应用地层测试流动段资料确定油井稳定产能方法研究

提出了一种根据地层测试流动段压力资料预测油井稳定产能的方法，该方法以比采油指数作为对比参数，对测试比采油指数的计算进行了推导，采用回归分析方法建立了测试比采油指数和生产比采油指数之间的关系式。应用建立的关系式对其它井的稳定产能进行了预测，误差分析表明预测结果比较正确。     

温五区自喷流压下限地层压力保持研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了温五区块不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限.研究表明地层压力应保持在饱和压力以上,防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加,防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大;地层压力保持越高,油相流动能力越强,采油指数值越大,采油井生产能力越强.结合渗流阻力分析所得结论、采液和采油指数变化规律、生产压差等对脱气半径的影响,以及,确定了保证温五区块不同气油比、不同含水阶段保持采油井自喷产液量达到10 m^3/d所需的地层压力,为温五区油藏的开发提供了良好的理论基础,对于油藏性质相近的油藏的开发工作也具有一定的借鉴意义.     

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。     

顺北油气田断溶体油藏油井产能评价新方法

顺北油气田新型断溶体油藏高产能试点区块在油井产能认识方面存在2个问题:由于油井系统试井后地层压力波动明显,传统系统试井解释方法在顺北油气田不再适用;基于系统试井资料确定的油井产能指示曲线呈现非线性特征,因此,采油指数法也不适用于顺北油气田油井产能定量评价。为实现顺北油气田油井产能定量评价,基于系统试井阶段弹性产率的系统试井资料修正方法,提出了包括油井指数式产能方程、综合采油指数和产能划分标准的顺北油气田油井产能评价方法。通过实例井验证系统试井资料修正方法和产能评价方法适用于顺北油气田油井产能定量评价,为顺北油气田油井产能定量认识提供了理论依据。     

砾岩油藏合理注采压力系统研究--以七中东区八道湾组油藏为例

注采压力系统指的是从注水泵站到采油井井口的各环节的压力配置 ,在这一压力系统中 ,地层压力和油井流动压力是决定整个压力系统的关健 ,也是油藏工程研究的核心。本文利用油藏工程方法对砾岩油藏高含水期油井和注水井的地层压力、流动压力等注采压力系统进行了研究界定 ,将为砾岩油藏的开发水平提供技术支持     

水平井射孔完井产能预测研究与应用

水平井产能预测是进行油藏工程分析和采油工艺设计的基础。针对砂岩油藏射孔完井的水平井,采用半解析法,通过建立井筒单元段上的油藏渗流压力响应模型和井筒流动压力损失模型,将油藏渗流与井筒流动进行耦合,预测射孔完井的水平井产能,经现场实例验证,预测结果与实际情况误差率为5.89%;另外,对于定产的水平井,可确定该产量下的合理生产压差,同时为砂岩油藏完井参数选择和射孔优化设计提供科学的理论依据。     

宾汉流体稠油非稳态渗流时地层压力分布数学模型及直井产能预测

稠油在地层中的流动具有非牛顿流体特性。将稠油视为宾汉流体，推导了宾汉流体在非稳态状况时地层孔隙中的压力分布数学模型，并求得了数值解。分析了宾汉流体的启动压力梯度对地层压力分布的影响。基于启动压力梯度，考虑宾汉流体的运动半径和运动边界压力，推导了稠油油藏直井的产能预测公式，给出了运动半径和运动边界压力的确定方法，并与普通油藏的直井产能预测公式相比较，结果表明，稠油的非牛顿流动特性对产能预测结果具有一定的影响。     

孔隙型碳酸岩油藏拟稳态采油指数的确定方法初步研究

根据孔隙型碳酸盐岩储层分类标准,中东F油田储层属于中低孔、低渗—特低渗储层,油藏在平面和纵向上具有极强的非均质性。通过常规试井求取的单井采油指数,只能反应不稳定采油指数,而计算拟稳态下的采油指数才能对油井及油田的动态具有指导意义。目前对于此类碳酸岩油藏确定拟稳态采油指数还没有成熟的方法,利用数值试井结合动态地质模型及理论公式对拟稳态采油指数进行了初步研究,并根据碳酸岩油藏岩石类型分类结果,预测拟稳态采油指数的平面分布规律,研究结果可以较好地预测新井产能,高效地指导油藏开发。     

