异常高压气藏气井三项式产能方程
异常高压气藏气井三项式产能方程
概览
异常高压气藏（HPHT）是指高于20,000 kPa的压力下，存在天然气的气藏。在这样的情况下，开发HPHT气藏是非常困难且需要高度技术支持，因而需要一个系统的产能方程。本文档将介绍异常高压气藏气井三项式产能方程，其有助于正确预测气井的产能与分析产量影响因素。
三项式产能方程
异常高压气藏气井三项式产能方程是指：
Q = 2.178 * A * k * h * (1-FOR) / (141.2 * T * Z * P)
其中,
Q = 井产气量，m^3/d A = 有效面积，m^2 k = 渗透率，mD h = 厚度，m FOR = 泄流因数 T = 温度，K Z = 气体压缩因子 P = 压力，kPa
公式中的参数是实验数据或实验拟合的数据。本产能方程是基于针对不同气藏的物理属性和温压条件的实验数据所建立的。根据气藏的不同属性，每个参数都需要进行修复以获取更准确的预测。
有效面积（A）
有效面积指与产生有效产量相关的基质渗透性，孔隙度及沥青和黏土等堵塞因素的面积。通常情况下，谨慎的有效面积计算可以通过钻井岩芯、测井和地层测试（如核磁共振和电子束成像）来确定。
渗透率（k）
渗透率由石层孔隙和裂隙的渗透性、孔隙连接性、孔隙壁阻塞及沉积物及岩石化学性质等因素影响。渗透率是在实验室中通过渗透性测试来接近估计，并根据测定结果进行修正。
厚度（h）
沉积层厚度越大，加上压缩因子Z的前因子是越小，产气速率应越大。然而，高温和高压情况下，透气储层厚度减小，厚度可能不是一个重要的参数。
泄流因子（FOR）
泄流因子是指从口径为4.825 cm的布鲁克登（Brookhaven）压力容器的补偿阀裂缝中放出天然气时留在压力容器下的气体单位体积。背景气体压力为
（6.9±0.1）MPa。理论上来说，所有孔隙在压力低于地层压力时都应此类型的泄漏。此参数通常通过通过实验获得，是一个常数。
孔隙体积率（φ）
孔隙体积率是指岩石毛细含气体积与岩石体积之比。因此，当孔隙体积率增加时，有效体积增加。根据温度、压力、孔隙壁和沉积物的化学属性以及岩石的性质，孔隙体积率可以集中测定。
气体压缩因子（Z）
气体压缩因子是气体在不同压力下的压缩性的描述，通常由组合实验法获得。当压力远低于文件的临界点，气体的压缩因子接近1，在高温和高压下仅略有变化，但仍然具有一定量的变化。这个值是用来确定密度和相应的体积因子可能不同于常压下的值。
温度（T）
温度的作用是影响气体的压缩因子和粘度，进而影响气体的流动性。温度的影响通常在实验中获得。
压力（P）
气体压力是最基本的参数，是实验中测量的一个值。
总结
异常高压气藏气井三项式产能方程是一个有助于预测气井产能及分析产量影响因素的工具。产能方程的准确性取决于所输入参数的准确性，这些参数是通过实验室实验、数值模拟和地层测试等手段获取的。由于HPHT储层的高温和高压特性，此方程应尽可能地获得单独的参数值。气井产能的预测和优化通常是关注的重点，可以通过动态
模拟来验证这些参数，以证明使用三项式方程的合理性和准确性。
气藏复习
1、天然气偏差系数的概念，确定与计算方法。 答：偏差系数：反映实际气体状态偏离理想气体状态的程度。在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。体积系数：相同数量的天然气在地层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比。Bg=V/Vsc（倒数为膨胀系数用Eg表示）。压缩系数：等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。天然气偏差系数的确定方法可分为三大类：实验室直接测定法、图版法和计算法。实验室直接测定法由于周期长成本高，不可能随时随地经常做；图版法比较简单，且能满足大多数工程要求，应用广泛；而计算法适于编程计算，所以也得到了广泛的应用。计算方法：H-Y法、D-A-K法、D-P-R法和Sutton方法 2、根据基本原理划分气藏动态储量计算方法的类型，并阐述其适用性与局限性。 物质平衡法：适应性—适用于封闭的未饱和油藏、高渗透小油藏和驱动性好的裂缝性油藏，对于低渗透的饱和油藏效果较差。局限性—在气藏物质平衡中假定是处于平衡的，但是由于地层非均质性和各井处于气藏构造部位的差异，使得各井压力测试值有一定差异，选择合适的井底压力有难度；未考虑水中溶解气的影响。 弹性二相法：适应性—适用于拟稳定状态。