气井产量模型
气井产量模型
气井产量模型是一种将气井的生产能力与地下储层参数相联系的数学
模型。通过运用数学、力学和流体力学定律，对气井的生产能力进行
分析和计算，在一定程度上预测和评估气田的产能和开发潜力，为气
井的开发生产提供了科学依据。
气井产量模型的建立需要依据气井的生产数据和地下储层参数进行分
析和计算。具体来说，需要衡量气井的初始产能、渗透性系数、裂缝
压力、水力压力等影响因素，从而建立一个综合性的数学模型，用于
预测气井的产能和生产潜力。
气井产量模型的建立和应用可以为气田的开发和生产提供科学依据和
技术支持。首先，气井产量模型可以帮助气田开发者和生产者把握气
井的产能和生产潜力，从而对气田的开发计划和生产方案进行更加合
理的制定和调整。其次，通过对气井产量模型的研究和分析，可以预
测气井的长期生产趋势和变化规律，从而为气田的可持续开发和生产
提供基础支撑。最后，气井产量模型还可以为气田的勘探、评估、设
计和储量计算提供数据支持和分析工具。
总的来说，气井产量模型是一种重要的数学模型，在气田的开发和生
产中具有重要的应用价值。在未来，随着气田技术的不断发展和完善，
气井产量模型还将继续发挥更为重要的作用，为我国天然气产业的发展和繁荣做出更大的贡献。
单一煤储层煤层气直井合理产气量的确定
单一煤储层煤层气直井合理日产气量的确定 摘要：确定单一煤储层煤层气直井合理的日产气量为煤层气井合理布置及经济评价提供依据。根据等温吸附、水/气启动压力梯度流动等理论，构建了单一煤储层条件下煤层气直井合理日产气量的数理模型，量化了不同储层条件下煤层气直井合理的日产气量。沁水盆地中南部煤层气实际排采资料与预测结果对比验证了模型的准确性。根据构建的预测数学模型，得出了平均日产气量与主控影响因素间的关系。即：随着煤储层渗透率或临储压力比的增加，平均日产气量呈指数形式增加；含气饱和度与平均日产气量之间呈线性关系。单一煤储层下煤层气直井合理日产气量的确定，为现场煤层气直井选址及经济评价提供了理论依据。 关键词：煤层气；日产气量；渗透率；临储压力比 中图分类号：P618.11, TE377 文献标识码：A 文章编号： 煤层气直井的日产气量是由煤储层本身属性、三维地质边界、开发工程等共同影响的。大量现场实践表明：工艺技术大致相同、不存在人为操作重大失误的情况下，煤储层本身条件的差异对煤层气直井日产气量影响很大。确定出合理的煤层气直井日产气量，对科学进行开发决策、降低投资风险等方面具有重要意义。天然气和煤层气的主要成分均为甲烷气体，但其产气机理有明显差别。目前，天然气直井合理日产气量的确定方法主要有采气指示曲线法、数值模拟法、产量不稳定分析法和矿场生产统计分析方法等[1-4]，但煤层气直井的合理日产气量却鲜有报道。两者产气机理的明显差异决定了借鉴天然气井合理日产气量的方法进行煤层气直井日产气量确定的局限性。本文从煤层气井生产特点实际出发，构建了煤层气直井合理日产气量的数理模型，并对不同储层属性参数下合理产气量进行了探讨，以期为煤层气经济评价、区块选择、开发决策等提供依据。 1煤层气直井合理日产气量数理模型的构建 1.1 煤层气直井产气范围某点含气量变化的数理模型 煤层气直井的日产气量是指解吸范围内日解吸气量的累加。排采时，距井筒一定距离的某点处压力时刻在发生变化，其解吸气量也在发生变化。因此求取距井筒某点处解吸气量是建模的第一步。 根据等温吸附理论[5]，可以得出排采时某点处的临界解吸压力为： L l L V P p V V = -00 （1） 式中：p l 为临界解吸压力，MPa ；V L 为兰氏体积，m 3/t ；P L 为兰氏压力，MPa ；V 0为实测含气量，m 3/t 。 气体解吸产出后，气压传播的距离在发生变化。根据气体试井理论[6]可知气体解吸产出后排采t 时间气体的传播影响距离为： l R = （2） 式中：R l 为气体解吸产出后排采t 时间的传播影响距离，m ；k gl 为煤储层渗透率，mD ；μ为煤层气流动时的粘度，mPa·s ；S g 为气/水两相流中的含气饱和度，小数；Φ为煤储层孔隙度，%；t 为煤层气直井产气后的排采时间，d 。 煤储层渗透率的大小一定程度上反映 了流体运移通道畅通程度，煤层气能否产出是气体的启动压力梯度和储层压力耦合作用的结果。渗透率与启动压力梯度之间存在如下关系[7-9]： b gl ak λ= （3） 式中：λ为启动压力梯度，MPa/m ；a ，b 为常数，可以由实验测试拟合得出。 进入气/水两相流后，根据气体流动理论[10]，得出解吸范围内距井筒r g 处气压变化为： 2222ln ln gr l w l l l g w p p R p p R r r -=- （4） 式中：p gr 为煤层气体解吸影响半径范围 内任意一点处的储层压力，MPa ；R l 为气体传播影响半径，m ；p w 为井底流动压力，
直、斜、水平井产能计算
6.3 注采井产能确定（直、斜、水平井） 文23储气库注采井根据所处产能区的不同，将会采用直井、斜度井和水平井三种不同的井型来进行注采，而准确的分析三种井型的产能，对于气库井网部署有着极其重要的意义。 6.3.1注采井产能确定依据与方法 1）直井产能计算模型 根据天然气在多孔介质中流动的偏微分方程的解析解可得到垂直井产能计算方程为： 压力平方形式为： 22 ()/() 0.472ln sc sc R wf i i sc g e w KhZ T p p Z p T q r r πμ-= 式中：K ———————气层渗透率， 10-3μm 2； h ———————生产层有效厚度，m ； Z SC ———————标准状况下的气体偏差因子； T SC ———————标准状况下的温度，K ； P R ———————地层压力，MPa ； P wf ———————井底流压，MPa ； μi ———————初始条件下的气体粘度，mpa.s Z i ———————初始条件下的气体偏差因子； P SC ———————标准状况下的地面压力，MPa ； r s ———————气井泄气半径，m ； r w ———————气井井筒半径，m ； 利用该公式，分别在高、中、低产井区选取了3口代表井进行产能计算，以验证公式理论推算气量与实际生产气量、不同井区各井的产量比率。 表6.3-1 模拟计算参数表
