深部调驱后续水驱渗流特征——以蒙古林砂岩油藏为例

深部调驱是改善砂岩油藏开发效果的重要技术之一,但是调驱后地层孔隙结构发生变化,后续水驱渗流规律与常用的化学驱技术又有所不同,剩余油分布认识更为困难。利用已大规模实施深部调驱技术的华北油田蒙古林砂岩油藏调驱井后续注水压降试井资料,采用双对数导数曲线和压力半对数曲线进行解释,并结合油井生产动态深入认识不同类型试井曲线对应的地层渗流特征。建立了砂岩油藏深部调驱后续水驱的渗流模式共5 种类型,分别为无限导流型、有限导流型、双重介质型、凝胶段塞边界型及均质地层型。对于无限导流型和有限导流型渗流特征,需要进行注采井网调整和继续深部调剖;双重介质型压力导数曲线出现“凹”型特征,调驱后适当进行分注措施;凝胶段塞边界型和均质地层型,可以通过解除油井凝胶的堵塞来改善现有低压油井的地层能量状况。     

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.     

试井资料早期解释的新方法

基于Gladfelter提出的校正压力恢复曲线续流段资料的基本关系式及井筒储集阶段分析理论，建立了一种利用续流段校正进行油井压力恢复曲线早期解释的新方法。该方法应用井底恢复压力随关井时间的变化率计算关井初期的续流量。应用该方法，不但不需要实测关井后的续流量，而且续流量的计算也大大简化。该方法与Honer法相比，不仅半对数直线段出现时间大大提前，而且也使地层参数的计算精度提高。     

苏里格气田压裂气井合理关井测压时间

为了解决压裂气井压力恢复曲线不能出现边界反映段，以及渗流不能反映地层中真实流动特征的问题，基于苏里格气田低渗透气藏压裂气井试井和实际生产资料，利用现代试井解释理论，研究了合理关井时间的界限及其计算方法。结果表明，当油井关井测压时间达到3倍地层径向流开始出现的时间后，利用此时的压力数据，解释地层参数和地层压力，其结果的误差小于5%，同时能较准确地判断边界类型。计算的理论曲线和霍纳法解释值非常接近，对于苏里格气田压裂气区而言，若预先知道某生产井地层有效渗透率值，可从理论曲线查出压力恢复试井的关井时间，否则，建议按照该井区地层有效渗透率，将不稳定试井测试时间定在以10 d以上为宜。     

压降曲线和压力恢复曲线测试资料的应用与对比

油井和气井的压力不稳定测试，包括压降曲线测试和压力恢复测试。对于一口新井，确定原始地层压力、有效渗透率、总表皮系数、附加压力损失和流动效率，是试井的重要任务。上述参数的确定，可以使用压力恢复曲线，但也可以使用压降曲线。从理论上讲，两种曲线计算的各项参数应当是相同的。本文利用一个在油井上综合测试压降曲线和压力恢复的实例，使用压降曲线和压力恢复曲线两种方法，计算原始地层压力、有效渗透率、总表皮系数、附加压力损失和流动效率数值，基本上是相同。     

油水两相流不稳定试井压力分析

基于油水两相渗流原理,建立了油水两相流试井模型,采用数值方法获得了井底压力的数值解,研制了均质地层和压裂油井在不同含水率条件下的试井典型曲线图版,分析了压力导数曲线变化的原因:对于水驱过程,即使油井未见水,后期压力导数曲线表现出向下掉然后上翘的特征,这是因为压力波传到油水边界时,最初起恒压作用,然后水体向油井推进,出现两相流动。用导数曲线先下降后上升这种变化模式,对于未见水油井,可以早期监视水体的移动。而对于压裂油井,高含水时,即使压力导数曲线出现水平段,压裂裂缝仍然存在。压裂井试井两相流模型和常规单相流模型试井曲线有较大差别。     

实测续流量的试井数学模型及解释方法

由于油藏低渗透或存在井网、多层等干扰，大量油井的压力恢复曲线难以出现径向流直线段，有的井甚至不存在径向流动段，这些测试资料不能用常规试井分析方法解释，用其它试井方法解释也具有多解性，通过对油井实测续流资料的研究分析，认为用续流资料进行试井解释的新方法，对实测压力数据点落在半对数直线段上方和下方的两种情况的解释效果都较理想，这种新的试井解释方法大大提前了半对数直线段出现时间，缩短了关井时间。     

确定已开发油田采油井和注水井地层压力的简易方法

地层压力既影响到油井的产能,又影响到油田的采收率.已开发油田的地层压力既可以由采油井关井的压力恢复曲线确定,也可以通过注水井关井的压力降落曲线确定.Homer法仅适用于确定原始地层压力的探井和新井,MDH法不能直接用于确定油田的目前地层压力,在实际应用时,需要查找MDH法的无因次典型曲线.应用传统的MDH法,结合压力函...     

