深层砂砾岩油藏高效举升工艺技术.docx

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1、中国石油大学（华东）工程硕士学位论文第一章 前言1.1 研究的目的及意义东辛中深层砂砾岩油藏是东辛采油厂产能建设和产量接替的重要阵地。但是，该类油藏属于低孔、特低渗的砂砾岩储层，且层内以及层间非均质严重。其油井投产初期虽具有较高产能，但天然能量不足，产量递减快，需尽快补充地层能量。然而，通过注水对地层补充能量非常困难。开发过程中，油藏已表现出地层能量下降、液面深、原油脱气严重、泵效偏低等不利现象，极大地影响了油藏的高效举升和开发效果。目前，东辛盐22、永920等深层砂砾盐区块，共有抽油机井31口，平均泵深2230m，沉没度850m，平均日液11.1m3，日油6.1t，含水38.4%，泵效34.

2、3%，平均气油比44.3 m3/t，最高气油比150 m3/t。由于原油气油比高，抽油泵将井筒中的油气水混合物举升到地面的过程中，地层液在井筒流动上升，压力会逐渐下降，地层液中的溶解气会逐渐从液体中析出，由于气体具有很强的膨胀性和压缩性，含气液体进入抽油泵时因气体的膨胀占据泵筒空间，排出液体时因气体的压缩影响抽油泵的排出量，气体影响严重，泵效偏低。针对气体对泵效影响严重的问题，通过对国内外防气工艺调研，共在11口井上试验应用了内罩式防气装置或LZX螺旋罩式沉砂气锚，但应用后泵效提高幅度并不明显。砂砾岩油藏地层能量下降快，气油比高，气锚分气效果差，泵效偏低是制约该类油藏有效开发的主要矛盾。针对开

3、发的不利局面，拟从油井流入动态特征及举升工艺两方面入手研究，提高举升效率。以矿场统计资料分析和单井数值模拟为手段，结合前阶段的研究成果，掌握油藏流体高压物性参数和低渗透油藏油井的油井流入动态特征，为举升方式的优化设计和高效举升奠定基础。以气锚评价和筛选、举升方式选择和优化设计为手段，开展高效举升工艺技术研究，确定油井合理的工作制度，研究开发综合配套工艺技术来提高单井产量，最终实现深层砂砾岩油藏的高效开发。1.2 国内外现状东辛深层砂砾岩油藏储层物性差，以低渗透、特低渗透为主，储层连通关系复杂、非均质性严重，地层补充能量非常困难，而且原油气油比较高，气体对泵效影响严重，其高效举升应从建立完善的注

4、采井网、应用高效气锚以及举升设备的优选和优化设计等几方面入手。砂砾岩油藏不仅储层物性差、渗透率低，而且油藏内幕结构复杂，缺乏地层对比标志，地层对比难度大。依靠目前的资料无法分清砂体是否连通，无法准确部署注采井网。可从精细储层对比与干扰试井工作，研究储层连通性，进而合理部署注采井网，探索出一套适合于中深层砂砾岩油藏的开采方式，提高此类油藏的开发水平。目前有杆泵主要采取的防气措施主要有两个方面：一是利用各种气锚实现泵下油气分离，降低泵筒内气液比；二是采用特殊结构的抽油泵，实现泵阀的强制启闭的环阀式抽油泵和具有液体补偿腔的液气混抽泵，减小气体对泵的影响，提高泵效。国内采用的气锚主要有以下类型1：(1

5、)利用滑脱效应的简单气锚，该气锚采用同心管结构，利用气液密度差异，通过液流的方向的改变实现气液的分离，该气锚分气效率低，适用于气油比小于20 m3/t的油井。(2)利用离心效应的螺旋气锚，该气锚采用螺旋结构，利用不同密度流体离心力的不同，使气体聚集延排气孔排至油套环空，可通过增加螺旋圈数，减小螺距；产量越高、气泡直径越大，分气效率越高。适用于气油比50-150 m3/t的高产油井，但对于产量低的井由于离心力不足，分气效率偏低。(3)利用捕集效应的盘式气锚，采用集气盘结构，将气泡聚集后利用液流的90转向时的离心效应，从而实现油气分离，分气效率介于简单气锚和螺旋气锚之间。(4)集中滑脱效应和离心效

