直、斜、水平井产能计算
水平井产能公式范文
水平井产能公式范文水平井是一种新兴的油气勘探开发技术，其产能计算是确定水平井的重要工作之一、水平井的产能公式是通过建立油气流动模型，考虑井筒摩阻、渗流损耗、泄漏与相渗等一系列因素，来计算井筒中流体的流动速度以及产能的预测方法。
1.分析法：分析法一般是通过分析井底流体流动的基本原理，结合工程实践经验，建立井筒内流体流动的数学模型，从而得到产能的估计公式。
井筒内流体的流动可以看作是在一种管道流动的情况下，一定长度、直径的圆柱形管道中流体流动的情况。
基于此模型，通过考虑井筒摩阻、渗流损耗、泄漏与相渗等因素，可以得到以下产能计算公式：Q=2.25×π×r^2×(1-S)*((p1-p2)/μ)*((k*h)/(μ*L))其中，Q为井的产能，r为井筒半径，S为流体流动泄漏系数，p1和p2分别为井顶和井底的压力，μ为流体粘度，k为渗透率，h为有效厚度，L为井的长度。
2.试井法：试井法是通过实际的试井数据来计算井的产能。
试井过程中，可以通过连续记录压力、流量等参数的变化情况，利用流体力学知识和经验公式，来计算井的产能。
试井法的思路是根据井底流体动态参数的变化情况，分析井底流体流动的规律和特点，并利用经验公式得到相应的产能计算公式。
3.数值模拟法：数值模拟法是通过利用现代计算机技术和数值计算方法，对井筒内流体流动进行详细建模，并通过数值模拟得到井筒内流体的流动速度和压力等信息，从而计算井的产能。
数值模拟法通常采用计算机辅助建模软件来进行模拟计算。
将井筒划分成一个个小单元，建立流体流动的控制方程组，并通过迭代计算的方法，求解得到流体的流动情况。
在数值模拟过程中，可以考虑更多的因素和复杂的模型，如井壁流体阻力、井筒形状、井壁渗流损耗等，并得到更精确的产能计算结果。
综上所述，水平井产能公式是通过分析、试井和数值模拟等方法建立的。
不同的方法有其独特的优势和适用范围。
同时，由于水平井本身的复杂性和多变性，产能的计算也存在一定的不确定性。
水平井井网产能公式
第3章水平井开发井网产能及影响因素分析3.1井网产能研究油藏渗透率越低，井网对开发效果的影响越大，井网的优化部署在整个方案设计中也越关键。
低渗透油藏由于储层物性差、天然裂缝发育、非均质性强等特征，而且往往又需要压裂改造后才能进行投产，在注水开发过程中常常出现注水见效慢或者方向性见水快等难题。
并且当采用水平井开发低渗透油藏时，这一矛盾更为突出。
因此，合理的注采井网是利用水平井经济高效开采低渗透油藏的基础保证。
经过近30年的探索和实践，对于低渗透油藏直井的井网形式和合理井排拒的选择基本有了明确的认识。
而对于水平井井网形式，目前仍处于理论研究和开发试验阶段，尽管国内外学者曾通过物理模拟、油藏工程方法和数值模拟等手段对此进行了大量的研究，但尚未形成统一的认识。
3.1.1水平井面积井网产能计算公式3.1.1.1求解思想1.渗流场劈分原理以水平井—直井五点混合井网为例进行说明。
从图3-139可以看出，可以将整个面积井网单元的渗流场劈分为3个子渗流场：直井周围的平面径向渗流场、远离水平井地带的椭圆柱体渗流场和近水平井筒附近的椭球渗流场。
不考虑渗流场交界面的形状，只记交界面的压力：径向渗流场与水平井远部椭圆柱渗流场交界面处压力为pr，水平井远部椭圆柱渗流场与近井筒椭球渗流场交界面处压力为pj。
图3-139 五点法面积井网单元渗流场简化俯视图2. 