无界场有续流计算地层压力方法

低渗透油田油层压力恢复曲线往往受续流影响,很难求地层压力。国内外只提出一些用续流计算直线段斜率的方法。本文利用井筒储集系数不变,证明利用续流量资料或者计算的续流量资料,不但可求直线段斜率,还可求地层压力。这是一种在无界场不出现直线段的情况下,求地层压力和参数的一种新方法。     

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.     

榆林气田气井废弃条件的确定

榆林气田是典型的低渗透气田，要准确计算其采收率和可采储量，必需确定气井的废弃条件。传统方法对气井的废弃地层压力进行计算时，由于忽视了开发过程中产能方程的变化，造成计算结果存在一定的误差。根据气井废弃地层压力的相关理论和计算方法，考虑了对气井产能方程影响较大的参数的变化，结合榆林气田气井矿场实际，推导出了适合榆林气田计算气井任意时刻二项式方程系数的公式，进而得到气井废弃时的稳定二项式方程。根据垂直管流法计算得到废弃井底流压，从而得到可靠的气井废弃地层压力，再结合经济评价即可确定气井的废弃产量。实例计算表明，新方法实用、有效，更切合气田实际。     

低渗井的早期续流段试井资料解释方法

对于低渗透油田,在通常的关井压力恢复测试中,油井测压资料不能出现径向流直线段,针对这种情况建立了一种用早期续流段试井资料解释地层参数的实用方法,通过计算续流量利用褶积分析方法解释早期试井资料,可对实测压力数据点落在半对数直线段上方和下方的两种情况都收到较理想的解释效果,能解释出比较可靠的地层参数。这种新的解释方法大大提前了半对数直线段出现时间,缩短了关井时间．     

采油过程中压力衰减对临界生产压差的影响研究

随着油田的开采,储层段的地层压力逐渐降低,若保持生产压差不变,必然会导致油井出砂,为了防止油井出砂而影响油田的产量,研究压力衰减对临界生产压差的影响就显得尤为晕要。以岩石力学中岩石的破坏准则为基础,分析了影响临界生产压差的主要因素,建立了压力衰减后的临界生产压差计算模型,并结合油田的实例,计算了原始地层压力下的临界生产压差与压力衰减后的临界生产压差并绘制图表进行对比,从计算结果中可以看出,随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小,这符合油田的实际情况,从而为油田的实际生产决策提供指导。     

考虑滑脱效应的低渗低压气藏的气井产能方程

考虑了气体在低渗低压气藏中的滑脱效应,定义了考虑滑脱效应的滑脱表皮系数（S_滑脱）,建立了形式简洁的气井产能方程。S_滑脱介于-1～0之间,即滑脱效应可以增加气井产能。在已知其他参数的条件下,只需计算出S_滑脱就可以确定出存在滑脱效应的气井产能。由于实际气藏往往会表现出其他非线性渗流特征（如启动压力梯度效应和高速非达西效应）,因此实际应用时还需要考虑这些因素。现场实例分析表明：对于存在滑脱效应的低渗气藏气井而言,用该新的产能公式计算出的产能大于用常规产能公式计算出的产能,且与实际产能比较吻合,表明了公式的正确性和适用性。     

页岩气藏可采储量计算新方法

前人计算页岩气可采储量诸多方法中,压降法未考虑页岩气藏的特殊性,产量递减曲线方法仅适用于已经发生产量递减的井,利用地层静压来获取控制储量然后进一步得到可采储量的方法也不适用于低孔低渗的页岩气藏。提出了利用生产数据求取控制储量来获取页岩气藏生产指示曲线的方法,再利用考虑吸附气的物质平衡方程计算废弃压力下的可采储量。研究表明废弃压力每降低1MPa,采收率大约会提高3.4%。新方法既可以应用于产量开始递减的生产井,也可以应用于气体流动达到拟稳态期的定产生产井,具有一定的应用价值。     