局限性—对仪表精度要求高；要有观察井进行观察测压；储量测试前要全气藏关井，否则会造成大的误差。 不稳定晚期法：适应性—适用于有界封闭气藏：圆形地层，平面径向流动；生产流动达到不稳定晚期。局限性—当生产时间不长nt/Re2于Pc2相比甚小，在这段测试时间内，P(上面带杠)近似认为是常数，且P是拟稳定状态刚出现时的压力值。 压力恢复法：适应性—需要气井关井前有较长的稳定生产时间。局限性—是一种较为近似的计算方法。 试井就是对油井、气井或水井进行测试。测试内容包括产量、压力、温度和取样等。 试井是一种以渗流力学理论为基础，以各种测试仪表为手段，通过对油井、水井、气井生产动态的测试来研究油气水层和测试井的各种物理参数、生产能力以及油气水层之间的连通关系的方法。 4、说明等时试井方法，并解释常规回压试井、等时试井、修正等时试井三种方法的不同点。 等时试井：将几个测试流量生产持续时间相同的测压点在双对数纸上做qsc—△p2关系曲线，得到一组相互平行的登时曲线，任选其中一条确定指数方程中的指数n。不同点：常规回压试井要求每个测试流量下生产到井口流压趋于稳定，所有测点完成后才关井；等时试井要求每个测试流量下生产时间相同，每个测点完成后关井至地层压力恢复至原始值；修正等时试井对于等时试井来说是开井和关井时间固定且相同：常规回压试井和等时试井的试井时间都较长，修正等时试井的试井时间较短。 5、试述气藏的驱动方式及主要分析方法。驱动方式：气压驱动，弹性水驱，刚性水驱。 主要分析方法：传统的地层压力系数法，水侵体积系数法，视地质储量法，水侵量计算法 6、凝析气藏与油藏干气藏的差别。 与油藏的差别：a.在原始底层条件下，烃类体系所处的平衡状态不一样，油藏中为液相，凝析气藏中，当地层压力高于上露点压力时，油气处于单相气相状态。b.油藏原始汽油比较凝析气藏气油比小。 与干气藏差别：a.干气气藏地面只产天然气，凝析气井还产凝析油。b.凝析气藏存在反凝析现象。 7、凝析气藏开发技术要点。 分别从三个方面阐述凝析气藏的开发要点：地质特征，开发特征，开发方式。 地质特征：a.从凝析气井中同时产出凝析油和天然气 b.当地层压力降到初始凝析压力以下时，会出现逆行凝析现象，当地层压力处于初始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，有一部分残留在储层中，造成凝析油的损失。 开发特征：a.凝析油的析出造成油的损失，同时污染地层。凝析油气体系的相态和组分组成都会随时随地随压力温度改变而改变，而且，多孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会对油气相态和凝析油气开采生产影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互做用，都会影响凝析油气的渗流特征。b.引气凝析气井流体组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化也会直接影响到凝析油和其他烃类的地面回收率，所以，地面和地下两大开发系统联系的非常紧密。c.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。 开发方式：a.衰竭式开发，适合气藏：原始地层压力高、气藏面积小、凝析气含量减少、地质条件差、边水比较活跃。b.保持压力开发。 8、低渗气藏开发技术要点。 低渗气藏相比与常规气藏更容易受到液相滞留、压力敏感、水相自吸入的损害。1）因而在开发过程中，应注意控制好地层液相饱和度，防止液相滞留及水自锁；2）低渗气藏的渗透率随着有效压力的增加降低十分明显，故在开发过程中应注意控制地层有效压力； 3）由于低渗气藏亲水性及孔喉细小，水相自吸入现象非常明显，侵入水相只要与低渗气藏接触，就会导致近井地带含水饱和度增加，接触时间越长水相自吸入越严重，则开发过程中应慎重对待注水及水相侵入；4）井间动态预测：通过测井、压力等检测手段，提高未动用、较低动用气藏的储量动用程度。 9、不稳定试井的原理、功能及主要方法。 原理：在油气井关井停产后，引起油气层压力重新分布的这个不稳定过程中，测得井底压力随时间变化的资料，根据曲线形状来分析油气层性质求得油气层各种资料。
3气藏物质平衡方程式
