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采油工程教案院系：矿业工程学J¾一课程名称：采油工程课程编号：-授课学期：20-20学虬-授课班级：石油工程幽理任课教师：-课程类型：必修迷课程名称：采油工程第1周第1讲摘要授课题目（章、节）I第一章油井流动基本规律，油井流入动态本讲目的要求及重点难点：目的要求明确采油工程的地位、研究对象、课程特点及其学习方法。了解采油生产系统组成和采油方法及油井增产措施的基本原理，初步建立采油系统工程概念。掌握垂直井和水平井单相油流产能预测理论和方法，正确计算绘制目前和未来溶解气驱油井及产水情况下的流入动态曲线，综合分析射孔和砾石充填完井方式对油井流入动态的影响。了解气液两相管流（油井举升及地面集输管流）的基本知识。通过两相流管实验观查和认识两相流流型及其变化。重点掌握垂直管和倾斜管（水平管）两相流压降计算方法。掌握油嘴节流基本理论和动态规律。重点难点油井流入动态内容本讲课程的引入:一、基本教材李颖川主编.采油工程（普通高等教育“十一五”国家级规划教材）,2009.2石油工业出版社ISBN978-7-5021-6588-8二、参考文献1 .张建国，雷光伦，张艳玉主编.油气层渗流力学.石油大学出版社，20042 .于云琦.采油工程.北京：石油工业出版社，20063 .王鸿勋，张琪.采油工艺原理.北京：石油工业出版社，19894 .陈涛平，胡靖邦.石油工程.北京：石油工业出版社，2000三、教学目的采油工程是石油工程专业的一门主干专业课，通过课程学习使学生掌握采油工程学科领域的基本概念、基本理论和基本方法，了解并掌握提高油井产量和原油采收率的各项工程技术措施的理论、工程设计方法。四、教学要求1、理解采油工程的基本概念，掌握油井流入动态规律；2、掌握采油工程学科领域的基本概念、基本理论和基本方法；3、了解并掌握提高油井产量和原油采收率的各项工程技术措施的理论、工程设计方法本讲课程的内容:第一章油井基本流动规律油井生产系统可分为三个子系统：从油藏到井底的流动油层中渗流；从井底到井口的流动井筒中流动；从井口到地面计量站分离器的流动一在地面管线中的水平或倾斜管流。有些油井为了使其稳定生产和安全性考虑，还会有通过油嘴以及井下安全阀的流动嘴流（节流）。为此，本章将分别介绍油井生产系统的三个基本流动过程（油层渗流、气液两相管流及嘴流）的动态规律及计算方法。第一节油井流入动态原油从油层到井底通过多孔介质（含裂缝）的渗流是油井生产系统的第一个流动过程。认识掌握这一渗流过程的特性是进行油井举升系统工艺设计和动态分析的基础。油井的产量主要取决于油层性质、完井条件和井底流动压力。油井流入动态是指在一定地层压力下，油井产量与井底流压的关系，图示为流入动态曲线，简称IPR（InflowPerformanceRelationship）曲线。典型的IPR曲线如图1-1所示，其横坐标为油井产液量（标准状态下），纵坐标为井底流压pwf（表压）。当井底压力为平均地层压力瓦时（即生产压差8-Pwf=°）,无流体流入井筒，故产量为零。随着井底流压降低，油井产量随生产压差的增大而增大。当井底流压降至大气压（PW尸0）时，油井产量达到最大qmax,而它表示油层的潜在产能。就单井而言，IPR曲线反映了油层向井的供给能力（即产能）。如图所示，IPR曲线的基本形状与油藏驱动类型有关，其定量关系涉及油藏压力、渗透率、流体物性、含水率及完井状况等。在渗流力学中已详细讨论了这方面的相应理论。下面仅从研究油井生产系统动态的角度，讨论不同油层条件下的流入动态曲线及其绘制方法。一、单相原油流入动态1 .符合线性渗流规律的流入动态根据达西定律，定压边界圆形油层中心一口垂直井，稳态流动条件下的产量为CKh出一PM）7儿B,In-+SIa2J（M）对于圆形封闭油层，即泄流边缘上没有液体流过，拟稳态条件下的产量为CKh（pr-pwf）%=7；VM闻In7+s（I-Ia）式中qo油井原油产量（地面）；K油层渗透率。