呼图壁储气库合理生产压差数值分析

气井出砂是一个带有普遍性的复杂问题。出砂不仅会导致气井减产或停产,地面和井下设备磨蚀,而且会使油管损坏,最终导致油井报废。对于储气库而言,出砂问题关系着储气库设备寿命的长短、配产的大小、完井方式等重要问题。由于储气库采取强注强采开发方式,并且要求长期安全运行,因此,迫切需要解决好合理生产压差的大小问题。目前,常用的判断地层是否出砂的方法为现场观测法、经验计算法等,这些方法只能给出储气库正常生产情况下定性的判断。针对呼图壁储气库强注强采的特殊生产模式,在详细分析出砂的影响因素、出砂机理、出砂原因的基础上,以三轴地应力实验、测井资料求取最大主应力、最小主应力为基础,采用数值计算的方法,给出5种数值计算模型,综合分析后,最终给出了呼图壁储气库气井在不同地层压力下的合理生产压差。计算结果表明,地层压力越高,地层越稳定,越不容易出砂。参考合理生产压差进行合理配产,可以避免储气库出砂。

靖边下古气藏产水气井合理生产压差确定方法

长庆气田下古气藏是一个低渗、低丰度、低产能的大型复杂气藏。随着长庆气田勘探开发工作的进一步深入,气井的出水问题暴露得越来越多,严重影响了正常生产。在产气水井动态分析的基础上,对出水对气井产能的影响问题进行了理论分析,并根据现场实例进行了计算与分析。探讨了产水气井稳产的对策。鉴于生产压差对气井产能与出水影响极大,文章在"非线性流法"的基础上,提出了产水气井合理生产压差的确定方法,并在现场得到成功应用,对实际生产有一定指导意义。

渤中25-1南油田不同井型油井合理生产压差研究

渤中25-1南油田D、E平台的水平井、水平分支井和定向井均采用“裸眼+筛管”的方式进行防砂,这种防砂方式要求满足生产压差的精细管理与产能最大化之间的平衡。根据渤中25-1南油田实际情况,应用岩石力学方法确定了不同井型油井的临界生产压差、临界出砂半径;通过建立实际油藏数值模型,进行了不同井型油井累计产油量与生产压差关系的模拟计算分析,表明在相对较小的生产压差下生产可以获得较好的开发效果。综合分析评价井测试、岩石力学计算、数值模拟计算分析结果及防砂前后油井生产压差的差异,并结合相近油田开发经验,提出了渤中25-1南油田油井合理的生产压差界限,这对类似油田的开发有借鉴意义。

致密低渗油藏压裂水平井合理生产压差优化设计

为了建立有效的数值模拟方法来计算储层压裂投产水平井合理生产压差,以HH油田延长组为例,对致密储层存在明显的启动压力梯度和裂缝存在压敏效应等问题进行了研究,并将动态渗透率与压敏效应共同引入数值模拟计算中,对渗透率进行了修正。动态渗透率理论能较好地模拟低渗储层非线性渗流特征,因此建立了低渗油藏压裂水平井产能数值模拟新方法,该方法综合考虑了低渗油藏启动压力梯度和压敏效应对水平井产能的影响。结果表明,新的数值模拟计算方法更符合低渗油藏压裂投产水平井的生产特征,启动压力梯度与压敏效应对水平井产能影响明显,并优化出HH油田压裂水平井合理生产压差范围。

塔中11区水平井合理生产压差

岩石的强应力敏感性和启动压力梯度是低渗透变形介质油藏开发中必须考虑的基本特征。塔中11区属于低渗透薄互层底水油藏，确定合理的水平井生产雎差可以保证较高的产能和最终采收率。由于该区低孔低渗、垂向渗透率差，考虑强应力敏感性和启动压力梯度，从泵效最大、发挥储层潜能最大和抑制底水锥进的角度分别求取了合理生产压差，最终确定了TZlllH井的合理生产压差，对油田实际生产有一定的指导意义。