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。     

多分支井产能预测方法

建立了多分支井油藏渗流与井筒流动耦合的产能预测模型,水平井模型考虑了井筒摩擦、井筒内流动的加速、油藏流动扰动等引起的压降对井产能的影响。模型中油藏渗流计算采用Joshi稳态流动模型和Helmy-Wattenbarger拟稳态流动模型;水平井筒流动计算采用Ouyang单相流动模型;主井筒流动计算采用Beggs-Brill两相流动模型。提出了求解所建模型的半解析法,编制了多分支井产能预测软件。通过实例计算分析了多分支井压力与产能的关系、分支井井筒压力与产量分布,以及某一分支井油层压力、水平井长度变化对其他分支井产能及多分支井总产能的影响。软件为钻完井设计、油藏工程分析和采油工艺设计提供了一种快捷、有效的分析工具。     

稠油油藏多薄层纵向缝压裂井产能计算模型

对于裂缝性多层稠油油藏采用水平井压裂纵向缝能够实现有效增产,为分析压裂井在产生纵向缝后的产能,考虑流体在压裂裂缝和水平井筒的变质量流动,以及水平井筒内摩阻压降、加速度压降及井筒内流体流态变化,建立了储层、裂缝渗流与水平井筒流动耦合的纵向缝压裂井产能预测模型。结果表明:对于已知油藏规模、流体粘度及裂缝导流能力下对应有唯一的压裂井比采油指数;纵向缝内压力垂向上呈台阶状分布,储层物性越好层段对应裂缝内压降越大;裂缝导流能力对产能影响较小;原油粘度对采油指数影响较大,降低原油粘度可大幅提高比采油指数。     

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.     

牛东区块C_2k火山岩油藏单井产能论证

三塘湖盆地牛东区块上石炭统卡拉岗组（C2k）油藏为吐哈油田首次发现的裂缝一孔隙型火山岩油藏，其产量变化大、递减快，生产状况极不稳定。对于这种产量递减快，生产状况极不稳定的井，如何评价其产能难度非常大。深入研究确定单井产能，对于制定合理开发技术政策，实现科学高效开发具有十分重要的指导意义。这里采用两种方法计算油井产能，方法一是利用油井递减规律，确定油井初始产量和年平均日产量的关系，通过计算油井年产量求取油井年平均日产量，用油井年平均日产量作为油井单井产能；另外一种方法就是利用典型井的米采油指数法计算油井单井产能。     

鄂尔多斯盆地长7超低渗油藏渗流规律研究

超低渗油藏由于岩性致密,导致渗流阻力大、压力传导能力差,直接影响到油井的产能、文中在岩心流动实验的基础上．利用统计分析方法,对长7超低渗油藏的启动压力梯度、储层的应力敏感性和油水两相渗流规律进行了分析讨论,得出流体在该油藏中流动时普遍具有启动压力梯度．储层的应力敏感性较为明显,原始含油饱和度较低且可动油体积较小。结合低渗油田开发理论,对油井的产水规律及无因次采油／采液指数变化规律进行了深入分析,提出在注水开发过程中,长7超低渗油藏应尽早注水以保持合理的地层压力,应预先采取措施以防止油井过早水淹：,研究方法及结果对合理开发超低渗油藏具有一定的指导意义,     

射孔水平井产能分段数值计算

水平井开采时流入剖面不均匀，传统的产能解析公式或恒生产指数的计算方法难以准确预测其产能。假设地层均质，将射孔完井水平井筒分为多个井简单元段，采用拟三维思想，把流体在三维空间的流动分为垂直裂缝流、近井区径向流和孔眼汇聚流，并考虑地层伤害的影响，建立井简单元段的油藏渗流模型。根据孔眼注入对水平井筒中流体流动的影响，将井筒压力损失分为摩擦损失和加速损失两部分，基于质量、动量守恒原理，建立井筒流动压力损失模型。将油藏渗流与井筒流动耦合计算，开发了应用软件，井壁流入剖面计算结果表明，从水平井筒末端到跟端，井壁注入量逐渐增大；水平井产能计算结果与油井实际产量吻合较好。图1表2参14     