尽量应用试井解释的结果，若缺少试井资料也可用岩心实验数据；h油层有效厚度；"。、B"油层原油粘度及体积系数。由PVT物性资料确定，若缺少PVT资料可选用合适的相关式计算；Pr井区平均油层压力；PWf井底流动压力；re油井供给(泄流)边缘半径。可用试井解释结果，对于一般开发并常取井距之半；N一井眼半径。可用井径仪实测，也可根据所用钻头尺寸确定；S表皮系数(SkinfaCtOr)O与完井方式、井壁污染或增产措施有关，由压力恢复曲线解释获得；C与单位有关的系数，列入表1-1。表1-1系数C值单位制参数系数C产量q渗透率K厚度h粘度比压力p达西国际Sl法定实用英制实用cm3sm3sm3dbbl/d（ffi日D（达西）r10m2mD（毫达西）cmmmft（英尺）cp（厘泊）PasmPasCPatm（大气压）PaMPapsig（磅/英寸2220.5430.00708对于非圆形封闭泄流区域的油井，可以对式(I-I)和(I-Ia)进行修正，即令式中的Zrw=CU4,根据泄流面积A的形状及井点位置由图12查得相应的CX值。在单相原油流动条件(PWfpb)下，油层流体物性基本不随压力变化，故式(I-I)x(I-Ia)可表示为%=，(比一叮)1.2)上式也称为油井流动方程，其中1CKhjO=/XMoboln-+SIrW2J(1-3)或TCKhjO=/XLBoln-7+sIJ(l-3a)由式(1-2)可得Pr-Puf(M)Jo称为采油指数，一些文献中也用符号Pl(ProdUCtiVitylndeX)表示。它是反映油层性质、流体参数、完井条件及泄油面积等与产量之间关系的综合指标。其数值等于单位生产压差下的油井产量。因此可用它来评价和分析油井的生产能力。0.565A0.6040.61010.13510.571r-t-110.8840.6780.6680.9661.4402.2061.7941.4851.7241.4.07221+ :卜 +9.523212.0665图1-2不同泄流区域形状及井点位置下的CX值单相原油渗流条件下的IPR曲线为直线，其斜率的负倒数即为采油指数。在纵坐标(压力)上的截距即为平均地层压力。一般根据系统试井资料(3或4个稳定工作制度下的产量及其流压)，直接用图解法可获得可靠的采油指数。可用式(1-2)预测不同流压下的产量，还可根据式(1-3)研究油层参数。采油工程中一项重要任务就是在合理的费用条件下，努力提高采油指数。采取解堵酸化等工艺措施消除近井地带的伤害或通过水力压裂取得负表皮系数。对于高粘度的稠油油藏，可采用注蒸汽或火烧油层的热处理油层的方法降低原油粘度。2.符合非线性渗流规律的流入动态当油井产量很高时，在井底附近将出现高速非线性渗流。根据FOrChheimer(1901)提出的非线性渗流方程(1-5),积分得到油井产量二项式(1-6)方程(Sl单位制)：=v+pv2drK"(1-5)(1-6)P1-Pnf=Aq0+Ba式中V渗流速度，m/s；P原油密度，kgm3;紊流速度系数，m1;A二项式层流系数，Pa.s/m3；B二项式紊流系数，Pa.s2m6oB=S-1h2rwB表征岩石孔隙结构对流体紊流的影响。由于岩石结构的复杂性，一般可采用经验公式估计：p=aKb式中K油层渗透率，m2;a、b经验系数(对于胶结地层，可分别取值1.906x1(1.201；对于非胶结砾石充填层，可分别取值1.08x106、0.55)o在系统试井时，如果在单相流动条件下出现非达西渗流，则可用图解法求得二项式(1-6)中的系数A和B值。改变式(1-6)为Pr-P,f,d夕”(1-6a)由上式可知，(瓦-Hr)/%与q。呈线性关系，其直线的斜率为B,截距为Ao非线性二项式压降方程(1-6)也可表示为下式产量方程2Kh(pr-pwf)q。=71VoBon-S+DqI4)(l-6b)式中D惯性系数，(m3s)-102血MAare)式(l-6b)中S和Dq。