低产能井

2024-05-12

低产能井（共7篇）

低产能井篇1

摘要：低渗透储层由于渗透率比较低, 往往通过水力压裂提高单井产能, 因此, 压裂井产能的评价对低渗透油田的开发尤为重要。基于低速非线性渗流新模型, 建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直裂缝井产能公式, 并与基于达西模型和拟启动压力梯度模型的裂缝井产能公式进行了对比分析。为便于工程应用, 用等效直井产能公式表示有限导流能力裂缝的产能, 并对影响其产能的参数进行了分析, 对低渗透油田的开发具有重要的意义。

关键词：低速非线性渗流,垂直压裂井,产能,有限导流能力,保角变换

低渗透岩心驱替实验和开发实践表明:低渗透储层中, 油气渗流不符合达西定律, 即存在启动压力梯度和低速非线性渗流。为表征低渗透储层的渗流特征, 许多学者提出了各种数学模型, 其中主要有拟启动压力梯度模型, 分段模型, 连续模型。上述数学模型都是基于实验数据的函数拟合, 很难清楚地解释低渗透油藏的渗流特征。笔者基于毛细管模型, 结合边界层理论, 推导了考虑启动压力梯度和非线性渗流的低渗透渗流新模型, 该模型形式简单, 拟合精度高, 从根本上解释了启动压力梯度和非线性渗流产生的原因。低渗透油藏由于渗透率比较低, 往往通过水力压裂提高单井产能。低渗透油藏压裂井产能公式的建立大部分是基于等效的椭圆渗流流理论, 且很少考虑裂缝的导流能力。本文应用低速非线性渗流新模型, 运用保角变换推导了低渗透油藏垂直压裂井的产能公式, 为低渗透油藏压裂井的产能评价提供了理论依据。

1 低速非线性渗流新模型

根据毛细管模型和边界层理论建立的低速非线性渗流新模型如下:

2 基于新模型的垂直压裂井产能公式的建立

垂直压裂井生产时, 在地层中产生平面二维椭圆渗流, 形成以裂缝端点为焦点的等压椭圆和双曲线流线族。设基质渗透率为km, 裂缝渗透率为kf, 地层厚度为h, 流体粘度为µ, 裂缝半长为L, 裂缝宽度为w, 泄油半径为er, 泄油边界压力为ep, 井底压力为pw。

取保角变换z=Lcosh (ω) , 该变换将z平面的椭圆区域映射为ω平面宽为π的矩形区域, 将z

平面 (-L, 0) 到 (L, 0) 的裂缝映射为ω平面 (0, 0) 到 (0, ð) 的线段。取裂缝半长为研究对象, 即ω平面的阴影部分, 推导考虑裂缝无限导流能力和有限导流能力的产能公式。

(1) 无限导流能力裂缝产能公式

在ω平面内, 基质渗流速度为:

则产量为:

令整理上式得:

求解上述一元二次方程得:

对上式积分得裂缝井的产能公式为:

(2) 有限导流能力裂缝产能公式

在ω平面内, η处基质渗流速度为:

对上式积分得η处得产量为:

则裂缝η处得渗流速度为:

得:

对上式求导得:

2 算例分析

取如下数据:基质渗透率为0.5×10-3um2, 裂缝渗透率为2um2, 地层厚度为5m, 流体粘度为5m Pa·s, 裂缝半长为50m, 裂缝宽度为2cm, 泄油半径为200m。图1是不同模型的无限导流能力裂缝产能对比图, 其中达西模型 (1c=0, 2c=0) , 拟启动压力梯度模型 (1c=0.1251MPa/m, 2c=0MPa/m) , 非线性新模型 (c1=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m) 。

从图1可知, 三个模型所预测的产量只有在驱替压差非常小时有区别 (如图1 (a) 所示) , 达西模型预测的产量最高, 非线性渗流新模型次之, 拟启动压力梯度模型最小。随着驱替压差的增大, 三个模型的产量几乎一样 (如图1 (b) 所示) 。这是因为压裂后渗流形式发生改变, 提高了地层中的压力梯度, 使渗流处于低渗透渗流的线性段。

为便于工程应用, 将有限导流能力裂缝的产量用等效井径直井产量公式表示, 即从上述推导过程分析可知, rwe由无因次裂缝导流能力FCD=kf w/ (km L) , ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。

图2是非线性新模型无因次裂缝导流能力FCD与无因次等效井径rwe D=rew/L的关系图, 其中1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m, ln (2r e/L) /L=2.7726×10-4。从图2可知, 随着FCD增大, rwe D迅速增加, 很快接近无限导流能力。由于低渗透储层渗透率低, 向裂缝的供液能力有限, 裂缝中的压降几乎可以忽略。所以, 一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝几乎可以认为是无限导流。图3是ln (2 er/L) /L与rwe D关系图, 其中FCD=0.0008, 1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m。从图3可知, 随着ln (2 er/L) /L增加, rwe D减小。

3 结论

(1) 基于非线性渗流新模型建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直裂缝井产能公式。结果表明, 基于达西模型, 拟启动压力梯度模型和非线性渗流新模型的裂缝井产能只有在驱替压差非常小时有区别, 随着压差的增大, 三个模型的产量几乎一样。所以, 在驱替压差较小时, 需考虑采用低渗透的非线性模型和引入启动压力梯度。

(2) 裂缝井的无因次等效井径rwe D由FCD, ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。rwe D随FCD增大而增大, 随ln (2 er/L) /L增大而减小。一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝可以认为无限导流。

参考文献

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[2]黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏, 1997, 4 (1) :9-14[2]黄延章.低渗透油层非线性渗流特征[J].特种油气藏, 1997, 4 (1) :9-14

[3]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998[3]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社, 1998

[4]徐绍良.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2007, 22 (2) :26-28[4]徐绍良.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2007, 22 (2) :26-28

[5]王学武.特低渗透油藏压裂井产能分析[J].石油天然气学报, 2009, 31 (1) :258-260[5]王学武.特低渗透油藏压裂井产能分析[J].石油天然气学报, 2009, 31 (1) :258-260

[6]杨仁锋, 姜瑞忠, 刘世华, 等.特低渗透油藏非线性渗流数值模拟[J].石油学报, 2011, 3 (22) :299-306[6]杨仁锋, 姜瑞忠, 刘世华, 等.特低渗透油藏非线性渗流数值模拟[J].石油学报, 2011, 3 (22) :299-306

