高含硫气井井底流动压力计算新方法
２０１０矩 第４卷・第４期 天然气技术 Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｖｏ１．４．Ｎｏ．４ Ａｕｇ．２０１０
文章编号：１６７３—９０３５｛２０１０）０４—００１４—０２
高含硫气井井底流动压力计算新方法
刘宁 杨蕾 王英敏 刘辉
（１．长江大学石油工程研究生院，湖北荆州４３４０１０；２．中国石化河南油田勘探开发研究院，河南南阳４７３１３２）
摘要 在对气藏进行产能评价时，气层压力和井底流动压力都是十分重要的数据，取得这些数据的途径通
常有２个：井底压力计实测与通过井口压力计算。对于一般气井的井底压力计算都采用Ｃｕｌｌｅｎｄｅｒ－Ｓｍｉｔｈ法及平均
温度、压缩系数方法，但对于高含硫气井，由于其腐蚀性如直接下井底利用压力计测量会对设备造成损害。同时
在生产过程中，随着硫的运载与沉积，气井井底压力与地温梯度都会发生很大变化。在考虑高含硫特殊性的基础 上，通过调整高含硫气藏的天然气偏差因子及采用深井多节点计算新方法推算出井底流压。通过与实测数据对比
表明，此方法误差最小，对于高含硫气藏的测试压力精度较高。
关键词 蠢含硫井底流压计算方法压力噩度
中图分类号：ＴＥ３２８ 文献标识码：Ａ
Ｏ引言
随着油气田开发的不断深入，越来越多的高含
硫或超高含硫气藏相继在我国发现并投入开发，目
前，对于高含硫气藏的产能评价分析还是技术难题ｎ ，
大多数都在使用试井分析的方法研究，而井底流压
的计算是产能分析精确性的关键参数。高含硫气藏
的特殊性使得研究井底流动压力的计算方法有着重
要意义。
１计算方法
１．１计算公式
应用气井管流动态的分析，从能量守恒方程出
发，推导出应用井Ｅｌ参数计算井底流动压力的计算公
式 １：
： 匦 （１）
其中ｓ＝
考虑到气藏高含硫的特殊性，须对偏差系数进
行校正。根据魏切特和埃则茨提出的“视临界温度
调整系数８”，按凯氏结合律计算高含硫气藏的视临
界参数： Ｐ 一 ＋０．５５６Ｂ（１一 ）ｓ （３）
是ＣＯ：和Ｈ Ｓ的函数，可通过查视临界温度的
校正值 （ｋ）得到，用校正后的视Ｉｉ￥界温度和视临界
压力计算出对比温度和对比压力，然后得出高含硫
天然气气藏的偏差因子
１．２计算步骤
当井底埋深较长时，用式（１）计算井底流压会有
一定误差。为了减少误差，可以将井深日分为多个
节点逐段计算，井筒温度考虑呈井深线性分布，逐
步计算各井段的平均温度，将上一节点的井底流动
压力 值作为下一节点的井口测压Ｐ 值即可。这样
一来，一段井深应对１个相应的 和 ，而且，在这
一段中可近似地认为含硫天然气的物性参数不变，
也不变。井深分段数越多，计算越精确，计算结
果也就会越接近真实情况。
假设将井深日平均分为ｌｒｔ段，由井口往下分为
ｌ、２、３…… 个节点，每一段井分别为且、 、
…… ．．、 ，每一段井深均为Ｈ／ ，则计算井底
流动压力的步骤如下（图１）：
： 一Ｏ．５５６ （２） 起， １）计算第一段的井底流动压力Ｐ 由井口算
取 的迭代初值ｐ ，此值与井口测点压力
收稿日期：２０１０—０４—２１ 修订日期：２０１０—０７—０６ 作者简介：刘宁（１９８２一），硕士研究生，研究方向为油气开采工艺技术。Ｅ—ｍａｉｌ：ｌｉｕｎｉｎｇ＿＿ｌｏｖｅｒ＠１６３．ｏｏｍ
１ ４／Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌ
ｏｇｙ 总第２２期 天然气技术・勘探与开发 ２０１０庄
（７１
Ｚ２（７２
（７ ／
， １，
