摘要：在高温高压凝析气藏测试过程中,当储层出现反凝析后,储层的渗透率和表皮等影响气井产能方程的主要储层参数都可能发生大幅变化,引起产能方程系数大幅变化,致使理想的干气产能方程不再适应高温高压凝析气藏的产能试井解释和评价。针对高温高压凝析气井测试过程中出现的这种问题,采用分压力段建模,建立多个独立的反映该测试状况下的产能方程,对不同生产阶段的高温高压凝析气井进行产能评价。这种产能方程能够反映气藏测试或生产状态特征,能够体现储层岩石物性与流体流动特征变化的四维性,可以较准确地预测未来的生产状况。

摘要：为了解生产压差调控策略对气顶边水窄油环开发效果的影响规律,提高该类油藏的采出程度,以海上某气顶边水窄油环为原型,根据相似准则设计了大型三维物理模型,进行了水平井生产压差不同调整时机和调整方式的生产实验,分析了生产压差调整时机和调整方式对气顶边水窄油环开发效果的影响。结果表明:水平井气窜后增大生产压差,采出程度从28.32%提高至约40.00%;气窜持续一段时间后增大生产压差要优于刚发生气窜时就增大生产压差,采出程度可提高2.09%;单阶梯增大生产压差方式的开发效果要优于多阶梯增大生产压差方式,采出程度可提高2.47%。研究表明,气顶边水窄油环气窜后生产一段时间再单阶梯增大生产压差,是提高该类油藏采出程度的最优策略。海上某大气顶边水窄油环采用该生产压差调整策略调整生产压差,增油效果显著。

摘要：生产压差是评价油井产能的重要参数,对采油工艺参数的设计和油井工作制度的调整具有重要意义。现有研究缺乏对其影响因素的全面系统分析,同时采用常规方法通过建立地质油藏模型对其进行预测费时费力。为了实现单井生产压差的快速定量表征,本文采用单因素极差分析法,确定了不同驱动类型油藏单井生产压差的敏感因素;在此基础上,结合响应曲面法建立了生产压差定量表征模型。研究结果表明:底水油藏影响生产压差计算的敏感因素为渗透率、夹层范围、水油厚度比和生产液量,边水油藏的敏感因素为原油黏度、渗透率、油层厚度、距离边水距离和生产液量;通过响应曲面法建立的生产压差定量表征模型,可以方便、快速、准确地预测不同地质模式和不同生产液量条件下的单井生产压差,有效指导了油田产液结构优化提液幅度设计和调整井最大液量设计,同时也可为新油田开发方案的快速设计提供指导。

摘要：针对海域天然气水合物降压开采井身结构和管柱设计的特点,综合考虑水合物储层-生产井动态耦合、井下加热器预热和电潜泵实时排采的影响,建立了水合物降压生产期间井筒气液两相流模型及数值求解算法,提出了基于瞬态多相流实时优化泵排量的生产压差自动控制方法,并利用日本第1次水合物试采和中国南海深水气井现场实测数据对模型进行了验证。结合海域水合物试采的地质条件和环境特征,开展数值模拟研究,检测了不同生产压差控制方法的性能,分析了不同生产设计参数条件下生产管柱内的气液流动特性。研究结果显示,所提出的方法能够准确完成降压目标,而Shimizu方法具有一定的随机性;在水合物降压开采过程中,增大生产管柱的管径、施加井口回压、降低电潜泵的安装深度和提高生产压差均可以降低井内的液位高度,其中井口回压对液位高度的影响起着绝对主导作用,而电潜泵位置的影响最小;当采气管线的管径减小至0.108 m、井口回压低于0.12 MPa、生产压差小于2.16 MPa时,主流管线内会出现连续排水现象。

摘要：为了描述水平段长度与井网密度的关系和在水平段井筒中水力阻力与水平段长度及产油量的关系,建立了数学方程组,可用于研究从油藏流入到水平段流出过程中各参数对水平段长度及产油量的影响,并可用于优化水平段长度,计算单井控制面积和产油量。由于该方法在考虑供给半径影响因素的同时还考虑了水平井开发对采收率的影响,因此,相对更加合理。提出了以流入、流出一体化主方程的导数方程为0,求解原方程的极大值,是水平段长度计算的较好方法。利用生产压差与水平段长度成反比关系,确定合理生产压差,进而设计出合理的水平段长度。用该方法进行了实例计算。

