气井产能计算范文
气井产能计算范文
首先，为了计算气井的产能曲线，需要通过实验或实测数据来获取气井的物性参数。气井的物性参数包括气井产出的气体组分、气井的进口压力、温度、液体含量等。这些数据可以通过在气井的测试套管中设置传感器来直接测量，也可以通过实验室对气井产出的气体进行分析来获得。
其次，通过气井的产量数据来进行产能计算。气井的产量数据可以通过在气井生产过程中记录气井产出的气体的流量、压力等变化来获取。产量数据的采集可以通过安装传感器、流量计、壁面计等设备来实现。
产量数据的采集需要考虑到气井的不同生产阶段和不同的开发策略。由于气井产量会随着时间的推移而减小，因此应该选择适当的时间间隔来记录产量数据，以保证数据的准确性。
根据气井产量数据，可以推算出气井的产能曲线。产能曲线是指气井的产量随时间变化的趋势线。通过分析产能曲线，可以了解到气井的最大产量、生产持续时间、产量递减速率等。
气井的产能计算对于气田的开发和生产具有重要的意义。通过合理计算气井的产能，可以确定气井的开发方案，合理安排气井的生产能力，提高气井的生产效率，进而提高气田的整体产量。
同时，气井产能计算还可以为气田的经济评估提供重要的依据。通过对气井的产能曲线进行分析，可以预测气井的生产潜力和开发效益，对气田的开发方案和投资计划进行评估。
总之，气井产能计算是一个复杂而重要的工作，需要充分考虑气井的物性参数、产量数据等多方面因素。通过合理计算气井的产能，可以做出合理的开发决策，提高气田的生产效率和经济效益。
气井Jones方程
2. Jones- Blount-Glaze 方程（气井二项式） 2.1方程表达式 拟稳态、考虑非达西流动效应的气井二项式产能方程为： P r 2－P wf 2=Aq sc +Bq sc 2 （2-2-1） sc sc wf r Bq A q P P +=-2 2 （ 2-2-2） 系数： A=??? ? ??+?S r r Kh Z T w e g 472.0ln 74.12μ >0 B=D Kh Z T g μ?74.12＝k w g h r Z T βγ2141016.28??- >0 D=w g g k r h K ??????-μγβ141021.2 2.1101064.7-??=K k β 参数说明： q sc ---------标准状况下产气量，104m 3/d q max -------气井绝对无阻流量，104m 3/d （当P wf ＝0） P r ---------平均地层压力，MPa P wf --------井底流压，MPa A---------气层层流系数，(MPa)2/(104m 3/d) B---------气层紊流系数， (MPa/(104m 3/d)) 2 S-----------表皮因子，无因次 D------------非达西流动系数，(104m 3/d) –1 K------------地层流体渗透率，×10-32m μ，即就是md h 、r w --------地层有效厚度、井径，m μg -----------地层流体粘度，mPa ·s T--------------气层温度，K Z--------------气体压缩因子，无因次
气田开发主要生产技术指标及计算方法
气田开发主要生产技术指标及计算方法 （SY/T 6170-2005代替SY/T 6170-1995） 1、适用范围：本标准规定了气田（气藏）开发主要生产技术指标、计算方法、参数符号及计量单位的取值规定。本标准适用于气田（气藏）开发生产的技术指标计算。 2、规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 19492 石油天然气资源/储量分类 SY/T 6098 天然气可采储量计算方法 DZ/T 0217 石油天然气储量计算方法 3、指标及计算方法 3.1 新增动用天然气可采储量：当年新区动用可才储量及本年度动用的往年探明未动用可才储量与已开发气田（气藏）当年产能接替及当年老区滚动勘探开发新增动用的可采储量之和。 