利用回压试井资料确定气井生产期间井底流动压力的方法

介绍了一种气井生产期间不进行井下测压即可确定井底流动压力和地层压力的新方法。通过对大量的气井回压试井测试资料的统计分析发现,每口气井一旦确定了生产管柱,井口压力即与井底流动压力存在某种特定的关系。通过这种关系,建立每口井生产期间井底流动压力与垂直管压力损失之间的函数关系,即可根据井口压力实时获取井底流动压力,并根据产能公式计算地层压力。该方法无需测压即可确定井底流压和地层压力,操作非常简单,无需额外的测压成本并可随时掌握井底流动压力,及时提供给气藏管理部门确保气藏合理开发,以获取最大的经济效益。     

利用产出剖面分析合采产出效果

井口压力控制对气田多层合采效果影响较大,利用生产测井中的产出剖面可以动态监测生产井的生产状况,这在大牛地气田连续几年的生产监控中起到了很大的作用。以D1-2-48井为例,在对其历年产出剖面处理分析的基础上,利用井底静压平均参数公式推导了井口静压迭代公式,估算出该井的合理井口压力。综合研究结果表明:井口压力控制对于合采井的井底低产气层的影响较大,当井口压力过大时其产能受到限制;利用井底静压平均参数计算公式得到的井口静压和利用产出剖面计算得到的井底压力与实测结果较为吻合;下一步可对工区合采井进行复查,计算最大井口压力,为调整生产压力、实现多层稳产提供依据。     

智能开采资料分析新技术在老油田的应用

在油田,尤其是老油田,油藏工程师最依赖的常规资料是开采速率资料.目前,现场使用的开采资料分析(PDA)方法已经发生了很大的变化,由两部分内容组成,即递减曲线分析(DCA)和典型曲线拟合(TCM).DCA与油藏特征无关,而TCM则是一种主观方法.应用PDA技术可以预测合理的油藏特征,但它有两个缺点:第一,对于油藏特征来说,除了开采速率资料以外,工艺上要求井底压力数据或井口压力数据,但大多数老油田的井底压力数据或井口压力数据都不能使用;第二,将数百口单井资料综合用于油田或油藏的商业决策分析,PDA现有的技术能力还达不到.为了改进这些不足,本文介绍了一种新方法,该方法具有三个特点:第一,它不需要压力(井底压力或井口压力)数据,如果有可用的井底或井口压力数据,将可以提高结果的精确度;第二,它整合DCA、TCM以及油藏数值模拟或历史拟合(HM)结果,将这些资料迭代收敛成一套近于唯一性的单井油藏特征资料;第三,它运用模糊模式识别技术,根据分析结果实现油田范围的生产决策.     

某油田井口压力资料的应用

某油田是一个缝洞发育的未饱和底水灰岩油藏。它的饱和压力很低,仅有14个大气压,而地层压力和地层温度都很高,平均为320大气压和120℃。原油从地层到井底,直至井口的整个流动过程,呈现出单相、恒温的物理特点。这是我们分析和研究问题的主要依据。基于该油田原油流动的单相和恒温的物理特点,本文提出利用井口压力资料,测算井底压力和油井产量的方法。     

采油井合理井底压力界限的确定方法

在理论研究的基础上，根据不同油田的实际资料，给出了一个确定油井合理井底压力界限的经验公式，有这个公式，只要知道地层压力和饱和压力，便可计算出井或油田的最低允许流动压力，提供的方法简便适用，很容易为油田工程人员所掌握，得到的最低允许流动压力数据可作为油田配产和油田规划设计的重要依据。     

井底压力的计算方法

在理论研究的基础上，根据不同油田的实际资料，给出了确定油井合理井底压力界限的经验公式。若已知地层压力和饱和压力，便可计算出油井或油田的最低允许流动压力。该方法简便实用，且得到的最低允许流动压力数值可作为油田配立和油田规划设计的重要依据。     

