两相采油指数与单相采油指数的关系及其应用

溶解气驱油藏或饱和油藏计算油井最大理论产量公式中的采油指数,应是油井在井底流压高于饱和压力下生产的采油指数,即单相采油指数,只有知道单相采油指数才能获得油井的最大理论产量。实际上,当井底流压低于饱和压力时,井筒附近存在两相流动,油井有一个两相采油指数。研究表明,两相采油指数与单相采油指数之间存在一定关系,本文导出了它们之间的关系式,以及两相采油指数公式,并通过实例说明其应用。     

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。     

弹性溶解气驱油藏油井采油指数变化规律的研究

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。     

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。     

华庆油田超低渗透储层井合理流压的确定

超低渗油层存在启动压力梯度,所以必须降低井底流压以抵消由于启动压力梯度而产生的附加流动阻力。当井底流压高于饱和压力时,体积系数对产能没有影响;当井底流压低于饱和压力时,体积系数越大,相同流压下的油井产能越大。考虑了压敏效应和脱气的影响,引入应力敏感系数及原油两相体积系数来修正流入动态方程,并在流入动态方程和开发实践经验的基础上绘制了IPR曲线,从而得出华庆油田超低渗油藏目前合理井底流压应为9.3 MPa以上。统计结果表明:白153区106口正常生产油井合理流压保持在9.35 MPa以上时,大部分油井产液量能稳定在6 m2/d以上,产油量稳定在2 t/d以上。     

预测油井产能的新方法

井底流动压力高于饱和压力时,储层流体呈单相原油流动;低于饱和压力时,近井地带出现气相流动区。二者油井产能公式大不相同。但可以通过本文给定的 (9)式, 在井底流动压力低于饱和压力时,利用测试的产量和相应的流动压力求饱和压力以上的采油指数,同时可以用提供的(?) 式中高于饱和压力下的采油指数,求取低于饱和压力下不同井底流动压力条件的采油指数。本文还写出了特殊情况下如新投产的完善井、井底流动压力等于零时的有关计算式。
这些关系式对确定和预测探井或生产井的产能是有效的,本文列举了两个实例作了证明。     

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。     

扎尔则油田F4底层油藏最大产液能力研究

利用相渗资料和实测流压资料研究了扎尔则油田无因次采油、采液指数,确定了油井产能变化规律;并利用无因次采液指数和无因次产量与流压关系求取了扎尔则油田生产井在井底流压低于饱和压力时的无因次IPR曲线,描述了其变化规律;确定了扎尔则油田合理的井底流压是5.5～6.5 MPa,平均6 MPa,油井平均最大产液能力是253 m3/d,为油田开发后期油井提液生产提供了理论依据。     

试采后压力恢复曲线异常原因分析

近年来大庆外围井试采后关井测采后压力恢复曲线，部分井压力恢复曲线异常，经分析认为产生的原因是由于试采后期流压降的很低，低于饱和压力，此时关井测采后压力恢复，其压力恢复过程经历二个阶段：第一阶段在低于饱和压力下井筒形成油气两相流动，出现一个恢复速度；第二个阶段高于饱和压力为单相流动，又出现一个恢复速度，导致压力恢复曲线异常。解决办法是现场在达到试采要求后再利用7天左右时间进行变小产量试采，待井底流压≥饱和压力时进行关井测采后压力恢复。这样可以消除恢复曲线出现两条斜率而形成的边界假象，从而录取到合格的压恢资料，正确评价油藏。     

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。     

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通过对凝析气井产能分析方法以及流体相态、组分变化、渗流特征的研究，结合状态方程理论及相平衡闪蒸计算方法，引入反映地层中凝析油气体系变化的两相拟压力函数，提出了考虑近井带反凝析液饱和度分布以及动态污染影响的凝析气井产能分析新方法。通过实例计算认为该产能计算方法能较好地反映近井带地层凝析油析出时造成的动态表皮伤害对产能的影响；当地层压力高于露点压力时，预测方法所得的流入动态曲线在井底压力为露点压力处有一拐点，这与实际情况符合，反映了凝析液析出对气井产能的影响。     

凝析气藏气液相变引起的压力恢复特征研究

为揭示凝析气藏气液相变对压力恢复响应的影响,建立了油气两相流定解问题,得到压力恢复响应解析解。通过描述压力恢复特征,提出压力响应分析应根据关井时刻井底压力和初始地层压力分别考虑。对实例井分析表明,单相流与两相流在压力恢复曲线上存在明显差别。同时,不同恢复井底压力下,凝析油含量径向分布在不断变化。     

低渗透气藏水平井气水两相产能研究

低渗透含水气藏开发过程中,水平井底见水不仅增加了地层流体渗流的复杂性,而且降低了水平井产量。以气水两相渗流理论为基础,建立了气水两相运动方程,定义气水两相启动压力梯度以及气水两相广义拟压力,考虑应力敏感、滑脱效应、紊流效应和表皮效应对气水同产水平井产能的影响,利用保角变换方法推导出低渗透气藏中水平井气水两相三项式产能新公式。通过实例计算,利用新公式计算的无阻流量结果与实际产能测试结果相对误差较小,仅为5.13%,说明新公式精确可靠,且敏感性分析表明,水平气井产水量随着滑脱因子以及水气质量比的增大而增大,而随着启动压力梯度以及应力敏感指数的增大而减小,但启动压力梯度对产水量影响较小,若生产压差较大,启动压力梯度可以忽略不计。     

