势的叠加原理等数学方法得出了沿井筒的压力分布方程。结合考虑压降的井筒变质量流的管流流动模型建立了地层渗流与水平井筒管流耦合模型,并提出了相应的数学解法。研究结果表明：地层渗流与井筒管流的耦合模型能够全面考虑水平井和油藏的形态及参数影响;摩擦压降是井筒压降的主要组成部分,摩擦压降与井筒半径成反比;随着井筒长度的增加,井筒压降随之增加,但压降增加的幅度越来越小;井筒压降的存在导致水平井筒的入流动态呈U型分布。     

水平井油气水三相流入动态研究

针对目前流入动态计算方法在计算水平井油气水三相流体产能时存在的问题，基于Petrobras关于垂直井油气水三相流入动态的研究思路，用修正的Cheng方法描述其中的油相流入动态，建立了水平井油气水三相流入动态的计算模型，并分析了水平井井筒变质量流动阻力对水平井流入动态计算的影响。研究结果表明，目前常用的Borisov方法、Giger方法、joshi方法、Renard方法以及Cheng方法在计算水平井油气水三相流入动态时存在较大误差，建议采用该模型计算水平井油气水三相的流入动态。     

水平井均衡流入控水技术

水平井在开采过程中,由于各水平段的孔渗特性不尽相同,底水极易从高渗透带侵入,使得边底水脊进成为一个普遍的问题。为此,利用电路模拟调节原理,通过对水平井完井管柱上"控制元件"的研究,在尽可能提高各水平段产量的基础上,遵循"均衡"各水平段地层流量的原则,提出了割缝衬管、筛管-盲管组合、节流喷嘴、毛细管等4种均衡流动控制元件及其优化设计方法。实例计算表明,各水平段原本差异较大的地层流入量,在优化设计后其差异显著缩小,甚至几乎没有差异,从而使得各小层或各水平段边底水均匀推进,防止了边底水的提前脊进,大大延缓了边底水油气藏的见水时间。     

确定产水气井流入动态关系的新方法

当地层为单相气体渗流时,气井二项式产能方程系数A、B中的渗透率为地层渗透率;当地层为气水两相流动时,则系数A、B中的渗透率为气相渗透率。为确定产水气井的产能方程,基于气体地下稳态渗流理论建立的产能方程,在没有产能试井资料的情况下,提出了利用产水气井生产动态参数确定产水气井流入动态关系的新方法。该新方法主要包括：首先根据垂直管气水两相流压力计算方法,结合产水气井动态参数,确定对应的井底流压;进而利用初期不产水时的不稳定试井解释成果,结合目前的生产动态资料及压力资料,确定对应的气相渗透率;最后,根据确定的气相渗透率,结合产水气井气相二项式产能方程,确定产水气井流入动态关系。利用该新方法对产水气井进行了实例计算,分别获得了不产水及产水情况下的二项式产能方程。计算结果表明,气井产水使得二项式产能方程系数A、B变大,气井无阻流量大大降低。     

基于改进BP神经网络的油井流入动态研究

针对传统流入动态研究方法误差较大等问题,提出利用改进的BP神经网络进行油井流入动态研究。通过采用LM算法和贝叶斯正则化算法,改进了常规BP神经网络收敛速度慢、泛化能力差等缺点,并探讨了通过优化网络结构来提高网络泛化能力的方法。实例计算结果表明,采用LM算法和贝叶斯正则化算法的改进BP神经网络用于油井流入动态研究是可行的...     

用广义拟压力方法确定压敏油藏气井流入动态

为了更准确地描述压敏油藏真实气体渗流特性,通过引入广义拟压力函数来表征压敏油藏气体的渗流过程,使气体渗流扩散方程与单相微可压缩液体渗流扩散方程有相同的形式。在计算广义拟压力函数值时,首先用相应的模型计算在定温时,任意压力下气体的黏度、偏差因子以及地层渗透率的值,然后采用梯形规则,进行小步长压力计算。通过数值积分,求出定温时任一压力下广义拟压力值,回归其方程系数,得到真实气体拟压力和压力之间计算关系式,并将其用于气井流入动态的分析。结果表明,引入广义拟压力函数来描述压敏油藏真实气体渗流特性,能使气体渗流扩散方程的形式得到简化;在此基础上提出的真实气体拟压力计算方法,能使真实气体拟压力的计算快速、准确,为气井流入动态分析提供了基础,对提高压敏气藏模拟精度具有重要意义。     

A model for coupling reservoir inflow and wellbore flow in fishbone wells

A coupling model is proposed in this paper by using the Green Function and Newman’s product principle, and the solution method is provided here as well. This model can be used to describe the reservoir inflow and wellbore flow for fishbone wells in an unsteady flow or pseudo-steady flow state. A case study indicates that the bottom hole pressure declines quickly in the unsteady flow period which is very short. The pressure drop per unit time remains unchanged under the pseudo-steady flow conditions. The distribution of flow rate along the main wellbore shows a wave shape under the unsteady flow condition, and the flow rate distribution in each branch is similar. The flow rate distribution along the main wellbore is irregular "U" shaped under the pseudo-steady flow condition, and the space-symmetrical branches have the same flow distribution pattern. In the initial production period, the flow rate increases significantly as the length of branches and the angle between branches and the main wellbore increase. As the production continues, the length and angle of branches have only a slight effect on the flow in fishbone wells.