确定气水同产水平井流入动态关系的新方法_谭晓华
溶解气驱油藏水平井流入动态的数值模拟
溶解气驱油藏水平井流入动态的数值模拟黄志远;夏晔【摘要】针对目前溶解气驱油藏水平井流入动态研究成果对高产和小井径井适用性较差这一问题,本文利用Eclipse油藏数值模拟软件中的多段井模型建立了模拟模型,该模型首次考虑了井筒变质量流对流入动态的影响,且井筒中两相流体的流动由漂移流动模型处理.通过模拟表明:沿井筒单位长度的入流量分布曲线是关于井简中心的不对称U形分布,井筒压降不可忽略;水平井筒粗糙度越小,井段越长,井身轨迹越靠近中部,溶解气驱油藏水平井的产能越大.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2013(000)023【总页数】3页(P146-148)【关键词】溶解气驱油藏;水平井;变质量流;数值模拟;多段井模型;流入动态【作者】黄志远;夏晔【作者单位】胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257061;胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257061【正文语种】中文【中图分类】TE357.7水平井作为一项开发油气田的新技术兴起后,人们开始研究溶解气驱油藏水平井的流入动态[1~2],流入动态是采油方式选择和举升方式设置的重要依据,故利用数模软件中的多段井模型[3]研究了油藏、流体和井筒性质的对流入动态的影响,本文举例进行了说明.1 Eclipse油藏数值模拟模型模拟模型的油藏数据为:油藏为流域面积为348m X 284m、厚度为7.16m的盒状油藏,地层中的多孔介质为均质且各向同性,水平和垂直方向的渗透率为20 X 10-3μm2,多孔介质的孔隙度为0.139,岩石的压缩系数为8.7 X 10-4 MPa-1,油藏的地层压力即泡点压力为14.7 MPa.油藏中为油气水三相,但水相不参与流动,其束缚水饱和度为19.4%,原始含油饱和度为85.35%;油相密度为800.9kg/m3,气相密度为0.99kg/m 3.生产时未考虑毛管力的影响,相对渗透率参数参照文献[4]中的图2(a),高压物性参数为曲线图3-7(a).模拟模型的井筒参数为:水平井筒的长度为284.2m,直径为100.6mm,且管壁的粗糙度是0.001,井筒附近的表皮因子是0.1,井筒设置在油藏中部.由于油藏长度大于水平井筒的长度,故本文应采用三维数值模拟.本文油藏网格选用三维块中心网格,其划分情况如下:在x、y和z方向的网格数分别为60、49和21,边长分别为5.8m、5.8m和0.341m,在x方向该井穿过网格块i=6,7,……,54,55,共49个网格.水平井段采用射孔完井,且每个井筒单元段至少具有一个射孔.对相同的模拟次数而言,定流压生产条件的曲线分辨率比定流量生产条件的要好,因此本文需要采用定流压生产.2 溶解气驱油藏水平井的IPR曲线2.1 衰竭指标的确定以物质平衡法为基础,Vogel绘制了溶解气驱油藏的IPR曲线,此时不管在多大的压差下,原油的采出程度与油藏平均压力是一一对应的,故该参数可为衡量衰竭程度的指标.但该指标对三维溶解气驱油藏模型不适用,使曲线无因次化出问题,为此提出了一个新参数¯η-油气平均采出程度,为衡量油藏衰竭程度的指标:式中,N p为某一采出程度对应的累计产油量,104 t;N为油藏原始地质储量,104 t;N g为标准状况下的累计产气量,10 4 m 3;Rsi为原始条件下的溶解气油比.刘想平[5]、曾祥林[6]等人经过大量的研究发现:当达到相同的采出程度时,由于地层中压力和饱和度分布的不同,导致油井的累计产气量不同,故需要提出新的指标.由模拟数据可得:对不同的生产过程,油气平均采出程度与油藏平均压力一一对应,故新指标合理.2.2 IPR曲线的制作方法溶解气驱油藏水平井IPR曲线的制作方法如下:当确定衡量油藏衰竭程度的指标以后,设定一系列井底流压进行模拟计算,记下每个油藏平均压力点对应的产油量和井底流压,把其作为IPR曲线上相应平均压力下的点,改变井底流压,不断重复上述过程可得每个平均压力下的IPR曲线.3 沿井筒的压力和入流量的分布水平井生产时,除了井筒内的油气两相流体的流动,还有沿水平井筒从射孔处到井筒内的径向流动,故井筒内为变质量流动.沿井筒入流量的不同影响井筒内压力分布与流体流动,而井筒内流体的流动又反过来影响了油藏中流体流动.在利用E-clipse油藏数值模拟器模拟时,井筒内两相流体流动的处理是以漂移流动模型为基础的,该模型求解压降时考虑了两相流体之间的滑脱效应.结合上述基础数据得到了溶解气驱油藏水平井的基本模型,求解当水平井跟端压力为3 MPa时沿井筒的压力分布和径向流入量分布,见图1.分析可知,若忽略井筒内的压降,模型就可以视作无限导流模型处理,沿井筒的入流量关于井筒中心对称,由图1可得,沿水平井筒的单位长度油相径向流入量关于井筒中心不对称,主要是因为与油藏到井筒的渗流压差相比,井筒内的压降不可忽略,是有限导流能力的;而由水平井的跟端到趾端,其压力分布曲线是逐渐增加的,水平井指端压力为3.17 MPa,跟端压力即井底流压为3 MPa,井筒压降为0.17 MPa,而油藏渗流压降的最大值是7.26 MPa,故不可忽略井筒内的压降.图1 沿水平井筒的压力和油相流量分布曲线4 油藏模型的模拟结果及分析参考上述油藏的基本数据建立模型以后,求得溶解气驱油藏水平井的IPR曲线,然后按照Vogel曲线的无因次化方法[7]求得无因次IPR曲线,并给出了各个影响因素的敏感性分析,其主要的影响因素包括流体性质、油藏性质(包括渗透率、油藏厚度、流域面积和地层孔隙度等)和井筒性质(包括井筒粗糙度、井筒半径、井筒长度、井身轨迹和表皮因子等),本文分析了几个重要因素,其曲线对应的油藏平均压力均为13 MPa.4.1 基本模型的IPR曲线及其无因次IPR曲线图2 基本油藏模型的IPR曲线基本油藏模型的IPR曲线如图2所示.由图可得,随着油藏平均压力降低其衰竭速度越来越慢,这主要是因为该过程中相邻IPR曲线的间隔越来越小;在油藏衰竭早期,渗流压降使得井筒附近的流体迅速流入井筒,提高了产量,随着溶解气的析出且初期气相不参与流动,在油相渗透率不变的情况下溶解气的弹性能增加了产量,故其流入动态近似为单相流,是上凸的直线;随着衰竭程度的增加,油藏能量降低,此时只有溶解气的弹性能和自由气驱动离井筒较远原油来增加产量,另外,溶解气析出并参与流动,在油藏井筒中形成油气两相流动,这使得气相相对渗透率增加而油相相对渗透率降低,故油相的流动阻力增加,井筒内压降增大,IPR曲线迅速偏向横坐标轴.