２） ＼Ｐ¨１
一， ＼ｐ ／
， ） 、 Ｐｗｓ
图１含硫气井井底流动压力计算示意图 和井深日有关，取ｉ ￣ｗ。ｓ ＝Ｐ ｈ（１＋０．０００ ０３Ｈ１）。
２）计算第一段井的平均温度 。，Ｔ１＝（ ＋ 。）／
２，第一段井的平均压力Ｅ－，＝（ｐ ＋ ）／２，并由函
数ｚ。（Ｔ－，Ｐ。）得出 。其中 ， 分别为井口温
度与第一段井的井底温度。
３）按式（１）计算Ｐ 。。
４）若ＩＰ －一ｐ ／Ｐ ８（给定误差），则Ｐ 。
为所求值；否则取ｐ 重复步骤２）～４）迭代
计算，直到满足精度为止。
５）计算第二段井底流压ｐ ，将Ｐ 值赋予Ｐ ，
按照步骤１）一４）可计算出Ｐ 。 ６）同理，计算出第三段井底流动压力Ｐ蝴，按
照相同步骤，一直计算得出第 段的井底流动压力
Ｐ…即所求的井底流动压力Ｐ 。
对上面的计算过程用ｃ语言进行计算机编程，
以方便计算。
２实例应用
油管直径为１７７．８ ｍｍ，油管壁厚为１２．６５ ｍｉｌｌ，
套管直径为２７３．１ ｆｉｌｍ，套管壁厚为１３．８４ ｍｍ。该井
于２００９年４月用１２ ｍｍ、８ ｍｍ气嘴开产，测得井口
油管压力分别为３２．４７ ＭＰａ、３５．２ ＭＰａ；日产天然气
７２．１５ ｍ 、３８．７ ｉｎ ；井深５ ６５７．７ ｍ，井口温度分别为
５０．３５℃、４６．３５ｏＣ；井底温度为１３２．７５℃。其气体组
分为：甲烷７５．８１％、乙烷０．０３％、二氧化碳９．３９％、
硫化氢１４，１６％、氮０．６０％、氦０。０１％，计算得出气体
的相对密度为０．７３５，分别用平均温度、压缩系数
法，Ｃｕｌｌｅｎｄｅｒ－Ｓｍｉｔｈ法Ｈ 和介绍的新方法进行计算，
结果见表１。
从表１可以看出新方法的误差最小，因此新方法
对于高含硫气藏的压力测算精度较高。
表１不同方法计算的井底流压对比表
３结论
１）应用气井管流动态的分析，从能量守恒方程
出发，导出了高含硫气井井底流动压力的计算方
法，并通过计算机编程得出了计算过程，便于其计
算应用。
２）新提出的计算模型和算法，减小了常规方法
中压力和温度相互分离的计算对求解结果的影响，
同时避免了解法中的多次迭代，可同时较准确地计
算出井筒中任意部位的压力和温度。特别是对高含
硫气藏开发过程中压力和温度的动态监测、控制元
素硫在井底和井筒的沉积都具有十分重要的作用。
符号说明 ｐ 为井底流动压力，ＭＰａ；ｐｃ．为井口测点压力，ＭＰａ：
为油管平均温度，Ｋ； 为油管平均压力，ＭＰａ； 为平均 气体偏差系数；ｑ为气井日产量，１０４ｍ ／ｄ；Ｄ为油管内 径，ｍｍ；ｆ为摩阻系数； 为气体相对密度；￡为油管长度，
ｍ；ｅ为管壁粗糙度，对于新油管，取ｅ＝Ｏ．０１６ ｒａｍ； 为校
正后的含硫气藏视临界温度，Ｋ；Ｐ：为校正后的含硫气藏视
临界压力，ＭＰａ； 为气体的视临界温度，Ｋ；Ｐｃ 为气体的
视临界压力，ＭＰａ；Ｂ为高含硫气藏中Ｈ ｓ的摩尔分子数。
参考文献 ［１］杜志敏．国外高含硫气藏开发经验与启示［Ｊ］．天然气工
业，２００６，２６（１２）：３５—３７． ［２］陈京元．川东北飞仙关组高含硫气藏气井压力计算方法及
ＭＮＴ测试分析［Ｊ］．天然气工业，２００３，２３（６）：１ ｌ４一ｌｌ６．
［３］杨继盛．采气工艺基础［Ｍ］．北京：石油工业出版社，
１９９２． ［４］苏爱武．双坨子地区气井井底压力编程计算［Ｊ］．断块油
气田，２００４，９（１１）：４９—５１．
（编辑：蒋龙）
天然气技术／
１５
高含硫气藏两区复合地层试井解释方法研究
第１５卷第５期 重庆科技学院学报（自然科学版） ２０１３年１０月
高含硫气藏两区复合地层试井解释方法研究