考虑启动压力梯度和压敏效应的直井径向渗流产能公式考虑启动压力梯度和压敏效应的平面径向渗流控制方程：1r∇ r ρK μ∇ρ−G =0 （3-195）记拟压力函数为： m p =exp α p −p i =μ0ρ0κ•ρK μ（3-196）若令 ξ=dm dr−αGm （3-198）则式（3-197）可以化简为 rd ξdr+ξ=0 （3-199）方程（3-199）的解为：ξ=c1r （3-200） 由式（3-200）和式（3-198）得到：dm dr−αGm −c 1r=0 （3-201）设ζ=mexp −αGr （3-202） 则方程（3-201）变为：d ζdr−c 1rexp −αGr =0 （3-203）求解方程（3-203）得到： ζ=c 1• exp −αGrrr r edr +c 2 （3-204）即m =exp αGr • c 1• exp −αGrrr r edr +c 2 （3-205）因此，压力分布方程为p =p i +1α•ln exp αGr • c 1• exp −αGrrr redr +c 2 （3-206）通过内外定压边界条件p=p i （r=r e ）和p=p w （r=r w ），可以确定常数c 1和c 2， c 1=exp −α p i −p w +Gr w −exp −αGr eexp −αGrr wredr或c 1=exp −α p i −p w +Gr w −exp −αGr e−E i −αGr e +E i −αGr w（3-207）c 2=exp −αGr e （3-208） 因此，一维径向非线性稳态渗流的压力分布公式为：p =p i +Gr +1α• c 1• −E i −αGr e +E i −αGr +c i （3-209）式中，−E i −x = e −uudu +∞x是幂积分函数：当x<0.01时，−E i −x ≈−ln 0.781x ；当x ≥10时，幂积分函数−E i −x ≈0。
多分支水平井产能模型综述
收稿 日 ： １．１ ８修订 日 ：０ １ １ ４ 期 ２ ０１． ； ０ ０ 期 ２ １－ ． Ｏ０ 作 者简介 ： 李金凤 ， ，０ ８ 女 ２ ０ 年毕业 于大庆石 油学 院电子科学 与技术 专业 ， 现为东北 石油大学 油气 田开发工程 专业在读 研究 生 。联 系方式 ： Ｅ ｍ ｉ ｌｉ ｅ ｇ ６ ６ ． ｒ， ． ａ ：ｊ ｆ ８ ＠１３ ｏ 通讯地址 ：１ ３ １ ） ｌ ｉｎ ｎ ｃｎ （ ６ ３ ８ 黑龙江省大庆市东北石油 大学厚 德六号楼 ５ ９ 。 ０室
Ｉ ＋ｈ ｎ 譬
式 中： Ｑ为分支水平井产能（ｌ ） Ｌ为水平井长度 Ｉ／ ； Ｔｓ ３ （ ； ｈ ｍ） Ｋ 为地层 水平 渗透率 （ ） ｈ为地层厚 度 ；
水平面 内， 相交于一个井底 ， 而且各个分支井 的油
藏 参数 和几何 参数都 要相 同 ， 这是非 常理 想 的情 况 。从 目前国内外 已钻成的分支水平井来看 ， 这些 井往往都是钻在油藏的不同层位或是 同一油层 的不
能模 型。解析模 型是利用镜像反映 、 势的叠加等原 理直接推导 ； 半解析模 型则是将分支井筒进行分段 ， 然后通过势的叠加原理 、 积分变化 、 保角变换和格林
函数等 ， 给出多分支水平井产能计算线性方程组 ， 求 解线性方程组可得多分支水平井产能。解析模型的
优点是计算简单 ， 但其假设条件过多， 在实际生产中 的适 应性 比较差 ； 半解析模型的优点是既简化了计 算又保证 了一定的精度 ， 目前还不能很好地解决 但
一
系列产 能公式 本 文从 国 内外学者研 究 多分 支水平 井产 能的方 法、 式 等方面综述 了国 内外水平 井产 能公 式 公
的研 究进 展 ， 并对各 产能模 型进 行 了系统的 比较 ， 出 了不 同产 能公 式的条 件 、 指 适用 范围及 其各 自的优缺 点。 关键词 ： 多分支水平 井 ； 能公 式； 产 解析 法 ； 产能模 型
水平井及利用Joshi公式预测产能
第一章绪论1.1水平井钻井技术发展概况1863年，瑞士工程师首先提出钻水平井的建议；1870年，俄国工程师在勃良斯克市钻成井斜角达60°的井；瑞典和美国研制出测量井眼空间位置的仪器，1888年俄国也设计出了测斜仪器；1929年，美国国加利福尼亚州钻成了几米长的水平分支井筒；30年代，美国开始用挠性钻具组合在垂直井内钻曲率半径小的水平井分支井眼；1954年苏联钻成第一口水平位移；1964年—1965年我国钻成两口水平井，磨—3井、巴—24井；自来80年代以来，随着先进的测量仪器、长寿命马达和新型PDC钻头等技术的发展，水平井钻井大规模高速度的发展起来。
