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。      

大庆外围特低渗透储层合理流压确定与应用

大庆某储层6种渗透率级别不同的岩心测试结果表明,特低渗透储层具有很强的应力敏感性和一定的启动压力梯度。应用油藏工程方法,综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、原油脱气以及油、气、水三相同时存在时油相的相对渗流能力,推导出适合特低渗透储层的流入动态方程,对老区油井参数进行调整后,日产油可增加13.7%;对新区合理流压进行预测,得出该井初始合理流压值为5 MPa,且合理流压值随含水率增加而降低。结果表明该方法对老区油井参数调整以及新区投产合理流压控制具有重要的指导意义。     

考虑脱气的异常高压油藏产能模型研究

在前人研究的基础上,从异常高压变形介质油藏的基本渗流规律出发,考虑了井底附近地层压力下降后渗透率下降对渗流的影响,同时考虑启动压力梯度对油藏渗流的影响,也考虑了井底流压低于原油饱和压力时脱气对产能的影响,从而提出了一种考虑脱气的异常高压油藏产能新模型,可为对合理开发异常高压变形油藏的提供理论上的依据。利用该模型对储层不同压降水平下的产能进行考察,曲线呈现出明显的拐点,因此可确定不同平均地层压力下优化的最大生产压差。     

考虑脱气的异常高压油藏产能模型研究

在前人研究的基础上，从异常高压变形介质油藏的基本渗流规律出发，考虑了井底附近地层压力下降后渗透率下降对渗流的影响，同时考虑启动压力梯度对油藏渗流的影响，也考虑了井底流压低于原油饱和压力时脱气对产能的影响，从而提出了一种考虑脱气的异常高压油藏产能新模型，可为对合理开发异常高压变形油藏的提供理论上的依据。利用该模型对储层不同压降水平下的产能进行考察，曲线呈现出明显的拐点，因此可确定不同平均地层压力下优化的最大生产压差。     

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。     

异常高压、特高产气井井底流压计算方法研究

异常高压、特高产气井井底流压对气井动态分析及管理至关重要。以高压高产气井井口压力动态为基础,基于质量守恒、动量守恒、能量守恒原理,综合考虑生产过程传热与井筒流动特征,建立了非稳态传热温度、压力耦合模型,编制了异常高压、特高产气井井底流压计算软件。将计算结果与现场实测井底流压进行对比分析表明:对特高产气井井底流压计算,常用的Colebrook、Jain及Chen摩阻因数计算经验公式适应性差,计算得到的流压易出现异常,表现在随着产量的增加,井底流压反而上升,甚至高于地层压力,但首先依据流体雷诺数大小判断流体所在的流动区域,再选用相应公式计算摩阻因数,可消除井底流压异常情况;特高产井产量高、流速快,考虑动能项比不考虑动能项井底流压要高出0.2~0.6 MPa左右,因此特高产气井井底流压计算必须考虑动能项。新模型计算的井底流压与实测值拟合误差小,精度高,具有较好的适用性。     

节点分析技术在温米油田的应用

油田进入中高含水期后，提高油井产量的手段不仅仅停留在储层改造方面，还应充分挖掘井筒潜力，尽可能维持合理井底流压值进行开采。合理井底流压的确定采用节点分析技术，并以此为基础，建立一套科学的井底流压计算模型，确定单井合理井底流压，优化生产系统。     

试油井产量折算新方法

为了使试油折算产量的条件尽可能的相同,增强试油产量的可比性,消除地面计量的人为误差,研究了试油求产时井底流压的变化规律,认为采用油柱在油管内上升的流压变化速率来折算产量更趋于合理,并能最大限度地接近地层真实产量.该方法从根本上消除了因试油周期选定不合理、地面计量误差,以及试油工艺不同、储层条件差异带来的试油产量误差.     

基于流压的泵挂深度优化设计

生产压差取决于地层压力和井底流压,地层压力在注水补充地层能量的基础上可视为基本保持不变,所以确定合理的流压是确定合理的生产压差的关键.并根据油藏配产,确定该区块的合理生产压差,从而优选出合理的泵挂.从而达到提高泵效,增加原油采收率的目的.本文通过对黑79区块大量数据的处理绘制出曲线,确定合理流压的范围,取一点进行泵挂的优化设计.     