3.2 储量替换率：当年新增可才储量与井口年度产量之比，用百分数表示R GRIP=G Riu/Q gwh×100%； 3.3 单位压降产气量：气田（气藏）视地层压力每下降单位压力（1MPa）采出的井口气量 G ppt=G pwh/△p t； 3.4 采气速度：气田（气藏）年采出井口气量与已开发探明地质储量之比，用百分数表示：v g=Q gwh/G dp×100%； 3.5 探明地质储量采气速度：气田（气藏）年采出井口气量与探明地质储量之比，用百分数表 示：v gG=Q gwh/G×100%； 3.6 可采储量采气速度：气田（气藏）年采出井口气量与可采储量之比，用百分数表示： v gGR=Q gwh/G R×100%； 3.7 采出程度：气田（气藏）在某一时间的井口累积采气量与已开发探明地质储量或可采储量 之比，用百分数表示：Rg=Gpwh/G dp×100%； 3.8 探明地质储量采出程度：气田（气藏）在某一时间的井口累积采气量与探明地质储量之 比，用百分数表示：R gG=Q pwh/G×100%； 3.9 可采储量采出程度：气田（气藏）在某一时间的井口累积采气量与可采储量之比，用百分
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。
气井动态储量计算方法
气井动态储量计算方法 1.确定井口流量：井口流量是指从气井井口涌出的天然气流量。通常通过测定井口压力和流量来获得。根据测得的井口压力和流量数据，可以使用龙格-库塔法或其他数值方法进行反演计算，得到准确的井口流量。 2.产油水比的确定：产油水比是指在气井生产过程中，随着时间的推移，油和水的产量相对于天然气产量的比例。产油水比的确定通常需要进行历史数据分析和产能测试。通过实际生产数据和现场测试，可以获得较准确的产油水比。 3.动态储量计算：根据井口流量和产油水比的确定，可以使用以下公式计算气井的动态储量： Q=Qg+Qo+Qw 其中，Q为动态储量，Qg为天然气的动态储量，Qo为石油的动态储量，Qw为水的动态储量。 Qg=Q×(1-Ro-Rw) Qo=Q×Ro Qw=Q×Rw 其中，Ro为产油比例，Rw为产水比例。 二、动态储量修正方法 1.渗流体动态储量修正：在气井开采过程中，地层渗流可能会影响气井的产能和动态储量。根据地层渗流的影响可以对动态储量进行修正，修正公式如下：
Q'=Q×(1+Ke) 其中，Q'为修正后的动态储量，Q为未修正的动态储量，Ke为地层渗流系数。 2.压力衰减动态储量修正：由于气井开采导致地层压力的衰减，可能会对动态储量的计算造成偏差。根据地层压力的衰减程度可以进行修正，修正公式如下： Q'=Q×(P0/P)^(1/n) 其中，Q'为修正后的动态储量，Q为未修正的动态储量，P0为初衰减时的地层压力，P为实际测得的地层压力，n为衰减指数。 以上介绍的是一种常用的气井动态储量计算方法，但实际计算中还需要考虑其他因素的影响，如地层渗流和压力衰减。此外，动态储量的计算应该结合实际生产数据和现场测试结果，尽可能准确地评估气井的产能和储量。
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
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
气井采收率计算公式
气井采收率计算公式 引言。 气井采收率是指在气田开发过程中，通过井口生产的天然气占地质储量的比例。计算气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，也是决定气田开发方案的关键参数之一。本文将介绍气井采收率的计算公式及其应用。 气井采收率计算公式。 气井采收率的计算公式主要包括两种方法，静态法和动态法。 静态法计算公式： 气井采收率 = 生产气体累计产量 / 地质储量。 其中，生产气体累计产量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，地质储 量为气田地质勘探结果所确认的可采储量。 动态法计算公式： 气井采收率 = (累计产气量 / (初始储气量累计产气量)) × 100%。 其中，累计产气量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，初始储气量为 气田地质勘探结果所确认的可采储量。 以上两种方法的计算公式都是基于累计产气量和地质储量的比例来计算气井采 收率的，但在实际应用中需要根据具体情况选择合适的计算方法。 气井采收率计算实例。 假设某气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量为5000万立方米，则采用静态法计算气井采收率为： 气井采收率 = 1000 / 5000 = 20%。