我国水平井钻井在90年代以来也取得了很大发展，胜利油田已完成各种类型水平井百余口，水平井钻井水平和速度不断提高。
1.2 水平井的定义所谓水平井，是这样一种定向井，其最大井斜度达到90°左右(一般大于85°就叫水平井)，且在目的层内维持一定长度的水平的或近水平井段。
八十年代以来水平井钻井技术的不断成熟主要归功于整个定向钻井技术，它是定向钻井技术发展的重大进步。
在地质应用方面, 对层状储层、致密含气砂岩层、透镜状储层、低渗透储层、水驱储层、气顶驱储层、重力驱储层、垂直裂缝性储层、双重孔隙储层、双重渗透性储层、薄层以及流体排泄不畅的所有地层, 用水平井开采均有优势。
在开发方面, 水平井的开发优势是通过优化完井技术取得的, 水平井可提高储层的钻遇厚度及其井眼连通面积, 降低井底压差, 控制流体流人井底的速度, 从而防止地层砂运移、油气窜层、水气锥进、油管中流体承载等。
在强化采油阶段, 还能增加流体注人速度, 更均匀地驱油。
降低聚合物分解的风险。
水平井有许多领域中的应用是直井无可比拟的。
1.3 水平井的分类及其特点目前，根据水平段特性和功能可分为：阶梯水平井，分支水平井，鱼骨状水平井，多底水平井，双水平井，长水平段水平井等。
根据造斜井段的曲率半径，水平井可以分为四种类型：长半径、中半径、短半径水平井（见图1-1）和超短半径水平井。
气井产能确定方法归类总结
气井产能确定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法称为无阻流量法，该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法的适用条件及气井绝对无阻流量值求取的法，请参见行业标准《SY/T 5440 试井技术规》。
另外，在采用单点测试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，其原理与法如下：气井的无量纲IPR 曲线的表达式为：()21D D D q q P αα-+= (1)也可变形为：D D D q q P )1(/αα-+= (2)式中： ()222/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 为气井二项式产能程系数A 、B 。
由（1）式得： ()αααα-⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+=1211412D D p q (6)将（4）式代入（6）式得：()⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+-=1141122D gAOF 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程。
直斜水平井产能计算
直斜水平井产能计算直井、斜井和水平井是石油和天然气勘探开采中常用的钻井方式。
它们在产能方面有着各自的优点和适用范围。
首先，直井是最简单常见的钻井方式，井身垂直向下，与地表垂直对接。
直井的优点是施工简单、成本较低。
由于垂直井筒的直接对接，井壁周围的岩石压力较小，较少会造成流体的泄漏。
直井的储量评估一般比较准确，特别是在普通油气藏中。
直井的产能计算通常使用垂直井的流体动力学方程来计算。
产能计算的一个重要因素是流体的渗流。
渗流指的是岩层中液体或气体在岩石孔隙中的流动。
岩石中的孔隙空间通常会被水、石油或天然气等流体填充。
直井产能计算中，渗透率是一个关键参数。
渗透率越高，流体在岩石间的流动能力越强，产能就越大。
直井的渗透率一般可以通过试井数据或其他相关实验得到。
直井的产量主要取决于其井筒的孔隙体积和渗透率，以及油层厚度、油层渗透率等因素。
