大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法

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低渗透有水气藏生产动态分析方法研究

低渗透有⽔⽓藏⽣产动态分析⽅法研究(北京)CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM毕业设计低渗透有⽔⽓藏⽣产动态分析⽅法研究院系名称：⽯油天然⽓⼯程学院专业名称：⽯油⼯程学⽣姓名：段云菲学号： 2005054503 指导教师：何顺利（教授）完成⽇期 2009 年 6 ⽉ 14⽇中国⽯油⼤学（北京）本科毕业论⽂第I 页低渗透有⽔⽓藏⽣产动态分析⽅法研究摘要有⽔⽓藏⽣产特征⾮常复杂，有⽔⽓藏在开发过程中出⽔后，会致使⽓井⽔淹，甚⾄停产，⼤量天然⽓滞留在地下，平均采收率仅为40%-60%。

本⽂对低渗透有⽔⽓藏的动态分析⽅法及⽓井产⽔机理进⾏调研，分析⽓井产⽔的主要影响因素，提出有⽔⽓藏的⽓井⽣产指标的变化规律。

阐述了常规⽓藏物质平衡通式的建⽴与简化、⽔驱⽓藏的早期识别⽅法以及影响⽓井产⽔的主要机理、⽔驱⽓藏的储量计算与动态预测、天然⽔侵量的计算⽅法。

在上⾯研究基础上，结合产能⽅程、井筒内流体⼒学相关原理对⽓藏进⾏产能评价和配产。

对榆37井区进⾏了实例分析。

该⽂的研究成果对有⽔⽓藏的⾼效合理开发有⼀定的指导意义。

关键词：低渗透有⽔⽓藏⽓井产⽔⽔侵识别产能评价Study on Low-permeability Gas Reservoir water Production Performance of dynamic analysisAbstractWater production characteristics of gas reservoirs are extremely complex, there is water hidden in the process of developing the water, the gas could result in flooding, or even stop production, a large number of stranded natural gas in the ground, with an average recovery of only 40% -60%.In this paper, low-permeability gas reservoirs with water and the dynamic analysis of the mechanism of gas well production water research, analysis of gas production of the main factors of water, the gas reservoir of water gas production targets of the change. On conventional gas reservoir material balance and simplify the establishment of general formula, water-drive gas reservoir, as well as the impact of early identification methods of gas production of the main mechanism of water, water-drive gas reservoir and the reserve calculation to predict the volume of natural water influx calculation. Based on the above study, combined with productivity equation, wellbore fluid mechanics related to the principle of the gas reservoir evaluation and allocation of production capacity. 37 wells on the elm the case study areas. The research results of the gas reservoir of water efficient rational development of guiding significance to a certain extent. Key words: Low-permeability gas reservoir water Gas well production water Identification of water intrusion Production Evaluation⽬录第1章前⾔ (1)1.1研究的⽬的和意义 (1)1.2国内外研究现状 (2)第2章有⽔⽓藏储层物性 (7)2.1有⽔⽓藏的渗流特征 (7)2.2⽓井产⽔动态分析 (7)2.2.1⽓井产⽔的物性特点 (7)2.2.2⽓井产⽔动态特征分析 (8)第3章榆37井区基本特征及开发简况 (10)3.1构造特征 (10)3.2压⼒和温度系统 (11)3.3⽓⽔界⾯的确定 (12)3.4榆37井区开发现状 (14)第4章⽓藏⽔侵理论 (16)4.1⽓藏⽔侵的模式 (16)4.2有⽔⽓藏的⽔侵特征 (16)4.2.1有⽔⽓藏⽔侵特征和⽔侵机理 (16)4.2.2有⽔⽓藏⽔侵的危害 (18)4.3⽔侵⽓藏的早期识别 (19)4.3.1传统的视地层压⼒法 (20)4.3.2⽔侵体积系数法 (21)4.3.3视地质储量法 (22)4.3.4单位视压差采⽓量法 (25)4.4⽔驱⽓藏的⽔侵量及⽔侵指数的计算 (28)4.5⽓井产能评价及配产 (32)4.5.1单点法产能评价 (33)4.5.2产能计算及评价 (32)4.6⽓井合理产量确定 (35)第5章结论 (42)参考⽂献 (43)致谢 (45)附件第1章前⾔第1 页第1章前⾔1.1 研究的⽬的和意义有⽔⽓藏⽣产特征⾮常复杂，有⽔⽓藏在开发过程中出⽔后，会致使⽓井⽔淹，甚⾄停产，⼤量天然⽓滞留在地下，平均采收率仅为40%-60%。