将基本油藏模型的IPR曲线无因次化,其无因次IPR曲线如图3.由图可得,不同油藏平均压力下水平井的无因次IPR曲线近似;在衰竭早期,无因次IPR曲线近似为直线,在衰竭晚期,其曲线迅速偏向横坐标轴,并且随着衰竭程度的增加,曲线的上凸程度增加.图3 基本油藏模型的无因次化IPR曲线4.2 水平井井筒粗糙度的影响为了研究井筒粗糙度对水平井流入动态的影响,给出了井筒粗糙度的敏感性分析,见图4,通过模拟得到了不同粗糙度下的IPR曲线,其中井筒粗糙度为0.001mm,0.2mm,0.3mm和0.4mm.图4 不同粗糙度对应的水平井的IPR曲线和无因次IPR曲线由图4中IPR曲线可得,在水平井跟端压力一定的情况下,井筒粗糙度越大,产油量越小,曲线到横坐标轴的偏移越快.这主要是因为井筒粗糙度增加,井壁摩阻变大,油气两相混合物在井筒中流动造成的压降变大,而井筒中压降与渗流压降相互影响、制约,故产油量减小.4.3 水平井井段长度的影响为了研究井段长度对水平井流入动态的影响,给出了井段长度的敏感性分析,见图5,通过模拟得到了不同井段长度下的IPR曲线,其中井段长度为284.2m,191.4m和98.6m.由图5中的IPR曲线可得,在水平井跟端压力一定的情况下,井段长度越长,产油量越大,且可明显的看出产油量并不是随着井段长度的增加而线性增加的,这主要是因为井段长度的变化改变了油藏的渗流面积和渗流阻力,而渗流面积的增加占主要部分,故选择合理的井筒长度对减少投资和提高产能具有重要意义.图5 不同井筒长度对应水平井的IPR曲线和无因次IPR曲线4.4 井身轨迹的影响为了研究井身轨迹对水平井流入动态的影响,给出了井身轨迹的敏感新分析,见图6,通过模拟得到了不同井身轨迹下的IPR曲线,其中井身轨迹为距油层顶部距离为0/4h、1/4h、2/4h、3/4h和4/4h.图6 不同井身轨迹对应水平井的IPR曲线和无因次IPR曲线由图6中的IPR曲线可得,当井身在油层中部时,油井的产油量是最大的,但是不同的井身轨迹对应的产油量变化很小,因此在技术上可行的前提下,对于底水油藏,为防止底水锥进水平井尽量安置在油层中上部;对于气顶油藏,为防止气窜井尽量设置在油藏中下部,故合适的井身轨迹对于合理开发油藏具有重要的意义.5 结论①对于三维油藏而言,与油藏平均压力一一对应的是油气平均采出程度,而不是原油采出程度,故确立油气采出程度为油藏衰竭指标;②沿井筒的入流量是偏向y轴的关于井筒中心不对称的U形分布,通过比较油藏渗流压差与水平井井筒压降的大小得到,井筒内的压降不可忽略,该模型为有限导流模型;③对基本油藏模型而言,油藏压力高时,曲线近似为直线,其无因次IPR曲线基本重合;但油藏压力低时,由于油气两相流体饱和度和渗透率的变化,两相流体在油藏和井筒中的流动阻力增加,IPR曲线迅速偏向横坐标轴,无因次IPR曲线上凸趋势增大;④在相同的跟端压力下,井筒粗糙度越大,井筒越短,油井产油量越小,而井身轨迹对于油井的产量变化很小,但无因次IPR 曲线受各个影响因素的变化很小.分析可知,选择合适的井筒长度和合理的井身轨迹对于减少投资和提高产能具有重要意义.[参考文献][1] BENDAKH LIA H,AZIZ K.Inflow performance relationships for solution-gas drive horizontal wells[J].SPE19 823,1989.[2] CHENG A M.Inflow performance relationships for solution-gas drive slanted/horizontal wells[J].SPE20720,1990.[3] HOLMES J A,BARKVE T,LUND O.Application of a multi-segment well model to simulate flow in advanced wells[R].SPE50646,1998.[4] Hichem Bendakhlia,Inflow performance relationships for solution-gas drive horizontal wells[R],1988.[5] 刘想平,蒋志祥.溶解气驱油藏水平井IPR的数值模拟[J].石油学报,2000,21(1):60~63.[6] 曾祥林,何冠军,等.新型溶解气驱油藏水平井IPR曲线研究[J].特种油气藏,2005,12(4):47~49.[7] Vogel J.V.Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells[J].JPT,1968,83~92.。
确定含水气井流入动态关系的新方法_谭晓华
=
-(
ïï
∫ ïïïïΔ m(p)g
ïï
∫ íïΔ
ï
m( p)w
ïïïïKrg =[1
A + RpgwCw) + (A + RpgwCw)2 + 4BR2pgw
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Krw Bw μw
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Krg Bg μg
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- (Sw - Swi)]2[1 - (Sw - Swi)](5 -D )/(3 -D ) ;
Δ
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(17)
ïïïïïïK[1rw-=(S(Sw
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D
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μ μ
g w
R pgw 1-R
- Rsgw R pgw swg
.