产量也受到油井和地层的物理参数以及采油工艺的影响。
井筒的孔隙体积可以通过计算和测量得到，而渗透率一般需要通过采集油田的地质数据分析得到。
产能计算的另一个重要因素是油井的生产能力。
生产能力取决于井筒中有效储层的产能和采油工艺的限制。
在直井的情况下，油井生产能力的计算可以使用Darcy定律。
Darcy定律是流体力学中描述渗流速度的基本方程，可以用来计算油井的生产能力。
斜井在产能计算上与直井类似，但由于其倾斜或水平的井筒，斜井的产能通常可以更高。
斜井的优势在于更大的接触面积，增加了井底与储层的接触面积，从而增加了产能。
斜井和水平井在含水层和低渗透油气藏中的应用较为普遍，这些油气藏的产能通过增加接触面积来提高。
水平井是一种特殊的井筒构造，井筒从垂直向井底倾斜，并在井底继续平行于地层延伸，以增加接触面积。
水平井的产能一般远远超过直井和斜井，原因就在于其更大的井底接触面积。
水平井可以最大限度地利用油层的产能，并且常用于低渗透油气藏和深层储层开采。
在水平井的产能计算中，除了考虑井身倾角和储层渗透率外，还需要考虑油井的侧向渗流、压力分布、油层流量和地层参数等因素。
长水平井的产能公式
R = Re
+ Rr
=
μa 4KLh
+
μ 2πKL
ln
h 2πrw
.
（11）
于是，长水平井的产量计算公式为
q=
pe - pwf R
=
2πKh( pe - pwf )
μ
æ
ç
è
πa 2L
+
h L
ln
h 2πrw
ö
÷
ø
.
（12）
（12）式就是长水平井的产能公式。由图 3 和图 4
可以看出，短水平井为周围供液，长水平井为双向供
的；而径向流的流线向油井是不断收缩的，地层的渗
流阻力也是不断增加的，径向流的生产压差主要损失
在近井地带。
收稿日期：2014-02-17
修订日期：2014-04-01
基金项目：国家科技重大专项（2011ZX05027-003-01）
作者简介：李传亮（1962-），男，山东嘉祥人，教授，博士，油藏工程，（Tel）028-83033291（E-mail）cllipe@.
+
h L
ln
h 2πrw
ö
÷
ø
.
（13）
文献［12］的作者及其引用者都采用（13）式计算
一个 1 000 m×500 m 的矩形泄油区域，中间钻一
口长 500 m 的水平井把泄油区域分成了两个 500 m×
500 m 的正方形区域，地层渗透率为 0.01 D，地层原油
黏度 1 mPa·s，地层厚度 20 m，油井完井半径 0.1 m，油
1 2
+
æ
ç
è
2re L
4
多底井产能预测方法的分类与比较
（ 石 油 工程 教 育 部 重 点 实 验 室 （ 中国石油大学 （ 北京 ） ） ，北 京 １ ｏ ２ ２ ４ ９ ）
李治平 ， 苏 皓 （ 中国地质大学 （ 北京）能源学院， 北京 １ ０ ０ ０ ８ ３ ）
［ 摘 要 ］ 多底 井 与常 规 水 平 井在 产 能 预 测 方 法 上 存 在 较 大 差 异 。 国 内外 学 者 对 其 进 行 了大 量 研 究 ，提 出 了
长江大学学报 （ 自科 版 ） ２ ０ １ ３ 年３ 月 号石 油中旬 刊 第 １ ｏ 卷 第８ 期 Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ（ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ） Ｍａ ｒ ． ２ ０ １ ３ ，Ｖｏ １ ． １ ０ Ｎｏ ． ８
多底 井产 能预 测 方 法 的分 类 与 比较
杨 青松 ， 马 震 （ 中石油长庆油田 分公司第一采气厂， 陕西 榆林 ７ １ ８ ５ ｏ ｏ ） 王 晓 冬 唐 洪 卫 安 永 生
（ 中国地质大学 （ 北 京 ） 能 源 学 院 ， 北京 １ ｏ ｏ ｏ ８ ３ ） （ 中石 化 西 南 油 气 分 公 司 工 程 技 术 研 究院 ，四 Ｊ ｌ ｌ 德阳 ６ １ ８ ｏ ｏ ｏ ）