低产能井篇2

关键词：特低渗透,压裂水平井,联合井网,产能预测,当量井径,非线性渗流

国内外油田开发实践表明, 压裂水平井技术可以有效地提升特低渗透油藏的产能[1—3]。对于压裂水平井产能的研究, 国外的Joshi[4]、Giger[5]、Soliman[6]、Renard[7]等学者都曾做过细致深入的研究。针对国内特殊油藏水平井压裂实际情况, 国内学者在引入和学习国外的相关理论技术的同时, 根据油藏渗流特征, 提出了许多具有代表性的压裂水平井产能公式, 郎兆新[8]、范子菲[9]、宁正福[10]、徐严波[11]等均对压裂水平井产能公式进行了一定的研究。但是, 总体来看, 国内外水平井压裂产能公式研究存在着诸多问题:如相似油藏渗流特征、油藏模型假设条件简单化和重要细节未考虑等问题。同时, 水平井产能公式推导大多应用等值渗流阻力法、保角变换方法、复位势理论和势的叠加原理等, 求解方法单一, 缺少新思路。另外, 目前对于国内压裂水平井产能研究, 主要针对单一的压裂水平井衰竭开采, 而对于油田现场广泛存在的压裂水平井与压裂直井联合开采时的混合井网产能研究甚少;且研究过程中很少考虑特低渗透油藏特有的非线性渗流特征。通过带有多条横向裂缝的水平井产能问题, 在经典多井压降叠加原理的基础上, 引入当量井径模型这一新概念来处理直井和水平井的裂缝, 然后联合经典面积井网的产能计算公式, 考虑特低渗透油藏非线性对渗透率进行修正, 最终得到压裂直井与压裂水平井联合井网的产能计算公式。

1 当量井径模型研究

平面径向流模式下, 井筒附近流体渗流阻力较大, 这是因为流线向井筒处高度集中;而平面线性渗流模式下, 流体渗流阻力相对小得多, 因为流线平行于裂缝壁面。压裂水平井能够实现增产或增注效果, 正是通过将水平井近井筒地层中的流体渗流模式由平面径向渗流转变为平面线性渗流而达到的。在油藏开发过程中, 改变近井筒地带流体渗流模式, 能够使得地层能量利用率得到显著提高, 进而影响单井的产量和油藏的采收率。

下面简单地介绍下当量井径模型的概念[12]。考虑一口普通直井或一口带有对称垂直裂缝的直井, 假设两口井处在同一个圆形封闭地层中心, 分别求解其稳态渗流问题可以得到对应的产量公式。若令两者的产量相等, 必然能够在消除泄流半径之后, 得到普通直井井筒半径与带有垂直裂缝直井的裂缝长度之间的关系式。所谓的当量井径模型[151], 就是指由于经过以上的过程处理所得到的等效井筒半径计算公式。当量井径模型更能够体现垂直裂缝对单井产能的影响, 因为它消除了泄流半径的影响, 同时当量井径模型在一定程度上也可以简化分析和计算。对于压裂水平井, 利用当量井径模型和叠加原理, 可以将压裂多条裂缝的水平井等效为一口直井, 压裂的直井也可以等效为变井径的直井, 然后利用经典的特定面积井网形式下的产能公式计算其产能。

特超低渗透油藏压裂主要形成三类裂缝:有限导流裂缝、无限导流裂缝和均匀流量裂缝。

(1) 对于无限导流能力裂缝, 根据Gringarten等[13]的研究结果, 将压力参考点取在沿着裂缝距离井点0.738 xf处, 得到当量井径的计算公式为:

通过该模型可以在产能分析中把一口无限导流垂直裂缝井等效为一口普通直井, xf为裂缝半长。

(2) 对于均匀流量裂缝, 将井壁压力沿裂缝取积分平均, 得到当量井径的计算公式为:

通过该模型可以在产能分析中把一口均匀流量垂直裂缝井等效为一口普通直井。

(3) 对于有限导流裂缝, 王晓冬[14]采用如下方式计算当量井径。

式 (3) 中

式中Cf D为无因次导流能力, Sf为表皮系数。

2 压裂水平井与直井联合开采产能研究

水平井与直井联合开采的井网中, 一般水平井作为采油井为了达到较好的开发效果都会进行压裂, 直井作为注水井为了达到较好的注水效果, 一般也会进行压裂。

求解压裂水平井与压裂直井联合开采的产能的思路如下:首先求解单个无限导流能力 (或者有限导流能力、均匀流量) 垂直裂缝问题, 在与普通直井产能等效的条件下推导出单个裂缝的当量井径模型, 利用当量井径模型将水平井多条横向裂缝问题变成多个普通直井叠加问题, 得到压裂水平井的拟稳态压力表达式, 进而推导出综合当量井径, 最后结合借鉴经典面积井网产能公式, 得到压裂水平井与压裂直井联合开发的产能公式。

下面以五点法压裂直井与压裂水平井联合开发井网为例, 假设裂缝为无限导流裂缝。

2.1 水平井压开3条裂缝

存在3条裂缝时, 通过选择不同的参数量, 例如裂缝半长变化, 3条裂缝可以不等长, 外侧2条裂缝长度可以大于中间1条列缝的长度, 或者使中间1条裂缝的长度大于外侧2条裂缝长度。

假设外侧2条裂缝 (编号为1, 3) 半长相等, 半长为xf1, 产量为q1, 内侧1条裂缝 (编号为2) 半长为xf2, 产量为q2。裂缝间等距离为d, 水平井段长度为L, 注水井压力为pe, 水平井压力为pw, 储层渗透率为K, 储层厚度为h, 地层油黏度为μ, 体积系数为B, 泄油半径为re, 油井半径为rw, 根据势的叠加原理, 以其中任意1条裂缝为中心, 其他裂缝都将对其产量产生影响, 同时产生压力降。利用无限导流裂缝的当量井径公式, 可以得到每条裂缝的当量井径公式:

由上式可得:

令单条裂缝与总产量之间为简单的累加关系, 总产量为3条裂缝产量之和。

由上式可得:

式 (14) 中的 (2drwe1) qr1 (d) qr2为把压裂3条裂缝的水平井相当于一口直井时的等效井径, 称为综合当量井径。

借鉴五点直井井网的研究成果:

得到压裂直井与压裂水平井带3条裂缝时的五点井网产量公式:

考虑储层的非线性渗流特征, 需要对渗透率进行修正, 用地层平均压力梯度下的渗透率做近似替代, 可得最终的产能公式:

式 (17) 中, rw*为直井的当量井径, a、b为非线性渗流参数, l为注水井与水平井中点的距离。

2.2 水平井压开4条裂缝

水平井压裂4条裂缝时, 假设第1条裂缝、第4条裂缝具有完全相同的性质, 裂缝半长为xf1, 产量为q1, 即具有相同的当量井径和产量, 第2条、第3条裂缝具有完全相同的性质, 裂缝半长为xf2, 产量为q2, 裂缝间距为d, 根据叠加原理, 有:

由上式可得:

令单条裂缝与总产量之间为简单的叠加关系, 总产量为四条裂缝产量之和。

由上式可得:

式 (26) 中的 (3drwe1) qr1 (2d2) qr2为把压裂4条裂缝的水平井相当于一口直井时的等效井径, 称为综合当量井径。

借鉴五点直井井网的研究成果, 得到压裂水平井带4条裂缝时的五点井网产量公式:

考虑储层的非线性渗流特征, 需要对渗透率进行修正, 用地层平均压力梯度下的渗透率做近似替代, 可得最终的产能公式:

2.3 水平井压开5条裂缝

水平井压裂5条裂缝时, 根据对称性, 存在三套裂缝系统。第1套系统为外侧2条裂缝 (编号1, 5) ;第2套系统为内侧2条裂缝 (编号2, 4) ;第3套为中间1条裂缝 (编号3) 。第1条裂缝、第5条裂缝具有完全相同的性质, 裂缝半长为xf1, 产量为q1, 即具有相同的当量井径和产量, 第2条、第4条裂缝具有完全相同的性质, 裂缝半长为xf2, 产量为q2, 第3条裂缝半长为xf3, 产量q3, 裂缝间距为d, 根据叠加原理, 有:

由上式可得:

令

则

求解上述各式, 可得

式 (43) 中的 (4drwe1) qr1 (3d2) qr2 (2d) qr3为把压裂5条裂缝的水平井相当于一口直径时的等效井径, 称为综合当量井径。

借鉴五点直井井网的研究成果, 得到压裂水平井带5条裂缝时的五点井网产量公式:

考虑储层的非线性渗流特征, 需要对渗透率进行修正, 用地层平均压力梯度下的渗透率做近似替代, 可得最终的产能公式:

上面的研究是针对于五点法联合井网, 对于七点法和九点法井网, 研究方法类似, 只是在求出综合当量井径模型后带入相对应的面积井网产能公式, 即可得到对应的联合井网产能公式。

3 现场应用

以长庆油田水平井先导试验区某井区的数据为基础, 进行算例计算。算例的油藏基本参数为:平均油层厚度为14.4 m, 平均渗透率为0.5×10-3μm2, 地层原油黏度为1.03 mP a·s, 体积系数为1.24, 水平段长度800 m, 压裂5条裂缝, 裂缝间距为200 m, 裂缝半长为150 m, 直井压裂半缝长100 m, 注水井压力为28 MPa, 采油井压力为12 MPa, 非线性渗流参数a为0.75, b为15 (通过室内非线性渗流实验曲线拟合所得) , 通过前面的产能公式计算, 压裂直井与压裂水平井拟稳态时产能为22 m3/d, 而该区块该井实际产能为19 m3/d, 计算值和实际值误差为16.7%, 可见前面所推导的公式可近似预测压裂直井与压裂水平井联合开采时的产能水平。

4 结论

(1) 利用当量井径模型, 考虑储层的非线性渗流特征, 应用经典多井压降叠加原理, 结合经典面积井网产能公式和特低渗透油藏非线性渗流特征, 推导了压裂直井与压裂水平井联合开采的产能公式。

低产能井篇3

葡北油井的油藏埋深从2000米到3500米不等, 既存在边底水油藏, 又有复杂断块油藏, 地质条件及油藏流体性质复杂。

(1) 部分深层、低渗、低能断块油田如神泉侏罗系油藏, 随着油田开发的不断深入, 地层能量越来越低, 部分油井受井网控制程度低, 注水受效很小或基本不受效, 油井供液不足已是普遍现象, 要挖掘油田潜力必须从抽油工艺技术方面下功夫。

(2) 几大主力油田的目前油层压力低于原始饱和压力的40%-70%, 主力油层内都有游离气存在, 单井气油比相差悬殊, 高的可达1710m3/t, 低的仅为32 m3/t, 平均气油比为476m3/t, 生产气油比低于200m3/t的仅占34%, 气体对深井泵的影响是不可避免的, 利用小泵深抽技术增加泵的沉没压力后, 则泵内油气比减小, 原油进泵压力高, 从而充满系数越高, 进而提高机采井泵效。

2 小泵深抽工艺简介及相关技术规定

小泵深抽技术, 主要是针对深井、低产井、低效井和低液量油井, 通过采用最小直径普通泵, 下到生产层附近, 加大抽吸能力, 并运用多级连续抽油杆组合和组合式油气分离器, 最大限度提高泵效和原油产量。

一般根据油田的实际情况, 56泵下深1500米以下, 44泵下深1800米以下, 38泵下深2200米以下称为小泵深抽。吐哈油田近年来在几个主力油田均开展了H杆加深泵挂的试验, 平均泵挂加深到2500米, 其中∮38mm最深加深到2709米, 葡北小泵深抽井最深泵挂达到3300米, 已基本加深到油层中深, 油井工况得到改善, 供排关系得到缓解, 见到较好效果。

工艺设计要求:

(1) 小泵深抽井应尽量采用长冲程、慢冲次抽汲方式, 配套长筒泵及长冲程抽油机, 以减少冲程损失, 提高油井产量。

(2) 小泵深抽井必须采用三级以上抽油杆组合, 各级杆组合百分数应严格按等强度原则设计。吐哈油田为适应进入中高含水期开发需要, 目前D、H级抽油杆在各油田均有应用, 比例已达95%。H级杆的应用始于1998年, 由于综合含水上升, 悬点载荷增加, 为确保顶部抽油杆的安全性, 以后逐年更换D级杆为H级杆, 基本满足了中高含水期油田开发的需要。