气藏物质平衡方程式 正常压力系统气藏的物质平衡方程式 当原始气藏压力等于或略大于埋藏深度的静水压力时，称之为正常压力系统气藏。下面按其有无天然水驱作用划分的水驱气藏和定容气藏，对其物质平衡方程式加以简单推导。 一.水驱气藏的物质平衡方程式 对于一个具有天然水驱作用的气藏，随着气藏的开采和气藏压力的下降，必将引起气藏内的天然气、地层束缚水和岩石的弹性膨胀，以及边水对气藏的侵入。由图3-1看出，在气藏累积产出(GpBg+WpBw)的天然气和地层水的条件下，经历了开发时间t，气藏压力由pi下降到p。此时，气藏被天然水侵占据的孔隙体积，加上被地层束缚水和岩石弹性膨胀占据的孔隙体积，再加上剩余天然气占有的孔隙体积，应当等于在pi压力下气藏的原始含气的体积，即在地层条件下气藏的原始地下储气量。由此，可直接写出如下关系式： (3-1) 式中：G—气藏在地面标准条件下(0.1OlMPa和2O℃)的原始地质储量； GP—气藏在地面标准条件下的累积产气量； 其他符号同油藏物质平衡方程式所注。 由(3-1)式解得水驱气藏的物质平衡方程式为：
(3-2) 对于正常压力系数的气藏，由于(3-2)式分母中的第2项与第1项相比，因数值很小，通常可以忽略不计，因此得到下式： (3-3)将(2-5)式和(2-6)式代入(3-3)式得： (3-4)由(3-4)式解得水驱气藏的压降方程式为： (3-5) 由(3-5)式看出，天然水驱气藏的视地层压力(p/Z)与累积产气量(Gp)之间，并不存在直线关系，而是随着净水侵量(We-WpBw)的增加，气藏的视地层压力下降率随累积产气量的增加而不断减小，两者之间是一条曲线(见图3-2)。因此，对于水驱气藏，不能利用压降图的外推方法确定气藏的原始地质储量，而必须应用水驱气藏的物质平衡方程式进行计算。
不稳定试井确定单井控制储量
不稳定试井确定单井控制储量 在气藏勘探开发过程中，利用不稳定试井分析能够得到气井泻气区范围内的储层平均压力、有效渗透率、完井效率、储层介质类型以及边界性质等。对于定 容气藏来说，通过适当的理论延伸，还可以利用不稳定试井资料估算单井控制储 量。而对于无限延伸气藏来说，单井控制储量一般取决于井网分布。 利用动态资料评价油气藏储量的方法主要有：压降曲线法、压恢曲线法、物质平衡法、产量增长曲线法、产量递减曲线法、水驱曲线法等。一般情况下，物 质平衡法、产量递减曲线法、水驱曲线法等适用于气藏开采的中、后期，这时有 足够的生产动态资料可供分析。产量增长曲线法能够对中、前的生产资料进行分 析，但分析结果的可信度取决于应用模型的选择，而且需要一定量的生产资料。 在气藏开发早期，压降曲线法和压恢曲线法是估算单井控制储量的主要方法。该 方法可能对于裂缝型、岩性封闭型及复杂断块型气藏更为有效，因为这种情况下 很难用其他方法定准含气面积、有效厚度、有效孔隙度以及含气饱和度等，结果 必然使得用容积法计算储量的误差增大。
利用压降曲线法和压恢曲线法所需要的资料主要有：‘ （1）原始（或平均）地层压力、地层温度、地层气体PVT性质及目标井的产能； （2）压力降落或压力恢复测试的数据资料； （3）长时间试采中，井底压力及产量随时间的变化数据（可选）。 显然，地层气体PVT的准确性以及不稳定测试资料的有效性将影响分析结 果的精度。 地层气体的粘度和压缩因子等物性是系统压力的函数。地层气体的渗流方程具有强非线性，一般比较严格的方法是采用Al-Hussaing（1966）拟压力函数减弱方程的强非线性，然后对所导出的控制方程右端扩散系数一项取初始值进行线性化。拟压力函数定义为： P,,P,d,()2 (1) ,P0()(),,z, 通常，拟压力对于低压情形能够简化为压力平方函数而对于高压情形能够简化压 力函数。地层气体不稳定渗流无量纲控制方程为： 2,,,1,,,DDD (2) ，,2,rr,r,tDDDD 方程中所用的无量纲量定义为： Tkh(),,,,sci,, DTPQscsc r r,Drw ktktktem,,,，， ttt222DeDmD,(,c)r,(,c)r,(,c)rggtiwggtiwggtiw根据以上渗流方程，可以从理论上得到探测半径与生产时间的解析关系式，这个关系式是我们利用不稳定试井资料分析单井控制储量的基础之一。 按Lee（1982）对压降探测半径的定义：“探测半径是关于改变井的流量、
关于气井动态产能的研究