水驱气藏单井动态优化配产方法研究

维普资讯
第２５卷
第２期
大庆石油地质与开发
ＰＧＯＤＤ．．．．．
２００６年４月
・１・３
文章编号：１０ —７４（０６２０３－３００３５２０）０－０１０
水驱气藏单井动态优化配产方法研究
／ｉ／ｎｍ——气流动的最小速度，ｍｄ／；Ｐ ——井底温度，ｏＣ；卜井底天然气的偏差
（） —— 井底流动压力，ＭＰ；Ａｔａ —— 井筒截面积，
１（）（）】２㈩ＩＫ【一＝ｃ１；非临界流条件下
Ｐ（一口Ｐ（ｆｔ；）７４）＇２ｆ￡２８ｇ
（）通过井下安全阀压降７临界流条件下
（９
ｓ公式等。ｏｎ上述１０个约束条件中的口，口 …，口的表达式见文献［］１。以上建立的水驱气藏配产模型为非线性动态优化模型。对于具有上述特点的动态优化模型，可以采用迭代解法…获得目标函数最优值。
张建民，王怒涛，杨琨。，黄炳光
（．１两南石油大学石油丁程学院，四川成都６００；．１５０２新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克扣玛依８４０）３００
摘要：针对国内外气井（藏）配产和设计中存在的工程问题，引入生产时间的概念，建立了水驱气井（）的动态优化配产模型。该模型改变了传统意义上用绝对无阻流量配产计算过程，对生产数据的藏依赖性小，可以减少因人为因素造成的配产不当和设计失误。特别是具有天然水侵的气藏，如果产量配置不合理，造成井底积液，严重影响气井产量，因此时水驱气藏动态优化配产具有更重要意义。

大牛地气田单井计量模式优化研究

大牛地气田单井计量模式优化研究发布时间：2022-04-06T06:52:26.448Z 来源：《科学与技术》2021年33期作者：刘明洋[导读] 大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。

刘明洋中石化华北油气分公司河南省郑州市 450006摘要:大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。

对计量模式进行优化探讨，确定了“间歇+连续”“单相+两相”的组合计量模式。

关键词:大牛地气田；轮换间歇计量；两相连续计量；单相连续计量引言大牛地气田位于陕西、内蒙交接的鄂尔多斯盆地，区域构造位于伊陕斜坡北部，是典型的“三低”气田。

其规模建产始于2005年，现地面已建集输系统存在运行成本高，自动化、信息化水平低等问题，不能满足气田当前及长远开发需求，需进行优化调整。

1 大牛地气田现状1.1 气田集输现状气田开发初期，地面集输工艺采用“单井高压进站、八井式水套炉加热节流、八井式轮换间歇计量、低温旋风脱水、集中注醇防堵”的高压集气工艺；随着气藏压力的降低，一次集中增压、脱水脱烃、二次单站增压工程陆续实施，气田主体集输工艺调整为“二次增压集气、首站集中脱水增压”，集气站工艺调整为“单井中低压进站、八井式轮换间歇计量、生产分离器一次分离、压缩机增压、旋流分离器二次分离、计量外输”。