(3) 应根据油井实际情况采用抽油杆防脱器, 滚轮接箍扶正器, 塑料刮蜡器, 强磁防蜡器等改善深井抽油杆工作状态和防止断脱的配套工艺措施。

(4) 加深泵挂的主要目的是为了获得较大的沉没压力, 提高的泵的充满系数, 最终实现增大排量的目的。因此, 小泵深抽要进行优化设计, 其准则是根据油井状况及设备能力, 选择最佳的泵挂深度、泵径和抽汲参数, 以保证抽油泵有合理的沉没压力, 减少盐气等因素影响, 改善泵工作环境, 不断提高抽油效率, 以确实达到深抽增油的效果。

3 葡北小泵深抽井的应用效果

葡北采油工区目前采用小泵深抽的油井共有34口, 基本集中在神泉侏罗系油藏及一些小块如胜南油田, 油井基本上具有低产液、低动液面、低渗透率等三低特点, 在实施小泵深抽后, 单井的平均泵效由17.5%提高至32%, 单井平均日产油由4.6t/d增至6.91t/d。由于各井的构造位置、油气富集规律、油气性质均有差异, 各井的示功图、泵充满程度及系统工作效率的改善程度也有所不同, 据此, 将葡北的小泵深抽井生产效果分为两类:

第一类井实施小泵深抽后, 气体影响明显减弱, 改善了深井泵工况, 增油效果明显, 典型代表井神106井、葡10-2井。

神106井属于神泉侏罗系油藏, 该油藏构造是一个被断层复杂化的一个近东西向的穹窿背斜, 储层连通性差, 共有14个断块, 神106井处于神106断块上, 该断块层间非均质严重, 最大渗透率为105.40毫达西, 最小渗透率仅2.05毫达西, 渗透率级差达到54, 由于储层连通性差, 神106井处在非主力注水受效方向上, 注水受效微弱, 地层压降速度达到2.54MPa/1%, 地层能量衰竭严重。反映在生产现场上, 该井深井泵受气体影响严重, 产液量低, 该井实施小泵深抽, 泵径由38mm换至32mm, 泵挂由2200米加深至2490米后, 日产液量由9.1 m3/d增加到18.91m3/d, 油量增加了5t/d, 动液面200米, 功图非常饱满, 深井泵工况有明显改善。

葡10-2井是葡10油田的一口开发井, 由于前期采油速度过高, 造成地层累计亏空大, 油层中部流压仅为6.06MPa远低于油藏流体饱和压力, 环空流梯测试表明该井井筒内流体梯度介于0.13-0.54 MPa/100m之间, 脱气严重, 井下泵常处于不工作状态, 泵效仅为23%, 通过加深泵挂130米, 由原来的2015米加深到射孔段2145米, 该井日产液由措施前的16m3/d增至25.8m3/d, 日产油由措施前的10吨增至17吨, 深井泵工作有明显改善, 泵效也提高到48%。

在34口深抽井中, 像神106井、葡10-2井实施小泵深抽后, 供液较充足的油井只有4口, 仅占总井数的11.7%, 大部分井实施小泵深抽后, 供液不足仍占多数, 这与油井地质条件有密切关系, 而且增油效果也不如第一类油井, 但泵充满系数及泵效上均比措施前要高。

火801井是葡北工区外围油田火8块的一口评价井, 地层渗透率仅为20.2毫达西, 日产液仅为1 m3/d, 从原有泵挂一次加深泵挂到生产层段附近3300米后, 泵效提高了15个百分点, 日产液由以前的不到1方增至4方, 日增油1.5吨, 泵充满系数由20%提高至50%, 机采井系统效率由10%提高至20%。

4 小泵深抽技术在葡北采油工区应用前景及建议

由于采油工区所管油田地质条件复杂多样, 为了提高低产低能井的采出程度, 小泵深抽技术无疑将成为葡北采油工区最重要的一种采油工艺。

应用小泵深抽技术, 要精细选井选层, 深抽技术应用成功与否, 起决定作用的还是地质因素, 在实施之前, 应对油井的产能、生产压差, 液面等资料仔细分析, 保证实施一口, 见效一口, 不能搞批量“深抽”。

低产能井篇4

葡北采油工区目前管理神泉、葡北、葡萄沟及外围等几个主力油田, 油藏埋深从2000米到3500米不等, 既存在边底水油藏, 又有复杂断块油藏, 地质条件及油藏流体性质复杂。

(1) 部分深层、低渗、低能断块油田如神泉侏罗系油藏, 随着油田开发的不断深入, 地层能量越来越低, 部分油井受井网控制程度低, 注水受效很小或基本不受效, 油井供液不足已是普遍现象, 大部分油井动液面基本在泵挂以下 (2000米) , 供液不足井已占90%以上, 油藏整体采油速度低, 平均仅为0.6, 油井处于低产低能阶段, 要挖掘油田潜力必须从抽油工艺技术方面下功夫。同时, 根据理论分析, 低渗稀油油藏自然产能低, 见水后采液指数随含水上升而下降也是含水期低渗油田采油困难的主要原因, 因此, 要挖掘油田潜力必须从抽油工艺技术方面下功夫, 利用小泵与井下配套管杆柱及工具深抽, 放大生产压差, 提高抽油效率。

(2) 几大主力油田的目前油层压力低于原始饱和压力的40%-70%, 主力油层内都有游离气存在, 表现在采油工区管理的217口机采井上, 单井气油比相差悬殊, 高的可达1710m3/t, 低的仅为32 m3/t, 平均气油比为476m3/t, 生产气油比低于200 m3/t的仅占34%, 气体对深井泵的影响是不可避免的, 在生产现场, 依靠在套管上加装管线放套管气, 只能暂时改变深井泵工况, 治标不治本, 并且还存在安全与环境风险。从理论上讲, 单井油气比越高, 泵充满系数越低, 泵内余隙比越大, 泵充满程度越低, 且气体在泵内增加到一定程度就会产生气锁影响, 而利用小泵深抽技术增加泵的沉没压力后, 则泵内油气比减小, 原油进泵压力高, 从而充满系数越高, 进而提高机采井泵效。

