注水井劈分系数计算新方法研究

如何实现注水井的科学、合理配注是注水开发油藏面临的一个难题。为了更精确地了解油水井在地下的注采关系,最重要的是确定注水井到生产井间的水量劈分情况。通过对以往劈分系数的研究及对所选井组中注采井的压力分析,根据压力波的前缘确定水驱前缘位置,并建立一种新的计算水井到油井间的劈分系数方法。该方法计算简便,能合理地计算出相连生产井的劈分注水量,为注水井配注提供理论依据。

用压力分布评价试井解释结果可靠性

针对试井分析具有多解性,其解释结果的可靠性评价还没有专门的技术手段这一问题,采用压力分布分析来评价试井得到的解释结果,将解释结果中的数据,绘制成生产井和注水井(生产井)之间的井间压力分布图,并由此图来检验渗透率等其它参数的准确性。通过调整压力分布图来克服试井解释的多解情况。可以更准确的得到地层参数,判断试井解释的可靠性。

通过油藏压力分布分析试井解释

试井分析具有多解性,以往没有专门的技术手段对其解释结果进行可靠性评价。采用压力分布分析,将解释结果中的数据绘制成生产井和注水井(生产井)之间的井间压力分布图,检验渗透率等其它参数的准确性。通过调整压力分布图,克服试井解释的多解情况,可以准确得到地层参数、判断试井解释的可靠性。

基于嵌入式多尺度裂缝模型的地质建模方法及应用

裂缝性油藏存在储集层发育孔、缝、洞多重介质,储层精细刻画难度大的问题。为准确描述裂缝性油藏储层发育的空间展布特征,利用测井、钻井资料和岩石物理测试数据建立关键井的嵌入式多尺度裂缝储层的地质和岩石物理模型,开展多重介质的连通传导率研究和嵌入式裂缝地质建模技术研究,并利用该模型对流花油田裂缝性储层进行数值模拟研究。研究结果表明:基于多尺度嵌入式裂缝模型的地质建模可以对构造、断层等大尺度裂缝和等效原理下的小尺度裂缝进行精细描述和数值模拟研究,单井动态指标拟合率达到90%以上;流花油田数值模拟研究表明,该油藏维持各井现有采液速度持续开发,大部分井不会发生严重水淹,风险较高的井主要位于工区的东北侧边缘断层附近。该研究可为同类油藏地质建模、数值模拟研究、开发方案的制订提供参考。

油气井出砂预测方法综述

油田开采过程中,疏松砂岩油藏的出砂问题已成为影响油、气井产能和损害设备的严重问题,然而油、气井出砂问题必须立足于早期防范,因此对油、气井出砂预测方法的研究是至关重要的。通过对国内外出砂预测技术的研究,介绍了目前适用的出砂预测方法:现场观测法、经验分析法、应力分析法、实验室试验法等,总结了各出砂预测技术的优缺点,并通过油田现场实例计算证实了出砂预测方法的可行性,最后指出了几个有待进一步研究的方向。

海上气田立管段塞流缓解方法数值模拟研究

立管段塞流是一种严重影响海洋油气安全输送与处理的混输管道常见流型。针对海管气液混输工况下立管段塞流缓解措施展开研究,采用多相流动态数值模拟方法,建立了某深海气田混输管道动态多相流模型,模拟复现了现场严重段塞流现象,并通过参数控制方法计算分析了输量、登平台压力、海管内径等控制条件对段塞流的缓解效果的影响。研究结果表明,输量及内径的调整可有效缓解段塞流,并随着调整范围扩大形成比较明显的立管底部压力拐点区域,其中输量临界区域约47×10^(4)m^(3)/d,内径临界区域101.6~152.4 mm,当接近并跨越该区域时,立管段塞流程度得到有效缓解甚至消除;登平台压力的调整,在该混输工况下无明显立管段塞流减缓效果,为现场生产缓解立管段塞流提供可行的研究思路与操作参考。

中国南海东部强边底水驱气藏储量计算新方法

计算气藏动态储量最常用的方法是压降法,该方法不需要知道水侵量的大小,仅依靠生产动态数据,绘制累计产量与视地层压力的关系曲线,就可以计算动态储量。但压降法需要较多的测试地层压力数据且要求测试数据准确可靠,对南海东部普遍存在的强边底水气藏采用常规的压降法计算出的动态储量往往比实际值大,甚至高于静态地质储量,因为水侵往往比人们观测到时发生得更早,要准确计算此类气藏的动态储量需要考虑水体的影响。为此,提出了一种适用于强水驱气藏的储量计算方法,该方法首先将多井系统等价为1口井生产的情形,引入水驱气藏物质平衡方程和测试的地层静压为约束条件,建立产量、流压、测试地层压力目标函数,拟合生产动态数据,获得动态储量,并能求出水侵量。用南海东部PY30-1气田某层位计算实例验证了该方法,结果表明,该方法能更好地用于水体活跃程度高的气藏,动态储量计算结果可靠度、可信度均高。

