抽油井合理压力界限的确定

本文根据电泵井的工作特性及油气水三相流动条件下井筒能量平街方程式,研究了油井转抽后合理井底压力的计算方法。同时,分析了油气水三相流动状况下,流饱压差和含水率对油井采油指数的影响,并给出了定量的计算公式。文中对油井转抽后不同地区合理地层压力界限进行了初步探讨,为开采方式转变后合理地层压力的确定提供了依据。     

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。     

流动压力低于饱和压力油井生产能力变化规律及其应用

本文通过黑油模型计算,结合理论分析和实际生产资料,研究了地层压力高于饱和压力、流动压力低于饱和压力情况下油井采液、采油指数变化的规律和特点,提出了采液、采油指数受压力影响的判别方法及预测公式,对油田开发动态分析和生产能力预测有一定的意义。     

油井流入动态曲线及其应用

文〔2〕从描述油井饱和压力点以上的PI曲线和描述油井饱和压力点以下的IPR曲线出发，导出了广义的PI-IPR曲线计算公式，应用这些公式可以完整地描述油井不同井底压力下的产量变化动态。本文在上述研究的基础上，对油井流入动态曲线进行含水率修正，导出了油、气、水三相流动时的广义流入动态曲线的计算公式，并给出了油井将来流入动态曲线的建立方法。应用本文提供的公式和方法，可以用来计算不同含水率不同井底压力下油井的产量，为矿场进行动态分析和选择合理的油井工作制度提供了依据。文中用油、气、水三相流动时的流入动态曲线和文〔3〕中提出的相对采油指数法，对喇嘛甸油田、萨中和杏北地区不同含水率的油井产量进行了预测。结果表明，两种方法预测结果最大相对误差为5.4％。应用23口油井转抽前的实际资料所作出的流入动态曲线，对油井转抽初期的产量进行了预测，并同转抽后的实际产量进行了比较，结果表明，82.6％的油井相对误差都在10％以内。     

井底流压低于饱和压力的合理量计算

除了饱和压力特低的油田以外,一般认为,在使油层压力保持为饱和压力情况下进行注水开发,效果比较好。因为在原始饱和压力下,地下原油粘度最低,有利于增加流度和面积波及系数,提高油井产能;此外,还能使开采井的采油指数最高,注水见效快而不会产生滞后现象。这样,开采井的井底流动压力就会低于饱和压力。根据原油性质变化,注水时油层压力可低于饱和压力15～20%到50%;但低得过     

浅析两相采油指数与单相采油指数的关系

对溶解气驱饱和油藏甚至未饱和油藏来说 ,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 ;当井底流压高于或等于饱和压力时 ,井筒附近存在单相流动 ,油井有一个单相采油指数。经对 Hasan、Fetkovich、陈元千和李晓平等得出的采油指数的数学表达式分析对比表明 ,两相采油指数和单相采油指数之间存在一定的关系 ,但两相采油指数不能用产量与压力关系曲线的切线来代表     

用压力幂数法预测油井的产量

文中简介了不同压力条件下的压力幂数法预测产量公式的导出、预测步骤,以及转抽和调参的预测实例。通过对大庆油田61口井的预测实践表明,该方法与PI-IPR法及相对采油指数法比较,平均误差较小,按其预测产量结果选泵和调参效果较好。     

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。     

用测定“压力恢复曲线”和“降压曲线”的方法确定原油饱和压力

饱和压力是油田开发的重要参数之一。目前,测定原油饱和压力的方法,是用深井取样器从井下取得原油样品,通过试验室在PVT仪器中,测得压力和体积的关系曲线求得的。然而,这种方法对井底取样点流压高于饱和压力的情况是有成效的,但是,对静止压力高于饱和压力,流动压力低于饱和压力的情况,欲想取得具有井底代表性的油样就困难了。大庆油田的大多数油井属于静止压力高于饱和压力、流动压力低于饱和压力的类型,深井取样甚为困难,因此,很多井没有取得饱和压力资料。寻求一种简单易行,能较     

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。     

东营凹陷陆相页岩油强化缝网改造生产制度优化研究

为最大限度提高东营凹陷陆相页岩油水平井全生命周期累计采油量,开展了强化缝网改造合理生产制度研究.针对页岩油藏复杂的赋存和渗流机理,建立了页岩油藏双重介质两相流压–闷–采全周期流动表征模型,模拟研究了不同生产制度下(即不同闷井时间、自喷期和机采期的压降速度)的产量变化规律,初步探讨了生产制度的优化方法.根据模拟结果,得到...     

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。     

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。     

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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。     

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。     

单相流及具有溶解气影响的油井不稳定IPR理论曲线

以不稳定渗流力学为基础，研究了单相流及具有溶解气影响的油井不稳定IPR曲线的计算方法，即给出了不稳定IPR曲线及定流压条件下的油井产量q与生产时间t的关系，并可求出相同生产时间下产量与流压的关系。当流压低于他和压力有溶解气析出时，对均质无限大地层用Vogel法进行校正，从而得出不同时间下的产量与流压关系。用大庆外围2口探井实际资料对比认为，理论产量与实际产量吻合程度很好。该方法是评价低渗透油井产能的有效方法之一，也可用于不同模型、不同内外边界条件的油井进行产能评价及预测，特别是可用于预测压后产能。     

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。      

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.     

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

Abstract

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.     

提高油藏注水开发效果的措施——以百口泉油田检188断块克上组油藏为例

以百口泉油田检188断块克上组油藏为例,总结了如何提高非均质、薄层、低饱和砾岩油藏开发效果的做法:针对低饱和油藏地饱压差大的特点,充分利用油藏弹性能量,采取先转抽求产;当地层压力降到一定程度后,在短期内完成注水井的转注工作,进行温和注水,控制注采比,合理补充地层能量,以扩大注水波及体积;注水见效后再及时放大生产压差生产,进行合理的动态调配,进一步扩大注水效果;对油井进行增产措施;对水井进行地面分注,对注不进、注水不满足井进行增注等措施,进一步扩大注水波及系数,提高了油藏的采收率.