(3) 部分小块油田如葡9、葡11、火8、葡22等由于没有注水井网, 目前仍依靠自然能量开采, 应用小泵深抽技术降低井底流压, 放大生产压差, 提高单井产能, 可以挖潜到更多的剩余原油。

(4) 用小泵深抽技术可以有效匹配抽油泵参数, 降低了悬点载荷, 减少了抽油井事故检泵率, 在保持单井产状不降的情况下提高泵效, 保持油井合理的生产压差和合理的生产制度在注水区块有稳油控水的积极作用。

综上所述, 在神葡油田低产井中运用小泵深抽技术提高单井泵效, 获得增油效果有积极的现实意义。

2 小泵深抽工艺简介及相关技术规定

2.1 选井范围

凡是单井产液量低于10方每天, 动液面低于2000米, 泵效低于20%的低产油井都可以考虑实施小泵深抽措施, 选井时要考虑油井含水高低, 尽量选择低含水低产量井, 以保证深抽的增油效果。

2.2 工艺设计要求

实施小泵深抽井必须要经过仔细诊断, 设计泵深要合理, 沉没度应满足40%泵效时所必要的沉没压力, 不能盲目加深泵挂, 管柱结构要符合深抽的要求, 杆柱组合应经过强度校核。

2.3 工艺配套要求

(1) 小泵深抽井应尽量采用长冲程、慢冲次抽汲方式, 配套长筒泵及长冲程抽油机, 以减少冲程损失, 提高油井产量。

(3) 应根据油井实际情况采用抽油杆防脱器, 滚轮接箍扶正器, 塑料刮蜡器, 强磁防蜡器等改善深井抽油杆工作状态和防止断脱的配套工艺措施。

2.4 小泵深抽泵径、泵挂的合理选择

加深泵挂的主要目的是为了获得较大的沉没压力, 提高的泵的充满系数, 最终实现增大排量的目的。当加深泵挂造成的泵充满系数的上升幅度与活塞冲程的损失幅度接近时, 加深泵挂就不会获得良好效果, 因此, 小泵深抽要进行优化设计, 其准则是根据油井状况及设备能力, 选择最佳的泵挂深度、泵径和抽汲参数, 以保证抽油泵有合理的沉没压力, 减少盐气等因素影响, 改善泵工作环境, 不断提高抽油效率, 以确实达到深抽增油的效果。

3 葡北小泵深抽井的应用效果

第一类井实施小泵深抽后, 气体影响明显减弱, 改善了深井泵工况, 增油效果明显, 典型代表井神106井、葡10-2井。

4 小泵深抽技术在葡北采油工区应用前景及建议

由于采油工区所管油田地质条件复杂多样, 为了提高低产低能井的采出程度, 小泵深抽技术无疑将成为葡北采油工区最重要的一种采油工艺。

建评7井产能下降原因分析及对策篇5

1 分析影响产能原因

1.1 井下作业水残余

建评7井2011年10月进行酸压, 入井总液量为415.7m3, 而之前历次作业滞留井下的作业液为472.1m3, 井下总液量达到887.8m3。

酸压后采取连续油管注氮诱喷排液, 2011年11月接井, 井下仍有321.3m3作业水待排, 这些作业水在井筒中大量聚集, 造成井筒积液, 形成较高的油套压差, 导致气井产能下降, 且这些作业水中有大量胶凝剂, 这些物质易堵塞储层孔隙喉道、吸附在油管壁上, 影响储层孔渗性、堵塞油管, 导致建评7井产能下降。

12堵塞情况时常发生

天然气生产时的节流降压会使气流温度急剧降低, 这时如果气流的温度低于露点以下, 就会形成天然气水合物。建评7井由于处于海拔1700m3的山顶, 昼夜温差较大, 冬季气温低, 且含硫量较高, 使露点较高, 所以极易导致“水合物堵塞”的发生。截至2009年5月14日共发生水合物堵塞23次, 其中井堵16次, 管线堵塞7次, 连续生产时间长十几天, 短则几小时。

2009年10月, 对该井进行更换生产管柱作业, 发现管柱中余存大量污物, 这也是导致建评7井频繁堵塞的原因。

开井生产后, 堵塞情况仍较频繁, 2011年11月至2012年11月, 共发生堵塞24次, 其中井筒堵塞15次, 管线堵塞9次, 经过软件计算, 当井口的压力在10MPa以上时, 若环境气温低于20℃, 则会在该井井深 (垂深) 400m处形成水合物, 而由于注醇管线只能向油套环空加注, 无法直接加注到井口, 一般只有发生堵塞后采取人工直接向井口加注甲醇并放喷的方式解堵, 费时费力, 无法及时防治堵塞, 严重影响气井产能。

2 恢复产能措施选择

2.1 排出作业水措施

作业水的排出方式一般有以下几种, 一是利用气井自身的能量将作业水随气流带出, 这种方式可以辅助一定的泡排剂提高效果, 需要气井自身能量充足;二是利用连续油管注氮诱喷排液, 这种方式排液效果差异较大, 且成本较高;三是利用增压设备排液, 这种方式成本高, 耗电量大。

建评7井是一口无人值守井, 无电源, 只有一口临井的实际情况, 决定采取利用气井自身能量并辅助泡排剂排液的方式带出井下作业水。我们筛选得出以下几种措施:

(1) 利用建评7井井口流程进行放喷, 让井下积液在地层能量的作用下随着气体被带出。

(2) 直接将天然气导入现有生产流程生产, 由生产井站进行提产带液。

(3) 结合临井压力较高的情况, 利用该井向建评7井套管注气气举, 提高井下能量, 采取气举、泡排、大排量放喷复合工艺带液。

在建评7井现场对这几种措施进行了实践, 我们发现:采取措施 (1) 时:

放喷时火焰较小, 能量不足, 放喷口未发现泡沫液, 作业水无法顺利到达井口, 达不到带液目的。采取措施 (2) 时:导入流程进行提产带水, 发现油压下降较快, 油套压差值较大, 且泡沫液可能影响天然气净化站的正常运行。采取措施 (3) 时:

既解决了建评7井压力不足, 无发带出井底积液的问题, 也解决了泡沫液进入流程影响净化站的问题, 恢复了气井的产能。所以措施 (3) 被选中为建评7井的带液措施。

2.2 解决堵塞措施

解决天然气井生产堵塞的一般措施就是通过加温或加注抑制剂降低水合物形成露点, 而建评7井所采用的就是加注抑制剂 (甲醇) 的方式防止水合物堵塞。原有的加注流程是将甲醇加注到油套换空中, 甲醇进过油套环空雾化后, 随气流由油管带出, 但实际情况则是油套环空中有大量积液, 甲醇若从油套环空加注, 则会被积液封死, 无法进入生产管线, 起不到防治水合物堵塞的作用。

为此我们将注醇管线重新设计, 在井口添加了一条专门向油管中加注甲醇的注醇管线, 使在生产时甲醇可以随气流进入输气管线防止管线水合物堵塞, 而在井筒堵塞, 气流量减小时又可通过重力流入井筒, 防治堵塞。

为解决因生产压力较高而导致压降节流堵塞的问题, 我们通过制定相应的生产制度, 当压力高于10MPa时, 则进行井口放喷降低压力, 之后采取较高配产, 保证井口压力在6-7MPa左右生产。

3 措施效果分析

(1) 采取每周一次的复合措施排出作业水。通过复合措施的数次实施, 截止2 0 1 2年4月3 0日, 该井的套压由接井时的5M P a恢复至14M P a, 油套压差由接井时的4-5M P a, 降低至1M P a以内, 产量已上升至2.5×104m3/d, 产能恢复效果显著。

(2) 制定该井降压生产的生产制度。保持该井井口压力在10MPa以下, 避免了在高压高产下极易出现的降压节流现象, 截止2012年11月该井的产量由2.5×104m3/d上升至3.5×104m3/d左右, 较2011年平均三个月增产近200余万方天然气, 产能得到了极大提升。

(3) 摸索建评7井甲醇加注制度, 成功减少了建评7井的堵塞次数, 使原来连续生产十几天或数小时改变为连续生产近两个月, 大大提高了该井的生产时率。

低产能井篇6

变质岩潜山类型油藏地质条件极为复杂,存在强烈非均质性、内部发育有微裂缝、裂缝呈高角度并具有明显方向性。鱼骨井裂缝钻遇率、泄油面积是水平井的1.2到1.5倍,是直井的4到5倍,在开发该类油藏时具有明显的优势。随着鱼骨井在潜山油藏中的广泛应用,诸多问题也随之暴露。鱼骨井井型结构复杂,其产能也呈现出强烈的不确定性,为开发方案的制定和生产目标的完成带来极大困难。不少学者通过研究建立了复杂结构井渗流理论模型,对鱼骨井产能进行了分析和预测[1,2,3,4,5,8]。但对于变质岩潜山等复杂类型油藏,基于理想条件的理论模型难以适用。针对该问题,基于数理统计原理,按照实际潜山油藏进行储层建模,对鱼骨井实施数值正交试验设计和极差分析,研究鱼骨井井身结构对产能的影响。通过对实验结果进行多元回归分析,建立经验模型并完成预测,预测结果与实际生产数据对比符合要求,证明该方法有效。

1 多元回归预测简介

回归预测法是指根据预测的相关性原则,找出影响预测目标的各因素,并用数学方法找出这些因素与预测目标之间的函数关系的近似表达,再利用样本数据对其模型估计参数及对模型进行误差检验,一旦模型确定,就可利用模型,根据因素的变化值进行预测。回归分析预测依据相关关系中自变量的个数不同分类,可分为一元回归分析预测法和多元回归分析预测法。在一元回归分析预测法中,自变量只有一个,而在多元回归分析预测法中,自变量有两个以上。多元回归分析法主要步骤依次为:根据预测目标,确定自变量和因变量;进行因素相关分析; 建立回归预测模型;检验回归预测模型,计算预测误差;计算并确定预测值。

2 潜山油藏模型建立

以辽河油田大民屯凹陷边台潜山为例,建立潜山储层模型。模型尺寸为70×70×70 m,网格尺寸为20 m×20 m×20 m。因储层具有双重介质特征,所以采用双孔单渗模型,根据油藏流体性质,选取黑油模型进行计算。在该模型中依据边台油藏中鱼骨井建立相应的井模型进行拟合,确定油藏参数如下:孔隙度15%,裂缝主方向渗透率为80×10 -3 μm2 ,裂缝次方向渗透率值为60×10 -3 μm2 ,初始含油饱和度为66%,溶解油气比为148 m3/m3 ,地层原油密度为8.2×10 3 kg/m3, 地层水密度为10.12×10 3 kg/m3,饱和压力为21.3 MPa,初始地层压力为31.1 MPa,油相压缩系数为8. 08 ×10 -4 MPa-1, 水的压缩系数为9. 02×10 -4 MPa-1。

3 产能影响因素研究及井型优化

3.1 单因素对产能影响的相关性分析

分别选取初期产能、十年累积产油量为因变量,根据以上研究,可知在相同地质条件下井型参数(如主井筒长度、分支长度、分支角度、单位长度分支数)变化将对鱼骨井产能将产生影响。因此选取以上四个参数作为因变量,进行回归分析。

在进行预测之前,应对各因素与产能的关系进行相关性分析,而该分析方法可以实现对各因素对强度的影响程度和影响趋势分析。其结果如表1所示。

通过相关分析可知,以上所选的四种因素与总产量相关系数大都在0.9以上,因而各因素与产能间存在强相关关系,因此用于产能回归预测是合理的。

3.2 数值正交试验设计

根据研究发现,主井筒长度、分支角度、分支长度、单位长度分支数四种因素与鱼骨井产能存在密切关系,因此选为实验因素。正交试验设计是利用一套规格化的表格——正交表,科学合理地安排试验,通过部分试验了解全面试验的情况,方便地找到诸多因素中对试验指标有显著影响的主要因素,确定使试验指标达到最佳的因素水平组合。为考察各项因素的综合作用影响,对各因素选取不同因素水平,各因素水平在考虑目前实际钻井工艺水平基础上进行选取,因而对实际应用更具指导意义。如表2所示。