对Topaze模块应用的认识

Topaze软件可以利用生产历史数据分析获得地层参数,同时考虑变表皮和常表皮的资料解释方法,由井底压力和产气量数据分别得到两种方法下的生产历史拟合图,从而求出地层参数,给出了考虑变表皮和考虑常表皮下的对比解释结果。对川西气田两口生产井的生产数据进行了分析,从而表明考虑变表皮和常表皮的适应性选择。

高压气井井筒压力温度分布研究

高压气藏井筒温度的变化直接影响到井筒中流体压力的变化,尤其是影响关井后井筒压力的变化。运用热力学第一定律,利用井筒中流体能量守恒,结合井筒传热,建立平衡方程。将井筒流体纵向传热与井筒对地层的非稳态传热分别建立方程并给出边界条件联立求解,求出任意时刻井筒中的温度分布,由温度分布和气体的状态方程确定井筒的压力分布,最终将井口关井测试压力折算到井底关井测试压力,以此达到用井口压力数据做压力恢复试井解释的目的。

海洋凝析气井关井井筒温度与压力的计算

凝析气井关井井筒温度分布模型属于非稳态传热问题,在压力恢复关井测试中,井筒温度分布对井底压力起着重要影响。考虑流体相变和海水段传热的影响,建立了海洋凝析气井井筒气体瞬变流动的非稳态传热温度、压力耦合的数学模型,采用解析解和数值解相结合的求解方法,实际计算时先将井筒分为若干微元段,求出该段温度,然后通过非稳态传热温度、压力耦合的分布模型再计算得到该段压力,再依次计算下一微元段的温度和压力,直到计算到井底。通过对海上某气田实例气井关井过程温度、压力分布的计算,结果表明所建立的模型能有效地对压力恢复测试过程中气井井口压力进行校正。

海上气井压力测试新工具新技术应用

ANT-DFH-B型电子式井下压力计投放仪,配备新的测试数据处理技术,实现了采用无钢丝穿越井口的井下压力计测试。通过研制的海洋气井温度压力计算软件,计算出整个井筒的压力剖面和温度剖面,通过海上实测数据,与传统方法对比,体现出新方法更准确,达到了精确确定地层压力和产能的目的。

井下节流降温工艺在南海东部气田的应用

南海东部部分气田属于异常高温高压气田,在钻采过程中产生的高温高压天然气容易造成套管及生产管柱发生轴向变形,从而导致采油树抬升,给生产带来极大的安全隐患。为此,现场只能通过降产的方式来达到控制井筒温度的目的,但单井产量也因此达不到设计要求,造成产量缺口。针对气井采油树抬升问题,通过研究天然气节流降温原理,建立井筒压力温度以及油嘴温降预测模型,结合现场实测数据,预测采油树抬升高度,设计井下油嘴,并在番禺X-1-A02H井成功安装使用,提高单井调峰能力15万m3。

基于光纤分布式声波传感的井下多相流测试研究

利用光纤分布式声波传感原理搭建多相流测试系统,进行模拟井下监测测试研究及分析。测试结果表明,此系统可准确还原井下声波信号,测算混合声速,结合质量守恒和伍德方程公式可实现井下生产在线监测及相持率实时监测,具有很好的应用前景。该技术于2016年1月在XJ23-1平台首次试验成功。

基于深度学习的代理模型在实际气藏三维模拟中的应用

应用基于深度学习的代理模型进行油气藏模拟是油气藏仿真研究的一个新方向。针对高精度全阶油气藏模拟速度慢的问题,采用一种基于深度学习的嵌入式控制框架(E2C,EmbedtoControl)模型,通过“编码器+线性转化模型+解码器”的架构构建深度学习网络,将原始时刻的压力场、饱和度场数据与井控约束条件相结合来演化出新时刻的场数据。以南海东部番禺35-1气田为例,测试E2C模型与传统数值模拟器模拟结果的差别。测试结果显示E2C模型误差较小,其中饱和度场的相对误差小于5%,压力场的平均相对误差为8%;在相同的CPU条件下,E2C模型运行100次算例时间为16 s,比传统数值模拟器(运行时间为6000 s)快375倍。实际应用结果表明E2C模型在保证模拟精度的条件下可以大幅度提升模拟速度。