通过计算，得到了3口井的理论产量（见表6.3-2），其计算值与实际值较为接近，均略小于其实值。 表6.3-2 3口气井产量计算表 2）斜井产能计算模型 Cinco、Miller和Ramey等人提出了在直井产能方程中加入斜井拟表皮因子的方法解决了斜井的产能计算问题，并提出了计算斜井（图6.3-1）拟表皮因子的方法： 图6.3-1 斜井示意图
基于概率模型的气井效益评价方法
基于概率模型的气井效益评价方法 气井效益评价是评估一个气井的产能和经济效益的方法。基于概率模 型的气井效益评价方法是一种使用概率统计方法来评估和预测气井产能和 经济效益的方法。下面将详细介绍基于概率模型的气井效益评价方法。 首先，基于概率模型的气井效益评价方法需要收集和分析大量的数据，包括地质、地球物理、工程和经济数据等。这些数据可以用来建立一个概 率模型，用于评估和预测气井的产能和经济效益。 其次，建立概率模型需要考虑多个因素，包括气井地质特征、气藏性质、渗透率、含气饱和度、孔隙度等。可以使用统计方法对这些因素进行 分析和建模，找出它们之间的关联关系，并将其纳入概率模型中。 第三，基于概率模型的气井效益评价方法可以使用贝叶斯方法进行预 测和评估。贝叶斯方法是一种用来处理不确定性的统计方法，通过结合先 验信息和观测数据来更新先验概率。在气井效益评价中，可以使用贝叶斯 方法来更新气井产能和经济效益的概率分布，以得出更准确的评估结果。 第四，基于概率模型的气井效益评价方法可以使用蒙特卡洛模拟方法 进行模拟和分析。蒙特卡洛模拟是一种基于概率的随机模拟方法，可以通 过生成大量的随机样本来评估和预测不确定性事件的概率分布。在气井效 益评价中，可以使用蒙特卡洛模拟方法来生成大量的随机样本，以模拟气 井的产能和经济效益，并计算其概率分布。 最后，基于概率模型的气井效益评价方法需要进行不断的更新和调整。由于地质和工程条件随时间变化，气井的产能和经济效益也会随之变化。 因此，需要定期更新概率模型，以反映实际情况，并对气井的产能和经济 效益进行更新评估。
总之，基于概率模型的气井效益评价方法是一种使用概率统计方法来评估和预测气井产能和经济效益的方法。通过建立概率模型、使用贝叶斯方法和蒙特卡洛模拟方法，可以对气井的产能和经济效益进行更准确的评估和预测。此外，需要定期更新概率模型，以保持其准确性和可靠性。
油气层产能预测方法及模型
油气层产能预测方法及模型 油气层产能预测是油气勘探和开发的重要部分。在勘探阶段，油气层产能预测可以指 导勘探评价和勘探开发，有助于合理制定开发计划和优化生产措施。在生产阶段，油气层 产能预测可以对油田的整体生产管理和运营调整提供依据，实现油田的持续高效开发。本 文将介绍油气层产能预测的方法和模型。 油气层产能预测方法主要包括经验法、统计法和物理模拟法。 1、经验法 经验法是基于相似油气田的开发经验，通过在目标油气层和砂体的关键位置进行裸眼 观察、岩心分析和试油试气等手段，综合分析确定油气藏的主要参数，如孔隙度、渗透率、投资强度等参数进行预测。经验法主要用于早期勘探开发阶段、数据不充分的地区和开发 周期较短的项目预测工作。 2、统计法 统计法是用统计学原理对已有油气开发数据及勘探信息进行分析和处理，通过建立数 学模型进行油气层产能预测。 常用的统计法包括： （1）线性回归分析：通过对产量或产值与各个影响因素之间的线性关系进行分析， 确定油气田产能的主要控制因素，建立产能预测模型，进行产量预测。 （2）神经网络模型：神经网络是一种类似人脑的处理和推理系统，在油气层产能预 测中应用广泛。通过神经元的联结学习，模拟人类大脑，能够自动学习规律和模式，处理 复杂的非线性问题。神经网络模型主要用于处理多因素、非线性和不确定性等问题。 （3）贝叶斯网络模型：贝叶斯网络是一种基于概率推理的图表模型，能够对多个因 素进行精细建模，通过对因素之间的联结和依赖进行分析和学习，确定油气田的产能预测 模型。贝叶斯网络模型主要用于油气层产能预测中的决策分析和风险评估等。 3、物理模拟法 物理模拟法是基于物理化学本质和实验数据建立的数学模型，通过油气层流体动力学、热力学、地质力学等方面的分析和模拟，预测油气藏的产能。 （1）物理模型实验：通过模拟实验在不同的挠曲模拟变量下对油气层产能进行研究 和预测。实验模型一般包括物理模拟模型和具有尺寸、性质、流场模拟的模型，模拟的实 验一般耗费时间和成本很高。
气井产量递减分析方法
气井产量递减分析方法 摘要：常规气井经过投产以后产量稳定到一定时期就进入到递减阶段，主要采气期和产气量集中于递减期，因此对气井产量递减问题的研究具有重要意义和实际应用价值。本文提出了视初始递减点和递减段的确定方法，依据Arps递减模型，详细解释了指数递减、双曲递减和调和递减三种产能递减规律，提出多种判断递减类型的方法，该方法能更科学有效地进行产量递减分析和产能递减预测，具有实际应用价值。 关键词：产量递减；Arps 模型；递减分析方法 引言 在油气田开发兴起、成长、成熟到衰亡的全过程中，其油气田产量的变化上必定要经过上升阶段、稳产阶段、递减阶段。不管是气藏还是气井产量稳定到一定时期都要进入递减阶段[1]。开展产量递减分析方法研究是掌握气井生产动态、预测未来产量的基础，为气田高效开发提供一定的理论依据。目前递减规律研究的主要理论依据是美国学者 Arps于1945[2]年提出的产量递减规律方程式，此方法在工业界被广泛应用于气井产量递减分析及累产气预测。本文详细地研究了Arps三种产量递减曲线特征及递减分析方法，该方法对未来产量的变化和最终可能开发指标的预测具有非常重要的意义。 1 数据处理 气井的产量数据会因诸多原因具有较大的波动性、阶跃性。一个气田或一口气井的产量数据，不会从一开始递减就遵循某一种递减规律。大量的实践证明气田或气井的产量数据一般在某一开采阶段遵循一种递减规律，而在另一开采阶段则更好地遵循另一种递减规律。在应用常规产量递减规律分析方法获得的初始递减产量q i和初始递减率Di不是气藏或气井的真正初始递减产量和初始递减率。本文称这种获得的初始递减产量为视初始递减产量，初始递增减率为视初始递减率。 1.1 视初始递减点的确定