都表示表皮系数。前者反映近井地带因渗透率变化所产生的粘滞渗流阻力；后者反映近井地带因流体流速变化产生的惯性渗流阻力。可将两者合并为视表皮系数SQS'=S+Dqc(1-7)式中S和D由不稳定试井确定。3.水平井产能及其特点80年代以来，国际上水平井(horizontalwell)的井数和产量一直迅速增加。对于较薄的油层或垂向渗透率较大的油藏，尤其是裂缝性油藏，钻水平井是极好的选择。如图13所示，长度为L的水平井穿过水平渗透率和垂向渗透率分别为Kh和KV的油藏，水平井形成椭球形的泄流区域，其泄流区域的长半轴为m与水平井长度有关，大大增加了井眼与油藏的接触面积。基于JOShi（1988）的研究成巢?位于油层中部的水平井，在稳态流动条件下采油指数为并不j=CKhh谓,）LIniW）二咻四L/2L2%h）（1-8）= KhK式中油层渗透率各向异性系数（各向同性地层。=1）；Kh、Kv油层水平、垂直方向的渗透率；a长度为L的水平井所形成的椭球形泄流区域的长半轴;L水平井段长度（简称井长）；Sh-Feh-水平井表皮系数；-水平井的泄流半径。式（1-8）中的泄流区域几何参数（如图1-3右图所示）要求满足以下条件L>h且L<l.8eh垂直井的产能与K和h的乘积成正比，即在较低渗透率或薄油层（或二者兼而有之）将导致较低的产能。随水平井长度L的增长，将增大油井的泄油区域，从而提高油井产能。在相同油藏条件下，水平井与直井的采油指数比值可用式（1-9）表示（假设B=I且直井与水平井的泄油半径h相同）。In-2rwln(rehw)lna÷a2-(L2)2+hLlL/2(1-9)图1-4对比了在均质地层稳态流动条件下，不同水平井长度L和油层厚度h对JMJv的影响。图1-4水平井长度和油层厚度对JMJv的影响与垂直井相比，水平井具有以下主要优点：1）与直井相比，水平井大大增加了井眼与油藏接触面积，提高泄油效率,也增大了钻遇储层天然裂缝的机会。2）在同一井场上可以钻数口水平井，能控制更大的泄油面积，有利于环境敏感地区以及海上油田的开发。3）由于水平井在一长距离内形成一低压区，而直井是形成一个低压点，所以水平井在其长度上能保持流体较为均匀地流入井筒。故它有利于开发薄油层和带底水、气顶的油层，可以减缓底水和气顶的锥进。4）从水平井中注入或采出流体能与直井的相应流体形成正交流动状态，有利于提高扫油效率和采收率。水平井的主要缺点是钻井、完井技术复杂，工期较长，水平井的成本和污染程度一般较直井高。但随着钻井、完井技术的完善配套，上述不足已明显得到改善。因此，对于一定地区，一般应考虑钻多口水平井方案，而不是选择单口水平井方案。由于水平井的产能主要取决于水平井长度，而井长又取决于钻井、完井工艺技术。因此，为了提高水平井工程的经济效益，要求钻井、完井、油藏工程和采油工程多学科的协同配合。二、油气两相渗流的流入动态当油藏压力低于饱和压力（"p,）时，油藏的驱动类型为溶解气驱（SokItiOngasdrive）,此时油藏处于气液两痛渗流。因而必须根据油气两相渗流的基本规律来研究其油井流入动态。考虑原油物性o和BO随压力的变化以及油的相对渗透率Krt）效应，对于拟稳态流动，油井工量的一般表达式为然而，式（I-Io）中的被积函数K1（oB）与压力和生产油气比等很多因素有关，其定量关系十分复杂。因此，在油井动态分析和预测中一般采用简便实用的近似方法绘制溶解气驱油藏的IPR曲线。LVogel无因次IPR曲线Vogel（1968）采用油藏数值模拟方法，针对若干典型的溶解气驱油藏条件，模拟计算出大量流入动态曲线数据。经过无因次化处理，得出图15所示的不同采出程度NpN下的无因次IPR曲线，其纵坐标为流压与平均地层压力之比瓦；横坐标为相应流压下的产量与流压为零时最大产量之比曲线（VOgeI曲线）VOgeI对不同流体性质、气油比、相对渗透率、井距及压裂井和井底存在污染等各种情况下的21个溶解气驱油藏条件进行了模拟计算。