【摘 要】
:
在气田快速上产过程中,部分低产井完井后不试气直接投产时,需要先期预测气井产能,及时对气井产能作出合理的预测,这对气田的开发具有积极的意义.本文从渗流力学角度出发,分析影响气井产能的因素,确定气井的试气无阻流量qAOF与射孔部位测井解释ΣKh的关系,绘制预测图版,用来推断和预测投产井的产能指标.
【机 构】
:
中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林 719000
论文部分内容阅读
在气田快速上产过程中,部分低产井完井后不试气直接投产时,需要先期预测气井产能,及时对气井产能作出合理的预测,这对气田的开发具有积极的意义.本文从渗流力学角度出发,分析影响气井产能的因素,确定气井的试气无阻流量qAOF与射孔部位测井解释ΣKh的关系,绘制预测图版,用来推断和预测投产井的产能指标.
其他文献
针对航道整治工程建设过程中环境复杂多变、组织机构之间信息共享和传递困难等问题,在航道整治工程项目目标动态控制中采用BIM技术,实现工程建设信息的直观展示、高效查询和共享,为项目动态决策提供科学、必要的技术保障,从而更好地应对航道整治过程中复杂多变的环境,确保建设目标得以实现.依托长江干线武汉—安庆段6m水深航道整治工程,将工程进度、质量和投资信息与构件级模型关联,实现对航道整治工程项目三大目标有效的动态控制.
针对人工监测效率不高、监测频率无法满足极端天气下基坑的监测要求等问题,采用自动化监测方法进行监测,并辅以人工监测进行定期比对.结果表明,静力水准仪与电子水准仪监测结果相近,固定式测斜仪与滑动式测斜仪监测结果曲线非常吻合,曲线变化形态与现场施工状况相符.自动化监测用于基坑监测具有良好的可靠性,面对受力复杂、恶劣天气频繁的基坑,在成本可控状态下应尽量采用自动化监测.
针对我国沿海港口密实砂土、回淤粉土绞吸挖泥船挖掘效率低的问题,进行密实粉土切削试验研究,得到密实粉土的切削阻力特性,并针对大功率绞刀挖掘密实砂土的特点,优化刀臂的断面形状,建立绞刀的三维模型,分析绞刀挖掘砂土的受力情况和绞刀在最危险工况下的应力与变形,研制出一款密实砂绞刀.研究成果在实船应用表明,在同等工况条件下,密实砂绞刀挖掘生产率明显提高.
油气煤铀的共生过程伴随着复杂的有机-无机相互作用,对于加深理解油气煤铀共生/存机理及其能源矿产资源的综合勘探与合理开发具有重要的指导意义,在相关的环境质量评估与污染治理等方面也有一定的应用价值.在文献调研的基础上,本文总结了络合作用、还原作用、吸附作用、微生物作用以及铀的放射性作用在成矿(藏)过程中的意义及其进展,讨论了共生能源成矿模式的局限性.综合分析了鄂尔多斯盆地共生能源形成过程中所涉及的相互作用及其对能源空间分布的控制.由此指出了有机-无机相互作用在能源勘探开发、地质构造及成岩环境评价、环境污染治理
油水界面扩张流变性的研究能加深化学驱提高采收率机理的认识,因为界面扩张流变性是对界面吸附膜特性的精确反映,可以获得表面活性剂分子和聚合物分子在界面上形成吸附膜结构的信息,以研究表面活性剂分子和聚合物分子在岩石孔隙中流动状态下的界面特性.本文选取海上J油田三种具有代表性的化学驱体系,利用悬挂滴法,采用正弦周期振荡的方式,研究了表面活性剂浓度和振荡频率对界面扩张流变性的研究.结果显示:随着表面活性剂浓度增加,油/水界面张力降低,界面扩张模量降低,相角增加逐渐达到平衡值.随着频率的增加,油/水界面张力几乎不变,
实现非常规页岩油藏高效开发可以解决常规油气资源剩余储量短缺问题,保障我国能源安全具有战略性重要意义.根据页岩油藏储层基本特征,分析了页岩油藏不同提高采收率方式的可行性,认为注CO2方式更加适合页岩油藏.在实现双碳目标(碳达峰、碳中和)的背景下,注CO2一方面有效提高页岩油藏采收率,一方面有利于推动碳捕获、利用与封存(CCUS)进程.因此未来不仅页岩油藏注CO2技术应用规模甚至应用至其他非常规如致密油、页岩气等都将会进一步扩大.在此基础上分别阐述了注CO2技术(CO2驱、CO2吞吐)的驱油机理、影响因素、存
堡古2区块Es1油藏为典型复杂断块挥发性油藏,经过多年水驱开发,目前油藏存在地层压力低,原油脱气,综合含水高,采出程度低等问题.为了探索该类油藏水驱后注氮气提高采收率可行性,系统开展注氮气室内实验研究.通过开展注氮气油藏流体高压物性分析和细管实验,论述了注氮气对挥发性油藏流体相态特征影响.随着氮气注入量增加,地层原油的体积膨胀系数增强,地层油黏度和密度随氮气注入基本保持不变.细管实验表明注氮气后油藏采出程度增加,但不能实现混相.
渤海油田油气资源储量丰富,开发潜力大,但原油多为高含蜡、高凝点,该性质为海上油田安全、高效开发带来了挑战.对于高含蜡、高凝点、高黏度的原油输送海管,渤海油田通常通过掺水外输方式进行输送.渤海某平台原油具有高含蜡、高凝点的物理特性,由于是新投产平台,产水量较低,掺水水源通常来自水源井,因此当水源井或掺水泵一旦发生故障无法实现掺水工况下,平台将会被迫停产,对海管进行紧急置换,将会严重影响产量.为了提高高凝点原油混输海管的抗风险能力,根据油田实际运行数据进行了理论研究,并开展了降低掺水量的先导性试验进行了验证,
海上B油田为高孔高渗油藏,采用大井距水平井网开发,井距范围625~917 m,目前综合含水达到78.8%.为了封堵优势渗流通道,改善B油田水平井水驱开发效果,开展了水平井氮气泡沫调驱研究.利用CMG软件对B油田氮气泡沫调驱注采参数进行优选,研究结果表明,采用段塞注入方式、注入量20400 m3、氮气注入速度1500 m3/h、气液比1:1、段塞大小5 d、起泡剂浓度0.5wt.%、段塞时间间隔为1~2 d时开发效果较好.从实际效果看,调驱后B油田I1H井组递减趋势得到明显减缓,由措施前的9.1%下降到措施
套管腐蚀是渤海油田套损的主要类型,约占52.8%,中海油防腐图版仅限定二氧化碳分压和温度两个指标,考虑因素不够全面,且都是以最恶劣工况为实验条件,存在过度防腐等降低经济效益的风险,需要深入研究腐蚀行为和优化防腐材质选择,尤其针对效益临界化的边际油田.为此,以渤海某边际油田实际水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究不同材质套管在CO2和微量H2S共存环境中的腐蚀特征,分析得到了微量H2S对CO2腐蚀具有明显的抑制作用,建立了考虑含水率变化的长期腐蚀速率计算模型,分析得到含水率对腐蚀速率影响较大,在油田生产初期含水