选用L9(34)正交表安排实验。实验结果如表3所示。试验对象为初期产能,潜山油藏供油区域较大,维持一定的生产速度,能量下降相对较慢,可以适当推迟注水时间。同时,由于埋深大多在3 000 m左右,地层压力远高于原油泡点压力,可以适当推迟补充地层能量。根据研究,注水可以于油井生产后一年左右开始进行。在依靠天然能量生产时期,油井产能主要受井型结构及油藏地质条件影响,而与井网类型和注采方式无关。因此,潜山油藏初期产能变化幅度相对较小。

表3就本次试验设计的正交表,记为L9(34),其中9表示正交表安排的试验次数;4表示最多可安排的因素个数;3表示每个因素的水平数。由于正交表格具有整齐可比性和均衡搭配性,整齐可比性指表中任一列所含各种水平的个数都相同,均衡搭配性指任两列所有各种可能的数对出现的次数都相同,正交表设计试验方案可以得出各因素对所考察指标影响的大小顺序;得出每个因素不同水平时,指标是怎样变化的;得出各因素不同水平的较优组合。

3.3 因素极差分析

极差是一组数值中最大值与最小值之差,反映的是变量分布的变异范围和离散幅度,同时,它能体现一组数据波动的范围。极差分析就是通过分析极差得到各因素的主次顺序,较优因素水平组合,各因素水平变化对所考察指标的影响。对表3中的结果进行极差分析,如表4所示。

将表3中数值试验中各实验井型,配以等距五点法井网进行研究,主要考查指标为累产油量、见水时间、含水上升速度。对各考查指标作实验因素趋势图(如图1所示)进行分析,该图表明了各因素水平变化对各开发指标产生的影响。

对于初期产能,分析表4的极差值可以看出,四个因素影响显著程度依次是:主井筒长度>分支长度>分支间距>分支角度。实验因素趋势图如图1,该图说明在不同因素水平下的变化幅度,可以看出因素A(主井筒长度)在处于不同水平的情况下变化幅度最大,说明主井筒长度影响最为显著,其他因素变化产生的影响较小。

对于十年累产油,分析表4的极差值,可以看出四个因素在井网条件下影响显著程度依次是:主井筒长度>分支长度>分支间距>分支角度。根据图1可以看出由主井筒长度变化而引起的累产油趋势变化最为显著,而其他因素变化产生影响并不明显。

对于见水时间,由表4可以看出四个因素在井网条件下影响显著程度依次是:主井筒长度>分支长度>分支间距>分支角度。从图1可以看出不同因素对见水时间的影响为,主井筒长度对见水时间影响最为显著,其他因素影响相对较小。

对于十年末含水率,由表4可以看出四个因素在井网条件下影响程度由大到小依次是:主井筒长度>分支长度>分支间距>分支角度。实验因素趋势图如图1,由该图可以看出不同因素对十年末含水率的影响,依然是主井筒长度的影响最为明显。

3.4 最优井型选取

依据各影响因素对鱼骨井进行优选:对于初期产能,通过极差法得到最优井型参数组合为A3B3C3D2(如表2所示,主井筒长800 m,分支角度45°,分支长度180 m,分支间距50 m);对于十年累产油,通过极差法得最优参数组合为A3B2C1D2;对与见水时间,通过极差法得最优参数组合为A1B1C3D3;对于十年末含水率,通过极差法得最优参数组合为A1B1C3D3。

以上优化为各个开发指标单因素最优化结果,通过分析可知,以上最优井型仅能实现某个单一的开发指标最优,而在其他开发指标上表现最差。因此井型设计必须综合考虑各个开发指标,以实现总体开发效果最优为原则,同时优化结果必须结合油田实际地质状况确定。受目前钻井工艺水平所限,分支开窗侧钻至完成时仅能实现分支长度180 m,分支角度30°。根据文献[6]研究成果,主井筒存在摩擦压降导致鱼骨井产能并不随主井筒长度的延伸而线性增加,分支间距减小到一定程度时对产能贡献也随之减弱。井筒过长也易造成水窜,治理难度也随之加剧。考虑到经济因素,欲使开采效益最优,主井筒长度与分支间距也必然存在一合理值。经综合研究,确定最优井型结构为主井筒长500 m,分支角度30°,分支长度180 m,分支间距100 m,可保证各方面开发指标均衡,完井也具备可行性,从而实现较好的经济效益。

4 潜山鱼骨井产能回归预测

4.1 预测模型建立

设产能为y,四个因素的变量分别对应主井筒长度、分支角度、分支长度、分支间距。由于四个因素之间相互独立,且与产量具有强相关关系,特选取如下多元非线性模型进行拟合,如公式1所示。

$y = A x_{1}^{b_{1}} x_{2}^{b_{2}} x_{3}^{b_{3}} x_{4}^{b_{4}} (1)$

式(1)中:A, b1, b2, b3, b4为回归待定参数。该模型可以代表任意一条曲线,只要参数确定后曲线就可确定。基于前文分析可知,四个因素都对油井产能具有一定的贡献,因各因素大小均与产能成正比或反比而将其相乘。各因素对产能贡献有所不同,故将对每项赋予不同的系数b1, b2, b3, b4作为权重值对其进行表征。

多元非线性回归必须转化为多元线性回归才能估计待定参数。对模型两边取对数,结果如公式2所示。

lgy=lgA+b1lgx1+b2lgx2+b3lgx3+b4lgx4 (2)

设u=lgy, v1=lgx1, v2=lgx2, v3=lgx3, v4=lgx4,模型转化为多元线性关系,如公式3所示。

u=lgA+b1v1+b2v2+b3v3+b4v4 (3)

回归后再转化为多元非线性回归,即如公式(1)所示。

4.2 预测结果及结果检验

将表3中9个试验的初期产能进行曲线回归拟合,拟合结果如公式(4)所示。

$y = 1.487 x_{1}^{0.516} x_{2}^{0.055} x_{3}^{0.036} x_{4}^{- 0.158} (4)$

根据拟合结果分析可知,主井筒长度的系数b1最大,表明其对产能影响能力最大,而分支间距的系数b4为负,表明其大小与产能成反比。

现采用边台潜山油藏五口鱼骨井的实际生产数据进行验证,将五口鱼骨井井型参数代入公式(5)进行计算,并将计算结果与实际数据对比。如表5所示,平均预测精度达89.3%,符合产能预测要求。