数值模拟计算结果表明，上述情况的IPR曲线都具有类似的形状，只是高粘度原油及油井存在严重污染时差别较大。VOgel在排除这些特殊情况之后，从多条无因次IPR曲线中抽取了一条如图1-6所示的参考曲线，习惯称为Vogel曲线，并用下式无因次IPR方程（Vogel方程）表示。可将它视为溶解气驱油藏渗流微分方程的近似解。Vogel方程（1-11）中不涉及油藏及流体物性参数。只需要已知目前平均地层压力和一个稳定的测试点（产量及其流压），便可绘制油井的IPR曲线，用于预测不同流压下油井的产量十分简便。【例1-1】已知B井平均地层压力为14MPa（=pb）,测试流压为IlMPa时的测试产量为30m3do试用Vogel方程绘制该井的IPR曲线。解（1）计算Qomax-q。心30HOmaX、21-0.200.801-o.2（U）一o.8（-YPrkPrJ114J=86.0"3d（2）预测不同流压下的产量计算结果列入下表pwf,MPa14131197531OQo,m3dO10.73046.560.271.179.284.486.0（3）根据计算结果绘制IPR曲线如图1-7所示。162.非完善井VOgel方程的修正Vogel在进行不同溶解气驱油藏条件的模拟计算中，虽然也考虑了不完善井（井底存在污染S>0）和超完善井（压裂S<0）的多种情况，产生了一簇曲率不同的无因次IPR曲线（图1-5）。然而Vogel曲线（图1-6）只是图1-5所示曲线簇的“平均”曲线，实际上仅代表接近完善井的情况。就其完井方式而言，射孔完井为打开性质上的不完善井；为防止底水锥进而未全部钻穿油层的井为打开程度上的不完善井。另外，在钻井或修井作业过程中油层受到污染或进行过酸化、压裂等措施的油井，其井壁附近的渗透率都会改变，从而改变油井的完善性。所有这些都会增加或降低井底附近的压力降（图1-8）,从而影响油井的流入动态。实际油井的完善程度可用流动效率Erfflowingefficiency）表示，其定义为油井在同一产量下，理想完善情况的生产压差与实际生产压差之比，即(1-12)E二一一3二，一P5心fPr-PnfPr-P.J式中Plf理想完善情况的井底流压；PWf同一产量下实际非完善井的井底流压；psk非完善井表皮附加压力降。psk>0,油井不完善；Psk<（井超完善。(1-13)由于油井的污染半径及污染区的渗透率难以确定，通常用压力恢复曲线求出S或PSko对于圆形封闭油层中心一口直井，流动效率与表皮系数可近似表示为E_Inav）-075'=-0.75+S（1.14）完善井S=O或Ef=I；增产措施成功后的超完善井S<0或Ef>l;油层受伤害的不完善井S>0或Ef<l°Standing（1970）提出将VOgeI方程中的流压用P）代替，以适应0.5EW1.5范围内的非完善井条件，即(1-15)式中Pif=Pr-(Pr-PEf(M6)图1-9为Standing按上述方程绘制的无因次IPR曲线，其横坐标中的q°max是EFl时的最大产量。【例1-2】C井Ef=0.8,其它数据同例1-1中的B井。试绘制该井的IPR曲线。解(1)计算该井在E尸1时的最大产量：=Pr- (Pr - Puf )/ = 14-(14-11 )×0.8=l 1.6MPal-0.2×0.829-0.8×0.8292=1O5.5zJ(2)预测不同流压下该井的产量：先求E.0.8时不同PWf对应的P'f,然后由下式求相应的产量以PWf=5MPa为例，对应P：f=6.8MPa=75.3m3/dU1cJ6.8CJ6.8Y=105.51-0.2-0.8114；114；改变流压计算相应产量列下表。Pwf,MPa1311975310P),MPa13.211.6108.46.85.23.62.8q,m'1d10.630.147.462.475.386.094.597.9(3)根据计算结果绘制C井的IPR曲线，如图1-7所示。