1.2 单井计量模式现状大牛地气田单井井口流程简单、自动化程度低，仅有可采集套压、油压及油温的机械仪表和温度计，无单井计量功能，承担单井计量功能的是集气站。

大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用

大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。

气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。

随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。

标签：大牛地气田;集输工艺;优化1 气田概况大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。

该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。

大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。

孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。

截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。

气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。

2 气田地面配套工艺技术根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。

2.1 单井高压集气工艺。

大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。

该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。

鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术

鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术刘忠群【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2016(037)002【摘要】大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验.因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要.为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5~1/3,水平段长1000~1200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800~1200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%.形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障.【总页数】6页(P261-266)【作者】刘忠群【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE355.6【相关文献】1.鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气藏测井产能评价 [J], 李鑫;刘栋2.川西致密砂岩气藏水平井有效开发关键技术——以新场气田上沙溪庙组气藏为例[J], 卜淘;杨建3.致密砂岩气藏水平井测井评价——以鄂尔多斯盆地大牛地气田X井区为例 [J], 魏修平;胡向阳;李浩;赵冀;赵连水4.基于储层构型刻画的致密砂岩气藏高效调整技术--以大牛地气田大28井区盒1段气藏为例 [J], 姜超5.基于储层构型刻画的致密砂岩气藏高效调整技术——以大牛地气田大28井区盒1段气藏为例 [J], 姜超因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

大牛地气田盒1气藏水平井开发工程技术与实践_陈路原

大牛地气田盒１气藏水平井开发工程技术与实践
陈路原
（）中国石化华北分公司，河南郑州４５０００６
单井产量低且不能长期稳产的工程技术难点，开展了水平摘要：针对大牛地盒１气藏水平井钻井周期较长、井钻采工程技术研究。对已钻水平井井身结构、钻井液、压裂施工参数及工艺和排水采气工艺进行分析发现，井身结构、压裂施工参数和泡沫性能是制约开发的主要因素，针对性地对多级管外封隔器分段压裂和１５２．４ｍｍ井眼、泡排试验进行了研究，形成了以复合钻井和防塌钻井液为主的优快钻井技术，钻井１５２．４ｍｍ井眼三开井身结构、周期缩短７建立了适合盒１气藏储层特征的水平井压裂工艺技术，施工成功率９压后平均单井无阻流．７９％；８．５％，量是直井的４建立了临界携液模型，试验了速度管排水采气技术，生产时率提高了８．９倍；．４９％。应用结果表明，多级管外封隔器分段压裂是盒１气藏建产的有效方式，泡沫排水采１５２．４ｍｍ井眼和复合钻井可实现钻井提速，气技术可确保气田稳产。关键词：水平井钻井分段压裂临界携液速度管柱大牛地气田盒１气藏（）中图分类号：ＴＥ２４２，ＴＥ３７５文献标识码：００１８９０２０１５０１０４４８Ａ文章编号：１０００－－－
第４３卷第１期２０１５年１月
石油钻探技术ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＤＲＩＬＬＩＮＧＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ

大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术

大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术【摘要】随着气田开发时间的延长，气井压力和产量不断下降，排水难度加大，部分气井采取排水措施无效果，积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。

本文通过大量现场试验和总结分析，总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术，期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。

【关键词】大牛地气田低压低产排水采气积液水淹1 引言大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，为多套致密砂岩气藏叠加连片组成的复合型气田，属低渗气藏，储层横向非均质性强，大多数储层呈低产特征。

2003年开始规模开发，目前管理气井950余口，年产气能力超过25亿方。

低压低产气井占到了27%，产量占总产量的21%，因积液导致减产的气井达到35口，影响产量达到11万方/天，这些气井产能普遍较差，携液能力达不到要求，井内存在积液，严重影响生产。

针对目前存在的问题，通过泡排工艺、邻井高压气举排采工艺、油套环空激动工艺、优选管注排采技术以及复合排采技术的试验和总结，确保气井平稳生产，延长了气井生产期。

2 泡沫排水采气技术2.1 工艺原理泡沫排水采气工艺是向井内注入起泡剂，与积液混合后在气流的搅动下产生大量低密度的泡沫，降低井筒内流体密度，减少液体滑脱损失，提高气井携液能力的排采工艺。