6、应的内罩式气锚，其优点是将重力分离与螺旋分离相结合，并加长了重力分离级的长度；从而使气泡在套管环空、装置吸入口处和罩式防气装置的回流空间中实现三级分离。(5)组合双作用油气分离器组合双作用油气分离器让油气混合液在进泵前分离，达到提高泵效和产量的目的。主要由沉降分离总成、螺旋分离总成、排气阀等组成。其基本原理是利用油气的密度差，通过滑脱和离心作用将油气分开。目前可适用于高气液比条件下的举升技术主要有以下几种类型：液气混抽泵技术2。在泵体中间有一液体补偿腔能够有效地补偿位于该腔下部泵筒中的液体空缺，从而解决抽油过程中的气锁现象，提高泵效。其工作原理是：上冲程时，气液混合物经固定凡尔进入泵筒；抽汲过

7、程中，下泵筒气体从液体中分离，当柱塞到达上泵筒，换气腔中的液体进入下泵筒，将下泵筒液体上部的气体替换到换气腔处，柱塞再次下行时，下泵筒中充满液体。同时，油管中液体进入换气腔，将气体替换到油管柱中，从而避免了气锁对抽汲效率的影响。助流举升技术3。该技术是在抽油泵下安装气锚，管柱上部100-200m处安装1-2级气举阀，下井前根据油井产量、温度确定合理的气举阀下入深度和开启压力。通过气液混合物井下高效油气分离器分离后，分离出的气体进入油套环空，当环空中气体压力大于气举阀打开压力时，气体通过阀孔高速进入油管起到助流举升作用，实现携液举升。根据国内外调研情况，单纯依靠防气泵4不能有效的解决气体对泵效、

8、油井结蜡的影响，为了提高东辛深层砂砾岩油藏的举升效果，必须采用高效气锚。但是现有的气锚具存在着以下缺点：(1)处理量小、气液分离时间短。现有的防气工具一般长度在36米，抽油泵工作时含气液体流经防气工具进入抽油泵的时间仅十几秒钟，由于地层液特别是原油具有溶气性和较强的携气能力，在这么短的时间内，气体和地层液不能充分分离；(2)因防气工具总长度的限制，混合液进口和气体排出口距离短，无排气压差，气体排放量小；(3)结构单一，石油开采井下防气有多种液气分离工艺，这种单一工艺一般不会有很好效果；(4) 当油气比150 m3/t时，很难解决井下油气分离问题，也不能有效地提高泵效。盐家油田原始油气比很高，当

9、前油层压力往往低于饱和压力，气体在油层内就已经开始游离出来，当气液混合物进入气锚时，流态往往表现为段塞流（弹状流），气体滑脱效应不明显，而常规防气技术却是利用气液之间较大密度差引起的滑脱效应进行气液分离的。因此，常规防气技术5678应用并不理想。从调研和现场的应用情况看，目前气锚可适用于50-150m3/t的油井，分气的效率较低。需要根据石油开采含气原油的分离特点和针对目前的防气工具9存在的缺点设计的实用新型防气工具，提供一种具有较好的气体分离排放能力的装置，改善抽油泵的工况，提高抽油泵泵效。目前，各种举升方式都有其优势和适用范围，在适应的油藏条件下才能发挥各自的优势，人们一般通过经验方法、等

10、级权衡法以及综合评判法来进行采油方式优选和举升工艺设备与生产参数的决策。经验方法以API方法和Blais图版为代表。这类方法基于现场生产资料的统计分析规律和影响举升方式应用效果的主要因素(如产量和举升高度、设备投资和检泵作业费用及日运行费用等)建立指标体系或模版进行采油方式的评价与辅助决策。经验方法所考虑的影响因素较少，且没有考虑所研究对象在开发全过程中的动态变化规律，因而只能作为采油方式初步选择的依据。20世纪80年代，前苏联学者提出了等级权衡采油方式选择方法10，可进行各种采油方式对众多影响因素适应性的权衡分析。这种方法将影响举升方式选择和举升效果的各种定量或定性指标(包括技术、经济和管理

11、等各类指标)与评价结果之间进行关联分析研究，或利用经验或专家评判的方法进行关联研究，再进行综合评分以指导决策，其实质就是用等级方法来综合评价各种人工举升方式的主要指标，在考虑技术、工艺、使用、经济和社会等诸多因素的基础上，选出较适合的人工举升方式，主要缺点是将不同层次的定量与非定量问题放在同一个层面上进行分析决策，并且在举升方式选择中不考虑油藏的动态变化规律，或人为地将油藏动态变化过程划分成几个相对稳定的阶段进行研究。20世纪90年代初，中国石油大学(华东)采油研究所11在考虑油田开采和采油方式应用特点的基础上，应用现代软件科学理论，提出了较为完整的综合决策模式和方法，并在我国得到广泛应用。该

