低压及欠平衡钻井中注气量对井内压力的影响

以多相瞬变流理论为基础,建立了井筒内气液两相流动模型,并对低压欠平衡钻井中注气量对井内压力的影响关系和规律进行计算和分析。计算分析结果表明,注气量对井内压力的影响除与注气量本身大小有关外,还与井深、井眼与钻柱结构尺寸、井内液相流量和性质等因素密切相关。单纯增大注气量并不一定就必然会导致井内压力的降低,这取决于所给条件下构成井筒内气液两相流体的静液压力和流阻间的平衡关系。介绍的模型及方法对确定低压欠平衡钻井过程中各相关参数、地面压缩机组的配置、以及设计方案等有一定指导意义。     

变导流能力下压裂井生产动态研究

人工裂缝长期导流能力随时间变化, 据此建立了考虑人工裂缝长期导流能力变化的数学模型。应用数值模拟方法研究长期导流能力变化对地层压力场及流场分布和压裂井产能的影响。数模结果表明： 裂缝长期导流能力的损失, 会导致地层流体更多地通过井底附近的裂缝流入井底, 优化了裂缝内的流场, 减缓了压裂井产能递减速率; 其他情况相同时, 裂缝半长越长, 裂缝长期导流能力的损失对压裂井产能的影响越大。     

射孔完井有限元模型的建立及网格划分

介绍了射孔完井中二维和三维有限元热流模型的建立及网格划分的基本方法,用热流场模拟射孔完井渗流场,用同一种导热率材料来模拟井筒和孔眼,该材料导热率相对于地层模型导热率为无限大时,能模拟整个射孔完井渗流场。该二维和三维模型,能研究射孔深度、有无钻井污染和压实带情况下,孔眼内流体流速、压实带外边界渗流速度、渗流压力场、全井产量及产能比。并用APDL程序语言编写了二维和三维模型及网格划分的通用程序,为射孔完井优化设计及产能预测提供了实用的有限元网格模型,同时也为这方面的研究提供了简捷的方法。     

水平井压裂携砂液摩阻定量计算模型研究

近年来, 携砂液在压裂管柱内流动的沿程摩阻研究仍未取得实质成果, 而携砂液的沿程摩阻分析是指导压裂设计和施工的关键。因此, 有必要对携砂液的沿程摩阻进行研究, 推导可普遍应用的沿程摩阻计算模型。利用液固两相流相间的动量交换理论, 研究了携砂液分别在直井段、 造斜段和水平段流动时支撑剂颗粒处于悬浮运动状态、 滑跳移运动状态以及部分悬移, 部分滑跳移状态下的携砂液平均流速, 最终利用 Darcy-Weisbach 公式建立了可用于各类型井的携砂液沿程摩阻计算模型, 并计算分析了管径、 施工排量、 砂比、 压裂液及支撑剂性质对携砂液沿程摩阻的影响     

阿尔及利亚某油田富气混相驱试验研究

针对油田储层物性和流体特性,选择了具代表性的试验井组系统地开展了注富气混相驱提高采收率技术研究。室内研究结果表明,油藏适合开展混相驱提高采收率技术,长细管实验确定的液化石油气和天然气最小混相组成（MMC）在实验条件下能与地层原油混相;长岩芯流动实验结果表明在水驱含水98%后,实施混相驱可提高采收率15%以上。通过长细管模拟,确定油藏条件下（温度83.9℃,压力10.2MPa）,液化石油气与天然气最小混相组成为37.1∶ 62.9。利用数值模拟对注入方式、注入量、注入速度及注入层位进行了敏感性分析,推荐方案为EOR 1井组为交替注入,注入量0.10PV,注入速度600m3/d（地下体积）,注Ⅱ、Ⅲ层,采Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ层;EOR 2井组为连续注入,各井组注入量为0.30PV,注入速度600m3/d（地下体积）。推荐方案预测可提高采收率14%~15%。从矿场实施先期效果来看,EOR 1井组有明显的超覆现象发生,混相效果变差,建议采取适当措施抑制气窜;EOR2井组混相效果理想。     