水平气井全井筒携液模拟试验研究

目前有关水平井临界携液的诸多预测模型均需要满足环雾流条件,这些模型所得到的携液流速却未达到环雾流条件,或与正常生产的气井井筒流态相矛盾,同时未考虑水平井的全井筒井深结构变化对井筒流态及携液的影响。为此,开展了水平井全井筒可视化携液模拟试验,并基于试验测试数据,结合Kelvin-Helmholtz(K-H)不稳定气液两相流理论,建立了K-H波动理论修正携液模型。研究结果表明:水平井携液困难主要在倾斜管段,倾斜管段是水平井积液的起始位置,但不应单纯地看某一段有、无液体回落,应按全井筒液量有、无增加与各段液体回落程度来综合判断积液起始;K-H波动理论修正模型预测结果与测试结果很接近,平均绝对误差小于9%;利用K-H波动理论修正模型对海上11口(13井次)气井进行了全井筒携液预测诊断,诊断结论与实际生产情况吻合。所得结果有助于水平井临界携液流速的判断。

半潜式平台ESP试油新工艺与测试方法

半潜式钻井平台电潜泵试油工艺是适合我国深海低物性、低储存压力的试油新工艺。通过调整试油程序,对悬挂器选择,解决动力电缆密封等一系列问题,成功、安全地完成了生产测试任务。半潜式钻井平台电潜泵试油工艺和测试方法简单、实用,可为将来中国海上油气测试,尤其是中国南海东部深水领域的测试作业提供理论和实践依据。

人工智能方法在某海域深水气田产能评估上的应用

基于主成分分析方法和聚类分析方法分析某海域在生产气井的各项参数,包括有效厚度、渗透率、孔隙度、含气饱和度和无阻流量等,将气井分为不同的3类气井。进而运用决策树模型训练已分类的气井,构建气井分类模型。针对不同类型的气井,分别建立神经网络模型,拟合气井的无阻流量,并在待评价的新气田中应用模型,取得了良好的应用效果。

深水气田水下井口环空压力异常处理技术研究

由水下井口和深水海管组成的水下生产系统是深水气田开发的大趋势。因生产管柱穿孔、封隔器失效、井口阀组内漏等原因,导致水下井口环空压力异常超高,接近井口装置安全许用压力,严重威胁生产安全,国内外尚无很好的解决方法。通过进行现场测试,分析水下井口环空压力异常超高的原因,结合现场工艺流程和物料资源,研究出一套水下井口环空压力异常处理技术,并在现场成功应用。该技术研究为深水气田水下井口环空压力异常处理开辟了新思路,极大地提高了深水气田水下生产系统开发的安全性。

井下节流技术用于缓解海上采气树抬升的应用实践

南海部分气田存在生产气井,随着气井产量的提升,会发生井口采气树抬升的现象,当抬升幅度过高时,容易造成极大的安全隐患。首先在采气树及井口结构的基础上,建立井口抬升力学模型,确定气井产量上升导致的井筒温度升高是影响采气树抬升的主要因素。为降低采气树升高带来的安全隐患,在调研预防采气树抬升的防治方法的基础上,结合海上作业条件限制,提出了在井筒中安装节流装置,降低井筒温度以缓解采气树抬升的技术思路。通过研究天然气节流降温原理,建立井下节流后的井筒温度分布模型,以PY气田A1井为目标,计算在不同产量条件下井下节流装置的最优尺寸与安装深度,并进行方案优选,最终成功实施。结果 表明,在相同产量条件下,缓解了目标井采气树抬升5~8cm,保障了气井的安全生产,释放了气井产能近15×10^(4)m^(3)/d。

基于机器学习实现海上气田陆地终端液态产品产量预测与挖潜

海上开采出来的天然气通过海底管线输送到陆地天然气处理终端,经过一系列处理工艺后,生产量丙烷、丁烷、轻烃和凝析油等副产品。副产品的产出不光与各气田本身的气质组分相关,同样受到陆地终端设备工况的影响。笔者首先通过分析陆地终端的工艺流程,归纳影响终端副产品的关键流程。然后将各类副产品的析出情况通过聚类分析,找出对各类副产品回收效率有影响的关键设备,筛选出相应的异常值,进行异常标注。再结合设备工况的标注信息,通过机器学习方法实现对液态产品产量的精准计算。最后挖掘生产潜力,预测在各设备完好条件下各液态产品的产量,为工艺流程的优化方向提供基础。