（15）
据水驱气藏物质平衡方程，气藏平均地层压力与
地质储量、累积产气量及水侵强度的函数关系[22，23]为
Krg/Krw，进而求得含水饱和度 Sw.
联立（12）式、（13）式，得
[1 -(Sw
水平井井筒流态分析方法
水平井井筒流态分析方法水平井井筒流态分析方法是石油工程中用于判断井筒内流体运动状态的方法。
它基于流体力学原理和井筒流动方程，通过分析井筒内的流体速度和压力分布来评估井筒内流体的流态特性，为油井设计和生产提供依据。
本文将从流态分析的概念、方法流程和实际应用三个方面介绍水平井井筒流态分析方法。
一、流态分析的概念井筒内的流体运动状态可以分为静态流态和动态流态两种。
静态流态是指井筒内的流体速度较小，流体流动基本上是层流状态，它在生产中往往是理想的流态状态。
动态流态是指井筒内的流体速度较大，流体流动呈现出混杂、紊乱和非层流的特点，这种流态会对油井的生产效率和井筒的安全性产生负面影响。
流态的分析就是通过对井筒内流体速度和压力分布进行分析，判断井筒内流体的流态状态。
二、方法流程1. 收集井筒数据流态分析的第一步是收集井筒数据，包括井深、井筒直径、井筒壁面状况、井底流速等信息。
这些数据是进行流态分析的依据。
2. 建立流态模型根据收集到的井筒数据，建立流态模型。
流态模型可以采用数学或物理模型，通常采用二维或三维模型。
在建立模型时需要考虑井筒的几何形状、井筒壁面摩擦和液体在井筒中的流动特性等因素。
3. 求解流态方程根据流体力学原理，建立井筒流动的基本方程，包括连续性方程、动量方程和能量方程。
根据边界条件和初始条件，通过求解这些方程得到流态模型中的流体速度和压力分布。
4. 分析流态状态根据得到的流体速度和压力分布，判断井筒内的流体流动状态。
可以根据速度分布进行层流与紊流的分析，根据压力分布进行压降和液体分布的分析，进而判断井筒内的流态状态。
三、实际应用水平井井筒流态分析方法在油井设计和生产中有着重要的应用。
通过流态分析可以优化井筒结构和生产参数，提高油井的生产效率。
流态分析也可以帮助评估井筒内流体的流动特性，提前判断井筒存在的问题，为井筒的安全性评估和油井的管理提供依据。
产水气井气水两相流入动态研究
产水气井气水两相流入动态研究韩放;袁淋【摘要】在气藏开发过程中,气井产水是制约其产能的一个重要因素.基于直井井筒周围平面径向渗流原理,考虑井筒附近气体高速非达西流动对气井流入动态的影响,定义气水两相拟压力,推导出了产水气井流入动态计算的二项式产能公式.实例论证表明,气水两相拟压力随压力的增大而增大,但气井产水将会降低气井驱动压力,且随着生产水气体积比的逐渐增大,气井流入动态曲线左移,无阻流量减小.本文研究可以为含水气藏的开发提供一定的指导意义.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)005【总页数】3页(P44-46)【关键词】含水气藏;产水;两相;气水两相拟压力;无阻流量【作者】韩放;袁淋【作者单位】新疆克拉玛依市迪马有限责任公司,新疆克拉玛依834000;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,西南石油大学,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE312含水气藏开发过程中，产水将降低气井产能，国内外学者对气藏的产水机理以及气井单相流入动态进行了大量的研究［1-6］，而对产水气井的流入动态研究较少［7-10］。
笔者以气藏单相渗流理论为基础，考虑气井产水，获得了气藏气水同产井流入动态分析的新方法，并利用实例分析了产水对气水两相拟压力以及气水两相流入动态的影响，为含水气藏的开发提供了理论基础。
对于产水直井，井筒周围气水两相径向渗流，气水两相运动方程分别为：式中：Kg-气相渗透率，mD；μg-气相黏度，mPa·s；Kw-水相渗透率，mD；μw-水相黏度，mPa·s；vg-气相渗流速度，m/d；ρg-气体地下密度，g/cm3；β-紊流系数，m-1；vw-水相渗流速度，m/d。
将其转化为流量的表达式，式（1）、式（2）化简为：式中：Krg-气相相对渗透率，mD；ρw-水相密度，g/cm3；Krw-水相相对渗透率，mD；qg-气体地层条件下体积流量，m3/d；h-气层厚度，m；K-储层气测渗透率，mD。
气水同产井流入流出动态关系曲线研究
气藏渗透率 ， 。 ｍ ；
＝ ０ ６ ．，
一
一
气相对渗透率 ；
一
＝ １６ Ｋ，Ｐ ＝ ４ ７ ＭＰ ，渗 透 率 ９ ． ａ
２ｒ ＝ ５ ０ ｍ ，ｃｔ ＝ ０ ０ ２ ＭＰａ ｅ ０ ． １９ 一．
，
水柑对渗透率 ；
气藏孔隙度 ；
ｇ一 气井地 面产气量 ， ｄ； ｍ／ ｑ 一 气井 地面产水量 ， ｄ； ｍ／
摘 要 ：气 水 井 生 产 系统 分析 是 目前 采 气 工程 领 域 研 究 的 一 个 重要 的 研 究 课 题 ， 同时 又 是 一 个 研 究 的难 题 ， 气水 井 生 产
系统分析的关键在 于气水 井的流入 动态分析 研 究。基 于气水 井的流入 动态 的研 究成 果 ， 其 与流 出动 态相 结合 ， 将 探
ｐ 一 １２ ５ｙ ， 准 状 况 （ 力 为 ０ １ １３５ＭＰ 温 度 ． ０ 标 压 ． ０ ２ ａ，
ｈ ＝４ｍ， ＝０ １ ， ＝２ ， ＝０ １， ｒ ． Ｓ ｍ 西 ． 原始 地层 压
力 为 ２ ａ 油管直 径 为 ００６ ５ｍ， 水井 深 度为 ０ ＭＰ ， ． ２ 气
文 章 编 号 ：１０ ２ ３ （ ０６ ０ ０ １ ０ ０ ０— ６４ ２ ０ ） ３— ０ １— ２
气 水 同产 井 流人 流 出动 态 关 系 曲线研 究
常彦 荣 ， 允 李 晓平 吴 锋 曾玉 强 李 ， ， ，