12、技术在进行各种采油方式对该油田(或区块)适应性和完成油田开发总体方案中油藏工程设计产量指标的可行性分析的基础上，选择技术上可行、经济上合理的采油方式，确定举升设备、操作参数以及预测工况指标。该方法采用三级模糊综合评判理论与方法，充分考虑技术、经济、管理等各类因素，建立三级模糊评判矩阵，进行综合评判与决策，是目前采油方式优选和举升工艺设计的主要方式。在明确了最适合的举升方式后，必须进行仿真计算和优化设计，从而确定油井合理的工作制度，获得高效的举升效果以及最优的经济效益。有关人工举升方式的工艺参数优化设计及提高抽油系统效率的研究12，在理论研究、应用计算软件的开发以及应用研究与分析等方面具有丰富的

13、研究成果，特别是有大量的计算应用软件在各油田得到了广泛的应用，取得了较好的应用效果，如PIPESIM软件，其功能主要包括井模拟、机械采油优化、管道和处理设备模拟以及现场规划等；PEOFFICE软件，其功能包含了从油气生产数据统计、生产动态分析、生产状态评价、生产规律预测、生产故障诊断、生产优化设计到井下管柱数据查询与管柱图制作生成的油气生产技术管理分析和生产优化设计等各个环节。近年来对人工举升方式系统效率的研究结果表明：系统效率是反映系统综合性能的技术经济指标。因此，选择以系统效率为目标函数，同时兼顾工艺参数、举升设备组合为设计变量的优化设计方法具有一定的合理性，符合油藏及油井生产实际，较好地

14、体现了系统设计的基本思想。综上所述，从完善注采井网、研制高效气锚和举升方式的选择和生产参数的优化设计入手研究，是建立东辛深层砂砾岩油藏高效举升工艺技术的有效手段。5第二章 砂砾岩油藏油井流入动态研究油井流入动态，指油井产量与井底流压之间的动态关系，主要反映了油层向油井的供油能力即油井的产能，是采油工程优化设计的基础，其重要作用在于它以产量随流压的变化形式提供了油井生产设计的边界条件。油井产能在整个开发过程中是不断变化的，然而，在某一短时间内又是相对稳定的。采油工程优化设计就是在相对稳定的阶段基于现有流入动态关系，从中寻找油井最佳的工作制度。2.1 常规油藏油井流入动态对于常规砂岩油藏油井流入动

15、态，目前已经形成了成熟的计算方法。在单相流条件下，可以采用达西渗流公式进行计算，在供给边缘压力不变的圆形单层油藏中心的一口井，其产量公式为： (2-1)另外，对于圆形封闭油藏，即泄油边缘上无液体流过，其拟稳态条件下产量公式为： (2-2)式中，qo为油井产量，m3/s；ko为油层有效渗透率，m2；Bo为原油体积系数，小数；h为油层有效厚度，m；o为地层油粘度，Pa.s；pe为边缘压力，Pa；pr为井区平均油藏压力，Pa；pwf为井底流压，Pa；re为油井供油边缘半径，m；rw为井眼半径，m；s为表皮系数，与油井完成方式、增产措施或井底污染等有关，可以由压力恢复曲线求得；a为采用不同单位值的换算

16、系数。在单相流条件下，油层物性以及流体性质基本不随压力变化，因而油井产量与生产压差呈线性关系。在油气两相渗流条件下，油藏流体物理性质和相渗透率将明显地随压力而改变，此时，油井产量与生产压差的关系是非线性的，一般采用Vogel方程进行计算： (2-3)式中，pwf为完善井井底流压，MPa；为供油面积内平均地层压力，MPa；qo为pwf压力下产油量，m3/d；qomax为在pwf =0条件下，油井的最大理论产油量，m3/d。这个关系式是建立在大量的岩石和流体物性参数的基础上，由于该关系式形式简单，同时又满足工程精度要求，因而，该关系式被石油工程师所接受。使用Vogel方程不需大量的岩石和流体物性资

17、料，只要获取流量、井底流压及平均地层压力，就可给出油井流入动态，而且与实测数据资料吻合很好。在油气水三相渗流条件下，一般采用Petrobras方法计算油井流入动态。其实质是按含水率取纯油IPR曲线和纯水IPR曲线的加权平均值，如图2-1所示，曲线A为纯油的IPR曲线，曲线B为纯水的IPR曲线，曲线C为某一含水率时IPR曲线，称为油气水三相综合IPR曲线。图2-1 油气水三相IPR 曲线Fig2-1 oil-gas-water IPR curve2.2 砂砾岩油藏油井流入动态研究砂砾岩油藏储层以低渗透、特低渗透为主，并且连通关系复杂、非均质性严重。另外，地层能量低、原油饱和压力较高，地层压力略高