假设另一气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量 为5000万立方米，则采用动态法计算气井采收率为： 气井采收率 = (1000 / (5000 1000)) × 100% = 25%。 以上实例展示了不同计算方法得出的气井采收率的差异，说明在实际应用中需 要根据具体情况选择合适的计算方法。 气井采收率的意义。 气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，它直接反映了气井开采对地 质储量的利用程度。高采收率意味着气田的地质储量可以得到更充分的利用，同时也意味着气井开采效果较好。低采收率则意味着气田的地质储量得不到充分的利用，可能需要通过改进开采技术或者调整开发方案来提高采收率。 气井采收率的影响因素。 气井采收率受多种因素影响，主要包括地质条件、开采技术、开采压力等。地 质条件是最基本的影响因素，包括气田地质储量、气体成分、储层渗透率等；开采技术包括注水、压裂、提高采收率等；开采压力是指气井开采时所施加的压力，它直接影响了气井的产能和采收率。 气井采收率的应用。 气井采收率的计算结果可以为气田的开发方案提供重要参考依据。在气田开发 初期，通过对气井采收率的计算，可以评估气田的开发潜力和可行性，为开发方案的制定提供依据；在气田开发中后期，通过对气井采收率的计算，可以评估开采效果，指导后续的开采工作。 结论。 气井采收率是气田开发过程中的重要指标，它直接关系到气田的开发潜力和开 发效果。通过对气井采收率的计算，可以评估气田的开发潜力和可行性，指导后续
筛管砾石充填完井水平气井产能评价
筛管砾石充填完井水平气井产能评价 作者：许发宾张崇刘贤玉徐靖徐超葛俊瑞 来源：《科技创新导报》 2014年第7期 许发宾1 张崇1 刘贤玉1 徐靖1 徐超1 葛俊瑞2 (1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057；2.中国石油大学(北京) 北京昌平 102249) 摘要：筛管砾石充填完井方式在水平气井中应用广泛。该文综合考虑流体通过射孔孔眼 周围压实带的压降、流体通过射孔孔眼的压降和流体通过筛套环空的压降，建立了表皮系数模 型及筛管砾石充填完井水平气井的产能预测模型，并对影响产能的因素筛管砾石充填参数、气 藏参数、地层污染程度等进行了分析。其中气藏条件和地层污染情况对产能影响较大。 关键词：水平井筛管砾石充填完井产能影响因素 中图分类号:TE328 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2014)03（a）-0078-05 砾石充填技术是目前疏松砂岩油气藏水平井开发中重要的防砂方式[1]。油气井出砂主要是由于井底附近岩层结构破坏，从而导致脱落的砂随储层流体进入井筒，影响生产作业[2]。而筛管砾石充填是在油气井下入筛管后进行砾石充填，在筛套环空、射孔炮眼内填满砾石[3]，可以有效地防止地层出砂，提高油气藏采收率，提高水平气井的产能。笔者在综合考虑砾石充填完 井的表皮系数影响下，根据水平气井产能计算方程，对影响气井产能的各个因素进行了分析， 通过实例计算揭示了其影响规律，为以后水平井砾石充填完井优化设计提供了依据。 1 筛管砾石充填完井水平气井产能计算方法 水平气井生产过程中的泄气区形状与垂直井不同，垂直井的泄气区可以假定是一个圆柱体，而水平井所形成的泄气区形状是椭球体[4]。采用筛管砾石充填完井时，主要包括以下几方面的伤害：流体通过射孔孔眼周围压实带的压降、流体通过射孔孔眼的压降和流体通过筛套环空的 压降。
填埋气产量计算