（． １ 西南石油大学 ， Ｉ ｌ ｌＪ 成都 ６０ ０ ２ 中国石油长庆油 １分公司第 四采油厂 ， ￣ｌ １５ ０； ． ３ １ 陕西 靖边 ７ ８ ０ ） １５ ０
维普资讯
１ ２
西南石油学 院学报 气粘度 ， Ｐ ； ｍ ａ・
产水对气井流入动态的影响
产水对气井流入动态的影响（1西南石油大学石油与天然气工程学院成都610500；2中国石化西南油气分公司川东北采气厂四川阆中637400）摘要：在气藏开发过程中，气井产水是制约气井产能的一个重要因素。
基于直井井筒周围平面径向渗流原理，考虑地层气水两相渗流，定义气水两相拟压力，推导出了产水气井产能公式。
实例论证表明本文公式具有较高的准确性，且产水使得气井产能大大降低。
本文研究可为产水气藏的开发提供理论基础。
关键词：含水气藏；产水；气水两相拟压力；流入动态；无阻流量气藏开发后期，气井产水已成为一种趋势，严重影响了气井产能[1-3]，也为气井流入动态的研究带来较大的困难。
目前已有大量的学者对气井产能做了充分地研究[4-5]，为气田开发作出了巨大的贡献，然后产水气井的研究仍然众说纷纭，没有一致的结论。
本文基于平面径向渗流原理，考虑地层气水同产，建立了产水气井产能新模型，并利用实例验证了新模型的准确性，分析了产水对气井产能的影响，可为气水同产井流入动态的研究提供理论依据。
1 产水气井产能公式推导当地层中出现气水两相渗流时，气水两相运动方程分别为式中：Kg为气相渗透率，mD；μg为气相黏度，mPa.s；Kw为水相渗透率，mD；μw为水相黏度，mPa.s；vg为气相渗流速度，m/d。
将式（1）、式（2）进一步转化为式中：qg为气体地层条件下体积流量，m3/d；ρg为气体地下密度，g/cm3；qw为水相地层条件下体积流量，m3/d；ρw为水相密度，g/cm3；Krg为气相相对渗透率，mD；Krw 为水相相对渗透率，mD；h为气层厚度，m；K为储层气测渗透率，mD。
在气水两相渗流过程中遵循质量守恒定律，即式中：ρgsc为地面条件下气体密度，g/cm3；qgsc为地面条件下气体体积流量，m3/d。
将式（5）代入式（3）、式（4）中，两式相加得考虑表皮因子的影响，式（6）两边同时在对应区间积分得到式中：rw为井筒半径，m；re为泄气半径，m；pwf为井底流压，Mpa；pe为气藏驱动压力，Mpa；Rwg为水气体积比；S为表皮系数。
水平井井筒流态分析方法
水平井井筒流态分析方法
水平井井筒流态分析方法是石油工程领域中常用的一种方法，用于评估水平井井筒内流体的流动情况。
该方法主要通过测量井筒内的流体压力和流量来分析流态，从而进行生产优化和井筒设计等工作。
下面将介绍水平井井筒流态分析方法的基本原理和步骤。
水平井井筒流态分析方法的基本原理是根据流体动力学的原理，通过测量井筒内的流体压力和流量来计算流体在井筒中的速度、流量和阻力。
根据流体的流速、流量和阻力之间的关系，可以判断井筒内的流体是属于单相流（只有一种组分的流体）还是多相流（有多种组分的流体）。
1. 环境条件确定：确定井筒的环境条件，包括井筒内的温度、压力和液气比等参数。
2. 流态判断：利用测井仪器测量井筒内的流体压力和流量，并根据流体的流速、流量和阻力之间的关系判断井筒内的流态。
5. 阻力计算：根据流体的流速和流量，计算井筒内的阻力。
7. 生产优化：根据流态分析的结果，对井筒的生产进行优化，包括调整生产流量、改变注入条件等措施。
水平井井筒流态分析方法的应用范围广泛，包括油井、气井、注水井等。
通过分析井筒内的流态，可以评估井筒的产能、确定最佳生产方案、提高生产效率等。
该方法还可以帮助工程师进行井筒设计和生产优化等工作，提高油井的开发效果。
提高气水同产井天然气产量的有效措施研究
提高气水同产井天然气产量的有效措施研究摘要：随着长庆各气田开发建设规模的不断扩大和气井开采时间的延长，气井生产出水问题暴露得越来越多，不但严重影响了整个气田的储量评估及开发方案的实施，而且对气井的正常生产和供气也产生很大影响。
因此，急需开展产水气井的有效开发对策研究，以提高气田的开发效益。
关键词：气水同产井；提效措施；排水采气工艺前言气井出水对气田有效开发影响很大。
在长庆诸多已开发气田中，有很多气田都不同程度地存在气井产水现象。
气井出水后，严重影响了气井的正常生产和气田的有效开发。
因此，为了提高气田开发效益，对产水气井制定合理有效的开发对策，成为各气田亟待解决的技术难题。
因此，开展产水气井有效开发对策研究具有非常重要的意义。
1产水气井生产动态特征为寻找出水气井的生产特点，对止常连续开井生产的多口产水气井生产过程中水气比的变化情况进行了分析，发现不同的气井在生产过程中会表现出不同的生产特征。
按照产水气井生产过程中水气比的变化情况，可分为水气比下降、水气比稳定、水气比升高等三种类型。
对这类井进行分析后发现，其丰要为新投产井和富水区边缘井。
富水区边缘气井投产初期不产水，但随着开发深入，生产压差增大，后期见水。
对以上三类产水气井的生产情况进行综合分析后可发现，产水单井点气井随着生产时间的延长，累计采出气量的增多，产水量将逐渐减小；富水区内的气井经过一段时间的带水生产后，产气量、产水量趋于稳定，井口生产油套压差变小或稳定，表明气并控制范围内地层水有限且封闭，水体能量较弱；位于富水区边缘的气井，随着生产压差的增大，水气比上升，水体外侵。
2气水同产井开发对策针对长庆气田的实际，通过综合研究，并结合国内外出水气井开发对策和排水采气方法经济评价，认为气田产水气井开发从制定合理的产水气井生产管理制度、采取有效排水采气工艺两个方面开展工作是较为有效、有益的。
2.1制定合理气井生产管理制度对不同类型的产水气井采取不同的生产管理制度，达到有效开发产水气井的目的。
利用相渗曲线预测油井流入动态的新方法
利用相渗曲线预测油井流入动态的新方法
甘庆明;黎晓茸;牛彩云;姚斌
【期刊名称】《油气井测试》
【年(卷),期】2007(016)006