18、于饱和压力时，原油在向井底流动过程中已经大量脱气。显然，砂砾岩油藏油井流入动态将呈现出更为复杂的规律，已不能采用常规油井的计算方法进行预测。目前，一般采用解析法和数值模拟法来研究油井的流入动态。解析法，是从油气渗流规律出发，依据达西渗流公式通过相应的假设条件，简化方程初始、边界条件，从而推导出单流或多相条件下油井流入动态的解析解。数值模拟方法，是在准确表述油井渗流规律(各相流体饱和度以及渗透率的变化、以及网格的局部加密等)的基础上，来模拟油井的流入动态。2.2.1 解析法砂砾岩油藏油井流入动态的复杂性主要体现于以下两方面：(1)低流压下大量脱气的影响；(2)储层低渗透率的影响。2.2.1.1

19、低流压下油井流入动态大量理论研究和生产实践表明，当井底流压低到一定程度后，油井的产量或采油指数将急剧下降，其流入动态规律如图2-2所示。通过图2-2可以看出，油井的IPR曲线可分为直线段和曲线段两部分：在直线段范围内，采油指数稳定不变；在曲线弯曲部分有2个特征点，第一个特征点B等于饱和压力，当流压低于饱和压力后，随着流压的下降采油指数降低产量增长缓慢，第二个特征点D称为最低允许流动压力，当流压低于该点后产量不仅不增加反而下降。图2-2 低流压下油井的IPR曲线Fig2-2 oil well IPR curve under low flood前苏联巴夫雷、康杜兹林和罗马什金油田，在井底压力低于饱

20、和压力的情况下进行了大量的试井工作，论证了这一关系的存在；我国大庆油田采油一厂的杏北油田也在生产中发现了这一现象，并采用峰值法来描述油井的流入动态，将图2-2中BDC段曲线定性为二次曲线，表达式为： (2-4)式中，Q为油井产量，t/d；a、b、c为待定系数；Pw为井底流压，MPa。以此为根据，选择30口理论排量相同的油井，在不同的工作制度下以产量和流压为座标，测得81个参数进行回归，得到了经验公式中a、b、c各项系数的数值：a=-0.496，b=3.164，c=l7.162，因而该地区油井流入动态可表达为： (2-5)2.2.1.2 低渗透油藏油井流入动态低渗透储层油气渗流具有启动压力，其规

21、律不满足达西定律，而且，低渗透储层渗透率往往还具有应力敏感的性质，即在地层压力下降较多时，储层岩石发生弹塑性或塑性变形，使储层渗透率下降，因而，低渗透油藏油井流入动态也具有特殊性。低渗透油气两相平面径向流的压力梯度可表示为： (2-6)油藏渗透率随压力的变化可表示为： (2-7)式中，Kro为油相相对渗透率；pr为原始地层压力，MPa；G为启动压力梯度，MPa/m；Ko为初始压力时的地层渗透率，10-3m2；K为渗透率，10-3m2；为地层变形系数。我国大庆油田采油九厂在生产实践中得到了低渗透油藏油井的流入动态曲线(图2-3)，并采用经验公式进行表述： (2-8)式中，n和A为经验常数，可根据

22、单井两组流压下的产量进行反算n和A的数值。图2-3 大庆采油九厂低渗透油藏油井IPR曲线Fig2-3 Daqing Nine Recovery Factory low permeability reservoir oil well IPR curve我国长庆油田采油一厂的矿场测试数据也表明了低渗透油藏油井流入动态的特殊性(图2-4)。该油藏的相关数据为：油层渗透率3.910-3m2，地层变形系数为0.1，原油饱和压力6.85MPa，原油密度850kg/m3，油藏压力9.5MPa。图2-4 长庆采油一厂低渗透油藏油井IPR曲线Fig2-4 Changqing One Recovery Facto

23、ry low permeability reservoir oil well IPR curve2.2.1.3 砂砾岩油藏油井流入动态从平面径向拟稳态渗流规律出发，综合考虑压敏效应、启动压力梯度以及原油脱气等因素的影响，与油相和液相相对流动能力方程相结合，建立具有最大产量点的低渗透压力敏感油藏直井流入动态方程。假设均质封闭边界地层，低渗油藏中的流动为平面径向拟稳态流，并认为与压力呈线性关系，即，可以得到类似于Vogel的IPR方程：(1) (2-9)(2) (2-10)其中 这种方法比较系统，在只有具有测试点较多时，才具有较好的应用性，在目前情况下，砂砾岩油藏的地饱压差较小，而且获得测试点较为