1填埋场情况简述 某垃圾填埋场占地316.34亩，分为一号、二号两个填埋区。一号填埋区始于1991年，收集城市生活垃圾的覆盖人口为150万，该区占地10XI04m2,呈山谷形状，底部面积为6X104m2o填埋区内日平均堆填垃圾500t,已倾倒的垃圾总量为1?65X 106m3垃圾密度为0.8〜0.9t/m3 ,垃圾总重量为1.32 X06t。该区已于2003 年底封场，同时启用毗邻的二号填埋区。对于已封场的一号填埋区，准备开展填埋 气发电利用工作。在工程设计的前期，需要对填埋气的产气能力进行评估，以确定发电机组容量、利用方式和使用年限等关键数据，为此我们首先进 行了产气量的理论计算，并在现场打井进行了长期的产气能力测试。 2填埋气产气量的理论估算 由于填埋气中的可利用成分是甲烷，所以在对填埋气产气量的理论估算方面，主要是计算填埋气中甲烷的产量(包括总产量和年产量)0 2. 1填埋气中甲烷总产量的计算 采用国际上通用的IPCC模型计算填埋气中甲烷的总产量，该模型的计算公式如下： E 叫=MSW x Qx 1)()(: x r x ( 16/ 12) x (). 5 式中，ECH4 ---------- 垃圾填埋场的甲烷总排放量，t; MSW ------- 城市垃圾量,t; n ------- 市垃圾填埋率，%; DOC ——垃圾中可降解有机碳的含量(IPCC推荐发展中国家为15%); R -------- 垃圾中可降解有机碳的分解百分率(IPCC推荐为77%)。 根据以上公式计算出1t填埋垃圾可产甲烷量为0.077t,转化成标准体积量为1t 填埋垃圾可产107.8Nm3的纯甲烷。根据垃圾总填埋量，可得以下甲烷总产量的计算结果。 表1甲烷总产量预测结果 为了检验以上计算的正确性，我们还采用化学平衡法进行了核算，其计算公式如下：
气井井筒流动计算
气井井筒流动计算 首先，气井井筒流动计算基于气井的流动方程，主要包括质量守恒方程和能量守恒方程。质量守恒方程描述了流体在井筒中的质量流动，可以表示为： ∂(ρgA)/∂t+∂(ρgAv)/∂z=Sg, 其中ρg是气体的密度，A是井筒的截面面积，v是气体的流速，z 是垂直方向的坐标，Sg是气体的源项。能量守恒方程描述了气体的能量转换过程，可以表示为： ∂(ρgAh)/∂t + ∂(ρgAvh)/∂z + ∂(ρgq)/∂z = Sh, 其中h是气体的比焓，q是对流传热通量，Sh是能量的源项。 其次，为了进行气井流动的计算，需要建立合适的气井模型。气井模型通常包括井筒的几何尺寸、井壁摩擦、气体的物性参数等。一般来说，气井模型可以分为稳态模型和非稳态模型两种。稳态模型适用于气井长时间的产出过程，而非稳态模型适用于气井启搁、停产或突击试产等临时过程。 另外，影响气井井筒流动的因素有很多，包括井口压力、地层压力、气体产量、井身摩阻、管壁粗糙度、井身形状等。在实际计算中，通常需要根据具体情况选取相应的模型和假设，如可以假设井筒中的气体是理想气体、管壁光滑，以简化计算。 最后，进行气井井筒流动计算时，需要采用数值解法或解析解法。数值解法通常包括有限差分法、有限体积法和微分方程法等，可以根据流动方程对应的边界条件和初始条件进行求解。解析解法通常用于简化的气井
模型，通过对流动方程进行简化和变换，得到解析解。不过，解析解法的适用范围相对较窄。 综上所述，气井井筒流动计算是一项重要的工作，通过对流动方程、气井模型和影响因素的分析，可以确定合适的计算方法和模型，进而对气井的产能和流动特性进行准确评估。
有限导流压裂水平气井拟稳态产能计算及优化
有限导流压裂水平气井拟稳态产能计算及优化 王军磊;贾爱林;位云生;赵文琪 【摘要】在拟稳态流动阶段,边界封闭效应会对气井产能计算及优化产生很大影响.以单条人工裂缝为研究单元,在推导有限导流因子基础上,利用积分变换、渐近分析 等方法获得单裂缝拟稳态压力基本解,基于势叠加原理、物质平衡方程建立矩形地 层有限导流压裂水平井产能计算模型并迭代求解,同时回归产能关于压裂参数的导 数极大值获得最优参数的函数关系线.