酸性气田产水气井产能计算方法
韩玉坤;蒋光迹;黄元和;汤思斯;谢亚利
【摘要】普光气田主体为带边底水的酸性气藏,在开发过程中,凝析水的析出和边底水的侵入将影响气井产能,另一方面,天然气中的酸性气体对气井产能计算有一定影响,因此,准确确定产水气井产能显得尤其重要.鉴于没有实用的方法计算酸性气田产水气井产能,在修正高含硫气体基本物性参数的基础上,从无水气井产能方程出发,利用气水相对渗透率曲线、气井产水率、生产水气比的关系,修正表皮系数,从而计算出酸性气田产水气井的产能.该方法不仅能够快速地对气井产水后的产能进行计算分析,还能够预测未来不同生产水气比时气井产能的变化.实例证明,方法能够准确评价酸性气田产水气井产能.
【期刊名称】《科学技术与工程》
【年(卷),期】2013(013)034
【总页数】5页(P10295-10299)
【关键词】产能;产水气井;酸性气田;水气比;方法
【作者】韩玉坤;蒋光迹;黄元和;汤思斯;谢亚利
【作者单位】中原油田普光分公司采气厂,达州636150;中原油田普光分公司采气厂,达州636150;中原油田普光分公司采气厂,达州636150;中原油田普光分公司采气厂,达州636150;中原油田普光分公司采气厂,达州636150
【正文语种】中文
【中图分类】TE372
普光气田主体气藏类型为带边底水的、碳酸盐岩高含硫气藏［1，2］，由于边底水的影响，在生产过程中，随着地层压力的降低，地层中存在的可动水会不断在井底聚集，造成气井生产水气比上升，地层水的侵入和凝析水的析出将会影响气井的产能［3，4］。同时，由于天然气中含有酸性气体 H2S和CO2，将进一步影响气井的产能计算。
学者们做了大量的工作研究气井产能。李琰，等［5］进行了含硫气井产能分析方法研究，建立了含硫气井在非达西平面径向稳定渗流条件下的二项式产能方程，分析了硫沉积对气井产能的影响，结果表明常规试井方法同样适用于含硫气井。黄小亮等［6］考虑井周渗透性变差对气井产能的影响，推导出在不同液相伤害程度、伤害范围内，不同地层压力条件下的气井产能方程。杨柳等［7］研究了动态“一点法”产能方程在气藏开发中的应用，通过实例证明了此方法的可靠性。王军民等［8］通过加入启动压力梯度项，研究了考虑启动压力梯度的三项式产能方程在普光气田的应用。然而，对于酸性气藏产水气井的产能计算，国内还没有进行过相关研究，也没有比较实用的计算方法。在修正酸性气体偏差系数和黏度的基础上，基于无水气井的二项式产能方程，修正表皮系数，计算普光气田产水气井产能。
1 酸性气体基本物性参数修正
1.1 偏差系数Z修正
采用Dranchuk-Purvis-Robinson(DPR)方法计算气体的偏差系数Z。
式(1)中，Tpr为拟对比温度;Ppr为拟对比压力;ρpr为拟对比密度，由
ρpr=(0.27Ppr)/(ZTpr)定义，系数A1～A8是常系数。
通过引入修正系数ε来校正酸性气体的临界温度和临界压力，获得校正后的偏差系
数Z值［9］。式中，ε为修正系数;Tpc，T'pc为未经校正和校正后的临界温度，K;Ppc，P'pc为未经校正和校正后的临界压力，MPa;A为天然气中H2S和CO2摩尔分数之和;B为天然气中H2S的摩尔分数。
1.2 黏度μ修正
采用Dempsey方法计算气体的黏度并进行修正，得到酸性气体的黏度。
式中，μ1为在一个大气压和温度T下天然气的黏度，mPa·s;μg为在给定 P、T条件下天然气的黏度，mPa·s。
用符号μ'1表示0.1MPa下已经作过非烃气体黏度校正。其校正公式为
式中各校正系数为
式中，YH2S、YCO2、YN2为天然气中 H2S、CO2和 N2的摩尔分数。
2 产水气井产能计算方法推导
在修正酸性气体物性参数的基础上，从无水气井拟稳定流产能方程出发，根据气井产水率的概念，利用气水相渗曲线、气井产水率、生产水气比的关系，计算产能，分析其变化规律的步骤为如下:
(1)根据气井产水率fw的定义，计算fw与生产水气比WGR及井底流压P的关系f1。
(2)根据达西定律的表达式，进而得出fw与Krg/Krw的关系 f2。
(3)根据相渗曲线中含水饱和度Sw与气水相对渗透率之比Krg/Krw的关系f3，推出Sw与WGR及P的关系f4。
(4)根据气相相对渗透率Krg与Sw的关系f5，得出Krg与WGR及P的关系f6。
(5)根据表皮系数的修正关系式，得出S与WGR及P的关系f7。
(6)根据二项式产能方程，对表皮系数S修正，得出产能q与WGR及P的关系f8。在修正酸性气体物性参数的基础上，具体推导流程图见图1。
图1 推导流程图注:f均代表一定的关系表达式。
3 产水气井产能计算
3.1 无水气井产能方程
拟稳定流动状态下，气井产能方程为
式中，Pe为地层压力，MPa;Pwf为井底流压，MPa;A为层流系数;B为紊流系数;K为地层渗透率，10－3 μm2;h为气藏产层厚度，m;T为气藏温度，K;re为气