气田常用产能计算公式及配产方法
气田常用产能计算公式及配产方法 作者：折文旭夏玉琴韩玙田建韩旭李勃阳周维锁文新宽杨燕 来源：《中国科技博览》2019年第02期 [摘要]目前气田常用的产能计算方法主要包括理论方法和经验公式法，根据气藏的驱动能量及开发阶段不同，气体的流动状态可以分为稳态和拟稳态两类。合理配产是气井合理生产制度的核心。常用的配产方法是经验配产法、采气曲线配产法、节点分析配产法。对气田常用的产能计算公式和配产方法进行总结，便于产量计算需要时使用。 [关键词]产能；气井；经验公式；配产 中图分类号：H319 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）02-0142-01 产能就是油气储层动态特征的一个综合指标，它是油气储层生产潜力和各种影响因素之问在互相制约过程中达到的某种动态平衡。井筒提供了储层流体和地面管线的流通通道，如果在一定时间内，地层平均压力变化可以忽略，当确定了井口回压或井底流压时，气井的产量可以利用渗流力学方法计算得到。气井的气井产能评价与预测的方法很多，概括起来主要包括理论方法和经验方法。 1 产能计算理论方法 1.1稳定状态流动条件下天然气产量的计算方法 气井产能为一定井底回压下的气井供气量。如果气井采出多少气体外界就补充进等量的气，则气井以恒产量生产一段时间后会达到稳定。事实上，外界不可能有气源，气井生产一般不存在稳定流，只是在一个短时间内可以把流动视为稳定的。为了建立气体从外边界留到井底时流入气量与生产压差的关系式，假设气层水平，等厚和均值，气体平面径向流入井底。气体在渗流过程中，由于压力不断变化，因此气体的体积也在不断变化，由于气体的粘度要比液体要低的多，因此，气体的渗流速度，尤其是井壁附近，比液体要高的多。一方面压力损失更集中于井壁附近，保护气井不受污染更加重要；另一方面，气体渗流过程中的惯性损失已不能忽略，因此达西定量已经不再适用，此时气井的径向流动状态要利用二项式定律描述： 式中A，B分别为达西流动系数和非达西流动系数，并表示如下： 式中：Pe—气藏供给边界压力，MPa；Pw—井底流压，MPa；qsc—标准状态下气井产量，m3/d；K—气层有效渗透率，10-3μm2；μg—气体粘度，mPa·s；Z—气体偏差系数；T—气层温度，K；h—气层有效厚度，m；re—泄气半径，m；rw—井底半径，m。 1.2拟稳定状态流动的气井产能公式
气井产能计算方法介绍及应用
气井产能计算方法介绍及应用 气井产能计算方法介绍及应用 摘要：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。通过实际生产实例来分析计算方法在白马庙气田蓬莱镇组气藏气井产能，白云岩气藏基质酸化后产能预测，苏里格气田特殊开采模式下的气井产能中的应用。并在综合比较中得出不同气井应采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。 关键词：气井产能；计算方法；应用； 引言：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。通过实际生产实例来分析所采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。 一、气井产能试井测试计算方法 气井产能试井测试主要包括4种方法，即一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。 1．一点法测试 一点法测试是测试一个工作制度下的稳定压力。该方法的优点是缩短测试时间、减少气体放空、节约测试费用、降低资源浪费；缺点是测试资料的分析方法带有一定的经验性和统计性，分析结果有一定的偏差。经验表明，利用该方法测试，当测试产量为地层无阻流量的0.36倍时，测试结果最可*。测试流动时间可采用以下计算公式： [1] 式中：——稳定时间，h； ——排泄面积的外半径，m； ——在下的气体黏度，； ——储存岩石的孔隙度； K——气层有效渗透率，； ——含气饱和度。 2．系统试井 系统试井又称为常规回压试井，也称多点测试，是测量气井在多个产量生产的情况下，相应的稳定井底流压。该方法具有资料多，信息量大，分析结果可*的特点。但测试时间长，费用高。系统试井测试产量的确定：①最小产量至少应等于井筒中携液所需要的产量，此外还应该足以使井口温度达到不生成水化物的温度；②最大产量不能破坏井壁的稳定性，对于凝析气藏，还要考虑减
气井产能试井方法计算与分析评价
西南石油大学成人教育学院 气井产能试井方法计算与分析评价 学生姓名：冯靖 专业年级：油气储运本科 指导教师： 评阅老师： 完成日期：2010年8月26日
摘要 气井产能试井在气田开发工程中占十分重要的地位，是确定气井合理工作制度和气井动态分析的依据。高压气井在试井时，开井期井底压力常出现上升现象、有时出现油嘴大（产量高）井底流压也大的现象，导致建立的产能方程不符合实际情况，从而得不到绝对无阻流量。因此，研究高压气井产能评价方法有其必要性。本文通过对S气田C1井进行分析计算，分别运用了二项式、指数式和二次三项式、三次三项式的方法，进行计算和分析评价。计算结果表明，对于高压气井，高压气井试井方法较原有方法更简便、更精确。 关键词：高压气井，气井产能，稳定试井，渗流规律，无阻流量，三项式