方晓春 蒋鑫 刘启国 胡书勇
（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点工程实验室，成都６１０５００）
摘要：在地层温度和压力下，酸性气藏中存在大量硫元素。在等温条件下，地层压力降低到临界值以下会导致硫 元素在地层中沉积。硫沉积会导致储气孔隙空间的大幅减少，从而影响气井产能。硫沉积的发生与否取决于沉积 点与井筒的径向距离，最严重的伤害发生在井筒周围大约２ ｍ范围内。对高含硫气藏直井分硫沉积区和未沉积区 建立两区复合试井解释数学模型，并采用Ｓｔｅｈｆｅｓｔ数值反演法计算高含硫气井试井分析的理论曲线，分析表皮效应， 井筒储集效应，流度比和硫沉积半径对井底压力动态的影响。 关键词：高含硫气藏；试井解释；两区复合；典型瞌线 中图分类号：ＴＥ３５３ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７３—１９８０（２０１３）０５—００３６—０４
试井在油气田开发中起着重要的指导作用，研
究高含硫气井的试井解释方法，可以获得气藏的地
质特性，如地层渗透率、地层流动系数等，可以有效
地评价地层污染情况，判断元素硫的沉积对气井产
能的影响。
１ 硫沉积区域的地层性质和流体特性
在高含硫气藏中，硫沉积主要发生在距井筒约
２ ｍ的范围内。硫沉积区域与未沉积区域表现出相
异的地层性质以及流体特性：
（１）２个区域的渗透率和孔隙度存在着明显的
差异。在硫沉积区域，孔隙度较未沉积区域明显减
小，且渗透率明显降低。
（２）２个区域流体的流度不同。流度定义为：
： （１）
式中： 一地层渗透率，１Ｏ～ ｍ ； 一流体黏
度，ｍＰａ・Ｓ。
在流体向井底渗流的过程中，若井筒周围存在
着适宜硫沉积的条件（如温度、压力降低到硫沉积
的临界值以下），硫元素将逐渐从携带它的流体中
析出并沉积下来，导致储气孔隙空间的大幅减少，从
而使该区域的孑Ｌ隙度变小，渗透率降低。而对于硫 沉积以外的地层，由于未有硫沉积发生，地层孔隙度
高含硫气藏水平井测试工艺应用实践
２０１１年第８期 西部探矿工程 ８１
高含硫气藏水平井测试工艺应用实践
宋爱军 ，赵祚培，杨永华，乔智国
（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳６１０００８）
摘要：川东北高合硫气藏水平井，具有埋藏深、储层压力高、腐蚀分压高、地层易漏失等特点，储层测
试评价存在下漏上喷、卡埋管柱等风险。针对川东北高含硫气藏完井测试施工特点，深入开展测试工
艺及工具优选、管柱结构优化设计，并对替浆、放喷油嘴控制及压井等主要工序的施工工艺参数研究，
形成了高含硫气藏水平井测试工艺技术体系，并在河嘉２０３Ｈ井获得成功应用。
关键词：水平井；气井测试；硫化氢
中图分类号：ＴＥ３４文献标识码：Ｂ文章编号：１Ｏ０４—５７１６（２０ｌ１）０８一ＯＯ８１一Ｏ３
ｌ问题的提出
川东北高含硫气藏具有埋藏深、高温高压高含硫特
征，流体成分复杂，勘探程度低，预测气藏井底压力
７４．４－－－１４５．７ＭＰａ，地层温度１５０℃～１６７．５￣Ｃ，Ｈ２Ｓ含
量６．６ ＂－＇１７．６ ，Ｃｏ２含量２ ～３２．７ ，Ｈ Ｓ腐蚀分
压达４．９～２５．６ＭＰａ，Ｃ０２腐蚀分压约１．５～４７．６ＭＰａ。
为了增大储层泄流面积，提高气井单井产能，在部分区
块试验采用衬管完井的水平井进行开发，水平段长度
５００￣－－－１０００ｍ。由于气井具有高温高压高含硫化氢的特
征，且储层裂缝较发育、产层易漏失，安全测试风险极