值得注意：采用Standing方法计算Efl的IPR曲线时，不应超过图1-9所示无因次IPR曲线的范围Et=0.51.5。HaiTiSon提供了可用于计算高流动效率井IPR曲线的公式：%/max=L2-02792.3(M7)3、单相流与两相流的组合当油藏压力高于原油饱和压力Pb而井底流压Pwf<Pb时，油藏中同时存在单相流和气液两相渗流。典型的IPR曲线如图1-10所示。当0炉Pb时，油藏中为单相油流，采油指数为常数，IPR曲线为直线且表示为q°=JoWlpG(1.2)由此，PM=Pb时的产量qb为q)=J"(plPb)(pig)当PWf<pb时，油藏中为油气两相渗流，分别用Pb和qv代替Vogel方程(1-11)中的口及q°max,即由式(1-2)和(1-19)分别对PWf求导，在PW尸Pb点上二导数相等，得如果测试流压PWTeStpb,采油指数为PrPwftcst(1.21)如果测试流压PWfreS«pb,可将式(1-18)和(1-20)和代入式(1-19)得到单相油流采油指数Pr-Pb÷-1.o(1-22)【例1-3】已知D井口为18MPa,Pb为13MPa,测试流压为9MPa时的产量为80nd。试计算流压分别为15和7MPa时的产量，并绘制该井的IPR曲线。解计算Jo及qb80qb=Jo(Pr-Pb)= 9.46(18-13)= 47.3m3/ d=9.46m3 /(JM)qoiesiPrPb+1.0Pb/y<PbJ计算qv及QomaxJopb9.46x133qv=-2i-l=68.3m/d1.81.8q0max=qb÷qv=47.3+68.3=115.6m3/d(3)计算pw15及7MPa时的产量pwf=15>pb,用式(1-2)计算产量pwf=7<pb,用式(1-19)计算产量=47.3 + 68.3 1-0.2(工1-0.8(工qo=Jo(P,-PM)=9.46(18-15)=28.4m3/d=92.4m3/d(4)不同流压下的产量列入如下表:pwf,MPa15131197530102109qo,m3d28.447.364.980.092.43,5,115.6(5)绘制IPR曲线如图1-10所示。4、Fetkovich经验公式FetkOViCh(1973)研究认为，溶解气驱油藏油井的流入动态与纯气井相似,提出用指数方程表示为q0=c(Pr-pf)m(1-23)式中c系数，m3/(d.MPa2n);n指数，0.5<n<lo确定式(1-23)中C和n值至少需要两个系统试井的测试点数据(q。及其相应pwf)o令PWf=0,最大产油量为_2max=CPr(1-24)将式(1-23)与式(1-24)相除(归一化)，得指数式无因次IPR方程(1-25)5.斜井和水平井的流入动态Vogel提出的无因次IPR方程仅适用于直井。由于水平井和直井的流入方式不同，不能把VOgel方程不加验证地直接用于水平井。Cheng(1989)对溶解气驱油藏中斜井(水平井)的流入动态研究发现：随着井斜角增大，斜井与直井的产能倍比逐渐增大。经回归处理得出了不同井斜角的VOgel类型IPR曲线方程。式中A,BfC与井斜角有关的系数，其值列入表12。表12式126系数值井斜角,O(直井:15304560758588.5690A10.99980.99690.99460.99260.99150.99150.99140.9885B0.20.22100.12540.0221-0.0549-0.1002-0.1120-0.1141-0.2055C0.80.77830.86820.96631.0395L08291.09421.09641.1818上式存在不符合归一化的问题，即亿炉=°时，/>Hnax;Z=Pr时4。°。若取系数A=1、8+01且区>0、OO,可使方程归一化。Bendakhlia等(1989)用三维三相黑油模拟器对多种情况下溶解气驱油藏水平井流入动态进行了数值模拟研究，提出了将VOgel方程和FetkOViCh方程组合为式(1-27),用于预测水平井的IPR。