ABSTRACT The gas well deliverability test is very important in the project that recovery gas field. It can assure rational working system of the gas well and is the bases that conduct dynamic forecasting. It’s a new method for three term equation to take the place of two term equation in testing the gas well deliverability．Three term equation has come into use not only because many testing results disaccord with the two term equation but also because the three term equation is more exactly to calculate the permeable flow receptivity and the newly found important parameter．that is critical production．Thus，it could be possible to build up a more scientific working system of the gas well．Calculate example analysis indicate, about high pressure gas well, high pressure gas well testing method is more simple and more accurate, compared with original method. KEY WORDS：high pressure gas well, Gas well productivity, systematic well testing, seepage law, open flow capacity, three term equation
22.煤层气井水气产量和煤层压降计算的理论探讨 - 吴仕贵
煤层气井水气产量和煤层压降计算的理论探讨 吴仕贵1 胡爱梅1 李晓明1 1中联煤层气国家工程研究中心100095，中国 摘要: 随着近年来我国煤层气开发的快速发展，煤层气排采技术也越来越显示出它是重要性。煤层气排采的基本理论是由美国建立起来的“解吸—扩散—渗流，排水—降压—采气”理论，但该理论还是一个定性的指导理论。煤层气排采过程目前还没有简单成熟的理论分析公式。本文通过应用多孔介质弹性不稳定渗流理论推导出煤层气井在压裂和不压裂两种情况况下的水产量计算公式，根据物质平衡原理和朗谬尔（Langmuir）等温吸附和解吸公式推导出压裂和不压裂两种情况下直井的气产量计算公式，同时给出了煤层中不同位置不同时刻的压降计算公式，为理论分析煤层气井的生产动态作出了初步尝试。 关键词:煤层气；不稳定渗流；径向流；线性流；水产量计算；气产量计算；压降计算 The Theoretical Calculation Study of Flow Rate and Pressure Drop in Coalbed for a CBM Well WU Shigui1 HU Aimei1 LI Xiaoming1 (1. China United Coalbed Methane National Engineering Research Center, China ) Abstract: The coalbed methane(CBM) production technology has become increasingly important in China with the CBM rapid development in recent years. The basic theory of CBM production was established by the United States, that is “Desorption-Diffusion-Flowing, Dewaterring- Pressure Lowering-Production”, but the theory is still a qualitative guidance. Good practical analysis correlations are not more in CBM production. In this paper the calculation correlations of water rate, gas rate and coalbed pressure in a fractured CBM vertical well are given by application of elastic porous media flow theroy, it makes a preliminary attempt of CBM producing theoretical analysis. Key words: CBM; unsteady flow; radial flow; linear flow; water rate calculation; gas rate calculation; pressure drop calculation 1 前言 煤层气开发近几年在我国取得了较快发展，中石油、中石化、中联煤等国有大型能源企业、地方煤炭企业及许多其它国内外公司都投巨资参与煤层气勘探开发工作。