利用井口压力初步诊断气井井底流动状态

对于纯气井压力恢复试井 ,井口压力与井底压力存在一定的关系。通过对两口井实测压力资料的分析表明 ,井口压力恢复曲线与井底压力恢复曲线近似平行 ,只是井口测压数据出现径向流时间略迟于井底。利用井口压力资料绘制各种曲线 ,可以粗略诊断其井底流动状态 ,实现对整个测试过程进行监测     

高温高压气井关井期间井底压力计算方法

常规的井底压力预测方法认为,气井关井后压力恢复初期井口测压受到井筒储集效应影响,后期受温度降低引起的续流影响,并且在压力恢复期间井筒中不存在流体的流动。但是,新疆克拉2气田部分高温高压气井的实测结果表明,关井后测得的井口压力恢复曲线总体呈下降趋势,与常规方法所计算的压力曲线并不一致。对高温高压气井关井后的井筒温度特征、井筒续流特征和井筒流体参数变化特征进行了分析,认为,关井期间井口(底)压力同时受到井筒储集效应和温度变化的影响,并且在压力恢复过程中井筒内一直存在续流流动,需要进行流动气柱压力计算。为此,综合考虑井筒续流、井筒温度及井筒流体参数的变化特征,基于井筒压力恢复原理,建立了关井期间的井底压力计算模型,并对该模型进行了实例计算验证。实例验证表明,该模型计算出的压力恢复曲线正常,可用于产能试井解释。      

利用气井动态摩阻系数预测井口流出动态

气井井下油管动态摩阻系数计算方法的提出,提高了气井垂管流动压力计算的精度,对气井生产动态分析和预测起到了很好的推动作用。借助１口干气井的多点回压法试井资料,介绍了如何利用气井稳定试井资料,确定该气井此时此刻井下油管动态摩阻系数;利用产能方程给出产量和对应的井底压力,结合油管动态摩阻系数计算井口压力,建立该井准确的井口流出动态方程并编绘井口流出动态曲线;讨论了随着地层压力递减和井下油管动态摩阻系数变化规律,井口流出动态方程或井口流出动态曲线的变化规律。气井的多点回压法试井资料的利用,可以准确地预测气井井口流出动态,从而提高采收率。     

地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法

为了掌握地下储气库注气过程中的压力动态变化情况,解决持续注气导致的地层参数难以确定的问题,依据现场静、动态资料,基于一种改进粒子群优化算法,综合储层压力、井底压力和井口压力的计算方法,建立了一种地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法。首先,利用计算储层压力、井底压力和井口压力的方法计算出井口压力;然后,应用改进粒子群优化算法,不断调整、优化压力和地层参数,使计算的井口压力与实测井口压力达到最优拟合,进而得到储层压力、井底压力,以及储层平均渗透率、探测半径等地层参数。利用该方法计算了呼图壁储气库3口注采井的井口压力和储层的平均渗透率,3口注采井计算井口压力与实测井口压力的决定系数分别为0.988 9,0.989 3和0.978 4,计算出的储层渗透率与试井解释的渗透率基本一致,说明该计算方法的计算结果可靠。研究结果表明,利用地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法,可以了解地下储气库注气过程中的压力变化情况,有助于指导地下储气库的安全运行。      

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。      

浅谈高气油比机采井正常生产时的合理套压

高52长X区块是长庆油田2007年投入开发的高气油比油田,该区地饱压差小,生产流压均低于饱和压力,油井正常生产时受气体影响较大,通常根据现场经验控制套压在1~5 MPa。生产数据表明,套压过高或过低均影响油井的产液情况。以不同套压下测试的生产数据为基础,通过多元线性回归,确定了高52高气油比机采井正常生产时的合理套压,为油井的生产管理提供了必要的理论依据。     

采油井合理流动压力的界限

本文根据几个油田的实际资料，对采油井合理流动压力的界限进行了论证，指出油井合理流动压力约为饱和压力的０．５－０．６倍，在这个压力范围内生产，可充分发挥油井的生产能力，获得最大的合理产量。     