大！
因此，研究“超深三高”水平井储层测试工具及压井 堵漏工艺技术，形成一套系统的测试工艺技术体系，为
川东北高含硫气藏的勘探开发提供强有力的技术支持， 具有重要的现实意义。
２高含硫气藏水平井的测试难点
高含硫气藏在进行完井测试时具有如下难点：
（１）水平井压井难度大。目前川东北地区压井方式
普遍采用环空加压打开ＲＤ安全循环阀，然后将ＲＤ安
全循环阀上部全部替换为堵漏浆，然后打开ＲＤ循环
阀，通过循环孔进行置换，但ＲＤ循环阀过流面积小，待
《天然气技术》2010年度总目录
２０１０年 第４卷・第６期 天然气技术 Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｖｏ１．４．ＮＯ．６ Ｄｅｅ．２Ｏ１０
《天然气技术》２０ １ ０年度总目录
资源性产品价格形成的体制机制性障碍分析
完善我国煤层气产业政策的思考
我国石油进口安全及国际合作潜力
天然气与管道业务国际同业对标方案设计
我国节能减排的压力与对策
完善我国资源性产品价格形成机制的对策
世界火成岩气藏勘探开发现状与展望
页岩气开发的现状与前景 ２００９年世界天然气供需综述
天然气供应安全与政府责任体系建设
俄罗斯天然气工业面ｆ临的挑战及对策
天然气价格管制的利与弊——美国经验及其启示
川渝天然气消费及对地区经济和社会的贡献
美国页岩气藏勘探开发及其启示
美国地下储气库建设及其思考
对我国页岩气勘探开发的思考 宏观研究
勘探与开发
中伊朗盆地Ｇａｒｍｓａｒ区块Ｔａｐｐｅｈ Ｐｉｔｔｉ背斜构造特征研究
油页岩电加热原位开采技术研究进展
洛带气田蓬莱镇组层序格架下的沉积相研究
分体式柱塞气举可视化实验研究
川东北元坝地区长兴组生物礁的分布与控制因素
塔里木盆地寒武系热液白云石化作用探讨
沉积作用对广安构造须家河组储层的控制
黑池梁地区长兴一飞仙关组沉积相及储层预测
江陵凹陷复１断块油气富集原因分析 川东北元坝地区须家河组凝缩层的归属及成因
苏里格桃七区块盒８段储层储集空间特征 川东北马路背地区须家河组储层综合预测
准噶尔东吉木萨尔凹陷二叠系梧桐沟组沉积相
苏里格气田气井分类方法研究
高含硫气井井底流动压力计算新方法
巨厚黄土覆盖区表层地震信号衰减测量
地震波形分类技术在地震相分析中的应用——以清溪场地区为例 黄海燕（１—１） 罗佐县杨峰（１—５）
任忠宝（１—９）
刘锴郭晓瑛（１～１３）
何祚庥（２—１）
黄海燕（２—４）
江怀友郭建平郭士尉等（２—８） 钱伯章朱建芳（２—１１）
秦园王蓓胡奥林等（３—１）
杨蕾林田杜旭昌等（３—４）
气井多相垂直管流段压力损失敏感性分析
第１５卷第５期 ２００８年１０月 特种油气藏 Ｓｐｅｃｉａｌ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｖｏ１．１５ Ｎｏ．５ ０ｃｔ．２０ｏ８
文章编号：１００６—６５３５（２００８）０５—００６３一Ｏ３
前言 气井多相垂直管流段压力损失敏感性分析
杨 帆
（中国地质大学，北京１０００８３）
摘要：井筒垂直多相管流是整个油气生产系统中非常重要的部分，流体在垂直管流中的压力损 失也在其中占有很大的比例。利用广泛使用的Ｈａｇｅｄｏｍ—Ｂｒｏｗｎ垂直管流计算公式，分另 改 变井筒尺寸、气液比、气相和液相的相对密度以及气液界面张力，以此分析垂直管流段的压力 损失和井底最小携液产量的变化。研究结果表明，井筒尺寸越大，气液比越高，气相或液相相 对密度越大，界面张力越小，均会导致井底压力升高，最小携液产量变大。利用该研究结果可 以减小生产环节的压力损失，优化工作制度，对气井设计和生产有指导意义。 关键词：多相垂直管流；压力损失；敏感性分析；Ｈａｇｅｄｏｒｎ—Ｂｒｏｗｎ公式 中图分类号：ＴＥ３３ 文献标识码：Ａ