开发煤层气不仅增加了一种新的清洁能源，同时也能有效降低煤矿的瓦斯安全事故、减少温室气体甲烷向大气中的排放，具有明显的经济效益和社会效益。 煤层气开发起始于美国，到20世纪80年代美国煤层气开发进入快速发展时期，年产量从1983年的1.7亿方年产量迅速发展到2005年的490亿方年产量，占美国气体产量的8％～10％。经过20多年的发展，美国已形成煤层气勘探开发技术系列，在排采技术方面构建了煤层气“解吸—扩散—渗流，排水—降压—采气”的煤层气开发理论，在割理发育、水饱和度低、中煤级煤储层的煤层气开发中取得了巨大成功。与美国相比，中国的煤层由于地质年代早，经历过多次地质构造运动，煤层普遍存在孔隙度低、渗透率低、含气饱和度低即所谓的“三低”现象，大部分煤层气井必须经过压裂改造才能得到经济的工业产量，因此，在我国压裂工艺是煤层气井进行排采必须首先采取的工艺。 尽管美国的煤层气排采理论已被国内外煤层气排采实践所证实，但这种理论仍是一种定性的指导理论，对煤层气井进行产水、产气分析计算的理论方法由于各种原因到目前还没有一种成熟的分析计算方法。本文通过应用弹性不稳定渗流理论给出计算煤层气井直井在不压裂和压裂两种情况下
致密气藏压裂水平井产能计算方法
致密气藏压裂水平井产能计算方法 王新杰 【摘要】致密气藏开发普遍采用多段压裂水平井的开发模式.为了准确评价致密气藏压裂水平井产能并确定气井的合理配产,实现气井高效开发,基于保角变换理论和气水两相渗流理论,同时将基质有效渗透率作为变量来考虑压裂施工和气井产水对储层有效渗透率的影响,建立了压裂水平井气液两相产能方程.通过实际生产数据验证,结果表明:无因次泄气边界大于0.55时,气井生产压差随配产增加呈下凹型快速增长;相同气井产能条件下,水气比越大气井所需生产压差越大;水平段方向与Ky方向平行时,渗透率各向异性程度Ky/Kx越大,相同产气量时的生产压差越小;水平段与渗透率主值方向的夹角θ<30°时,相同产气量条件下的气井生产压差几乎不变.因此,从降低压裂水平井储层压力损失的角度来考虑,布井时必须充分考虑渗透率各向异性程度和水平井水平段方向的影响,同时注意控制气井配产和采取必要的控水排水措施,以便达到更好的开发效果. 【期刊名称】《岩性油气藏》 【年(卷),期】2018(030)005 【总页数】8页(P161-168) 【关键词】压裂水平井;气水两相渗流;保角变换;渗透率各向异性 【作者】王新杰 【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,郑州450000 【正文语种】中文
【中图分类】TE37 0 引言 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北段，属于典型的低渗致密砂岩气藏，气层有效厚度薄，剩余未动用储量品位差，必须采用水平井多级压裂才能实现经济开发。如何同时考虑气液两相流和压裂施工及气井产水对渗透率的影响，获得多因素影响下的压裂水平井产能，现有文献还未见相关的报道。目前关于压裂水平井产能的计算，国内外学者［1-6］已经做了大量的研究工作，路爽等［7］基于偏心直井产能公式，利用汇源反应和叠加原理建立了压裂水平井产能公式，但没有考虑气水两相渗流的影响；袁琳等［8］、李旭成等［9］和孙恩慧等［10］虽然建立了气水同产压裂水平井产能计算方法，但是没有考虑渗透率各向异性及水平段分布方向对产能的影响，且没有考虑压裂施工和气井产水对基质有效渗透率的影响，而用来作产能分析的商业化试井软件，所基于的理论基础也都是单相流动，没有考虑气液两相渗流的影响［11-13］，同时致密气藏试井压力恢复需要的关井时间一般较长，而对于大牛地气田这种低压产水气井，长时间关井存在井筒积液造成气井水淹的风险。 基于保角变换理论和气水两相渗流理论，同时将基质有效渗透率作为变量来考虑压裂施工和气井产水对储层基质渗透率的影响，利用势函数叠加原理建立压裂水平井气液两相产能方程，分析泄气边界、水气比、渗透率各向异性程度、水平井井筒与渗透率主值方向夹角对气井产能和生产压差的影响，以期为气井产能预测和生产控制提供依据。 1 模型的建立及求解 1.1 模型的假设 建立的模型有以下假设条件：①压裂水平井位于顶底封闭的无限大的气藏中心；②
预测模型在天然气产量中长期发展规划中的应用——以四川盆地常规天然气为例
预测模型在天然气产量中长期发展规划中的应用——以四川 盆地常规天然气为例 余果;方一竹;李海涛;陈艳茹 【摘要】采用数学预测模型对气区产量变化趋势进行预测,从数学模型的角度论证天然气业务发展规划主要指标的科学性,对指导天然气业务中长期发展规划方案的编制具有现实意义.通过对气田常用产量预测模型的特点及适用性进行总结和评价,从中选出不受模型分类因子正整数取值限制的广义Ⅰ型预测模型和广义Ⅱ型预测模型,以及目前常用的广义翁氏模型等3种预测模型对四川盆地常规天然气(中国石油西南油气田公司)产量进行全生命周期预测.结果表明:①3种预测模型对四川盆地常规天然气产量发展趋势都有着较乐观的预测结果,由于各自数学原理不同,预测结果中峰值时间、峰值产气量、峰值产气量发生时的累积产气量等存在着差异;②广义Ⅰ型预测模型和广义翁氏模型在2021-2030年预测年产气量均在(200～ 210)×108 m3左右,更符合四川盆地常规天然气的发展形势,其预测结果更为可靠;③广义Ⅰ型预测模型预测峰值时间出现在2065年,峰值产量285×108 m3,相对稳产期17年,而广义翁氏模型预测产量峰值时间则在2050年,峰值产量270×108 m3,相对稳产期11年. 【期刊名称】《天然气勘探与开发》 【年(卷),期】2017(040)003 【总页数】6页(P90-95) 【关键词】预测模型;产量;常规气;变化趋势;峰值;四川盆地 【作者】余果;方一竹;李海涛;陈艳茹