结果表明:气井产能受裂缝条数、长度、间距、导流能力、相对位置及气藏几何形状等因素影响,增大裂缝与地层接触面积、减小 缝间干扰、降低边界封闭效应、平衡裂缝与地层流入流出关系能有效提高气井产能;当裂缝系统均分气藏泄流面积时裂缝布局最优,而对应的裂缝最优导流能力关系线 则随气藏矩形长宽比、裂缝条数的变化而变化;在最优参数作用下气井能较为显著 地达到较高的产能水平,实际使用时应选取最优参数线附近区域作为优化压裂参数 的参考范围. 【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》 【年(卷),期】2016(040)001 【总页数】8页(P100-107) 【关键词】水平井;有限导流;拟稳态;无量纲产能系数;参数优化 【作者】王军磊;贾爱林;位云生;赵文琪 【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北 京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083
【正文语种】中文 【中图分类】TE312 对于渗透率小、自然产能低的非常规气藏，利用水平井开发技术辅以水力压裂增产措施能有效增大泄流面积、减小渗流阻力、增加储量动用程度、提高气井产能。众多理论和实践表明，分段压裂水平井渗流机制复杂、受控因素多，气井产能受水平压裂段长度、裂缝条数、导流能力和裂缝长度等影响显著［1-2］，对其进行参数优化会引起复杂的非线性优化问题［3-4］。寻求简洁合理的产能计算和参数优化方法已成为提高压裂水平井开采效率的技术关键。近年来关于压裂水平井产能的计算主要集中在不稳态产能［5-7］和稳态产能［8-10］两方面，而实际气藏在生产晚期受到井间干扰和断层封闭的影响，通常进入拟稳态流动阶段。在边界封闭效应影响下，气井拟稳态产能公式有别于稳态产能公式［11-12］，影响产能的压裂参数较多且不独立，传统参数优化方法如枚举法、正交试验［13-14］等存在着最优解空间难以全部覆盖、方案数量过大的矛盾，而遗传算法［15-16］等智能技术难以解决由于裂缝条数增加而引起的搜索空间急剧增大的问题。笔者在建立分段压裂水平井拟稳态产能计算模型的基础上，研究压裂水平井的渗流本质，通过平衡裂缝与地层接触面积、地层边界封闭影响、裂缝间相互干扰、裂缝与地层流入流出动态4种渗流关系优化气井产能，并借助产能关于压裂参数的导数极大值获得最优参数的函数关系，利用积分平均方法确定压裂参数的优化参考值。 对于压裂水平井，人工裂缝是气体流动的主要通道，首先以单条裂缝作为基本研究单元，通过势叠加原理建立分段压裂水平井产能计算模型。 1.1 有限导流裂缝拟稳态压力模型 引入气体拟压力m、拟时间ta函数能够将气体渗流等效为液体渗流， 式中，μg为气体黏度，mPa.s；cg为气体压缩系数，MPa-1；Z为气体偏差因子；
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
油气田动态储量计算[修改版]
第一篇：油气田动态储量计算 专业燃气人才求职招聘 苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算 摘要运用气藏开发动态资料，选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量，故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此，针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征，在动态资料不断补充和丰富的基础上，综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算，分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为，苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量，Ⅰ类井平均单井动态储量为2936×104m3，Ⅱ类井平均单井动态储量为1355×104m3，Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。 