24、困难，因而建议采用条件下的解析表达式来计算油井的流入动态。 (2-11)其中，pre为有效地层压力，MPa；re为供给半径，m；qom为最大产油量。该方法需要获得某一口油井的四个测试点才可利用曲线拟合的方法得到该井的流入动态关系，因而在东辛砂砾岩油藏的应用中存在一定的困难。图2-5 新建测试点得到砂砾岩油藏油井IPR曲线Fig2-5 gravel reservoir oil well IPR curve for building test point2.2.2 数值模拟方法数值模拟方法已经广泛地应用于油井流入动态的研究中，包括Vogel方程在内的许多成果都是油藏数值模拟的研究结果，在油藏开发动

25、态研究中，数值模拟方法是考虑因素最全面的一种，不仅考虑到油藏几何形状、油藏岩石及流体特征，而且考虑到布井、井况特征及各种操作条件对动态的影响。随着计算机技术的迅猛发展，大大促进了数值模拟方法的广泛应用，可以断定，油藏数值模拟将成为流入动态研究的主要手段。但是，对于复杂油藏系统，其开发方式难以用简单数学模型来描述，求得这些数学模型的解析解或半解析解也是不可能的，油藏数值模拟几乎成了唯一可供使用的研究手段。2.2.2.1 砂砾岩油藏数值模拟的特殊性盐22块砂砾岩油藏数值模拟的难点在于：砂砾岩油藏以低渗透、特低渗透为主；储层连通关系复杂、非均质性严重；裂缝普遍发育；历史拟合工作量大。2.2.2.2

26、砂砾岩油藏油井流入动态数值模拟(1)三维精细地质模型的建立在地震解释数据的约束下，通过对测井分层数据差值得到构造模型中四套砂层组的顶面层面，通过地层层面构成了完整的构造模型。另外，根据工区内井网密度，结合研究精度，所建构造模型多采用10m10m的网格精度，模型网格数为NX190、NY223、NZ65，网格总数为2754050个。具有精细网格划分的构造模型可以较好的反映地层的非均质性，为属性建模提供了良好的三维框架。因为资料的局限性，往往难于把握井间的确定性信息，井间储层分布具有较大的随机性，正是基于这一原因，主要采用随机建模方法对岩相进行三维建模。岩相模型的建模思路，是通过详细的数据分析过程，

27、确定岩相的分布和概率特征、各小层中岩相的变差函数。并结合高分辨率层序地层学研究确定等时界面的分布、砂砾岩体沉积期次对比，从而确定砂体连通性等确定性信息建立三维岩相模型。储层属性模型的建立是在构造建模及沉积相模型的控制下，经过生产数据的约束，充分发挥测井数据具有的较高分辨率，选用地质统计学中适用于连续变量模拟的序贯高斯模拟算法，运用变差函数控制手段随机模拟得到20个孔隙度模型，通过平均化处理得到一个最终模型。(2)裂缝表征与建模结合区域地质概况通过成像资料刻度，建立了研究区低角度裂缝、高角度裂缝2种不同产状裂缝的识别模式。低角度裂缝在成像测井图像上，显示为深色“正弦曲线”，常规测井曲线主要特征是

28、：高的双侧向电阻率背景下，低电阻率明显异常，表现为“负差异”；声波时差数值增大，声波时差常出现跳跃现象。高角度裂缝在成像测井图上显示为深色条纹呈“V”字形，在常规测井曲线上表现为：双侧向电阻率降低，但幅度不显著并表现为“正差异”；裂缝角度越大，深度差异越大，而声波时差响应并不敏感。研究采用神经算法为Quick prop算法，集中了许多最优反传算法的优点，通过对常规测井的裂缝响应特征研究与成像测井资料统计可知，常规测井曲线AC、DEN、LLD、深浅侧向差值和岩性与裂缝发育段有很好的对应关系。因此，以上信息可作为输入信息，输入参数(ni=5)，依照裂缝识别的任务识别对象为裂缝，因此，输出参数n0=

29、1。选取100个样本组成的学习样本集，应用Quick prop神经网络学习程序，经过2901次迭代，误差小于0.05。最后，加载40个测试数据测试网络的泛化能力，其中，有4个样本所得结果错误，在测试样本正确识别率90，说明该网络模型的应用效果较好，随后，用于该地区其他井裂缝的预测，对区块内13口井的裂缝发育井段进行了预测。曲率法，是基于裂缝的生成机理而形成的一种用于刻划裂缝分布情况的数学方法。一般构造应力高说明地层弯曲大、曲率值高，另外，破裂作用也应增加。因此，构造面曲率在一定程度上控制了裂缝发育的密度、方向、宽度和深度，将盐22区块顶面构造图网格化后得到观测值，计算得到了该区块主曲率。研究中