目前大部分气井采用直井进行开采，气体在井
筒管柱中的流动可以看成是垂直管流。分析垂直 管流段的压力分布，是为了正确地选择完井管柱，
预测井的自喷产能，判断井底积液，计算携液产量，
设计人工举升设施以及进行生产井动态分析。
早在１７９７年石油工程师们就已经意识到多相
管流问题的存在，随后的１００多年间，Ｄｕｎｓ和
Ｒｏｓ ，Ｇｒｉｆｆｉｔｈ、Ｈａｇｅｄｏｒｎ和Ｂｒｏｗｎ，Ｂｅｇｇｓ和
Ｂｒｉｌｌ 、Ｍｕｋｈｅｒｊｅｅ以及Ｏｒｋｉｓｚｅｗｓｋｉ等人都提出了
预测垂直多相管流的相关式，国内西南石油大学和 四川石油管理局也提出了自己的ＳＷＰＩ—ＳＰＡ 模
型。Ｈａｇｅｄｏｒｎ和Ｂｒｏｗｎ根据现场大量的试验数据
反算持液率，提出了可用于各种流型下的两相垂直
上升管流的压降关系式，此关系式不需要判别流
型，特别适用于产水气井的流动计算，因此得到油
油井压力计算
油井压力计算
1. 引言
油井压力是指油井产生的液体在井筒内的压力状态。准确计算油井压力对于油田管理和生产效率的提高至关重要。本文档旨在介绍油井压力计算的基本原理和常用方法。
2. 压力计算公式
常用的油井压力计算公式如下：
2.1 理想气体状态方程
理想气体状态方程描述了气体在一定温度和压力下的关系，可用于计算气体的压力。公式如下：
P = R * T / V
其中，P表示压力，R为气体常量，T为温度，V为气体体积。
2.2 Darcy-Weisbach公式
Darcy-Weisbach公式用于计算流体在管道中的压力损失。公式如下：
ΔP = f * (L / D) * (V^2 / 2g)
其中，ΔP表示压力损失，f为摩阻系数，L为管道长度，D为管道直径，V为流速，g为重力加速度。
2.3 Erosional压力计算公式
Erosional压力计算公式用于考虑气固两相流情况下管道的压力损失。公式如下：
ΔP = f * (L / D) * (Vg^2 / 2g)
其中，ΔP表示压力损失，f为摩阻系数，L为管道长度，D为管道直径，Vg为气相流速，g为重力加速度。
3. 压力计算实例
下面以一个实际油井为例，展示油井压力计算的具体步骤：
1. 根据油井地层数据，确定地层温度和压力，计算气体体积和密度。
2. 根据实际井筒长度和直径，计算管道摩阻系数和流速。
3. 利用相应的压力计算公式，计算出压力损失。
4. 根据压力损失和地层温度、压力，计算出油井内的压力值。
4. 结论
油井压力计算是油田管理的关键环节，准确计算油井压力有助于提高生产效率和合理调整油井运行参数。本文档介绍了常用的压力计算公式和实例，希望对读者有所帮助。
高含硫气田不同井型元素硫沉积模型及应用研究
天然气勘探与开发 ２００７年３月出版
高含硫气田不同井型元素硫沉积模型及应用研究
陈中华 熊齐胜 张岛
（１．中油西南油气田公司勘探开发研究院２．大庆油田有限责任公司第六采油厂３．大庆市试油试采分公司射孔作业大队）
摘要高含硫气藏在开发过程，随着压力的下降，必然会发生元素硫沉积，堵塞孔道，影响产能。根据 元素硫溶解度与压力关系，利用稳定渗流理论，建立了元素硫析出的沉积模型。在对水平井流态分析的基础上， 预测了高含硫气藏直井和水平井在开采初期，其含硫饱和度在不同产能下、不同井距处随时间的变化规律，为 高含硫气藏科学合理开发，提供了一定的依据。 关键词 高含硫气藏元素硫沉积沉积模型