2.2 现场应用及效果大牛地气田主要应用有7种泡排药剂，形成覆盖油压8MPa以上、产量10000m以上的适应不同矿化度地层水、不同凝析油含量以及甲醇含量的泡排剂体系；2011年和2012年针对低压低产气井又分别研发出适应于油压6-8MPa、产量介于0.5-1万方气井的UT-12和适应于油压4-6MPa、产量小于0.5万方的新型起泡剂UT-14。

2003～2012年共进行900余口井12万余井次的施工，成功率在90%以上，累计增产气量超过2亿方。

3 邻井高压气举排水采气技术3.1 工艺原理邻井高压气举工艺是利用同一集气站的高压气井作为气源，将高压气通过采气管线或注醇管线注入被气举井中，增大生产压差和生产管柱内气水比携液的工艺。

内蒙大牛地固井技术研究

内蒙大牛地固井技术研究摘要：大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部是近几年中石化能源接替区块，主要气层为二叠系下石盒子组、山西组和石炭系太原组三套储集岩，三套储集岩在纵向上互相叠置，平面上互相叠合，构成了气田复合连片的储集体。

其储层特点为低压、低渗透致密气藏，多数产层渗透率较低，具有低孔隙度、低含气饱和度、低产的特征，面对该区块的地层特点，我们在此区块展开有针对性的固井技术及水泥浆体系的研究与探索，提高固井质量，为能源开发提供保证。

关键词：大牛地固井难点技术措施鄂尔多斯盆地大牛地气田区内构造、断裂不发育，总体为东北高、西南低的平缓单斜，平均坡降6～9米/公里，倾角0.3～0.6度。

局部发育鼻状隆起，未形成较大的构造圈闭，属于上古生界石炭系—二叠系海陆交互相含煤碎屑岩含油气体系。

主要含气层为上古生界（二叠系、石炭系）和下古生界（奥陶系）。

一、固井作业的难点1、大牛地气田具有低压、低渗、个别井段漏失严重。

刘家沟组（约1900-2100米处）甲方经验最高承压当量密度为1.35g/cm3。

由于其漏失层位位置比较深，且承压能力相对薄弱，对我们的水泥浆体系（密度）和施工作业（排量控制）要求严格。

2、井斜大：钻井设计要求在2100-2300米处进行造斜，钻至A点井斜为90度左右，最大狗腿度为7-9度。

①大斜度井、水平井钻井过程中常常会形成键槽和椭圆形井眼，造成不规则井眼，大大降低了注水泥时顶替效率。

②在大斜度井段和水平段对井壁的侧压较大，从而增大了下套管的摩擦阻力，使套管下到设计深度的困难增大。

③套管紧贴井壁难以居中，同时在重力的作用下会使上下环空间隙不一样，套管偏心严重，居中度差，易造成钻井液窜槽，甚至贴边，造成水泥浆顶替效率低，由于钻井液没有胶结强度，与大部分水泥浆不相容，如果顶替效率低，残留的钻井液不但在套管环空中形成没有胶结强度的连通槽道，而且破坏与之接触的水泥浆的凝固特性，使周围的水泥石强度下降，造成水泥环失去层间的封隔能力。

大牛地气田动态分析方法

大牛地气田动态分析方法【摘要】鄂尔多斯盆地大牛地气田开发进入了稳产阶段，动态监测工作已经积累了丰富的基础资料；但由于对常压低渗气藏生产动态分析方法的经验少，采用何种方法进行分析，是气田急需解决的重要问题。