关于气井动态产能的研究 【摘要】本文基于气井产能试井理论，分析论证了产能变化规律。随着气井地层压力逐步下降，无阻流量、合理产量也不断降低，因此，在气井不同开发阶段，应重新落实、评价产能，优化工作制度、合理配产。提出了在不同地层压力下确定气井产能的三种简易方法，即利用至少改变三次工作制度的数据联立产能方程组、IPR产能曲线、采气曲线，得到当前产能方程、地层压力、无阻流量、合理产量，这三种方法简便实用，结果可靠。 【关键词】气井产能无阻流量二项式地层压力 1 气井产能 气井产能即其产气能力，一般以无阻流量或合理产量来表征。所谓无阻流量，当井底流压取大气压时即pwf=pa=0.101MPa时所得的产量，也可理解为：在整个井筒无任何阻力条件下的最大产量。严格地说，无阻流量实际上是不存在的，因为气井生产或测试时，井筒中不可能没有任何阻力，而且井底压力也无法降至仅为大气压，所以，无阻流量仅为理论计算值。但无阻流量意义重大，反映同一条件下（井底压力为大气压）气井产能的大小，不仅可衡量气井的生产能力，而且可比较各井产能的大小。 气井产量是实际计量而得，但产量的大小受人为工作制度或配产、管线畅通与否（水化物影响）、产水、砂堵、设备刺伤或刺漏等诸多因素的影响，尤其产量可人为调整，可大可小，一般以合理产量来衡量或比较其大小，但合理产量的评价与确定因人而异，标准不统一，以实际产量比较产能的大小或多或少存在一定问题。所以，人们通常广泛应用无阻流量来对比、评价气井产能。 2 气井产能变化规律 一般通过稳定试井即系统试井、修正等时试井等得到稳定二项式或指数式产能方程，进而得到气井无阻流量。在大量多点稳定试井的基础上，总结得到“单点法”经验产能公式，便可通过简易的“单点法”试井得到气井无阻流量。以下是计算气井无阻流量的几种常用方法： 2.1 气井稳定二项式计算无阻流量（式5） 2.3 气井“单点法”计算无阻流量 一个气田甚至一个气藏，若开展了大量多点产能试井，可根据这些产能试井结果，总结得到适合本气田或本气藏的单点法经验产能： 求解方程组得A、B、pR，进而根据（1）式求得qAOF。
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
异常高压气藏气井三项式产能方程
异常高压气藏气井三项式产能方程 概览 异常高压气藏（HPHT）是指高于20,000 kPa的压力下，存在天然气的气藏。在这样的情况下，开发HPHT气藏是非常困难且需要高度技术支持，因而需要一个系统的产能方程。本文档将介绍异常高压气藏气井三项式产能方程，其有助于正确预测气井的产能与分析产量影响因素。 三项式产能方程 异常高压气藏气井三项式产能方程是指： Q = 2.178 * A * k * h * (1-FOR) / (141.2 * T * Z * P) 其中, Q = 井产气量，m^3/d A = 有效面积，m^2 k = 渗透率，mD h = 厚度，m FOR = 泄流因数 T = 温度，K Z = 气体压缩因子 P = 压力，kPa 公式中的参数是实验数据或实验拟合的数据。本产能方程是基于针对不同气藏的物理属性和温压条件的实验数据所建立的。根据气藏的不同属性，每个参数都需要进行修复以获取更准确的预测。 有效面积（A）
有效面积指与产生有效产量相关的基质渗透性，孔隙度及沥青和黏土等堵塞因素的面积。通常情况下，谨慎的有效面积计算可以通过钻井岩芯、测井和地层测试（如核磁共振和电子束成像）来确定。 渗透率（k） 渗透率由石层孔隙和裂隙的渗透性、孔隙连接性、孔隙壁阻塞及沉积物及岩石化学性质等因素影响。渗透率是在实验室中通过渗透性测试来接近估计，并根据测定结果进行修正。 厚度（h） 沉积层厚度越大，加上压缩因子Z的前因子是越小，产气速率应越大。然而，高温和高压情况下，透气储层厚度减小，厚度可能不是一个重要的参数。 泄流因子（FOR） 泄流因子是指从口径为4.825 cm的布鲁克登（Brookhaven）压力容器的补偿阀裂缝中放出天然气时留在压力容器下的气体单位体积。背景气体压力为 （6.9±0.1）MPa。理论上来说，所有孔隙在压力低于地层压力时都应此类型的泄漏。此参数通常通过通过实验获得，是一个常数。 孔隙体积率（φ）
单井增压选进原则