利用测井资料预测地层三项压力技术

钻前地层压力预测资料,对于待钻层油气的评价具有重要作用,更是确保安全钻井的重要信息。本文阐述了计算地层压力的方法及压力预测分析系统(DrillWorks 2005)软件的应用。经分析,自然伽马、电阻率、声波时差等测井资料基本上反映了地层的综合物理性质,因而与地层压力紧密相关。据此,对应用测井资料进行地层压力预测的模式进行了分析。经吉林油田部分井次的实际验证,预测精度较高,可满足工程要求。     

地层三项压力预测技术研究

钻前地层压力预测资料,对待钻层油气的评价具有重要作用,更是确保安全钻井的重要信息。阐述了计算地层压力的方法及压力预测分析系统(Drill Works2005)软件的应用。经分析,自然伽马、电阻率、声波时差等测井资料基本上反映了地层的综合物理性质,因而与地层压力紧密相关。据此,对应用测井资料进行地层压力预测的模式进行了分析。经吉林油田部分井次的实际验证,预测精度较高,可满足工程要求。     

气液两相状态下的凝析气井产能评价新方法

凝析气藏地层中产生油气两相渗流后,对气井的产能测试数据进行分析时,常出现二项式产能方程的系数B为负数的异常情况,难以有效评价气井的产能,进而影响对气井生产动态的准确预测。为此,基于拟单相渗流方程和油气两相渗流方程,在气井的流动达到拟稳定阶段后,建立了拟单相稳定点产能评价方法(以下简称为拟单相法)和气液两相稳定点产能评价方法(以下简称为气液两相法);采用塔里木盆地牙哈气田的基础参数,应用新建立的产能评价方法计算气井在生产气油比相同、地层压力在露点压力以上及以下时的无阻流量;针对牙哈、塔中Ⅰ号、千米桥潜山、迪那2等4个凝析气田,应用新建立的产能评价方法计算凝析气井在不同生产气油比情形下的无阻流量,并选取典型井进行对比分析。结果表明:(1)采用新建立的产能评价方法可以避免因地层中油气两相流的产生导致经典产能评价方法无法计算凝析气井无阻流量的情况;(2)当地层压力高于露点压力时,地层流体以单相流体为主,可以采用拟单相法;(3)当地层压力低于露点压力,地层中出现油气两相流动时,应采用气液两相法;(4)随着生产气油比增大,采用拟单相法和气液两相法计算的无阻流量的差异逐渐减小;(5)对于凝析油含量较高、生产气油比较低的凝析气井而言,采用气液两相法计算的无阻流量更加可靠。     

考虑有效膜压力的坍塌压力计算模型

川渝气区风险探井欠平衡井段的井眼扩径率普遍较高,井眼扩径率介于20%~30%,最高可达140%,增加了风险探井的钻探风险,而且欠平衡钻井井壁稳定的问题也尚未得到有效解决。为此,针对欠平衡井段井壁失稳机理开展了研究,提出了计算欠平衡钻井井壁坍塌压力的方法:通过引入有效膜压力系数,结合达西定律、地层流体状态方程、连续性方程,求解出井周压力分布解析解;依据叠加原理得到了井周应力分布模型,并采用Mohr-Coulomb准则推导出维持井壁稳定的最低钻井液密度计算模型;研究了欠平衡、过平衡、欠平衡转过平衡3种典型工况下的井周压力演化规律,并总结了欠平衡钻井井壁失稳的规律。结论认为:该模型反映了泥饼对井壁稳定的影响,由其计算得到的坍塌压力比常规模型计算所得的结果要高,说明有效膜压力系数对井壁坍塌的影响显著,而岩石强度(内聚力、内摩擦角)、地应力、岩石孔隙度等参数对井壁坍塌的影响则相对较小,采用该模型计算的结果更加符合现场实际。     

杏北开发区二次加密采油井平均地层压力计算方法研究

对目前所用的“松Ｉ”法推算二次加密井平均地层压力普遍偏低这一现象进行了分析,认为以“松Ｉ”法为代表的“定积法”计算平均地层压力不适应二次加密井储层开采特点。研究应用了一种适合推算二次加密井储层开采特点的平均地层压力计算方法－压力恢复“速度法”,并通过地层压力实测资料对该方法的计算结果进行了验证,同时也给出了该方法的应用条件。结果表明,用该方法计算的平均压力能较准确地反应二次加密井的真实压力水平。