【作者单位】中国石油西南油气田公司勘探开发研究院;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 【正文语种】中文 Abstract:The mathematical prediction model is meaningful for the medium-and long-term development planning of natural gas production, since the model can be used to forecast the change of gas production in a gas province and demonstrate if key indicators of the plan are rational. In this paper, the characteristics and applicability of production prediction models commonly used in gas fields were reviewed. Then, three prediction models, i.e., the generalized prediction models I and II which are not affected by model classification factors and the generalized Weng’s model which is popular currently, were selected to make lifecycle prediction on the production of conventional natural gas in the Sichuan Basin (PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company). It is shown that all three prediction models provide relatively optimistic results on the trend of conventional natural gas production in the Sichuan Basin.With different mathematical principles, they are distinct in predicted peak time, peak gas production, and cumulative gas production at the time of peak gas production. The generalized prediction model I or genera lized Weng’s model reveals a yearly gas production of(200–210)×108m3during 2021–2030, which is more accordant with the development of conventional natural gas in the Sichuan Basin,so the prediction results of both models
煤层气数值模拟讲解
1.煤层气藏开发生产特点 煤层气藏开发一个最显著的特点是需要进行前期脱水降低煤层压力。煤层气吸附在煤基质孔隙表面，只有当煤层压力低于临界解析压力，煤层气才会从煤层基质孔隙解析出来扩散到煤层裂缝。脱水时间长短取决于煤层气饱和度。煤层气饱和度定义为某压力下煤层气含量与该压力下煤层气吸附能力的比值。饱和度为1的煤层气藏称为饱和气藏，饱和气藏煤层气随着煤层脱水而产出。饱和度小于1的煤层气藏称为欠饱和气藏，欠饱和气藏需要经过长期脱水后才开始产气。在我现在工作的煤层气藏，有些井脱水十几天后就开始产气，单井高峰日产气量能达到三万方以上。有些井则需要一年甚至几年的脱水后才产气。 不同煤层气田以及同一煤层气田不同生产井的生产动态可能差别很大，煤层气田典型生产井产量可以分为三个阶段，第一阶段井只产水，不产气。第二阶段井开始产气，一直到气量达到最高值，产水量逐渐下降。第三阶段产气量和产水量一起下降。 由于煤层地质属性的不同，井的生产动态会变化很大。比如有些低渗井产气量从开始就递减，而且递减缓慢。有些井只生产干气，不产水。煤层气井的生产动态主要受煤层含气量，煤层含气饱和度，煤层渗透率，相对渗透率，孔隙度等的影响。 煤层气是以吸附状态吸附在煤基质孔隙中，吸附量与煤的类型，煤灰含量，煤湿度以及煤层压力有关，在相同温度，煤灰含量和湿度条件下，压力越大，煤吸附的气量越多。常规砂岩气藏中的气体储藏在砂岩孔隙中，在相同压力条件下，煤层储气量要大于砂岩储气量。煤层气吸附能力与压力的关系曲线称为解析等温线。每个压力点对应该压力下煤的最大吸附量，也称为饱和吸附量。许多煤层吸附气处于未饱和状态，也就是说在初始压力条件煤的实际吸附气量小于该压力下的饱和吸附气量，煤层在生产时只产水，不产气。只有当压力降到临界解析压力，气才会从煤基质中解析出来，煤层才开始产气。（临界解析压力为煤的气吸附量与煤吸附能力相同时对应的压力）。开发煤层气田需要将井的井底压力快速降低到最低值，这样才能快速降低地层压力，缩短脱水时间，提高产气量。多数煤层气生产井都采用下泵开采的方式，尽量把水位降低到最低程度。我工作的煤层气田井多数井采用螺杆泵生产，在一到两年内要将井底压力降到5,6个大气压，美
气井产能确定方法归类总结