摘要：用有限元法建立了某构造香二段裂缝性气藏射孔完井的有限元渗流模型,模型中包含地层物性参数及其孔眼结构参数,即包含生产压差、地层原始渗透率、钻井伤害带渗透率、压实带渗透率、裂缝渗透率以及孔深、孔密、相位角和布孔方式等,在分析中可以任意调整射孔结构参数,对裂缝性气藏射孔进行优化设计。文中分析了裂缝面附近渗流压力场以及裂缝面附近孔眼内的流速,得出了孔眼穿过裂缝和孔眼未穿过裂缝时,孔眼内流速的定量变化曲线。同时,分析了理想情况下,孔密分别为16、18和40孔/m时,该裂缝性气藏产量随生产压差的变化关系,并确定出香二段合理的生产压差为15MPa,为香二段裂缝性气藏的射孔完井提供了理论依据。

摘要：胜利油田永 8复杂断块油藏的特点是断层多、油层层数多、含油面积小、储量丰度高 ,开发过程中油层易出砂 ,直井产量低。水平井的优点是泄油面积大、生产压差小、产量高。在优选水平井在断块平面和油层纵向的位置、水平段长度等基础上 ,设计并实施了永 8 X4块的一个丛式水平井组。该水平井组投产初期的平均日产量是直井的两倍 ,实现了高效开发复杂断块的目的。

摘要：文章对鄂北塔巴庙地区低压低渗透岩样进行了大量的渗透率试验,获得了盒1段、山1段和太原组岩样的孔隙度、水平渗透率和垂向渗透率的试验结果,为有限元模型中产能预测提供了试验数据。用三维空间有限元法对鄂北塔巴庙地区低压低渗气层进行了大量的射孔完井渗流场模拟研究。分析了射穿污染带深度150mm的射孔完井,模型参数中可以改变射孔深度、孔径、孔密以及相位角等几何参数,详细分析了大量的射孔孔眼内流体流速、压实带外边界渗流速度、渗流压力场以及孔眼内的压力降曲线,获得了低压低渗气层的射孔参数优化结果。根据研究结果,推荐用177.8mm套管完井,测试层段采用YD-127枪1m超深弹,孔径13.4mm,射孔密度20孔/m,相位角采用90°右旋布孔,以及得出了合理的负压设计参数,为鄂北塔巴庙地区气田低压低渗气层提供了最优射孔方案。同时,对于鄂北塔巴庙地区气田低压低渗气层全井段,既要保证最大产量,又要保证射孔孔眼稳定性,最佳理论生产压差建议为10.8MPa。

摘要：将Dikken模型中沿整个水平井段单位长度生产指数为常数的假定推广到为分段常数的情况 ,建立了变生产指数的分段井模型 ,并对新模型提出了数值算法。用编制的软件对两个算例进行了计算 ,绘制了水平井截面流量、径向流入剖面图 ,并计算了水平井沿程压力分布。利用本模型可根据油藏的实际情况对水平井水平段射孔分布和密度等完井方式进行优化设计 ,为现场使用水平井优化动态分析提供理论根据。

摘要：为解决缝洞型油藏因见水和含水上升导致的产量递减,在现有常规砂岩油藏流势表征的基础上,根据缝洞型油藏的地质特征,提出了相应的流势表征新方法,并通过计算和模拟,明确了缝洞型碳酸盐岩油藏流势主要由位能和压能构成。基于流势是控制地下流体流动的决定性因素,提出了通过改变生产压差实现流势调控从而改变流体流动方向的控水技术策略,形成了与水侵方向和水体强弱相关的选井和调整设计等流势调控的关键技术。最后通过实例分析进一步论证了流势调控是缝洞型碳酸盐岩油藏控水稳油的一种有效手段,截至目前在塔河油田已经实施13单元,11单元有效,累计增油近10万t。