抽油机井合理生产压差的计算

运用多相管流的原理计算出已投产井的井底流压，拟合出采液指数，结合区块的油藏资料，预测区块IPR曲线，并根据油藏配产，确定该区块的合理生产压差，从而解决了新区产能建设中因缺乏井底流压等试井资料而无法计算合理生产压差的问题。     

高含水后期开发技术界限研究

油田开发趋势及技术政策界限研究是合理开发油田、提高油田开发效果和经济效益的基础。该项目研究以进入高含水后期开采阶段的萨中开发区为对象 ,研究了不同类型油井的开发指标变化趋势 ,确定出油井流压、含水上升率、产量递减率等开发指标的技术界限。研究表明 :萨中开发区合理流动压力的确定可通过数值模拟计算得到 ,主要考虑流压对产量的影响、流压对采收率的影响、流压对气液比的影响 ,并结合油田实际确定流压合理下限值。确定油田含水上升率、产量递减率等技术政策界限必须以分析油田开发趋势及油田自然递减变化规律为基础 ,并根据各类…     

煤层气井井底流压计算方法

煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义。借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比。利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度 -平均偏差系数法的计算值比 Cullender-Smith法高;对于气液混合段压力的计算,Podio修正“ S”曲线法计算出的结果比陈家琅 -岳湘安法和 Hasan-Kabir解析方法略高;在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加;在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律。     

“三低”油田油井合理流压对机采能耗的影响

在“三低”油田的实际生产中,井底流压低于饱和压力的情况下出现了降低流压后产量不增加反而降低,油井流压低,泵效低,能耗高.依据油气层渗流理论及在低于饱和压力下油井的流入动态进行理论分析及公式推导,同时通过对所选卫11区块进行试验数据分析,得出“三低”油田油井流压与产量的变化关系,确定了卫11区块油井生产的合理流压,指导了卫11区块油井合理生产参数,进一步降低机采能耗,提高“三低”油田开发经济效益.     

不同含水和压力条件下的油井流入动态

根据多相渗流理论推导出适合于不同含水、流压和静压条件下的油井流入动态预测公式,并用埕北油田30套系统试井资料对该方法和其他方法进行了对比验证,该方法的预测精度可达到-0.1%;同时指出,pwf=2/3ph是油井的临界流压;当pwf＜2/3pb时,油井产量随流压的降低而大幅度降低.临界流压是地层的特征参数,不随地层压力发生变化.     

试采井流入动态曲线分析及合理流压的确定

根据现场试验的试采井资料,绘制油井流入动态曲线,分析研究其变化规律,并给出确定试采井合理流压的方法。分析得知,试采井合理井底流压不应低于流入动态曲线第一个拐点对应的压力。     

抽油机井的量化调参

通过对抽油机井的参数调整与静压、泵况的关系进行分析,给出了量化调参的依据、影响及效果.分析了流压与泵效、流压与系统效率的关系,得出结论:泵况正常时合理流压范围为3～6 MPa.应用表明,高含水(＞85%)井调小参数的效果优于低含水井.     

气侵溢流最大允许关井套压计算方法探讨

最大允许关井套压是油气井溢流后开展安全压井的一个关键参数，钻井过程发生溢流时，如果处置不当使井口套压超过极限值，容易压漏管鞋处薄弱地层，从而发生井漏、井喷以及井喷失控等复杂情况。为确定合理的最大允许关井套压，对几种计算方法及原理进行了研究和探讨。通过实例模拟和分析，认为发生气侵溢流后地漏试验模型求取的最大允许关井套压误差较大，多相流模型由于考虑因素更全面，模拟更符合实际工况，具有较强的借鉴意义。     

超低渗油藏合理生产参数技术研究

针对油井生产参数优化主要依据现场经验的问题,研究油井流压和油井产量之间的影响关系,确定油井生产合理流压:现场数据统计研究沉没度和泵效之间的关系,确定油井合理沉没度。通过以合理流压和合理沉没度为指导,优化油井生产参数,提高油井生产效率。现场试验表明:该方法能够科学指导油井参数优化最大限度发挥油井生产潜力。     

不同含水和压力条件下的油井流入动态

根据多相渗流理论推导出适合于不同含水、流压和静压条件下的油井流入动态预测公式,并用埕北油田30套系统试井资料对该方法和其他方法进行了对比验证,该方法的预测精度可达到-0.1％;同时指出,P_(wf)=2/3 P_b是油井的临界流压;当P_(wf)<2/3 P_b时,油井产量随流压的降低而大幅度降低。临界流压是地层的特征参数,不随地层压力发生变化。     

换大泵方案设计中产量预测方法的修正及应用

针对在换大泵方案设计中，油井产液量的预测方法存在的问题，结合生产实际情况，引入临界流压的概念。产量预测时，所选取的预测流压值都不能低于不同区块相应的临界流压，改变了以往把流压降得越低，产量越高的错误思想，使得预测结果更接近生产实际。