气井产能确定方法 气井产能是进行气井合理配产、评价气田生产能力的重要依据，其评价结果的可靠与否，直接关系到气田能否实现安全平稳生产。目前常用的气井产能确定方法可分为六大类： 一、无阻流量法 气井绝对无阻流量是反映气井潜在生产能力的主要参数之一。利用气井绝对无阻流量百分比大小确定气井产能的方法称为无阻流量法，该方法通常用于新井产能的确定。 气井绝对无阻流量值可通过气井产能测试直接求取，如多点的系统试井（或称为回压试井、稳定试井）、等时试井、修正等时试井及单点测试等方法。某些条件下，对未进行产能测试的井，可应用已知气井绝对无阻流量与其地层系数或与其储能系数统计回归得到的经验关系式（q AOF ~Kh 、q AOF ~φhS g ）来估算，还可采用简化试气经验判别法。 （一）产能测试法 有关不同产能测试方法的适用条件及气井绝对无阻流量值求取的方法，请参见行业标准《SY/T 5440 试井技术规范》。 另外，在采用单点测试方法求取气井绝对无阻流量时，除利用已有的一点法公式外，还可根据各自气田的实际情况，建立适合于本地区气田的一点法产能公式，其原理与方法如下： 气井的无量纲IPR 曲线的表达式为：()2 1D D D q q P αα-+= (1) 也可变形为：D D D q q P )1(/αα-+= (2) 式中： () 22 2/R wf R D P p p P -= (3) AOF g D q q q /= (4) )/(AOF Bq A A +=α (5) （5）式中的A 、B 为气井二项式产能方程系数A 、B 。
由（1）式得： ( ) αα α α-⎥⎥ ⎦⎤⎢⎢⎣ ⎡-⎪⎭⎫ ⎝⎛-+= 1211412 D D p q (6) 将（4）式代入（6）式得：()⎥⎥ ⎦ ⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫ ⎝⎛-+-= 1141122D g AOF p q q αααα (7) 上面式中的α值，可通过其他井多点产能测试资料计算的二项式产能方程系数A 、B 统计回归确定，见图1。 图1、2分别为某气田多点产能测试资料的统计回归曲线，根据回归曲线即可得到该气田的二项式和指数式产能方程。这样，利用该产能方程与单点测试实际数据，就可计算得到更为可靠的气井无阻流量值。 图1 某气田气井二项式产能方程系数α统计回归求取图
川西须家河组第二段深层致密气藏多层合采井产量递减劈分模型
川西须家河组第二段深层致密气藏多层合采井产量递减劈分模 型 詹泽东;郭科;詹国卫;黎华继;胥德平 【期刊名称】《成都理工大学学报:自然科学版》 【年(卷),期】2022(49)4 【摘要】开展深层致密气藏气井产量递减模型研究,探索多层合采井产量劈分方法。通过对川西地区上三叠统须家河组第二段气井开展递减模型诊断,明确了深层致密 气藏单层井产量递减遵循Arps递减模型且多层合采井产量递减出现“拐点效应”,同时递减指数普遍大于1的特征;进而以Arps递减模型为基础,建立了深层致密气 藏多层合采井产量劈分数学模型;理论推导表明,新模型具有“产量加权”“瞬时递 减率”“瞬时递减指数”三大效应,满足四大守恒方程;在此基础上,利用四大守恒方程建立了最优化模型参数求解方法。将新模型应用于开发实践,一方面可以利用“拐点效应”进行气井多层合采状态判别与正演气井产量递减响应特征分析,另一 方面可有效劈分多层合采井各产层段的产量。 【总页数】7页(P468-473) 【作者】詹泽东;郭科;詹国卫;黎华继;胥德平 【作者单位】中国石油化工股份有限公司西南油气分公司;成都理工大学地球物理 学院;成都理工大学数学地质四川省重点实验室 【正文语种】中文 【中图分类】TE32
【相关文献】 1.深层致密砂岩气藏天然气富集规律与勘探关键技术——以四川盆地川西坳陷须家河组天然气勘探为例 2.川合148井须家河组深层气藏加砂压裂成功 3.川西须家河组致密砂岩气藏水平井钻井关键技术 4.深层裂缝性致密碎屑岩气藏高效储渗区识别——以川西新场气田上三叠统须家河组气藏为例 5.川中地区营山构造须家河组第二段致密砂岩气藏成藏主控因素 因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买
指数式采气方程
指数式采气方程 指数式采气方程是根据气井的生产特征和采气工程的实际需求，利用指数函数模型建立的一种计算采气量的数学模型。采气方程是油田勘探、开发和管理的关键工具之一，它能够帮助工程师更加准确、快速地计算气井的产能，提高采气效率，降低生产成本，从而实现可持续发展。 指数式采气方程适用于标准状态下的生产，即井底压力和井口温度均为常数的情况。通常情况下，该方程会基于许多气体物理学的理论基础和经验知识来建立，主要包括功率函数模型、封闭压力模型和溶解气模型等。以下将分别介绍这些模型及其在指数式采气方程中的应用。 1.功率函数模型 功率函数模型是非常经典的气井生产模型，它描述了气井生产的产量与井底压力之间的关系。该模型的核心思想是，当满足一定的生产条件时，生产速率与井底压力之间呈现出指数函数的规律。 在指数式采气方程中，功率函数模型的表达式一般为：
Q = k (Pb - Pe)^n 其中Q表示气井生产的产量，k是生产系数，Pb表示井底静压，Pe表示井口静压，n是井底压力指数。 这个模型表明，生产速率Q与井底压力Pb的关系呈非线性指数关系。指数n反映了井底压力对生产速率的敏感程度，一般情况下，n的值在0.2-1.2之间变化，它随着气田储层的特性而异。 2.封闭压力模型 封闭压力模型是另一个常用的气井生产模型，它描述了生产过程中气体从储层中流出时受到的限制。具体说来，它通过测定储层总透水性和孔隙压力，进而推导出在不同采气速率下的井底压力和生产率的关系。 在指数式采气方程中，封闭压力模型的表达式一般为： Pb = Pcp + 14.7 R Qn / k h 其中Pcp是储层的漏失压力，R是气体的特定常数，n是指数函数中的指数，k是生产系数，h是净厚度。
页岩气产能评价方法及模型研究