也只有通过合理的动态分析方法，有效的指导生产，才能寻求最佳的单井配产产量，使气井稳产高产，提高气井采收率。

本文以大牛地气田地质研究结论为基础，讨论适合气田的动态分析方法。

【关键词】大牛地气田动态分析1 气田动态分析的目的及主要内容（1）大牛地气田动态分析方法研究的目的：利用稳产阶段的动态监测资料不断核算动态储量，评价开发效果，提出修改意见，优化开发方案；递减阶段利用积累的动态监测资料，分析剩余储量分布，提出挖潜措施。

（2）大牛地气田气藏类型为常温常压定容封闭，弹性气驱，无边低水岩性圈闭1。

以此为前提，气田动态分析目前主要工作内容为核算单井动态控制储量、预测各井稳产期，提出合理的配产，力图掌握气藏压力变化规律、储量分布；研究气田的递减规律。

2 核算单井动态储量利用单井动态监测资料，可运用三种方法进行动态储量的核算。

2.1 压降法大牛地气田压力恢复试井资料较为丰富，通过地质与测井解释结果可得到气层有效厚度、孔隙度与含气饱合度等资料，计算得到单井控制地质储量2。

定容封闭气藏压降法计算动储量的公式为：在以累计气产量为X轴，以Pe/Ze为Y轴的直角坐标上，该式是斜率为B、截距为A的直线方程。

设Pe=0时可得到动态储量Gp=A/B。

这种方法的优势明显，对天然气生产流动状态没有要求，测得的当前地层压力点越多，计算的储量越精确。

压恢测试数据资料，可运用PanSystem软件得到平均地层压力、边界距离等参数，在累计气产量与视地层压力所建立的坐标图上，其线性相关性达到0.97。

运用这一软件，首先进行Blasingame分析，利用实际上产量和压力的关系曲线，去拟合理论模板曲线，从而在模板中读取到相应的地层渗透率K、裂缝半长Xf、控制面积Area、计算出原始储量OGIP，若填写了废弃压力Pab，则自动计算出最终采收率RF、可采储量EUR。

大牛地气田水平井分支井完井工艺技术

大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
contents
目录
• 水平井分支井完井工艺技术概述 • 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
特点 • 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
实施步骤
contents
目录
• 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术效果评估
• 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术未来发展展望
水平井分支井完井工艺技术的原理主要基于对地下油气藏的精细描述和模拟，通过精确控制钻头轨迹，实现在水平主井筒内钻出多个分支井筒。
钻出分支井筒后，需要对分支井筒进行完井作业，包括固井、射孔、测试等环节，以确保分支井筒能够有效连通主井筒和油气藏。
水平井分支井完井工艺技术的应用场景
水平井分支井完井工艺技术适用于各种类型的油气藏，特别是对于低渗透、复杂岩性、薄层等难以开发的油气藏具有显著优势。
安装钻机
按照钻井设计要求，将钻机安装在井位上，并进行水平和垂直调整。
准备钻具
根据钻井深度和直径，选择合适的钻具组合，
并检查其完好性。
钻进施工
开始钻进
启动钻机，按照设计要求进行钻进作业。
控制钻压
根据地质情况和钻具组合，控制适当的钻压，以保证钻速和钻头寿命。
监测钻井参数
实时监测钻压、扭矩、悬重、泥浆性能等参数，及时调整以保证钻进效果。
01
水平井分支井完井工艺技术概述
水平井分支井完井工艺技术的定义
水平井分支井完井工艺技术是一种先进的钻井技术，通过在水平主井筒内钻出多个分支井筒，实现对地下油气资源的有效开发。
该技术利用了水平井筒能够穿越油气藏较厚区域的优点，提高了油气采收率和开采效益。
水平井分支井完井工艺技术的原理