30、，立足油田目前开发阶段下的现有资料，在对常规测井裂缝单井裂缝识别和平面裂缝展布规律预测的基础上，吸收利用前人对该区裂缝研究有关的所有资料和成果(如各种井数据、岩相研究成果、应力分析研究成果和油田生产的各种动态等)，通过对裂缝特征参数进行深入分析，采用统计学方法建立了研究区离散裂缝网络(DFN)的地质模型。建立裂缝静态模型后，进一步把这种复杂的裂缝模型转化为双孔双渗条件下的流体动力学模型。采用Warren-Root模型，按照模拟单元把复杂的裂缝实际模型转化为由三组相互正交的裂缝组组成的规则裂缝块模型。由于基质和裂缝的渗流特征是完全不同的，通过裂缝建模软件完成了裂缝静态模型到水动力模型的转换，求取

31、了裂缝系统和基质的等效渗透率和等效孔隙度，得到双重介质系统的等效渗透率模型和等效孔隙度模型，为CMG油藏数值模拟器进行数值模拟研究，提供了可靠的地质模型参数。(3)盐22区块生产井IPR曲线的确定研究采用CMG油藏数值模拟软件对盐22区块进行油藏数值模拟研究。建模过程中考虑油藏平面和纵向上非均质性及应力敏感特性，以三维精细地质模型为依据，输入流体高压物性、渗流物性、生产数据等资料建立了盐22区块油藏数值模拟模型。在油藏数值模拟中，储量计算准确率是油藏数值模拟的基础，通过修改储层孔隙度、有效厚度等参数场，以提交地质储量为基准对数值模拟计算的储量进行了拟合，各小层拟合相对误差在-0.054%0.0

32、17%之间，全油藏储量拟合相对误差为0.008%，符合行业标准，说明地质模型较为可靠，可以作为历史拟合和后期流入动态预测的基础。生产历史拟合的目的是，通过调整各项油藏参数使得计算机模拟模型与实际油藏相一致，并通过这一拟合过程加深对油藏的认识，在此基础上对生产井的流入动态进行预测研究。在历史拟合时，首先进行总体调整以确定某些未知参数，如与油藏连接的水体大小、总体压力变化情况等，通过这些调整使得模拟结果与大多数油井的动态反映接近。在此基础上进行单井拟合，在对单井进行调整的同时拟合油藏的总体指标，经过反复的参数调整，使得约80的油井含水指标与实际一致。盐22区块的整体拟合指标主要有累积产油、累积产水

33、和综合含水等指标，计算结果与实际拟合较好，拟合结果保证了目前油藏平均含油气饱和度、压力水平的可靠性，为区块内生产井IPR曲线的预测提供了比较可靠的依据。在区块与单井历史拟合的基础上，通过油藏数值模拟方法研究了区块内盐22-X12井不同井底流压下达到不同累产油量下的日产油量，回归得到了达到不同累产油量时的IPR曲线(图2-6)。图2-6 盐22-X12井IPR曲线示意图Fig2-6 Yan 22-X12 IPR curve sketch map2.2.3 砂砾岩油藏油井流入动态计算对比图2-7 不同算法得到的盐22-X12井IPR曲线Fig2-7 Yan 22-X12 IPR curve for

34、 different algorithm分别采用解析法新建模型、数值模拟法以及常规计算方法(Petrobras方法)计算得到盐22-X12井的IPR，图2-7为不同算法得到的盐22-X12井IPR曲线对比图。51第三章 砂砾岩油藏流体高压物性以及井筒多相流计算方法研究3.1 砂砾岩油藏流体高压物性计算方法研究目前，盐22块地层能量低、液面深、有杆泵沉没度较小；另外，盐22块原油饱和压力和气油比较高(pb=19.23MPa，Rp=125.7m3/m3)，这两个因素导致盐22块抽油机井气体影响严重，深井泵充满程度小，泵效偏低。3.1.1 优选原油高压物性计算公式目前可用于计算原油溶解气油比的经验公