(1-27)式中V和n是与采出程度有关的参数，由图I-U确定。三、含水及多层油藏油井流入动态前面的讨论主要是针对油井不产水的单层油藏或层间差异不大的多层油藏。对于存在底水、边水或采用注水开发的油藏，油井迟早要产水，并随开采时间的延续，产水量会逐步增高。下面介绍油井含水及存在较大差异的多层合采时的油井流入动态。1 .油气水三相渗流油井流入动态前述VOgeI(1968)建立的无因次IPR方程未考虑含水情况。PetrobraS根据油流VOgel方程和已知采液指数。从几何学角度导出油气水三相渗流时的IPR曲线(如图1-12所示)计算公式。某一产液量qL下的流压PWf为：/J+0.125(1-A)(1-28)(1-29)(1-30)(1-31)瓦子卜9-8勿Ha式中如L原油饱和压力Pb下的产液量；=jL(Pr-Pb)CJoamx流压为零时的最大产油量；qUux流压为零时的最大产液量；/max= /max + /(瓦一 /max"J(9-84)%max=%+/PL8,一含水率；九一采液指数。测试时，当测试流压PWfleSt2Pb时JLqIJeStPr Pwftest当Pwftest < Pb 时【例1-4】某潜油电泵井含水率高达80%,平均地层压力为IlMPa,原油饱和压力8MPa°已知测试流压为6.95MPa时产液量为210m3d0试计算并绘制其IPR曲线。解计算采液指数，因PwfiesiVpb,故A=1-0.2(等)一0.8(等)=0.222OlQJ1=7r=52.0m3/(d.MPa)(l-0.8)fl1-8+8x22+0.8(l1-6.95)由式(1.29)Qb=52.0x(11-8)=156.0nd由式(1-30)cJomax=156.0+52.0x8/1.8=387.1m3/d由式(131)qLmax=387.1+52.0×0.8(11-387.1/52.0)/(9-8×0.8)=444.0m3/d给定不同产液量，由式(1-28)计算出相应的流压值列入下表，如图1-12所示。qL,m3d0156210335390444Pwf,MPa11.08.07.04.32.702 .多层油藏油井流入动态图l-13a示意了一个简化的多层油藏情况，假定层间不发生窜流，则油井总IPR曲线及分层IPR曲线如图l-13b所示。在流压开始低于14MPa后，只有In层生产；当流压降低到12MPa和IOMPa后，I层和II层陆续出油，总的IPR曲线则是各分层IPR曲线的迭加。其特点是：随流压的降低，由于贡献产量的小层数增多，产量将大幅度增加，采油指数也随之增大。"一/a(a)(b)图113多层油藏油井流入动态对于层间差异较大的水驱油藏，采用多层合采时将会出现高渗层全部水淹（全部产水），而低渗层仍然产油的情况。其油井流入动态及含水的变化将与油、水层的压力及采油和产水指数有关。表13为某井的测试数据，由此绘制的IPR曲线及含水变化曲线如图114（a）所示。表13某含水井测试数据流压PWfMPa产油量qom3d产水量qwm3d产液量qtm3d含水fw%13.57152268.212.318193751.411.029.52352.543.8由油层的IPR曲线b及水层的IPR曲线c与纵坐标交点，可求得该井油层和水层生产时的静压分别为14.3和18MPa0由总液量IPR曲线a与纵坐标的交点，可交得该井完井时的静压为15.3MPa,图中的AB虚线为在井底流压高于油层压力时水层向油层的转渗动态。井底流压降低到油层静压（14.3MPa）之前，油层不出油，水层产出的一部分水转渗入油层，油井含水为100%。当流压低于油层静压后油层开始出油，油井含水率随之降低，采油指数和产水指数的相对大小只影响含水降低的幅度。在此情况下，放大压差提高产液量，不仅可以增加产油量，而且可以降低含水率。当油层压力高于水层压力时（ps°>psw）,则出现完全相反的情况，如图1-14（b）所示。