【摘要】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.
【总页数】3页(P1-3)
【作者】甘庆明;黎晓茸;牛彩云;姚斌
【作者单位】长庆油田分公司油气工艺技术研究院,陕西西安,710021;长庆油田分公司油气工艺技术研究院,陕西西安,710021;长庆油田分公司油气工艺技术研究院,陕西西安,710021;长庆油田分公司油气工艺技术研究院,陕西西安,710021
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.利用BP网络技术进行油井流入动态分析方法研究 [J], 陈军斌;张荣军;孟庭宇
2.基于油井流入动态曲线的防砂井产能预测方法 [J], 董长银;李志芬;张琪
3.基于遗传变异与BP混合算法的抽油井流入动态预测 [J], 爨(王莹)
4.复杂断块油田油井流入动态曲线预测方法 [J], 张峰;邵先杰;王彩凤;刘长海;杨春红
5.基于Bendakhlia模型的遗传算法拟合油井流入动态曲线新方法 [J], 隋义勇;李少甫;岳宝林;樊灵;冯国强;孙君书
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气水同产井瞬态流入动态关系曲线探讨
关系曲线向左下方移动， 这主要是因为生产时间增 加， 泄油半径增加， 导致地层中压降损失增大， 因此 总质量流量降低。 由瞬态流入动态关系曲线， 可以完成以下工作： 由瞬态流入动态关系曲线可求出任一时间下 !） 的产气量和产水量， 例如， 对于某一固定的气水比， 产气量和产水量的具体求法如下： 因为： !# !#$% " ! & !&$% # 常数
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整理式 ’4， 获得压降试井期间气水两相瞬态渗流的 二项式产能方程：
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胡
勇
（西南油气田分公司地质勘探开发研究院）
李晓平等 Y 气水同产井瞬态流入动态关系曲线探讨 4 天然气工业， （’） ： &XX!； &! TN Z TH 摘 要 气水同产井是有水气藏开发中后期所出现的一种普遍现象， 此时地层的渗流特征不同于单相气体渗 流特征， 必然导致气水同产井的压力动态特征不同于纯气井， 即气水同产井的流入动态不同于纯气井， 而气水同产 井的流入动态是动态分析及井筒举升的基础， 关于气水同产井流入动态的研究， 国内外还未见相关的文献报道， 文 章的研究作了有益的尝试。文章基于质量守恒原理， 建立了气水两相地层瞬态渗流的数学模型， 通过定义气水两 相拟压力函数， 将渗流数学模型线性化， 在获得数学模型解后， 考虑地层损害和非达西效应的影响， 推导出在地层 中为水气两相渗流的气水同产井的二项式产能方程， 从而建立了气水同产井瞬态流入动态关系曲线的理论。由 此， 可以作出气水同产井的流入动态关系曲线， 为气水同产井的动态分析提供了理论基础。 主题词 气井 水 两相流动 流体流动 二项式 曲线
气井流入动态
dp v v2
dr K
式中 p——压力，Pa；
综上所述:
α反映了气体渗流规 律的综合特征，是 控制无因次IPR曲线 形状的特征参数。 因此，这里首次称α 为IPR特征参数。下 面对α作进一步分析 和描述。
Ψwf /Ψr,(p wf /p r)2
1
0.8
0.6
α=0
0.4
0.25 0.5
0.75
0.2
1
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
q/q max
1) rc
p pwfs pwf
式中 ap——射孔层流系数，MPa2/(104m3/d)； bp——射孔紊流系数，(MPa/(104m3/d))2； p——射孔段紊流速度系数，m-1；
p 7.64 1010 K p 1.2
rc——孔眼周围压实带半径，取rc=rp+0.0127, m； rp——孔眼半径，m； Lp——孔眼长度，m； Kp——孔眼压实带渗透率，10-3m2； N——射孔密度，SPM（孔/m）； pwfs——气层岩面流压，MPa。
——流体粘度，Pa.s；
v——渗流速度，m/s；
——流体密度，kg/m3；
r——径向渗流半径，m； K——渗透率，m2；
——紊流速度系数，m-1。
紊流速度系数与K和孔隙度一样也属岩石的物性，它反映了岩
石孔喉与孔隙体积大小的对比关系，表征孔隙介质结构对流体紊流的影响。 由于岩石结构的复杂性，虽然已发表的多个用于估计的经验公式存在较大差 异，但均具有以下形式
产水气井的产能确定方法
万方数据
产水气井的产能确定方法
作者：
作者单位：
刊名： 英文刊名： 年，卷(期)： 被引用次数：
黄小亮， 唐海， 杨再勇， 周敏， 任胜， 吕渐江， 余贝贝， 田建军， Huang Xiaoliang， Tang Hai， Yang Zaiyong， Zhou Min， Ren Sheng， Lv Jianjiang， Yu Beibei， Tian Jianjun 黄小亮,唐海,吕渐江,余贝贝,Huang Xiaoliang,Tang Hai,Lv Jianjiang,Yu Beibei(西南石 油大学,四川成都,610500)， 杨再勇,周敏,Yang Zaiyong,Zhou Min(西南油气田川中油气矿 ,四川遂宁,629000)， 任胜,Ren Sheng(胜利石油管理局黄河钻井总公司,山东东营,257046) ， 田建军,Tian Jianjun(中国石油集团测井有限公司吐哈事业部,新疆鄯善,838202)
２００８年６月
油气井测试
第１７卷第３期
产水气井的产能确定方法
黄小亮１ 唐 海１ 杨再勇２ 周 敏２ 任 胜３ 吕渐江１ 余贝贝１ 田建军４