35、式较多，依据盐22块原油相对密度、饱和压力和生产气油比的数据对公式进行优选。结果表明Glaso挥发油模型适合于盐22块原油溶解气油比的计算(图3-1)。利用该公式可得到原油溶解气油比随压力的变化曲线(图3-2)。图3-1 不同原油溶解气油比经验公式的计算结果Fig3-1 difference oil solution gas-oil ratio empirical equation result图3-2 原油溶解气油比随压力的变化曲线Fig3-2 oil solution gas-oil ratio variety curve for plus pressure3.1.2 压力对井筒混合物气液

36、比的影响油气水混合物自井底向上流动过程中，压力逐渐降低，溶解气不断析出，气液比迅速增大，井筒中就地原油流量、天然气流量和气液流量比的计算公式如下：就地原油流量： (3-1)就地天然气流量： (3-2)气液流量比： (3-3)式中，Qo为就地原油流量，m3/d；Qg为就地气体流量，m3/d；Bo为原油体积系数，无量纲；R为就地气液流量比，无量纲；Qo为油井地面产油量，m3/d；p0为标准状态压力，p0=0.101MPa； p为压力，MPa；T0为标准状态温度，T0=293K； T为温度，K； Z为气体压缩因子，无量纲。按照油井产油量5m3/d，计算得到井筒温度场(图3-3)、原油和天然气体积流量

37、随压力变化曲线(图3-4)以及气液流量比随压力的变化曲线(图3-5)，图3-4和3-5表明：当压力低于4MPa以后，溶解气大量析出，气液比迅速增大。图3-3 盐2212井温度曲线图Fig3-3 Yan22-X12 thetagram图3-4 原油和天然气体积流量随压力变化曲线Fig3-4 oil and gas rate of volume flow variety curve for plus pressure图3-5 气液比随压力的变化曲线Fig3-5 gas-water ratio variety curve for plus pressure3.2 砂砾岩油藏井筒多相流计算方法研究在油

38、井正常生产时，井筒中流动的是油-气或油-气-水三相混合物，油、气、水混合物在井筒中的流动规律井筒多相流理论，是研究各种举升方式油井生产规律共同的基本理论。在许多情况下，油井生产系统的总压降大部分是用来克服混合物在油管中流动时的重力和摩擦损失，这一总压降不仅关系到油井能否自喷及机械采油设备的负荷，而且决定着可能获得的最大产量。为了掌握油井生产规律及合理设计和调节油井工作方式，必须深入研究气、液混合物在油管中的流动规律。多相管流因其流体的非均质性和流动型态的多变性，目前还没有切实可用的严格的解析解，对于这一问题的研究大多是从基本方程出发，利用实验资料进行相关分析和因次分析等来相关各个变量的近似关系

39、。早在1797年人们就开始了多相管流问题的研究，但由于实验手段和基础理论研究水平所限，对上述诸影响因素的认识较长时间不充分，几十年来人们通过室内实验、现场实践以及理论认识的提高，研究出众多的数学相关式及图版来模拟计算多相垂直管流的压力场分布情况，纵观这许多数学相关式，其基础数学通式如下： (3-4)上式表明：油井生产过程中，生产流体由井底沿油管举升到井口的压力损失是由举升流体阻力、摩阻和加速度梯度三个主要部分构成，其中，主要部分为举升流体的压力损失。目前，人们经常采用Beggs-Brill方法进行定向井井筒多相流的计算，此关系式是由小型室内试验推导出来的，试验装置是长27.4m，内径的聚丙烯管

40、段，流体为水和空气，试验管可以以任何角度倾斜。参数控制在液量为0120L/min，气量为08500m3/d，系统平均压力为0.240.65MPa，倾斜角度为90-90。此相关式应用于定向井的工程设计，但不能预测定向井中气液混合物的流动型态，不利于分析井筒流动对气锚分气效果的影响。本研究另外采用A.S.Kaya方法预测油气水混合物在定向井的流动特性，该方法是1999年由Kaya等人在流动机理分析的基础上建立的机理模型，有较严格的理论依据，能预测定向井中气液混合物的流动型态，特别是能够预测气液段塞流中混合物的截面含气率、气泡长度以及气泡运动速度等流动特性参数，这些参数对分析气锚的井下分气效率具有重

41、要价值。第四章 砂砾岩油藏举升工艺及防气技术研究4.1 砂砾岩油藏举升工艺研究东辛深层砂砾岩油藏储层物性差，以低渗透、特低渗透为主，储层连通关系复杂、非均质性严重，通过注水对地层补充能量非常困难，而且原油气液比较高。开发过程中，油藏已表现出地层能量下降、液面深、原油脱气严重、泵效偏低等不利现象，极大地影响了油藏的高效举升和开发效果。在油田开发过程中，油井采油方式的合理选择对充分发挥油井产能、提高采收率和降低生产成本起着至关重要的作用，选择合理的采油方式是首要解决的问题。目前国内外广泛使用的人工举升方式主要有：有杆泵系统、电潜泵系统、水力活塞泵系统、喷射泵系统、螺杆泵系统、连续气举系统以及柱塞气