注 CO2前置段塞 +N2顶替提高采收率机理

摘要：SJ 油田为一低渗透油藏,天然能量低。受 CO2气源不足以及油井管柱抗腐蚀能力差的限制,持续的CO2–EOR 不适合 SJ 油田的实际情况。鉴于此,一个改进的对策是用 N2推动的 CO2前置段塞驱代替持续的 CO2驱油。本文根据 SJ 油田先导试验区的流体特征,对比了连续注入 CO2驱油和 N2推动的 CO2前置段塞混相驱油的效果和机理。在注 CO2、N2细管驱替效率及最小混相压力实验测试基础上,通过注 CO2、N2与地层原油多级接触混相驱机理相态模拟,长细管前置 CO2混相驱替 + 后续 N2段塞顶替驱替机理一维数值模拟研究,分析了前置 CO2段塞 + 后续 N2顶替驱油时原油与注入气的互溶情况、气驱界面张力变化规律、气驱过程中 C2—C6的中间烃组分在油气两相中的分布、气驱过程中油气两相的黏度以及密度变化。结果表明 SJ 油田实施前置 CO2段塞 + 后续 N2顶替驱油时,后续的 N2与前置的 CO2段塞不会出现严重的扩散弥散,注气前缘仍能保持 CO2的富集并实现稳定的混相驱油即在注气总量相同的情况下,N2推动的 CO2前置段塞驱可以获得与持续的 CO2驱相同的驱油效果;同时减少了 CO2的注入量,从而可减缓 CO2长期注入对油井管柱产生的腐蚀。所得认识对 CO2驱提高采收率技术的改进和发展具有一定的启发作用     

裂缝性地层水力裂缝非平面延伸模拟

受天然裂缝作用影响,裂缝性地层的水力裂缝可能延伸为多分支、非平面的复杂裂缝体系,这与均质地层压裂产生的对称双翼平面裂缝具有巨大的差异。由于常规水力裂缝延伸模型无法用于模拟裂缝性地层中水力裂缝非平面延伸的裂缝形态和裂缝几何,为此,基于水力裂缝相交天然裂缝转向延伸路径的等效平面裂缝思想,建立了水力裂缝非平面转向延伸的数学模型,并推导了相应的数值求解方法。模拟计算表明,当水力裂缝沿天然裂缝转向延伸时,水力裂缝缝宽在延伸路径上表现为非连续分布,在转向延伸段突变减小,受缝宽减小节流效应影响,井底流体压力升高。影响因素分析表明,水平地应力差和逼近角越大,转向延伸段缝宽越小,对支撑剂输送限制越大;施工排量和压裂液黏度越高,包括转向延伸段在内,整个延伸裂缝段的缝宽越大,支撑剂在裂缝内的运移越容易,压裂施工风险越低。研究为认识裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征提供了思路和方法,为裂缝性地层压裂设计提供了理论依据,具有重要的理论价值和现实意义。     

试凑法在处理气井井口压恢曲线异常中的应用

针对气井关井压力恢复曲线异常（即关井后井底压力上升时井口压力下降）的现象,基于现场测试数据和文献调研,修正了井底压力计算模型。采用试凑法,从井流物组成在关井过程中有无发生变化两个方面对井口压力恢复曲线进行了校正。实例计算表明,该方法可以消除气井井口压力恢复曲线异常对试井解释的影响,并对井流物组成相同或相近的气井具有一定的借鉴意义,为气藏试井解释和动态计算提供了基础和依据。     

凝析气井产能和储量计算新方法

凝析气藏存在复杂的相变与相态分布，当地层压力下降到露点压力以下时，凝析油会在地层和井筒中分别析出，导致井口产气量、产油量与井底产气量、产油量之间存在质量转换，但仍遵循质量守恒定律。因此利用质量守恒建立考虑油、气两相的渗流微分方程，通过引入两相拟压力函数，推导凝析气井不稳定产能方程。在此基础上，结合物质平衡方程，利用生产动态数据拟合整个历史生产过程，不但可以获得气井目前的产能，还可以获得地层压力及各种地层参数。实例分析表明，计算结果准确可靠，有利于在凝析气井中推广使用。     

拟瞬态井内波动压力预测模型

本文基于对井内瞬态波动压力预测模式中的影响因素的敏感性分析，及近几年对井内波动压力理论和全尺寸井实测研究，提出了新的预测井内波动压力的“瞬态化的稳态”预测模型．该模型考虑了井内流体的压缩性、流道弹性、运动管柱底端空井眼长度和运动管柱纵向应变及惯性力影响。该模型预测值比目前广为应用的稳态模型预测值更接近并内实际波动压力值，这将有助于井身结构设计的科学性、钻井液密度确定和井下复杂事故的控制。     

水平井井身轨迹对底水油藏开采效果的影响

建立了底水油藏水平井开采三维物理模型，通过改变水平井狗腿位置以及距底水高度，研究了水平井不同井身轨迹对水平井产能、底水与井筒压力梯度、含水率及采收率的影响。研究结果表明，凹型水平井狗腿远离跟部含水率上升较缓，无水采油期较长。凹型水平井狗腿位于中部时，狗腿深度较浅的模型采收率较高。注入冻胶堵剂成胶后底水开采，凹型水平井狗腿位于跟部的模型提高采收率幅度较高。实验结果符合实际油藏状况，为底水油藏水平井优化设计和现场堵水选井提供了参考。     