（１．西南石油大学四川成都６１０５００；２．西南油气田川中油气矿四川遂宁６２９０００； ３．胜利石油管理局黄河钻井总公司 山东东营２５７０４６；４．中国石油集团测井有限公司吐哈事业部新疆鄯善８３８２０２）
地层压力的变化对产能方程影响较大，不容忽视。
郝玉鸿、阎纪辉［４］研究了气井产能方程的变化规律。
假设气井在液相伤害下二项式系数分别为Ａ。、Ｂ。，
随着压力下降二项式系数为Ａ小Ｂ。。对应的天然
气粘度和偏差系数分别为／ｚ＂Ｚ。和Ｐ＂乙，则
水平井气、液或两相流流入动态关系概要
水平井气、液或两相流流入动态关系概要R. Kamkom and D. Zhu, Texas A&M U.Copyright 2006,Socienty of Petroleum Engineers摘要本篇论文介绍了不同地层流体类型和不同边界条件下水平井流入动态（IPR）的解析模型。
虽然油藏模拟可以提供更准确和详细的油气井产能结果，但解析模型由于对井的动态估测快捷，实用和合理而被广泛应用。
解析模型尤其适用于研究单井设计和动态优化。
与直井模型相似，水平井解析模型是在特定的条件下形成的。
水平井的IPR方程分两种边界条件，稳定渗流条件（定边界压力）和拟稳定渗流条件（边界无流动）。
对每一种条件，给出了油井和气井的IPR方程，在拟稳定流条件下给出了水平井IPR两相流对比。
在本篇文章中对不同模型结果进行对比，同时也讨论了IPR方程的限制条件和IPR 方程的适当运用。
对每种流体系统，例举了流动特性是怎样随流动区而改变的，例子同样显示了相关参数对水平井流入动态的影响。
这些公式对油藏和采油工程师在水平井的生产实践中的应用非常有价值。
简介在开发一个新油田中，设计一口新井和优化油气井动态是预测井动态的重要步骤之一。
我们可以运用油藏模拟模型或者解析模型预测井动态。
虽然油藏模拟一般可获得更精确和详细的结果，但是与解析模型相比，它要求输入大量信息，花费更多的时间和精力。
因此，解析模型经常用于预测井动态，尤其是对单井的研究。
解析模型是基于对边界条件和流体类型的假设而发展起来的，也就是对IPR的研究。
将IPR方程应用于水平井，借鉴了相似的直井模型的边界条件（定边界压力的稳定流和无边界流动的拟稳定流），此模型可用于微可压缩流体（油井），可压缩流体（气井）和两相流井。
直井和水平井模型相比有两个主要的不同点在水平井模型中是被考虑的，它们是水系型式的改变和渗透率的各项异性。
对于单相流体，水平井的产能可直接通过数学模型估算。
另外，复杂的相对渗透率导致解决IPR两相流的困难。
气水同产水平井产能分析方法
气水同产水平井产能分析方法罗启源;李晓平;敖耀庭;敬伟;肖强【摘要】在气藏开发的中后期,因水平气井产水,渗流阻力增加,气体单相稳定渗流理论不再适合于气水两相流动.提出采用复合模型分析方法来分析产水时的水平气井产能,即考虑近井地带地层渗透率由于水的影响而降低,而远井地层渗透率不变;通过产能方程的建立,研究了水对气井产能的影响.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2010(031)006【总页数】3页(P632-633,640)【关键词】水平气井;产水;产能;方程【作者】罗启源;李晓平;敖耀庭;敬伟;肖强【作者单位】西南石油大学,研究生部,成都,610500;西南石油大学,油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都,610500;中海油安全技术服务有限分公司,天津,300451;中国石油,青海油田分公司,甘肃,敦煌,736202;中国石油,青海油田分公司,甘肃,敦煌,736202【正文语种】中文【中图分类】TE355.6开发底水气藏常用的手段是水平井。
当气藏开发到一定程度就会出现气水两相流，使气藏的压力发生变化，从而影响气井产能。
气井产水后，气藏的单相流将变为气水两相流动，流动中将出现毛细管阻力和贾敏效应阻力，使流动中的阻力明显增加，从而降低地层渗透率[1]。
本文采用复合模型分析方法来分析产水时的水平气井产能，研究水对气井产能的影响。
1 物理模型根据相关研究成果[2-4]，笔者认为水平气井产水对产能的影响、钻井液对储集层的污染以及气井附近非达西渗流的影响局限在一个以r n为短半轴的椭球体区域内。
在该区域内，地层渗透率下降，而在该椭球区域外的地层渗透率则保持不变，故可采用复合模型分析法来分析气水同产时的水平气井产能（图1）。
图1 复合模型分析示意假设：渗流为等温渗流；椭圆形区域内为非达西流动；忽略气藏边界对椭圆球体区域的影响；稳定流动。
2 复合模型的建立气水同产水平井生产过程中，三维压力降主要集中消耗于井附近的椭球体区域内，则椭球体内气层的可动水容易流动，而在椭球体以外的地层压力降极小，可视为不动水。
有水气藏动态储量计算新方法
有水气藏动态储量计算新方法
谭晓华;王琦;高尚;吴也虎;谭燕
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2012(35)4
【摘要】提出一种利用单井生产历史数据(产气量、产水量、油套压)来计算有水气藏动态储量,同时求取单井产能与气藏水侵强度的新方法.该方法克服了传统方法对全气藏地层压力的依赖性.利用该方法计算了某生产井的动态储量,计算结果准确、可靠,表明计算方法快捷、实用.
【总页数】4页(P52-55)
【作者】谭晓华;王琦;高尚;吴也虎;谭燕
【作者单位】“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学;中海油能源发展采油技术服务增产作业分公司;中国石油青海油田分公司;中国石油青海油田分公司
【正文语种】中文
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1.预测裂缝型有水气藏早期水侵动态的新方法
2.一种提高独立封闭有水气藏储量计算精度的新方法