低渗透压敏油藏油井流入动态方程及其应用

注水开发的低渗透油藏存在启动压力和压力敏感性,使开发难度加大。当流压低于饱和压力以后,流入动态指示曲线凹向压力轴,会出现一个产量最大点。在前人研究的基础上,从平面径向拟稳态渗流规律出发,考虑启动压力梯度和压力敏感效应对油藏渗流的影响,与油相和液相相对流动能力方程相结合,建立了具有最大产量点的低渗透压力敏感油藏直井流入动态方程,据此可对油藏产能进行评价预测,确定出油井最低允许流动压力和油井的合理工作制度。在龙南、新站油田的应用表明,预测值与实测值比较吻合,满足矿场工程精度要求,说明所建立的流入动态方程能有效评价预测油井产能和确定油井允许的最小流压界限,为充分发挥油井生产能力、合理高效开发低渗透压力敏感油藏提供了理论依据。     

温五区块自喷流压下限时地层压力保持水平研究

利用前苏联克雷诺夫油气垂直管流中的上升理论公式，计算了温五区块不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限。分析了地层压力、气油比以及温度对原油粘度的影响，分析了储层中油气水三相渗流时的渗流阻力。研究表明，地层压力应保持在饱和压力以上，防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加，和由于油层脱气形成油气水三相渗流导致的油相渗透率降低和渗流阻力的增大。地层压力保持越高，油相流动能力越强，采油指数值越大，采油井生产能力越强。为此确定了温五区块不同油气比下不同含水阶段保持油井自喷所需保持的地层压力水平。     

低渗透应力敏感性油藏产能及影响因素

基于低渗透非达 西和变形介质拟稳态渗流理论及油相和水相相对流动能力方程,建立了低渗透应力敏感性油藏具有最大产量点的三相流流入动态曲线方程,据此可计算出油井或油藏的最低允许流动压力。在此基础上,结合大庆葡西油田生产数据,对影响油藏产能的油层启动压力梯度、变形系数、供给半径、平均地层压力和含水率进行了研究,结果表明,启动压力梯度、变形系数等因素对低渗透油藏产能和最低允许流压均有较显著的影响。该方法能有效评价和预测低渗透应力敏感性油藏的产能变化,也为油井合理工作制度的确定,充分发挥油井产能提供了依据。     

圆形封闭油藏垂直裂缝合采油井产能分析

对于低渗地层或伤害地层,水力压裂是一项应用广泛的技术。针对在油田开发中封闭多层油藏无限导流垂直裂缝油井合采的情形,给出了n层圆形封闭非均质油藏、层间无窜流、各层的供给半径不等或相等、各层初始压力不等或相等等情况时,垂直裂缝油井在保持定产生产或保持定压生产时的井壁压力、各层层面流量的计算公式和计算方法。通过一个压裂两层油藏的算例,采用Stehfest数值反演方法分别计算了无限导流垂直裂缝油井定产和定压条件下油层层面流量的变化,并对垂直裂缝油井的产能以及影响因素展开分析和讨论,该方法对矿场圆形封闭多层无限导流垂直裂缝合采油井的配产配注、动态预测以及开发调整具有重要的指导意义。     

异常高压油藏开发方式及渗流特征室内研究

根据有效压力原理,通过实验和加压方式的变化,模拟在不同开发方式下,地层压力下降不同时对储层伤害的影响。通过岩心在不同受力情况下的变形特征及渗流特性分析认为:对异常高压油藏,可以通过改变初期油井工作制度(如开关井、控制采油速度、减小快速开采)引起的压力快速下降,减小对储层的伤害,进而减小对油井产能的影响。文中研究结果为此类油藏科学合理的开发提供了理论依据。