多层油藏调剖效果动态预测方法研究

针对目前调剖效果预测中存在的问题， 结合调剖作用机理， 采用包含调剖层和非调剖层的 “多油层”理想地质模型简化实际油层， 建立了多层油藏调剖效果预测解析模型。首先， 根据封堵率的变化评价各理想层的吸水指数， 进而利用叠加原理计算各层吸水量； 然后， 根据油、 水井间水相渗流阻力和油井井底流压计算不同油井方向的平面分配系数， 计算注水井在不同油井方向上的层内分水量； 最后， 根据油井动态开发数据计算各个油井的分层含水率， 计算油井的受效效果。对一个实际井组的调剖效果进行了测试， 表明预测结果可靠， 有现场应用价值。     

煤层气井产气量控制因素分析

结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验，分别从地质因素（构造位置、陷落柱、断层等）、工程因素（水力压裂的缝高控制、裂缝半长等）和排采因素（排液速度、套压控制、停电停抽等）三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素。研究发现：该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大，与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性；区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象；见气时套压的控制与产气量具有一定规律，套压小于0.5 MPa 开井产气，效果最差，套压0.51.0 MPa 开井产气，效果次之，套压大于1.0 MPa 开井产气，效果最好。     

深井钻井的压力平衡研究

深井钻井具有高温高压及地层压力和地层破裂压力间安全钻井液密度窗口极为狭窄的特点,这为在深井钻井过程中保持井眼系统的压力平衡提出了更高的要求。为此,针对深井钻井的特点,运用流变学、传热学和物质平衡的基本原理,建立钻井液循环和静止状况下的钻井液温度分布模式及高温高压密度模式和高温高压流变模式,应用这些模式和地层流体的PVT特性对一些实钻深井的溢流现象进行分析。结果表明,井眼水力系统流体热力学模型对深井、超深井的压力平衡控制至关重要。     

不同完井方式下水平井不稳定产能研究

随着钻完井技术的发展,采用水平井开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径,但是在生产过程中也暴露出日益严重的问题,主要为含水上升快、无水采收期短、完井方式不适应开发的需要和产能预测不准确等。在总结水平井产能预测模型的基础上,采用井筒与油藏耦合作用下的水平井不稳定产能预测数学模型,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型。该模型考虑底水驱油藏水平井情况,通过对不同完井方式下的表皮系数分解计算,开展了不同完井方式下的产能预测研究,这些研究结果对水平井完井方式优选和水平井油藏工程研究具有重要的指导意义。     

气中水含量对气藏流体相态与渗流的影响

考虑地层水的蒸发对烃类气藏生产的影响的研究较少，研究认为，从地层到地面过程中，气中水蒸汽含量的变化规律有3个阶段：近井区域的气-水两相平衡阶段；井底附近的未饱和阶段；井筒中某一点到地面的非平衡的“过饱和阶段”，也就是凝析水的产生。同时考虑到由于井底附近压力的降低，地层水的再蒸发，还可能对井底附近的储层造成盐堵，从而降低其渗透率对生产造成影响。当烃类气的组分含量变大时，平衡时其饱和水蒸汽含量相对较大；考虑实际地层中水蒸汽存在时，无论从实验室还是相平衡计算的结果来看，都使凝析气的露点压力有所降低。     

基于浓缩理论的大型压裂破胶优化技术及应用

针对储层孔、渗条件很差的致密砂岩油气藏，常规的破胶剂加量技术已经不能满足大型压裂对破胶的更高要求，在考虑了压裂液在地层中由于滤失而产生浓缩效应的基础上，提出了一种新的压裂液破胶优化技术。通过压裂施工裂缝温度场模拟，不同温度条件下的破胶实验以及考虑液体滤失浓缩后的破胶实验，认为大型压裂施工现场破胶剂加量应该在常规加量基础上进行一定程度的增加，才能保证大型压裂的破胶效果，实现快速排液，降低伤害。该破胶优化技术在CX491井155.6m³大规模压裂施工成功应用，开井17h液体返排率达到了74.9%，且返排液破胶彻底，天然气测试产量从射孔后的0.2×10⁴m³/d（敞井）增加到14×10⁴m³/d（井口压力22MPa），目前该技术正在川西地区大型压裂施工中逐步推广。