3.裂缝型有水气藏动态储量确定新方法
4.有水气藏开发早期动态储量计算方法研究
5.定容封闭气藏定产气井动态储量计算新方法
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水平井生产动态预测的几个实用方法
水平井生产动态预测的几个实用方法
Perma.,P;黄鹏
【期刊名称】《采油工艺情报》
【年(卷),期】1996(000)003
【摘要】本文给出了两种预测水平井动态的解析方法。
一种方法是采用稳态向井
流方程估算见水时间。
中一种方法是根据拟稳态向井流方程和物质平衡方推导出的，可用于预测产油量随开采时间的变化关系。
前者用于底水驱动油藏的开采预测，而后者用于溶解气驱油藏的开采预测。
【总页数】8页(P63-70)
【作者】Perma.,P;黄鹏
【作者单位】不详;不详
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.底水油藏水平井见水后生产动态预测方法适用性研究 [J], 张毅;张乐;石鑫
2.根据压裂水平井生产动态预测致密油藏相关参数的方法 [J], 杨俊峰;芮捍东;王泽林
3.一种预测压裂水平井生产动态的新方法 [J], 曾凡辉;郭建春
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5.页岩气压裂水平井控压生产动态预测模型及其应用 [J], 贾爱林;位云生;刘成;王
军磊;齐亚东;贾成业;李波
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引用格式：谭晓华， 2014， 36 （3） ： 李晓平， 刘从领， 等 . 确定气水同产水平井流入动态关系的新方法［J］. 石油钻采工艺， 59-64. 摘要：气水两相渗流过程中， 气体从水中逸出， 或水从气体中析出会改变气藏渗流特征。针对这一现象， 基于渗流力学的 基本理论， 结合保角变换数学方法， 将水平井三维流动简化成水平面和垂直面的两个平面流动， 同时考虑地层中气水相互溶解 和挥发的过程， 推导出水平井气水两相渗流的数学模型， 建立了水平井气水两相产能方程， 并结合相对渗透率辅助方程及水驱 气藏的物质平衡压降方程， 建立了气水同产水平井综合渗流模型。利用自动拟合方法， 通过对气井产气量、 产水量、 油套压的自 动拟合分析， 求取气水同产水平井综合渗流模型参数， 同时得到气水两相产能方程、 气水相渗曲线、 单井控制储量与水侵强度。 该方法摆脱了确定气井产能必须依靠现场试井的局限， 为气水两相流井的产能及动态分析提供了一种新的理论方法。 关键词：水平井产能；气水两相渗流；水侵；动态储量；自动拟合 中图分类号：TE312 文献标识码：A
基金项目：国家杰出青年科学基金“油气渗流力学” 资助项目（编号：51125019） 。 作者简介： 谭晓华， 1986 年生。2011 年毕业于西南石油大学油气田开发专业， 获硕士学位， 现为西南石油大学油气田开发专业在读博士 研究生， 从事油气渗流、 采油采气工艺方面的研究工作。电话：028-83033099。 E-mail： xiaohua-tan@。
Abstract: For the two phases flow of gas and water, gas will escape from the water or water will evolve from the gas, which both changes the gas reservoir flow characteristics. Based on the basic theory of permeation flow mechanics and the conformal transformation mathematical method, the 3D flow in horizontal wells is simplified into the flow in horizontal and vertical planes. Simultaneously, considering the process that the gas and water mutually dissolve and volatilize in the formation, the gas-water two phase flow mathematical model for horizontal well is inferred, and the gas-water productivity equation for horizontal wells is established. By referencing the auxiliary equation of relative permeability and the equation of material balance pressure drop of water-drive gas reservoirs, the comprehensive flow model for gas-water producing horizontal wells is built. By automatic fitting analysis of gas production, water production, tubing and casing pressure of gas wells, the integrated flow model parameters of gas-water producing horizontal wells can be obtained, and the gas-water productivity equation, gas-water flow