页岩气产能评价方法及模型研究 姜宝益;李治平;第五鹏祥;刘刚;王建宁;甘火华 【摘要】非常规气藏渗流机理复杂,具有独特的渗流机理和生产动态特征,难以用常规的气井产能方法评价产能,预测可采储量.从渗流力学出发,根据页岩气藏压裂后储层特征,建立了页岩气藏复合模型,确定了页岩气井稳产时间,分析了内外区渗透率、内区半径、启动压力梯度、解吸压缩系数和储层厚度等影响规律;并参照Vogel方程建立了页岩气井产能方程.结果表明:内区渗透率、外区渗透率、内区半径、储层厚度和解吸压缩系数是影响页岩气井产能的敏感因素;表皮因子和启动压力梯度不是敏感因素.通过可靠性分析,参照Vogel方程建立的页岩气井产能公式能够快速、准确的判断页岩气井的产能. 【期刊名称】《科学技术与工程》 【年(卷),期】2014(014)025 【总页数】5页(P58-62) 【关键词】页岩气;产能评价;Vogel方程;影响因素 【作者】姜宝益;李治平;第五鹏祥;刘刚;王建宁;甘火华 【作者单位】中国石油大学(北京),北京102249;中国华电集团科学技术研究总院,北京100035;中国地质大学,北京100083;中国地质大学,北京100083;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安710075;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司,北京100029;中国石油天然气勘探开发公司,北京100034 【正文语种】中文
【中图分类】TE249 页岩气藏具有超低渗透率、无圈闭的特点;且部分气体吸附于储层岩石颗粒表面，以吸附态存在于储层中。页岩气藏中存在的天然裂缝在成藏过程中，由于地层水的作用，往往被方解石填充，因此页岩气井投产前都需要进行大型压裂。因此页岩气藏产能与常规气藏相比有其特殊复杂的影响因素，表现出其独特的渗流机理和生产动态特征［1—5］。 目前，常规确定气井产能方法主要有压力平方法、拟压力法以及一点法等，它们都是确定原始气藏压力下产能方程和绝对无阻流量。计算产能方程系数时，必须已知气藏压力才能计算，并把原始气藏压力下的产能方程一直用到气藏衰竭。对于致密气藏来说，由于渗流机理复杂，难以建立适用的产能模型，美国和加拿大非常规天然气开发业界普遍采用典型曲线(type curve)的方法评价气井产能，预测气井可采储量［6—9］。 页岩气藏的开采，由于其特殊的吸附解吸特点，常规的气藏产能方法不能满足页岩气井的产能分析，因此，本文通过建立的页岩气藏复合模型，分析影响页岩气井产能各个因素，参照Vogel 方程建立页岩气井产能方程。 1 页岩气复合模型的建立 根据对国内外页岩岩性的分析发现，页岩中脆性矿物普遍较高，例如美国的Barnett 盆地的页岩脆性矿物含量高达40%左右。因此，由于储层的脆性高，易压裂，在进行大型的水力压裂后，页岩气井近井周围形成裂缝网络，形成了储层物性上的内外分区，因此作如下假设:①气体在地层中作平面径向渗流;②流体在地层流动为等温流动;③气井半径为rw，考虑井筒储存和表皮的影响;④气井生产前，地层中各点的压力均布，均为pi;⑤忽略重力和毛管力的影响;⑥流体流动为线性达西渗流;⑦地层均质、等厚、各向同性，井以一常产量q 生产;⑧地层岩石不可压缩。
有水气井产能预测方法
有水气井产能预测方法 陈旭;杨小莹;唐勇;何志雄 【摘要】存在边水、底水或层间水的气藏，在生产过程中容易出现气水两相流动。准确预测气水两相流动条件下的气井产能是气田高效开发的关键。基于稳态渗流理论和质量守恒原理，建立了有水气井气、水两相均服从达西渗流的产能方程和气相服从非达西渗流，水相服从达西渗流的产能方程以及气、水两相均服从非达西渗流的产能方程并给出了相应的求解方法。通过实例绘制3种产能方程在不同水气比 下的流入动态曲线，分析气水两相的流动规律。%During the well produces in gas reservoir, it is easy to appear the gas and water two-phase flow due to the existence of edge water, bottom water or interlayer water.Under the condition of gas and water two-phase flow, how to accurately predict the productivity of gas well is the key to the development of gas field with high efficiency. Based on steady state seepage theory and law of conservation of mass, this paper presented the productivity equa-tions of gas and water obeying Darcy′s law, gas obeying non-Darcy′s law, water obeying D arcy′s law, gas and wa-ter obeying non-Darcy′s law in water-bearing gas well and expounded the method of calculating these productivity e-quations.Through the analysis of actual case, we obtained the inflow performance curves of these productivity e-quations under different ratio of water and gas and analyzed the flow rules of gas and water. 【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》