单井增压开采效果分析 国内现状 在气井开发后期，采用衰竭式开发的气井往往会面临这样一个问题，气井生产压差小，井口压力接近于气体集输的管网压力，造成集输困难，进而导致气井产气量低、气井携液能力下降，造成井底积液等。要解决低压气井外输问题一般从两方面解决，一方面是降低输气管网运行压力，另一方面是提高采气管网压力。这两方面一个是通过降低气体输送过程中的压力损失，另一个是提高气体输送的能力。目前国内外主要采取的措施是通过增压机增压，通常采用的增压方式有三种：单井增压、集气站增压、净化厂增压。这三种增压方式适用于的不同类型的气井，单井增压一般应用于气井控制储量大但井口压力较低的气井、气水井或积液较为严重的气井；集气站增压是将同一井组或相近的气井在集气站进行集体增压，相对来说管理方便、操作灵活且节约费用；净化厂增压是将气体净化后再进行输送，降低气体在输送过程中的压损。 气井増压工艺研宄最早开始于２０世纪中叶美国、欧洲等国家；７０年代中期Ｃｏｌｕｍｂｉａ 输气公司就使用了小型压缩机组［２７］；９０年代，美国ＳａｎＪｕａｎ盆地、ＢｌａｃｋＷａｒｒｉｏｒ盆地的 煤层气的开发己经开始广泛应用低压集气技术［２８］。Ｗａｒｒｅｎ石油公司、北方天然气公司、 Ｌｏｎｇｓｔａｒ气体公司所属德克萨斯州的Ｒａｎｇｅｉ？油田、潘汉德东部管道公司所属的德克萨 斯潘汉德气田等都采用了负压抽吸采气技术，这些公司利用负压集 气管网对多口井同时 进行负压采气和集气 ２００２年戴云飞等研宄了天然气增压设备的选型问题，针对不同 动力设备、不同压缩 机，根据工程需要对西气东输工程中增压站的选型进行了研究『３
２］。 ２００３年廖晓蓉等分析了新场气田蓬莱镇组和沙溪庙组的开采现 状，分析了髙低压 气井分别集输方案的使用效果，研究认为高低压分输方案可以增压 气藏可采储量，同时 降低高压气井的节流损失，改善了多气藏气田的开发效果［３３］。 ２〇〇４年汤勇、孙雷、李士伦等学者针对新场气田蓬莱镇组气藏 的增压开采进行了数 值模拟研宄，并依据该气藏建立了三维地质模型，通过储量拟合和 气井生产历史拟合， 设计了几种增压开采方案。并对增压开采前后的井组以及单井的可 采储量进行评价，提 出了增压开采工艺的井口控制程序和降产方式ｔ３４Ｌ ２００７年尚万宁针对靖边气田的生产状况，针对靖边气田增压开 采面临的问题进行 分析，探讨了增压机在气田的应用工艺流程，并对压缩机的进、出 口压力等主要工作参 数进行预测分析，提出了相应的增压方案［３５］。同年，胡辉针对 洛带提前蓬莱镇组气藏， 进行了气藏增压开采的可行性分析，设计了地面增压方案和设备选 择的优化设计，分析 了气藏增压开采的经济设计了地面增压方案和设备选择的优化设 计，分析了气藏增压开 采的经济效益。 ２００８年刘武等对靖边气田的现有管网结构进行分析，建立了区
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
气井的动态分析综述
气井的动态分析综述 摘要：随着天然气的不断开采，地层压力的下降，使得开采难度愈来愈大。因此，国内外的许多专家都在气井的生产方面做了大量的研究，并提出一系列计算产能的公式，其经过不断地改进，气井产能公式不断接近于油田生产实际。从国内外专家学者研究气井产油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏的产能指数以及GOR和WOR等油气井生产数据综述了国内外气井产能公式的研究进展，并针对产能公式的不足之处指出了下步的研究方向。 关键词：天然气；气井；动态；生产；公式 1.气井生产动态分析的基本内容 1.1气井生产动态分析的简介 气井生产动态主要是指油气从油藏流到井底的动态，油藏动态分析的主要任务就是较准确地油气从油藏流到井底的流量。 气井生产动态分析的主要任务是依据单井试井测试资料作出油气井产能曲线，然后确定出油气井产油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏的产能指数数据以及GOR和WOR等油气井生产数据；除了分析得到油气井的产能数据外，还必须分析研究油气井试采过程中油气产量和地层压力的递减情况以及含水上升情况，并以此为基础预测油气生产动态、研究确定相应的开发措施。 1.2注水状况分析 分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施；分析分层配水的合理性，不断提高分层注水合格率；搞清见水层位、来水方向，分析注水见效情况，不断改善注水效果。 1.3油层压力状况分析 分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响； 分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高的水平上；搞清各类油层压力水平，减少层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 1.4含水率变化分析 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提出控制含水上升的有效措施；分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。 