curves, probable reserves in individual wells and water cut intensity can also be obtained. This new method avoids the limitation of relying on field test to determine the gas well productivity and provides a new theoretic method for deliverability and dynamic analysis for gas-water flow wells. Key words: deliverability of horizon well; gas-water flow; water invasion; dynamic reserves; auto-matching
石油钻采工艺 2014 年 5 月（第 36 卷） 第3期 个平面上的气、 水两相渗流运动方程分别为 µ dp 2 = g vg &# vw dr kk rw
（1） （2）
p 为气藏任意一点的压力， 式中， Pa；r 为径向距离， μ μ 水相黏度， Pa · s；k 为气藏绝 m； g、w 分别为气相、 2 krw 分别为气相、 水相相对渗透率； 对渗透率， m ；krg、 vw 分别为气相、 vg、 水相渗流速度， m/s；βg 为紊流速 –1 3 kg/m 。 度系数， m ；ρg 为气体密度， ， 求取水平面的气、 通过应用保角变换方法［16］ 水相径向稳定渗流方程为
60 对于气水同产井的产能预测， 多位学者进行过 ［1-4］ ［5］ 。范子菲等 考虑油层顶、 底部封闭边界， 研究 及油层恒压边界假设水平井位于油层中间位置， 推 导出边水驱油藏水平井产能公式， 公式考虑了油层 各向异性因素、 水平井位置、 油水界面到水平井的距 离以及水平井长度对水平井产能的影响。顾文欢 分析 等［6］利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术， 了影响边水稠油油藏水平井产能的因素及影响规律 和水平井产能对各影响因素的敏感程度。范子菲 并得 等［7］推导出气顶底水油藏水平井的产能公式， ［8］ 到了该类型油藏水平井见水时间。崔传智等 建立 了底水油藏地质概念模型， 采用数值模拟技术， 分析 了各种参数对水平井产能的影响， 并采用多元回归 技术建立了水平井初期产量与递减率预测模型。何 书梅等［9］利用油藏工程方法与数值模拟技术研究了 底水油藏水平井产能影响因素及影响规律， 确定了 ［10］ 针对底水油藏 水平井产能最敏感因素。张林等 类型， 根据势的叠加原理导出了单相原油三维稳态 渗流的压力分布公式， 再结合分段压降模型， 建立了 油藏渗流与井筒流动耦合水平井产能预测模型。刘 义坤等［11］应用公式法和与直井类比法对水驱砂岩 油藏水平井的产能进行了预测。罗启源等［12］考虑 近井地带地层渗透率由于水侵的影响而降低， 而远 井地层渗透率不变， 采用复合模型分析方法， 建立了 气水同产水平气井的产能方程， 研究了水侵对水平 气井产能的影响。 以上方法主要使用现场试井资料获得气水同产 水平井产能， 但对于无试井资料的气水同产水平井， 缺乏一种有效的方法预测其产能。本文在以上学者 研究基础上， 结合物质平衡方程及相对渗透率辅助 方程， 建立了气水同产水平井渗流模型。该模型使 用自动拟合方法求解， 摆脱了确定气水同产水平产 能必须依靠现场试井的局限， 为气水同产水平产能 及动态分析提供了一种新的理论方法。
rev =
1 水平井气水两相产能方程
建立气水两相产能方程时， 假设条件为［13- 14］ ： 均质、 等厚、 水平地层， 地层岩石不可压缩；地层中 为气水两相流动， 气体符合高速非达西流动， 地层水 符合达西流动；气水两相同时流动， 彼此相溶， 但相 互间没有化学作用；忽略重力和毛细管力的影响； 流体等温渗流。 水平井的流动是由水 根据 Joshi 等［15］的假定， 平面与垂直面两个平面流动叠加而成， 从而将一个 三维流动变成两个相互联系的二维流动问题， 每一
∫
pR pwf
2 r β ρ kk B r kkrg qg qg g g rg g dp = ∫ dr + 2 dr 2 ∫ r Bg µg 2πrh 4π h r µg r 2 （3） p r kkrw qw （4） ∫ p Bw µw dp = ∫r 2πrhdr
eh eh wh wh R eh wf wh
（1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. Research Institute of Petroleum Engineering Technology of Jiangsu oilfield, Yangzhou 225009, China; 3. Central Sichuan Oil & Gasfield District, Southwest Oil & Gasfield Company, CNPC, Suining 629000, China; 4. Research Center of Super Low Permeability Reservoir, Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710018, China）
A new method for ascertaining the influx dynamic relation in water-gas producing horizontal wells TAN Xiaohua1, LI Xiaoping1, LIU Congling2, YU Yan3, SONG Zhaojie4, YUAN Lin1