１ 元素硫的化学溶解和物理溶解
对于元素硫在天然气中的存在形式，目前有 两种观点：一种是元素硫以Ｈ：ｓ为载体，存在如 下一个平衡反应式： ．ｓ＋．ｓ Ｈ ．ｓｔ＋１ （１） 该反应是一个可逆化学反应，随着温度和压 力的下降，反应向左进行，元素硫析出。 另一种观点是物理溶解和物理沉积。在油藏 温度和压力条件下，元素硫以物理方式溶解在天 然气中。气藏开发过程中，压力、温度不断降低， 元素硫的溶解度也就相应的降低，当压力一旦降 低到临界压力以下时，便会有大量的单质硫析出。 大部分学者持第二种观点，主要依据是：单 质硫的沉积主要发生在井筒以及井筒周围的地层， 而在这一区域，压力下降最大，天然气的流速也 达到最大，单质硫在天然气中的溶解度下降也最 大，这一变化过程很适合解释物理沉积过程。而 化学反应的反应速度明显缓慢，元素硫没有充分 时间在近井地带产生沉积，就会被井筒附近的高 速气流带出井外。 本文认为，元素硫的沉积为物理溶解和物理 沉积。１９８２年，Ｃｈｒａｓｔｉｌ在热力学的基础上提出了 预测高压含硫气体中单质硫的溶解度与溶解压力 之间的关系式： ｃ＝ｐ％ｘｐ（Ｍ／Ｔ＋Ⅳ） （２） １９９６年，Ｒｏｂｅｒｔｓ根据Ｃｈｒａｓｔｉｌ在热力学基础 上提出的预测高压流体中固体的溶解度关系，结 合Ｂｒｕｎｎｅｒ和Ｗｏｌｌ的实验数据，推出了估计硫在 酸性气体中溶解度的公式： ｃ＝ｐ４ｅｘｐ（一４６６６／Ｔ一４．５７１１） （３）
油气井水力学讲义4波动压力概念计算方法及应用
26 4 波动压力概念、计算方法及应用
4.1波动压力的概念
油气钻井过程中, 经常进行的作业是将管柱起出或下入充满钻井液的井眼,
起钻、下钻、下套管或衬管等是这种作业的主要形式。由于管柱的顶替作用, 将会导致井眼内钻井液的流动, 从而在井内产生附加的压力。因起下钻速度不均匀等, 这种附加压力的数值在管柱起出或下入的过程发生变化。钻井工作者通常将这种现象称为压力波动(Pressure Surge), 将附加压力的数值称为波动压力。习惯上将波动压力分为激动压力(挤压压力)和抽吸压力两种。若波动压力使井内总压力增加, 则称为激动压力或挤压压力; 若波动压力使井内总压力减小, 则称为抽吸压力。国外分别将激动压力和抽吸压力称为 Surge Pressure 和 Swab
Pressure。
4.2波动压力产生的原因及变化规律
从30年代中期初步认识到起下管柱时井下存在波动压力至今, 人们对波动压力进行了大量理论及实验的研究。 已经从根本上掌握了波动压力产生的原因和过程。下面以Burkhardt 于60年代初在现场实测得到的波动压力数据为依据来说明波动压力产生的过程及其变化规律。
Burkhardt实测了在一口下过套管并固井的浅井中下入单根套管过程中下入速度、加速度及井底波动压力的变化曲线。图1-1是其实验井的井身结构情况。实验的有关参数如下:
总井深: 640米
已下套管尺寸: 下深 640.1m(2100')
内径 22.44cm
外径 24.448cm(9-5/8")
下入套管尺寸: 内径 16.17cm
外径 17.78cm(7")
泥浆性能: 密度 1294kg/cm3
PV=0.013 Pa·S
YP=0.391kgf/m2
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。
元坝气田长兴组气藏SEC储量评估方法
天 然 气 工 业2019年 6 月· 184 ·
0 引言
SEC（Securities and Exchange Commission）油