分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水推进对含水上升的影响，提出解决办法。 1.5气油比变化分析 分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法；分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理截面；分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见。 1.6油田生产能力变化分析 分析采油指数、采液指数变化及其变化原因；分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响；分析（自然或综合）递减率变化及其对油田生产能力的影响；分析油田
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）》
储量计算方法的原理
弹性二相法是气藏开发早期或试采阶段的一种重要储量评价方法。对于其推导过程，目前相关书籍和文献均直接从拟稳态阶段P wf 2与t 的直线关系式出发，然后根据该直线斜率的表达式推导出储量计算式。本章对弹性二相法进行完整推导时发现，所谓的P wf 2与t 直线关系是基于两个假设前提而建立的；此外，本章还研究了气藏采出程度对该法精度的影响规律。 2.1弹性二相法的原理及误差分析 2.1.1 弹性二相法的原理分析 当气井以恒定产量生产，并进入拟稳态后，任一时刻t 的产能方程为： 322wf 1.291103ln 4e w r q zT P P S Dq kh r μ-⎛⎫⨯-=-++ ⎪⎝⎭(2.1) 式中，P 为t 时刻的平均地层压力，MPa ；P wf 为t 时刻的井底流压，MPa ；q 为转换成标准状态下的日产气量，m 3/d ；μ为t 时刻井底流压和平均地层压力的平均值所对应的气体粘度，mPa·s ；Z 为t 时刻井底流压和平均地层压力的平均值所对应的偏差因子[20]；T 为t 时刻的储层温度，K ；k 为储层的径向渗透率，mD ；h 为储层的有效厚度，m ；r e 为泄气区域的外边界半径，m ；r w 为井筒半径，m ；S 为表皮；D 为紊流系数，d/m 3。 当气藏在较短时间内达到拟稳态，假设气体、岩石和束缚水的压缩性在短期内可忽略，则有： () i i ti sc G P P C q t -= (2.2) 式中，P i 为原始地层压力，MPa ；G i 为原始地质储量转换为地面标准条件下的体积，m 3；t 为从投产到目前的累计生产时间，d 。 结合式（2.1）和（2.2）可消去平均地层压力得出： 2 32sc e wf i sc i ti w 1.291100.472-ln sc q t q zT r P P S Dq G C kh r μ-⎛⎫⎛⎫⨯=-++ ⎪ ⎪⎝⎭⎝⎭ (2.3) 整理可得： 2322sc i sc sc e wf i sc i ti i ti w 2 1.291100.472-ln q Pt q t q zT r P P S Dq G C G C kh r μ-⎛⎫⎛⎫⨯=-+++ ⎪ ⎪⎝⎭⎝⎭ (2.4) 假设： 2sc i ti 0q t G C ⎛⎫= ⎪⎝⎭(2.5) 则式（2.4）可简化为：
基于修正等时试井的致密气藏气井产能计算方法及装置
（19）中华人民共和国国家知识产权局 （12）发明专利申请 （10）申请公布号 CN111199010A （43）申请公布日 2020.05.26（21）申请号CN201811386498.4 （22）申请日2018.11.20 （71）申请人中国石油化工股份有限公司;中国石油化工股份有限公司华北油气分公司地址100728 北京市朝阳区朝阳门北大街22号 （72）发明人王新杰;雷涛;任广磊;高青松;姜超;孙华超;杨文娟;张伟杰;李雪晴;吴永峰（74）专利代理机构郑州睿信知识产权代理有限公司 代理人吴敏 （51）Int.CI 权利要求说明书说明书幅图 （54）发明名称 基于修正等时试井的致密气藏气井产能计算方法及装置 （57）摘要 本发明提供一种基于修正等时试井的致密 气藏气井产能计算方法及装置，计算方法根据修 正等时试井不同工作制度流动期的产量和压力数 据，通过压降叠加原理得到不同工作制度下流动 期末的气井产能方程组和压力恢复期末的气井产 能方程组，对这两个方程组进行合并和化简，得 到化简后的产能方程组；将修正等时试井不同工 作制度实测的压力数据和产量数据代入化简后的 产能方程组进行数据拟合，确定产能方程系数，