压力敏感储层的合理生产压差研究

为研究压力敏感储层的渗透率、流量与压力的关系,以煤油作为渗流流体,利用油田天然岩心模拟油田开发过程,做有围压耦合作用下的稳定渗流实验。在实验过程中,利用模拟地层多应力场耦合作用的岩芯夹持器,分别对岩芯施加垂向压力和水平压力,以模拟地层中岩芯的受力状态。结果表明:渗透率随着有效围压的增加呈指数衰减,呈现非线性关系。将拟合的渗透率与压力的指数方程带入达西公式计算流量。发现流量曲线存在明显的峰值,该峰值对应的驱动压差就是合理生产压差。

旅大5-2油田合理生产压差确定

旅大5-2油田生产层为疏松砂岩,胶结性差、流体携砂能力强,易出砂。科学确定生产压差,实施油井精细化管理,对于确保油井稳产,实现油田产能最大化意义重大。使用岩石力学方法确定旅大5-2油田出砂临界生产压差,结合油藏地饱压差及油井实际生产状况研究结果,提出了旅大5-2油田油井合理生产压差界限。

南海西部低渗疏松砂岩油藏水平井合理生产压差研究

针对文昌A油田低渗疏松砂岩储层易出砂,难以确定合理生产压差的问题,运用岩石力学方法对水平井周岩石进行受力分析,结合Mohr-Coulomb、Drucker-Prager和Hoek-Brown准则进行剪切破坏判定,得到了全井段储层应力破坏理论下的临界出砂生产压差。分析井周储层孔隙内的非胶结砂粒受力情况,结合水平井产出剖面得到砂粒运移理论下的临界出砂生产压差。研究结果表明:水平井出砂受储层岩石强度、砂体粒度、井斜和产量等多方面综合影响。将研究成果应用于文昌A油田,计算12口水平井合理生产压差并配产,生产过程未监测到出砂。研究成果对同类低渗疏松砂岩油藏水平井合理生产压差研究具有一定指导意义。

靖边气田气井合理生产压差及对策研究

气田生产过程中生产压差的确定是气井生产的关键性因素。通过对气井的建立产能方程、分析采气指示曲线及研究气井生产压差与临界携液流量之间的关系可知:气井的合理生产压差应该接近其协调生产压差并且满足井筒气流携液能力,同时以渗流不产生或产生较小的非达西效应为最佳。因此,气井根据其生产协调条件不同,则应该具有不同的合理生产压差。通过对靖边气田15口井的生产数据的计算和分析,得出该地区一类气井、二类气井和三类气井的合理生产压差分别应该控制在1.5MPa、4MPa和8MPa以内。

水平井合理生产压差确定方法筛选与优化

自从20世纪20年代末水平井技术问世以来，国内外学者针对水平井的产能预测、临界产量和见水时间预测等方面进行了较为深入的研究，但是针对水平井如何选取合理的生产压差进行开采的报道较少。通过整理分析前人研究成果的基础上，主要介绍了不同产量预测模型的筛选方法与技术思路，并形成了利用油藏工程法与统计学方法相结合确定油井合理生产压差的新方法。针对中国西部某油田，水平井在含水0％～30％、30％～60％和大于60％的合理生产压差分别取临界生产压差的（1．8～4．8）倍、（2．3～6．O）倍和（2．8～7．5）倍，该方法具有实际操作性，有利于指导实际生产需要，其技术思路可以推广应用。

靖安油田大路沟二区合理生产压差确定

靖安油田大路沟二区长6油层属于储层丰度低,岩性致密,储层物性差,层内非均质性强的特低渗透岩性油藏,该区原始地层压力低,饱和压力较高,地饱压差小,加之边底水不发育,自然能量贫乏。结合油藏地饱压差及油井实际生产状况研究结果,提出大路沟二区油井合理生产压差界限,为下步油藏生产制度调整提供依据。

渤海PL油田合理生产压差研究

PL油田是渤海湾大型复杂河流相常规稠油油藏,储层为疏松砂岩,胶结性差,易出砂,因此确定其合理生产压差对保证开发效果非常重要.通过综合分析地层原油高压物性、油井流入动态曲线、Mohr-Coulomb破坏准则计算的油井出砂临界生产压差及油井实际生产状况等因素,确定了油田合理生产压差界限为3.0～5.0 MPa.