Ｒ一
ｌ ｎ下 ４１ ／ ￣ ｒ
上 ，
： ！
Ｌ Ｌ
± ：
丁 ｃ ，ｗ
（ １ ）
ｅ ＋ 『 ｌ ｎ ￣ Ｈ ｃ ｓ ｃ （ ｎ ｈ ／ Ｈ ） ＿ ＋ ； 为 泄 油体半 径 ， ｒ ｎ ； ｒ 为生产 段井 筒半 径 ， ｍ； Ｓ 为 直井 表皮 系数 ； 为 多底 水平井 的 多
多底 井是 指在 油藏 开发 目的层 中完井 段 以倾 斜和 多底 为 主要井 眼轨 迹 特征 的水平 井 ，因 为其特殊 的 井身 结构 对油 藏渗 流特 征影 响很 大 ，使 得多底 水 平井 与 常规 水 平井 在 产 能 预测 方 法 上也 存 在 较 大差 异 ， 国 内外 学 者对 其研 究 的方法 可 以分 为 ３种 ，即解 析方 法 、拟表 皮 因子法 和 半解 析 法 。解析 方法利 用共形 映射 、势 叠加原理得 到平面渗 流场 ，再将 互相垂直 的 ２个平 面渗流场 架构 为拟 三维渗 流场 ；拟表皮 因子法 修 正表皮 因子 ，在成熟 的垂直井 或水平井产 能公式 的分母 中添加表皮 因子 ；半解 析法通 过地层 渗 流和井筒 流 动的耦合 ，利用分段 计算叠代 产生 。下 面 ，笔者对 国 内外学 者对多底 井产能预测 的研究情况 进行 阐述 。
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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
' 2.06' 1.865
'1(/41)(/56)log(/100)/tan )s D D w
S h h h r αααα-⎧⎪=--⎪⎪
⎪
=⎨⎪⎪
⎪=⎪⎩
该方法适用于75α≤
的斜井，可用于均质储层和非均质储层。
3）水平井产能计算模型
Joshi 用基于非均质储层的油井水平井产能计算模型推得的用于非均质储层的气井水平井产能计算模型：
压力平方形式：
22
()/()
h k hZ T p p Z p T q πμ-=
⎢⎥⎣⎦
式中：β=Van den Vilis 等人提出了在非均质储层中钻一口水平井时，其有效井筒半径的表达式为：
'4sin(90)cos(/180)4hL
w w
r L r h h δ⎡⎤=⨯⨯⎢⎥
⎣⎦
式中：δ——井中心到储层中部深度处的垂向距离。
3）水平井与直井的产能对比
采用Joshi 产能计算模型计算不同水平段长度时的水平井产能，计算参数详见表6.3-3，计算结果详见表6.3-4，由计算结果作水平井与直井产能比和水平段长度关系图（图2-7）。
由表6.3-4和图6.3-2可以看出：随着水平段长度的增加，气井产能增加，水平段长度从200m 增加到800m ，水平井与直井产能比由1.17倍增加到3.73倍。
可见，采用较长水平段的水平井开发要比直井开发效果好。
表6.3-3不同水平段长度下的水平井产能计算参数表
表6.3-4 不同水平段长度下水平井的产能计算成果表
图6.2-2 水平井与直井产能比和水平段长度关系图
4）水平井与斜井的产能对比
采用Van den Vilis方法计算不同井斜角度时的斜井产能，计算参数详见表6.3-6，计算结果详见表6.3-7，由计算结果作斜井与直井产能比和井斜角度关系图（图6.2-3）。
表6.3-6 不同井斜角度下的斜井产能计算参数表
表6.3-7 不同井斜角度下斜井的产能计算成果表
由表6.2-8和图6.2-3可以看出：
（1）随着井斜角度的增大，气井产能增加，井斜角度由20度增加到60度，斜井与直井的产能比由1.07倍增加到1.67倍。
（2）在井斜角度较小时，随着井斜角度的增大斜井产能提高倍数增长较慢，在井斜角度较大时，随着井斜角度的增大斜井产能提高倍数增长较快。
综合以上分析可以看出，采用水平井开发要比斜井开发效果好。
图6.3-4高产井区压力-产量结点分析图