将该产能方程系数代入二项式产能方程，从而实 现对致密气藏气井产能计算。本发明提供的技术 方案，通过二项式产能方程和叠加原理求解气井 产能过程中的误差来源，解决目前产能计算过程 中由于二项式产能方程系数为负值导致计算结果 不准确的问题。 法律状态 法律状态公告日法律状态信息法律状态 2020-05-26公开公开 2020-05-26公开公开 2020-06-19实质审查的生效实质审查的生效
海上异常高温高压气藏产能评价方法
海上异常高温高压气藏产能评价方法 成涛;陈建华;阮洪江;刘凯;李佳;冯燕娴 【摘要】储层应力敏感性对气藏开发具有一定的影响，随着敏感性的增强，产能表现出明显降低的趋势。目前关于海上高温高压气藏考虑应力敏感性的产能研究较少，且海上气田受制于生产平台的限制，生产井一般为大斜度井，井斜产生拟表皮因数对产能也有较大影响。从渗流力学的基本理论出发，建立了综合考虑应力敏感性和高速非达西效应的大斜度井稳态产能方程，并对中海油某高温高压气藏进行了实例分析，验证了产能方程的可靠性。通过研究可知，高温高压气藏在开发初期应尽量降低采气速度，保持地层压力，防止产能过快下降。%The development of gas reservoirs is, in a way, affected by stress sensitivity of the reservoirs. With the increasing of sensitivity, the productivity follows obvious decline tendency. At present, stress sensitivity is less considered when the deliverability of highly deviated wells in offshore HTHP (high temperature/high pressure) gas reservoirs is studied. In offshore gas ifelds, production wells are mostly highly deviated wells due to the restriction of production platforms, and the deliverability is aslo signiifcantly affected by the pseudo-skin coefifcient induced by the well deviation. A steady-state deliverability equation of highly deviated wells, which takes stress sensitivity and high-velocity non-Darcy effect into consideration comprehensively, was developed based on the basic theories of seepage mechanics. Then, a ifeld case study was conducted on a HTHP gas reservoir of CNOOC to verify the reliability of the deliver-ability equation. It is concluded that at the early development stage of HTHP gas reservoirs, it
异常高压气藏水侵量计算新方法