关键词鄂尔多斯盆地苏里格气田苏五区块低渗透储集层非均质性动态储量计算方法开发中后期调整方案 气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可以从气藏中流出的天然气总量叫。运用气藏开发动态资料，筛选与之相适应的动态计算方法才能准确确定动态储量[2-4]，而对不同气藏筛选气藏动态储量的计算方法具有十分重要的意义。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，是大面积分布的砂岩岩性气藏，主要产层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段。该气田储集层条件复杂，具有低丰度、低压、低渗、非均质性严重等特征。针对苏里格气田低渗透、强非均质性特征，笔者分别运用气藏工程压降法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法对苏里格气田不同开发时期可动储量进行了计算[5-10]，分析了不同方法的适应性和可靠性，目的是筛选适合于苏里格低渗透强非均质气田可动储量的计算方法，对气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价提供技术支持，这对苏里格低渗透强非均质气田开发中后期调整方案制定以及气藏产能评价都具有借鉴意义[11]。 1 动态储量计算方法的选择 一览燃气英才网 专业燃气人才求职招聘 1.1压降法 压降法是定容封闭气藏物质平衡法在特定条件下的运用，根据气藏的累积采气量与地层压力下降的关系来推算压力波及储集空间的储量。压降储量的一般计算公式为： 压降法要求采出程度大于10%，且至少具有两个关井压力恢复测试点。采出程度过低，压力产量误差对计算结果影响较大，压力数据越多，分析更准确[12]。苏里格气田利用井口压力折算法等不关井条件下地层压力评价方法，可根据生产中短期恢复井口压力、二项式产能方程等资料，计算气井地层压力，有效地补充了地层压力数据点。苏5区块大部分气井可动储量基本稳定，表现为直线型。
(完整版)低渗气田气井生产制度优化方法石油工程毕业论文
高等继续教育 毕业设计（论文）题目低渗透七天气井生产制度优化方法
毕业设计（论文）原创性声明和使用授权说明 原创性声明 本人郑重承诺：所呈交的毕业设计（论文），是我个人在指导教师的指导下进行的研究工作及取得的成果。尽我所知，除文中特别加以标注和致谢的地方外，不包含其他人或组织已经发表或公布过的研究成果，也不包含我为获得及其它教育机构的学位或学历而使用过的材料。对本研究提供过帮助和做出过贡献的个人或集体，均已在文中作了明确的说明并表示了谢意。 作者签名：日期： 指导教师签名：日期： 使用授权说明 本人完全了解安阳工学院关于收集、保存、使用毕业设计（论文）的规定，即：按照学校要求提交毕业设计（论文）的印刷本和电子版本；学校有权保存毕业设计（论文）的印刷本和电子版，并提供目录检索与阅览服务；学校可以采用影印、缩印、数字化或其它复制手段保存论文；在不以赢利为目的前提下，学校可以公布论文的部分或全部内容。 作者签名：日期：
摘要 天然气是一种重要的能源，天然气井的优化程度直接影响到天然气采出程度。影响天然气井开发的因素很多，本文将主要考虑水合物的防治、气井结盐、井底压力、井下节流、井筒积液等方面带来的影响，综合分析气井生产系统的整体优化措施。确定和预测气井的产能是气井增产措施决策的基础，利用节点分析法预测改变有关部分的主要参数以及工作制度后气井产量的变化，优化生产系统中各个环节，力求充分发挥气藏的生产潜力，制定合理的工作制度，提高油气藏开发的经济效益。 关键词：天然气；气井生产系统；参数优化
目录 第一章前言 (1) 1.1 研究的目的与意义 (1) 1.2 研究内容 (2) 1.3 文献调研 (2) 1.4 研究思路 (3) 第二章生产制度优化方法 (4) 2.1 气井地层压力的计算方法 (4) 2.2 气藏储量的计算 (6) 2.3 气井产能计算 (7) 2.4 气井井筒流动规律 (11) 2.5 气井节点分析 (12) 2.6 影响气井正常生产的其他因素 (14) 第三章程序和模块 (21) 第四章认识及结论 (25) 参考文献 (26)