图6.3-5中产井区压力-产量结点分析图
图6.3-6低产井区压力-产量结点分析图
按照气库40亿调峰气量预测，分别分析高、中、低产气井管柱对产能的影响，结果如下：
高产井区：
新井最大配产72万方，老井最大配产48万方，模拟76mm、99.6mm油管最大产气量78.3、86.8万方，均高于最大配产。
采用内径76mm以上的油管能够满足高产井配产要求。
图6.3-7高产井管径与产气能力关系曲线
中产井区：
老井最大配产29.5万方，新井最大配产41.3万方，模拟62mm、76mm、99.6mm 油管最大产气量29.5、30.7、31万方。
老井协调产量均高于最大配产。
新井协调产量均低于最大配产。
老井采用直井、内径62mm以上油管能够满足配产要求。
新井采用直井、62mm及以上油管不能满足配产要求。
需采用大斜度或水平井提高产气能力。
图6.3-8中产井管径与产气能力关系曲线
低产井区：老井最大配产14.1万方，新井最大配产28.2万方，模拟62mm、76mm、99.6mm油管最大产气量14.4万方。
老井协调产量均高于最大配产。
新井协调产量均低于最大配产。
老井采用直井、内径62mm以上油管能够满足配产要求。
新井采用直井、62mm及以上油管不能满足配产要求。
需采用大斜度或水平井提高产气能力。
图6.3-9低产井管径与产气能力关系曲线
综合考虑推荐高产新井采用内径76mm油管，中产、低产新井和老井采用内径62mm油管。
表6.3-8 采气井不同油管内径下最大采气能力
6.3.3 采气井冲蚀产能评价
利用考虑井筒摩阻、偏差因子、井筒压力以及流速对冲蚀流量等多种因素的软件，分别计算油管内径62 mm（2-7/8″油管）、76 mm（3-1/2″油管）、99.6mm （4-1/2″油管）、不同井底流压情况对应的冲蚀流速。
冲蚀流量随井底流压增高而增大、随管径增大而增大。
图6.3-10 管径与冲蚀流量关系曲线
6.3.4 气井最小携液最小日产气量
对于气井来说，在油管内任意流压下，能连续不断地将气流中最大液滴携带到井口的气体流量称之为气井连续排液最小气量。
=112.3305×104×D5/2×SQRE(Pwf/(M×Twf×Z2))
q
min
表6.3-9 不同内径管柱最小携液流量表
不同内径油管的临界流量（×104m3/d ）井口压力
（MPa ）
62mm76mm 99.6mm
17 5.778.6714.35
15 5.448.1813.53
13 5.087.6312.63
11 4.687.0311.63
9 4.23 6.3510.52
7 3.72 5.599.25
5 3.13 4.707.78
3 2.41 3.62 5.98
1 1.38 2.07 3.43
6.3.5注采井产能确定
根据文23气库预期安排，注采气井产能按管网压力(井口压力)5MPa、11MPa 进行了注采产能预测。
1）井口压力5MPa、地层下限压力19MPa
高产井（76mm）配产35-60万方，高产老井（62mm）配产35-42，中产井配产大于等于15万方，低产井配产5大于等于15万方。
2）井口压力11MPa、地层下限压力19MPa
高产井（76mm）配产24.5-72万方，高产老井（62mm）配产20-48万方，中产井配产大于等于11万方，低产井配产大于等于3万方。
6.4 注采井数预测
根据气井产能方程，推算出气井在采气期各阶段的产能，计算出在各阶段保证产气能力的井数，以满足各阶段生产能力的最大井数作为安全井数。
6.4.1注采井设计类型（新井+老井）
6.4.2注采井井数设计依据
6.4.3注采井井数设计方案
根据气库运行曲线，以各阶段地层压力下的单井产能为依据，测算各阶段采气井数。
同时考虑到冲蚀产量，高产区新井产能上限为72×104m3/d，老井为48×104m3/d。
老井利用16口。
新井高产区以直井斜井为主，按实际产能配产；中低产区以大斜度井、水平井，按实际产能1.4倍配产。