油井的含水率将随流压降低而上升，其上升幅度除与油、水层间的压力差异有关外,还与采油指数和产水指数的相对大小有关。对于这种情况，放大压差虽可以提高产油量，但会导致含水率上升。根据上述方法，对于简单情况下的多层油藏含水井，可以用合层测试得到的IPR曲线分析油、水层的情况及其变化规律。而对于多层见水，且水淹程度差异较大的复杂情况，虽然也可以用上述方法绘制油、水和总的IPR曲线及其含水变化曲线，但它所说明的主要是全井的综合情况，或者只能定性说明出油层及出水层的情况。要确切掌握各层的流入动态，需要进行分层测试。(b)水层,徐< 油麽，Hi图114油水两层合采IPR及及含水率变化四、完井方式对油井流入动态的影响裸眼完井所产生的附加渗流阻力可用视表皮系数S'公式(1-7)综合表示。对于裸眼完井应注意采取保护性措施钻开油层(如采用快速钻进和优质泥浆等)，尽可能减少入井流体对油层的伤害。这里仅对射孔和射孔砾石充填两种完井方式及其压降动态作一概述。1.射孔完井段压降射孔的目的是在套管上穿孔，使井眼与地层连通。最常用的方法是聚能射孔弹射孔。射孔完井方式能有效的封隔含水夹层、易塌夹层和底水；能完全封隔和选择性射开不同压力、不同物性的油层，避免层间干扰；具备实施分层开采和选择性增产措施的条件。射孔完井单孔结构如图115所示。(1-32)(1-33)(1-34)若仅考虑射孔压实伤害而忽略其它因素，基于非线性渗流方程(1-5)积分得到射孔完井段压降二项式(通过畅通射孔孔眼压降)：2=-Puf=A”/+BP或其中0.339×10-,7,B>11"4,N%lrrJ式中pwfs,pwf油层岩面流压，井底流压，MPa；qo油井产量，m3d;射孔层流系数，MPa.dm3;射孔紊流系数，MPa.d2m6;原油粘度，mPa.s；原油体积系数，m3/m3o孔眼长度，m；孔眼压实环渗透率，103m2;射孔密度，m,;射孔段厚度，m；八一孔眼半径，孔眼压实环半径，m；po原油密度，kg/m3；p射孔压实环紊流速度系数，m,o可用经验公式估计：Z?P=7.64×101;12(1.35)利用上式计算Ap、与时，八、小、Lp.KP等参数难以确定。这些参数应由射孔公司提供，如无法获得试验资料，可按MCleod(1983)的下述建议确定。rc=rp+0.0127对于在泥浆压井条件下射孔：KpKft=KcIK对于在盐水压井条件下射孔：KPlKd=KCIK式中Kr、Kd分别为未污染、受污染的油层渗透率，103m2;Kc/K射孔压实环渗透率与射孔前岩心渗透率的比值。通常由射孔公司试验提供，也可参考表1.4。表14压实环渗透率比值射孔工作液压力条件Kc/K高固相泥浆正压差0.01-0.03低固相泥浆正压差0.02-0.04非过滤盐水正压差0.04-0.06过滤盐水正压差0.08-0.16过滤盐水负压差0.15-0.25干净射孔压井液负压差0.30-0.50理想射孔压井液负压差1.00为了获得理想的射孔效果实现高产，除了需要合理选择射孔方法、射孔压差和射孔液以外，还需要进行射孔参数(孔密、孔深、孔径、布孔相位角等)的优化设计。2.射孔-砾石充填完井段压降许多非胶结砂岩若不严格限产，会伴随地层流体出砂。地层出砂会导致许产问题，包括井设备和地面管线的冲蚀，在井内沉积形成砂堵。严重出砂会造底坍塌损坏套管。砾石充填是目前常用的防砂完井方法。将大于平均地层砂粒子(称为砾石)充填在油层与筛管或割缝衬管之间，挡住大部分地层砂，只让颗粒通过并产出。射孔一砾石充填完井的井底结构如图1-16所示。油流先进入炮眼，再经过砾石充填带进入井筒筛管内。对于高渗透胶结疏松地层，射孔孔围压实带仍具有较高的渗透性，在射孔孔眼中因充填砾石则增加了渗流阻力。串联叠加原理，射孔-砾石充填完井段压降可用以下二项式估计。