气储量是指按照SEC准则，在现行经济和操作条件
下，将来从已知油气藏中能合理采出具备经济性的原
油、天然气数量[1]。评估结果由美国证券交易委员会
对外披露。目前，中国三大石油公司每年都要定期完
成SEC油气储量的价值评估[2]，SEC储量评估成为
一个油气公司生产经营考核的重要指标，对SEC储
量评估的要求也逐年增高[3-9]。如果一个公司想确保
其储量评估达到SEC的要求，就必须熟悉SEC准则，
不断将其应用到实际的储量评估中，从而满足SEC
对上市储量评估工作的要求。
常用的评估方法有：静态法（容积法、类比法）
和动态法[10-13]。容积法常应用于油气田勘探开发初
期进行油气储量评估，投入开发生产后，随着生产
动态资料（如产量、压力等）的增加，可转为动态
法进行评估。评估的可靠性取决于评估师所使用资
料的准确性，且当评估结果被多种方法支持时，表
明其可信度更高。
四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏在上市
初期，气藏并未投产，采用容积法进行评估，随着气元坝气田长兴组气藏SEC储量评估方法
卢 娟 刘成川 廖开贵 马丽梅 刘 韵 温善志
中国石化西南油气分公司勘探开发研究院
摘 要 SEC储量评估是储量全生命周期的综合评价，在不同开发阶段适用的评估方法不同，对其储量评估的结果也会产生影响，
只有让多种方法相互印证，才能使评估结果更加科学、合理。为此，介绍了四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏SEC储量评估在
不同开发阶段采用的评估方法，探索评估方法和评估参数对储量的影响。该气田长兴组气藏SEC储量初期采用容积法进行评估，该
方法适合气藏勘探开发初期，结合产建开发方案提交SEC储量；后期通过对气组分样品进行修正，降低了气藏收缩系数，增加了气
藏烃类技术可采储量。随着气藏开发阶段的变化，建立超深高含硫井底压力折算模型，补充了压力资料，采用典型图版拟合法、流
公式
Qiw——单井日产注量,m3/d；
Bo——原油的体积系数；
A——采注井井数比；
Vnw——平均天然供水量，m3/d；
Qo——单井日产油量,t/d
ρ——地面原油密度，t/m3；
ƒ——采出液含水率，小数；
N——注水井数，口；
T——注水井年平均有效注水天数，d；
Q——全油田年注水量，m3
油水流度比
wrosorwsOWKKM
式中 M——流度比；
W，w——油、水的流度，)/(2smPam；
rwsK——不同开发阶段剩余油条件下水的相对渗透率，2m；
rosK——束缚水条件下油的相对渗透率，2m；
0,w——水和油的粘度，smPa。
用径向流公式求比采油指数
)43(ln2SrRBaKpQJweooooo
式中 oQ——日产油量，dm/3；
p——生产压差，MPa； oK——有效渗透率，2m；
——单位换算系数，为86.4；
o——地层油粘度，smPa；
eR——井的供油半径，m；
wr——井眼半径，m；
S——表皮系数，与油井完成方式、井底伤害或增产措施有关；
oB——地层原油体积系数；
oJ——比采油指数，)/(3mMPadm。
确定地层的比吸水指数wJ
MJJow
当油层无控制（不装水嘴）注水时，注水压力公式如下：
水柱启动pppppfwh-
水柱启动ppppprf
wiJqp
)2)((1081.926gdHpf
式中 whp——井口注入压力，MPa;
p——注水压差， MPa;
iq——注水量，dm/3；
wJ——地层吸水指数，)/(3MPadm；