套管气辅助举升工艺动态分析模型

在高气液比井中为了减少气体对泵效的不利影响,同时又能充分利用气体能量,采用套管气辅助举升技术是一个比较经济有效的选择。在井下合适深度下入气举阀,将环空气体返注回油管,利用气举原理可获得更高的系统效率。然而套管气源和压力无法人为控制,注气压力和注气量均随时间变化。为了验证设计参数的合理性,结合采油系统中各段的流动特点和采油设备的工作特性,考虑井下分离器和气举阀造成的套管气体量以及压力的变化,建立了套管气辅助举升过程的动态模型。通过比较有无井下分离器及气举阀时的油井生产参数变化,得到使用套管气辅助举升系统后,油井泵效提高、套压得以控制、上冲程载荷降低等结果,表明套管气可以用来辅助人工举升。研究还通过改变气举阀下入深度、直径以及开启压力,研究各参数对采油过程的影响,为套管气辅助举升工艺的设计提供了依据。     

不停抽压力计算模型及应用探讨

达西定律表明，油井地层压力与井筒产液量和井底流压具有相关性。因此，从矿场生产实际出发，建立了油井生产压差与井筒产液量之间的数学模型，通过历史拟合方法，求出了地层压力与井筒产液量和井底流压之间的定量关系式。该方法可在不停抽情况下，根据油井地面生产资料随时定量分析地层压力，在油田矿场动态调配方面具有一定的参考价值。对某油田B单元8口井共49个测压点应用不停抽压力计算方法，计算结果相关性较好，平均相对误差仅1．67％。此方法可以作为重点变化单元动态分析定点测压的补充手段。     

大庆油田转变开采方式的分析

本文从大庆油田高含水期开采特点提出了当前大庆油田转变开采方式的必要性,结合油田转抽后井底流压降到饱和压力以下的特点,从理论及实践上探讨了井底压力低于饱和压力后采油指数变化规律,提出了转抽后采油指数变化的经验预测方法。同时通过大量转抽井资料论述了转抽后由于减少了层间矛盾,对转抽后的压力界限提出了分析方法,并进行了初步探讨,本文还对整体转抽的效果进行了分析。     

用神经网络建立自喷井井底流压预测模型

了解油井生产时的井底流压大小是现场生产测试和分析中的一项重要工作。自喷井的井底流压值与产油量，含水，气油比，流体性质等参数呈复杂的非线性关系。神经网络具有表达任意非线性映射的能力，可以将其应用于建立自喷井井底流压预测模型。用一定数量的实测井底流压及相应的有关参数、根据ＢＰ神经网络实习算法对网络进行训练。     

浅层稠油井测试工艺的改进和完善

针对稠油井测试工艺存在的问题，对稠油井测试工艺进行了改进和完善，认为用液氮可以控制压差。测试选APR工具，测试管串不下检漏压力计，割缝筛管改为打孔筛管，可以提高稠油在管串中的流动速度，提高参数计算准确率。改进后的工艺在现场应用中取得较好成效。     

大庆油田油井堵水效果预测方法

本文提出了油井堵水效果预测的计算公式,利用公式的计算结果,可以帮助选择日产油量增加,日产水量下降的堵水油井和堵水层位。公式是根据油井堵水封堵高含水层后,含水率下降,井底流动压力降低,生产压差增大,会提高其他层产油能力的原理推导出来的。计算公式是半经验半理论的,适用于大庆油田。其他油田结合自己的具体特点,将公式的系数进行适当修正即具有一定的使用价值。要使自喷井堵水后增产,堵层含水率必须较多地高于未堵层含水率,但抽油井堵水,只要堵层含水率略高于未堵层含水率,就会收到油井增产的效果。所以,在含水率等同条件情况下,抽油井的堵水效果会比自喷井好。