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ＰｅｔｒｏｌｏｕｍＡｄｍｃｎｉｓｔｒａｔｉｏｎＢａ￣ａｕ，Ｌａｎｇｆａｎｇ０６５００７，Ｃｈｉｎａ；４．ＨｕａｂｅｉＯｉｌｉｆｅｌｄＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｒｅｎｑｉｕ０６２５５２，Ｃｈｉｎａ）
４．华北油田公司采油工程研究院，河北任丘
引用格式：李颖川，李克智，王志彬，等．大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法［Ｊ］．石油钻采工艺，２０１３，３５（２）：７１ — ７４．
摘要：传统气井配产方法应用于大牛地低压、低渗、低产致密砂岩气藏产水气井时，气井的携液潜能得不到充分发挥，累
Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＡｐｐｌｙｉｎｇｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｌｌｏｃａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｔｏｗａｔｅｒｐｒｏｄｕｃｅｄｇａｓｗｅｌｌｓｉｎＤａｎｉｕｄｉｉｆｅｌｄ，ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄｗｉｔｈｌｏｗ
大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法
李颖川李克智王志彬王海军丁建东胡伟俐
０６５００７；
０６２５５２）
（１．油气藏地质及开发工程国家重点实验室・西南石油大学，四川成都６１０５００；２．中石化华北分公司工程院，河南郑州４５００４２；３．华北石油管理局储气库管理处，河北廊坊
第３５卷第２期
２０１３年３月
石油钻采工艺
０ＩＬＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ＰＲ０ＤＵＣＴ１０ＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
Ｖｏ１．３５Ｎｏ．２Ｍａｒｃｈ２０１３
文章编号：１０００—７３９３（２０１３）０２ —００７１ —０４
，
Байду номын сангаас
（１．ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯｉｌ＆ＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０５００，Ｃｈｉｎａ；２．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｙ，ｇＳｉｎｏｐｅｃＨｕａｂｅｉＣｏｍｐａｎｙ，Ｚｈｅｎｇｚｈｏｕ４５０００６，Ｃｈｉｎａ；３．ＧａｓＳｔｏｒａｇｅｓＭａｎａｇｅｍｅｎｔｏｆＨｕａｂｅｉ
ｉｎＤａｎｉｕｄｉｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ
ＬＩＹｉｎｇｃｈｕａｎ，ＬＩＫｅｚｈｉ１＇２ＷＡＮＧＺｈｉｂｉｎ，ＷＡＮＧＨａｉｊｕｎ，ＤＩＮＧＪｉａｎｄ０ｎｇ４，ＨＵＷｅｉｌｉ
ｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ａｎｄｌｏｗｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｃａｎｎｏｔｆｕｌｌｙｕｓｅｌｉｑｕｉｄｒｅｍｏｖｉｎｇｐｏｔｅｎｔｉａｌ，ｌｅａｄｉｎｇｔｏｌｒｇａｅａｃｃｕｍｕｌａｔｉｖｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｄｅｌｉｑｕｉｉｆｃａｔｉｏｎａｎｄｉｎｆａｌｌｙｌｏｗｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｙ．Ｔｈｅｐａｐｅｒｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｌｙｓｅｔｕｐａｄｙｎａｍｉｃｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｍｏｄｅｌｆｏｒｗａｔｅｒｐｒｏｄｕｃｅｄｇａｓｗｅｌｌ，
计排水采气量大，最终采收率低。基于产水气藏物质平衡原理、气井产能、井筒压力温度分布预测理论，应用节点系统分析方法
建立了产水气井生产动态预测方法，该方法能动态预测地层压力、井底流压、井口油压、产量、采收率随时间的变化；结合连续
携液理论提出了产水气井配产新方法，该方法所配气量高于井口临界携液气量，且随时间动态递减，而不是保持不变。大牛地ＤＫ３井实例计算表明，新方法能更长时间维持气井连续携液生产，降低了累计排水采气量，提高了最终采收率。关键词：气藏；气井；节点分析；动态模型；优化配产
中图分类号：ＴＥ３２８文献标识码：Ａ
Ｓｔｕｄｙｏｎｄｙｎａｍｉｃｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｆｏｒｗａｔｅｒｐｒｏｄｕｃｅｄｇａｓｗｅｌｌｓ