42、举系统等，每种举升方式在技术上和经济上都存在合理的使用范围。这些使用范围不仅取决于各举升方式自身的工作原理、使用设备和技术完善程度，而且与国际油价、油藏地质特征、油田开发政策、开发现状及环境条件等众多因素有关。为了保持油田稳产，实现少投入多产出的经济、高效开发原则，无论是在油田开发方案设计时或是油田开发实践中都存在举升方式规划和举升方式转换的问题。油田开发初期需要正确选择合理的举升方式，在油田开发实践中，随着采出程度提高和含水率增加、地层能量等影响因素的变化，需要及时调整工作参数或转换举升方式，以满足开发方案的要求。正确的举升方式是技术上可行、经济上合理、客观条件上可操作。举升方式选择、工作参

43、数优化、工作参数调整以及举升方式转换决策上的失误，将会给油田开发和经济上造成巨大损失。4.1.1 有杆泵采油方式目前这种采油方式占主导地位，约占人工举升井数的95%。近年来配套技术和工艺发展很快，深井泵泵径已形成3295mm系列，D级抽油杆、高强度抽油杆、玻璃钢抽油杆、柔性抽油杆、空心抽油杆等得到应用，12型抽油机配套使用抽深可达3000m，最高日产液量可达310 m3/d，基本上可以解决采油过程中所遇到的绝大部分问题。由于这种采油方式发展时间最长，技术比较成熟，工艺比较配套，设备装置比较耐用，故障率低，其抽深和排量又能覆盖大多数油井，这种采油方式占主导地位的现状不会发生根本改变。4.1.1.

44、1 有杆泵采油的优点(1)该设计方法及设备结构简单、管理方便、操作和搬迁容易，对于一般油井都比较适用，并可用于小井眼油井和分层开采的油井，可把油井开采至非常低的压力；(2)通常采取自然排气，有利于天然气从井内排出，比较容易消除气体影响；(3)具有较大的灵活性。油井的产能变化时，可通过调节泵径和其它工作参数，使泵的排量同油井的产能相适应；(4)能方便地进行各种地面和井下测试，能够及时准确地分析地面和井下设备的工作状况；(5)比较容易处理井下结蜡、结垢和腐蚀等问题，同时也适用于开采高粘原油；(6)技术较为成熟，设备装置较耐用，故障率低，另外，排量能覆盖大部分油井。4.1.1.2 有杆泵采油的缺点(

45、1)在井身弯曲的油井中，抽油杆和油管因偏磨损坏频率较高，因此，会影响油井的正常生产，同时增加采油成本；(2)井液含砂或其它固体颗粒较多时，易出现卡泵，另外，油气比过高时，排气会使泵效降低，甚至会产生抽油泵“气锁”；(3)下泵深度受抽油杆强度的限制，随着下泵深度的增加泵效下降较快，事故频率较高；(4)设备体积较大，在油井上使用显得过于笨重，不宜在沼泽水网等地理条件比较复杂的地区使用；(5)受结蜡的影响较大。4.1.2 电动潜油泵电动潜油离心泵，简称电潜泵或电泵，是将电动机和多级离心泵一起下入油井液面以下进行抽油的举升设备。电潜泵采油工艺，因其设备结构简单、效率高、排量大、自动化程度高等优点，可广

46、泛用于停喷后的高产油井、含水井及定向井中，是油田实现高产稳产的重要手段，统计资料显示，电潜泵平均产液量，是传统杆式泵的2倍以上。据不完全统计，目前全世界原油产量的近三分之一是由各种形式的潜油电泵开采的，潜油电泵井的数量更是数以万计，当今世界上原油开采的热点地区尤其是沙漠和海上油田，潜油电泵所占的比例更高。4.1.2.1 潜油电泵机组组成及工作原理潜油电泵机组，以电能为动力源，其工作原理是，电网电压首先经过降压变压器改变电压后，输入到变频器中；经过变频器变换至所需的电源频率后，输入到升压变压器，将电压提升到电机所需电压；通过潜油电缆将电能传输给潜油电机，潜油电机将电能转换为机械能，带动潜油泵高速旋转；潜油泵中的每级叶轮、导壳使井液压力逐步提高，在潜油泵出口处达到潜油泵要求的举升扬程，井液通过油管被举升至地