孤东油田水平井合理生产压差研究

孤东油田属于底水疏松砂岩油藏,出砂严重,底水锥进速度快。从不出砂以及减缓底水上升两个方面进行合理生产压差研究,应用摩尔-库伦准则计算了孤东油田出砂临界生产压差为2.11 MPa。应用数值模拟方法综合考虑了不同生产压差下含水率以及累产油的变化,得到了减缓底水上升的合理压差为6 MPa。综合考虑得到孤东油田水平井合理生产压差为2.11 MPa,为水平井合理开采提供理论依据。

靖边气田气井合理生产压差及对策研究

气田生产过程中生产压差的确定是气井生产的关键性因素。通过对气井的建立产能方程、分析采气指示曲线及研究气井生产压差与临界携液流量之间的关系可知:气井的合理生产压差应防地层突变,井筒工况良好满足井筒气流携液能力,以渗流产生较小的非达西效应为最佳。因此,气井根据其生产条件不同,则应该具有不同的合理生产压差。通过对靖边气田15口井的生产数据的计算和分析,得出该地区一类气井、二类气井和三类气井的合理生产压差分别应该控制在1.5 MPa、4 MPa和8 MPa以内。

段六拨低渗透油田合理生产压差优化研究与应用

针对中含水低渗油藏含水上升快、层间差异大、部分低渗透储层难以动用的开发矛盾,以段六拨油田为例,通过应用Logistic旋回数学模型、模拟流入动态曲线方程,对低渗透油藏进行合理生产压差以及合理注采比评估,提出优化注水,调整油井开发思路,即在油藏合理注采比前提下,通过合理优化采油端生产压差,启动相对低渗透的弱动用储层,有效提高油层动用程度。在段六拨油田应用该技术实施14口,日产油增加27.61t,含水下降3.3%,累计增油6 507t。

凝析气藏合理生产压差的确定方法研究

本文通过对生产井不出砂、井底附近地层没有显著的反凝析现象、生产井井口不生成气体水合物以及生产井具有足够的携液能力四个方面进行讨论。确定出凝析气藏合理生产压差。结果表明：通过这四个方面确定出的生产压差考虑的较为全面，从而更能准确的确定出凝析气藏的合理产量。

气井合理生产压差确定研究

近年来我国对环境的要求愈来愈严格,进入十四五时期,国家更是提出了“碳达峰、碳中和”的环境目标,加之我国经济总体量不断快速增加,对能源的需求也急剧上升。为同时满足经济的发展与环保的高要求,清洁能源的使用需求势必快速增加。天然气作为清洁能源之一,其需求也会随之快速增加。生产压差是气井开采过程中的关键环节之一,生产压差过小,经济效益差,生产压差过大,气井产量递减快,采收率低。因此,如何确定气井合理生产压差就显得尤为重要。对气井合理生产压差的确定进行了研究分析,对提高气井采收率、保障气井高效开发具有重要意义。

致密高压火山岩气藏合理生产压差研究

致密高压气藏普遍存在应力敏感性,在开发和生产过程中,制定合理的生产压差、防止储层渗透率大幅度下降,对气井生产具有重要意义。本文归纳出气井合理生产压差制定原则,结合气藏实际情况,利用经验法、产能方程法和采气指示曲线法,研究出适用于C2井区的合理生产压差范围。本文为致密高压火山岩气藏合理生产压差和合理生产制度制定提供了数据和理论支撑。

合理注采井数比与合理压力保持水平的确定

遵循最大产液量目标及注采平衡的原则,在确定合理井网密度的基础上,根据油井产液指数、生产井最小井底流压、水井吸水指数、注水井最大井底流压,建立了同时确定合理注采井数比、合理压力保持水平、合理生产压差、合理注水压差、最大产液量、油井合理产液量和水井合理注水量的数学模型.应用实例表明模型实用、可靠.