异常高压气藏水侵量计算新方法 刘思远;李治平;陈鹏羽;郭春秋;赖枫鹏 【摘要】利用常规物质平衡方程计算异常高压气藏水侵量,需要知道气井关井监测的稳定地层压力,然而在实际生产过程中,不可能随时关井监测地层压力计算气井水侵情况,且针对异常高压气藏,压力对计算结果影响很大.针对以上问题,利用流动物质平衡方程推导了一种计算异常高压气藏水侵量的新方法,运用无因次压力和采出程度图版,可以在气藏生产过程中不关井,以井底压力计算水侵量,并进行了实例验证.结果表明:新方法计算的水侵量比视地质储量法和图版法更准确,误差小于5％,准确率高,实用性强.该方法解决了异常高压气藏中,随着压力下降而引起的束缚水膨胀和孔隙体积减小等对水侵量带来的影响,为实际气井生产中计算水侵量提供了借 鉴%Continuous and steady formation pressure data from gas well shut-in monitoring is necessary to calculate the aquifer influx of abnormal high-pressure gas reservoir by traditional material balance equation.Actually,it is impossible to monitor formation pressure by shutting in gas well for aquifer influx calculation.In addition,the aquifer influx calculation is greatly dependent on formation pressure for gas abnormal high-pressure reservoir.In view of the above limitations,the material balance equation is used to deduce a new method for calculating the aquifer influx of abnormal high-pressure gas reservoir.The plates of dimensionless pressure and recovery degree and bottomhole pressure are used to calculate the aquifer influx without shutting in gas well,which is also verified in a field case.Research demonstrates that Comparing with the aquifer influx calculations from apparent geological reserve and plate methods,this new
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
页岩气采收率计算
采收率与可采储量计算 废弃压力标定 废弃压力是指气井具有工业开采价值的极限压力，它是计算气藏采收率或可采储量的重要参数，也是有关地面工程论证和设计的重要指标和依据，废弃地层压力由地质、开采工艺技术、输气压力及经济指标诸因素所决定。废弃压力直接影响采收率的确定，废弃压力越低，气藏最终采收率越高。废弃压力通常多以类比分析或经验公式计算：也有人利用气井某一时刻的稳定产能方程结合废弃井底流压来计算。但类比法、经验公式计算法毕竟存在一定的误差；另外，气井在初、中期与废弃时的稳定产能方程差异较大，其产能方程系数将发生变化，因此根据初、中期建立的稳定产能方程结合废弃井底流压计算的废弃地层压力误差也较大。 本次研究将采用多种方法来计算气井废弃地层压力。 废弃压力经验取值法 国内外许多学者经过多年研究后，认为废弃地层压力是使当气藏产量递减到废弃产量时的压力，主要是由气藏埋藏深度、非均质性、渗透率决定。如下表 表储量评价结果 ~ P / Z i
a i 强水驱裂缝型——P /Z a ~ P / Z i a i 定容高渗透孔隙型 K P /Z a ~ P / Z i 50 10um a i 定容中渗透孔隙型K 10 ~ 50103 um2P a/ Z a ~ P i / Z i 定容低渗透孔隙型K 1 ~ 10103 um2P /Z a ~ P / Z i a i 定容致密型K 1103 um2P /Z a ~ P / Z i a i 注：P i、Z i分别为原始地层压力及其压缩系数 P a、Z a分别为废弃地层压力及其压缩系数 气藏埋深计算法 1958 年，加拿大梅克对封闭型无边底水气驱气藏提出了 5 种经验法计算废弃压力。 ① 废弃压力值为气藏深度乘系数，得压力值 psi，换算成公制单位为： Pa=×10-3×D=××2500=3MPa 24