P=Pwfs-Pwf=(AP+Ag)qo+(Bp+Bg)q；(1-36)Bp-一分别由式（1-33）、（1-34）表示的射孔层流、紊流系数；-砾石充填带层流系数，MPa.dm3o3.68,”CC-OKG匕NhP(1-37)G-砾石充填带紊流系数，MPa.d2m6oLSexlO-l72PoLG尸;M居(1-38)PG-砾石充填带紊流速度系数，m,o可用下式估计BG=4.82X107K涔5(1-39)L-砾石充填带径向距离，mo建议取从水泥环外边缘到井筒内筛式中Ap,Ag-管外径之间的距离。Kg砾石渗透率，10'3m2oGUrley建议根据砾石筛析所用筛网尺寸估计KG值，见表1一5。筛网尺寸，目（孔/in）Kg,103m210-2016-3020-4040-605.0×1052.5×1051.2×1054.0×104表1-5筛网尺寸与KG数据五、预测未来油井流入动态在衰竭式开采油藏中，油井的产能随采出程度增大和油藏压力降低而衰减。正确地预测未来油井的IPR曲线对于预测油井的停喷条件和选择机械采油方式具有重要的实际意义。用于预测未来油井IPR曲线的方法很多，下面介绍两种比较简便实用的方法。1 .Fetkovich方法指数式（1-23）中的指数n不变，而系数C考虑随油藏压力瓦线性变化。c一但力CF-cP-'PQ（1-40）式中下标F和P分别表示未来（FUtUre）和目前（PreSent）的油藏条件。所以未来油藏压力""条件下的IPR曲线可表示为q。F=CP红G%-IPrPJ（1-41）2 .Vbgel-Fetkovich组合方法其思路是先按Fetkovich方法确定未来条件下的最大产量q0,然后按VOgel方程计算其IPR曲线。由指数式（1-23）和（1-41）,目前和未来油藏压力条件下的最大产量分别为iJomaxP=CPPrP（J42）(1-43)由以上二式相除得夕max产%maxP(l-43a)若取n=l,上式可简化为qcmaxF omaxP(1-44)将上式代入Vogel方程，预测未来地层压力条件下的IPR方程为(1-45)【例1-5已知目前油藏压力Dr=Pb=20.68MPa,当PWf为17.23MPa时q。为31.8m3d0预测未来油藏压力记为13.8MPa,PWf为6.9MPa时的产量，并绘制目前和未来油藏压力条件的IPR曲线。解取n=l,采用Vogel-Fetkovich方法(1)求目前油藏压力prp=20.68MPa时的qopq=1_0,2fW.0.8田1_02.0,O,回丫q<,mapIPrPJIPrPJ,20.68J,20.68J=027831.8aa/Jqomaxp=114.4m/d±map0,278(2)求未来油藏压力用F=13.8MPa时的q0nmFq。*=q。z(pp)3=114.4×(13.8/20.68)3=33.99m3/d=33.99-。倘2(3)用Vogel方程求pwf=6.9MPa时qF1-02bS=23.79m3/d(4)绘制目前和未来油藏压力条件下IPR曲线如图1-17所示课程名称：采油工程第_1一周第一2一讲想要一授课题目（章、节）气液两相管流基本概念及基本方程，气液两相管流计算方法本讲目的要求及重点难点：目的要求明确采油工程的地位、研究对象、课程特点及其学习方法。了解采油生产系统组成和采油方法及油井增产措施的基本原理，初步建立采油系统工程概念。掌握垂直井和水平井单相油流产能预测理论和方法，正确计算绘制目前和未来溶解气驱油井及产水情况下的流入动态曲线，综合分析射孔和砾石充填完井方式对油井流入动态的影响。了解气液两相管流（油井举升及地面集输管流）的基本知识。通过两相流管实验观查和认识两相流流型及其变化。重点掌握垂直管和倾斜管（水平管）两相流压降计算方法。掌握油嘴节流基本理论和动态规律。重点难点1、气液两相管流基本概念及基本方程，2、气液两相管流计算方法内容本讲课程的内容:第二节气液两相管流基本概念及基本方程气液两相管流（gasliquidtwo-phaseflowinpipes）是指游离气体和液体在管中同时流动的情况。地层流体通过井筒举升油管和地面出油管线的流