5 结论

(1)通过在潜山油藏模型中建立不同井型鱼骨井模型进行模拟,对各项开发指标进行计算并与实际数据对比,表明该研究方法可行。

(2)对鱼骨井的各项井型参数进行相关性分析,可知选取参考因素如主井筒长度、分支长度、分支间距、分支角度与产能具有强相关性,因而可用于产能预测分析。

(3)通过极差分析可知各项开发指标影响因素较大的依次是主井筒长度、分支长度、分支间距、分支角度,因此在进行井身结构优化设计时也应当依此顺序进行考虑。

(4)采用多元回归预测方法对鱼骨井产能进行预测,与实际油藏开发数据进行对比,预测精度符合预测标准,因此可以为实际油藏开发提供指导。

参考文献

[1]刘想平,张兆顺,崔桂香,等.鱼骨型多分支井向井流动态关系.石油学报,2000;21(6):57—60

[2] Holmes J A,Barkve T.Application of a multisegment well model tosimulate flow in advanced wells.SPE 50646,1998

[3]陈卫东,Hill A D.多分支井产能预测方法.中国海上油气,2006;18(6):394—398

[4]于国栋,王晓冬,魏奎生.分支水平井不稳定压力和产量的计算.大庆石油学院学报,2004;28(01):21—24

[5]范玉平,韩国庆,杨长春.鱼骨井产能预测及分支井形态优化.石油学报,2006;(4):101—104

[8]韩国庆,毛凤英,吴晓东,等.非对称鱼骨状分支井形态优化模型.石油学报,2009;30(1):92—95

[9]黄世军,程林松,赵凤兰,等.考虑多段流动耦合的鱼骨刺井产能评价模型.中国石油大学学报(自然科学版),2010;32(2):83—88

低产能井篇7

关键词：气藏,试井,二项式产能方程,校正,绝对无阻流量

1 地质概况

彭页HF-1井是中石化华东分公司在上扬子盆地武陵褶皱带彭水德江褶皱带桑柘坪向斜部署的一口探井。目的层下志留统龙马溪组黑色页岩区域分布广、顶底板封盖条件好、厚度大、埋深适中、总有机质含量高、成熟度高、微裂缝发育, 具有形成页岩气聚集的有利地质条件, 是页岩气勘探开发可能有所突破的最有利区域之一。

根据取心井样品的物性资料进行分析, 结果表明:本井孔隙度分布在2.27~5%之间, 平均4.5%;渗透率分布在0.001~0.17×10-3μm2之间, 平均值0.1×10-3μm2;表明储层主体属超低渗储层。压力测试显示压力系数为0.67, 属低压气藏。

2 方法原理

气井产能测试方法主要有常规回压试井、等时试井、修正等时试井和“一点法”测试。常规回压试井、等时试井、修正等时试井都是通过多次改变气井的工作制度, 测量每个制度下的产气量、井底压力等数据来分析气井产能。“一点法”测试是在关井测得地层压力的情况下, 开井生产取得一个工作制度下的稳定产量和井底流动压力数据, 计算气井无阻流量。

经过系统试井, 得出气层参数建立产能方程。气井产能方程有压力平方、压力和拟压力3种表示方式。普遍认为, 压力平方法适合于低压气藏;本气藏属于低压气藏, 所以采用压力平方法。

理想条件下, 用回压法进行气井产能系统试井所获得的压力与产量数据具有很好的规律性:应用二项式方程分析, 采用压力平方处理时, 与qsc呈直线关系。

把测试的稳定产量和井底流压, 按照二项式产能方程进行整理。

式中a, b为二项式产能方程系数;qsc为产气量, 104m3/d;pe为地层压力, MPa;pwf为井底流压, MPa。

二项式方程可以写成以下

(2) 式为一线性方程。按照 (2) 式绘制气井的二项式产能曲线, 将得到一条直线。根据测点数据, 很容易确定出方程的斜率b和截距a.然后把a和b带回到 (1) 式得到二项式产能方程。由产能方程通过可以计算出气井的绝对无阻流量qAOF。

式中qAOF为绝对无阻流量, 104m3/d。

3 产能分析

气井产能分析在气田的勘探开发过程中占据举足轻重的地位。其目的是确定气井产能, 进而为气田探明储量申报、气井配产、气田规划和开发方案编制、评价气田开发效益、采气工艺及集输管道设计等重大决策提供可靠依据。

3.1 异常数据处理

由于本井前期压裂时压裂用液达到1.6万m3, 造成井底有大量积液存在, 使得井底压力值比实际值偏小。这种情况下的资料用常规的方法根本无法处理, 即使能够处理, 得到的结果也是错误的。如二项式中产能方程系数A或B为负数。指数式方程中的产能指数n大于1等, 对于这种情况这种情况, 只能对其进行一些必要的分析处理, 如对其压力进行一定的校正处理等, 让其回归正常。

校正方法是:

设Z=pwf-p'wf, 则由二项式产能方程, 有

实际上, 对于不同的工作制度, 因井底液柱的高度不同, CJ不同。这样, 实际处理有一定困难。为此, 再假设CJ相同, 即

为确定CJ, 先作pe2-p2 wfwf与qsc关系曲线, 按趋势外推到qsc=0与纵轴的交点CJ0, 将CJ0做为初值 (见图1) 。不断调整CJ, 直到二项式产能方程曲线出现正常直线且相关系数值最大。

彭页HF-1井试井数据见表1。

用常规的数据进行处理直接进行线性回归发现, 斜率为负数的一条直线, 造成异常的原因就是井底积液造成的。此时, 按照常规方法分析, 求出二项式的系数B为负数, 没有物理意义。在这种情况是由于井底压力值比实际压力值偏小。因此对其进行校正。校正结果如图2所示。

3.2 绝对无阻流量计算结果

通过产能曲线求得彭页HF-1井的a、b值然后带到公式 (3) 中求出绝对无阻流量 (见表2) 。

4 结论与认识

(1) 造成产能曲线异常的原因很多, 要分析每口井造成异常的具体原因然后找出解决该原因的方法来进行校正, 校正后才可以使用。

(2) 为了实现气井长期高产稳产, 一般选用绝对无阻流量的三分之一作为合理的气井生产水平。

参考文献