凝析气藏相变渗流机理与试井分析现状

通常,试井分析方法基于单相渗流基础上,但在实际生产中,尤其是凝析油气田开发中后期,地层和井底附近经常发生两相或三相同时流动的多相渗流情况,需要对单相流试井理论方法加以实用有效的修正。从凝析气藏相态变化与渗流机理、产能和压力分析三个方面,对油气两相试井研究现状进行了总结和评述。对开展和推广多相流试井解释具有重要意义。     

多层合采气井产能指示曲线异常的原因与校正方法

多层合采气井产能试井解释过程中,产能指示曲线容易出现异常情况,有可能导致气井的产能方程和无阻流量无法求取。为了弄清上述异常的产生原因,建立了考虑储层渗流和井筒变质量流耦合的全井段计算模型,用以计算多产层气藏的产气剖面和井筒压力分布;基于对不同产量条件下的气井产气剖面与井筒压力分布特征的分析,剖析了多层合采气井产能指示曲线出现异常的根本原因,提出了校正方法并进行了实例验证。研究结果表明:(1)造成多层合采气井产能指示曲线异常的原因一方面是多层段的井筒中为变质量管流,流压梯度随井深增加逐渐变小,采用压力计所处位置以上的流压梯度折算储层中部的流压高于实际值,另一方面是由于短时关井后多产层段的压力未达到平衡,使测得的静压高于长时间关井各层压力平衡后的静压;(2)多层合采气井产能试井解释的流压宜采用储层顶部以上200 m以内位置处压力计所测得的压力进行折算,并且需采用井筒压力平衡后的静压值;(3)算例和实例均验证了所建模型的可靠性、异常原因分析的合理性和校正方法的正确性。结论认为,该研究成果为多层合采气井的产能评价提供了技术支撑。     

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文章在对气液两相渗流理论调研的基础上，考虑了凝析气藏反凝析和产水的三相流特点，从达西渗流定律入手，根据物质守恒原理，引入气、油、水多相流拟压力，建立了三相流产能方程，给出了无阻流量计算公式，详细描述了根据产能试井数据建立产能方程的步骤。文章提出的方法既适用于地层压力低于露点压力的反凝析气井两相流，也适用于产水凝析气井的三相流，目前气水或油气两相流产能方程只是新方程的特例。对某凝析气藏实际产能试井数据进行了分析计算，表明由于出水凝析气井不仅要克服凝析油的渗流阻力，还要克服水相渗流阻力，多相流产能远远低于单相流，对产水量较大的凝析气井而言，在流动压力大大低于露点压力时，不能采用单相流产能方程配产。实例中的多相流产能曲线表明：在同一井底流压下，随气水比的增加，气体产量将减少；在相同气产量下，随着水气比的增加，生产压差将增大。     

Long-Term Performance of Hydraulically Fractured Layered Rich Gas Condensate Reservoir

Compositional simulator has been used to investigate the effect of hydraulic fracture on the performance of a layered rich gas condensate reservoir in Saudi Arabia. The reservoir consists of five layers having permeabilities ranging from 0.08 to 115 md with about 68% of the gas reserve located in the lowest permeability layer. The fracture is assumed to penetrate all layers. The results of this investigation showed that hydraulic fracturing of such a reservoir is effective in improving the productivity of the gas condensate wells. The productivity index (PI) of the cases investigated was found to increase by as much as 3.6 folds. Hydraulic fractures were also found to delay the onset of the dew point pressure and consequently extend the production plateau above the dew point pressure. The production plateau above the dew point pressure was found to increase with increasing the dimensionless fracture conductivity. The results of this study also showed that once the dew point pressure is reached, the flowing bottom hole pressure was found to drop sharply to the specified minimum flowing bottom hole pressure in the fractured and nonfractured cases. However, the drop is less severe in the fractured case. This sharp drop in the flowing bottom hole pressure results in dropping the productivity of the gas condensate wells. Condensate build up along the fracture faces was found to be more significant in the high permeability layers. At early times after reaching the dew point pressure, the highest condensate saturation was found to be in the highest permeability layer. However, at late times (after reaching pseudo steady state) it decreased to a certain level above the critical condensate saturation. Finally, formation cross-flow is found to improve the productivity of the fractured and the nonfractured gas condensate wells. However, the improvement is more pronounced in the fractured cases.     

The Effects of Richness,Relative Permeability Curves,and Skin in Well Test Analysis of Gas Condensate Reservoirs

Abstract

Gas condensate reservoirs have more complicated performance than other categories because possessing intermediate compositions leads to more complex thermodynamic and phase behavior. When the well bottom hole flowing pressure falls below the dew point, condensate liquid builds up around the wellbore, causing a reduction in gas permeability and well productivity. Well test analysis is now commonly used to identify and quantify near-wellbore effects, reservoir behavior quantifying the skin and reservoir boundaries. Finding all this information from well tests in gas condensate reservoirs, however, is challenging. The present article demonstrates the effect of the richness, relative permeability curves, and skin in well test analysis of gas condensate reservoirs.