井供给半径，m;rw为井筒半径，m;β为非达西流动系数，MPa2/(m3/d)2;γg为
天然气相对密度。
产能方程右边第一项表示黏滞性引起的压力损失，第二项表示惯性引起的压力损失，这两项损失之和构成气流入井的总压降。
3.2 产水气井表皮系数S的修正
有研究表明，边底水的推进或凝析水在井底的聚集，仅会在生产井周围较小范围内产生较高含水饱和度，而在外围大部分区域内含气饱和度仍接近原始状况，故修正产能方程系数A中表皮系数S，从而得到产水对气井产能的影响。
根据Hawhins对表皮系数的描述方法，生产井附近水侵所产生的表皮系数可以用式(15)进行定量表示
水侵带半径ri较难确定，但伤害半径大于6 m后，对气井的产能影响程度较小［10］，为快速评价产水对气井产能影响，可取ri为6 m。
3.3 产水率fw与水气比WGR及井底流压P的关系
气井生产水气比(WGR)为标准状态下每产出104m3天然气所产出的水量(m3)，
其中产出水包括凝析水和地层水两部分。定义气井产水率为井底流动条件下井底地层自由水量占总流体的分数，表达式为
式(16)中，Bg为气体体积系数，m3/m3;Bw为水体积系数，m3/m3;Rwgr为凝析水气比，m3/104m3。
其中凝析水气比Rwgr由式(17)计算。
式中，fsc为含盐量校正系数;σ为产出水中氯化钠含量，%。
以普光气田地层压力和温度为约束条件，根据气井产水率的定义式(16)，计算出不同井底流压及生产水气比下气井产水率变化值(图2)。
由图2可知，压力与生产水气比越高，气井产水率越大。气井生产水气比一定，压力越高气井产水率越高，主要是因为井底温度一定，压力越高，呈液态存在的水越多，导致气井产水率亦越高。
图2 气井产水率fw与压力P及生产水气比WGR的关系
3.4 含水饱和度Sw与水气比WGR及压力P的关系
假设压力为P，在地层中自由水与气体的流动均满足两相渗流的达西定律，则自由水及气体在标况下的体积可表示为
式中，Krw为水相相对渗透率。
根据气井产水率定义式(16)，气井产水率也可表示为
将式(21)和式(22)代入式(23)化简得
采用归一化处理岩心相渗数据，作含水饱和度Sw与气水相对渗透率之比
Krg/Krw关系曲线(图3)，求得Sw与Krg/Krw的关系式:
根据式(24)及式(25)，结合图2中的数据，求出地层含水饱和度与生产水气比及地层压力关系曲线(图4)。图4表明，生产水气比对地层含水饱和度影响极大，而压力几乎不影响含水饱和度。
图3 含水饱和度Sw与气水相对渗透率之比Krg/Krw的关系曲线
图4 含水饱和度Sw与水气比WGR及压力P的关系
3.5 气相相对渗透率Krg与水气比WGR及压力P的关系
对气藏相渗曲线进行归一化处理，得归一化后的相渗曲线(图5)。采用多项式拟合
归一化后的相渗数据，得Krg与Sw的关系式:
结合Sw与WGR及P的关系，根据式(26)得出Krg与WGR及P的关系(图6)。
图6是不同生产水气比和压力下的气相相对渗透率。可见，当生产水气比为1
m3/104m3时，气相渗透率降至无水时的0.15倍，生产水气比上升至10
m3/104m3时，气相渗透率降至无水时的0.021倍，气相渗透率对生产水气比很敏感。而同一生产水气比下，不同压力下的气相渗透率相差不大，仅是气水黏度变化的影响。
图5 归一化的相渗曲线
图6 气相相对渗透率Krg与水气比WGR及压力P的关系
3.6 产水对气井产能的影响分析
根据计算的不同生产水气比、不同压力下的气相相对渗透率，由式(15)得表皮系数，再由二项式产能方程得到不同WGR和井底流压Pwf下的气井产能(图7)。
图7 生产水气比WGR对气井产能q的影响
由图7可得，气井不产水时无阻流量为530×104m3/d，当生产水气比为1
m3/104m3时，气井无阻流量降至290×104m3/d，为无水时无阻流量的54.7%;当生产水气比升至5 m3/104m3时，气井无阻流量降至143×104m3/d，气井无阻流量降至无水时的27%。随着生产水气比的逐渐增大，产能影响程度逐渐增加，但是增加幅度却在减小，说明气井初期控水很重要。
4 结论与建议
(1)气井一旦产水，气井产能将受到严重影响。
(2)气井产水初期是降低气相渗透率、影响气井产能的主要阶段，此阶段影响程度
最大。因此，气井应该加强初期防水、控水措施，防止水侵发生，从而达到提高气藏采收率的目的。
(3)该方法能够快速地对酸性气田气井产水后的产能进行计算分析，还能够预测未
来不同生产水气比对气井产能的影响。
(4)修正后的产能方程为气井产水后的合理配产及动态预测提供了依据。
参考文献
【相关文献】
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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。
采气工程技术规范要点 1、日产气量为气田实际日产气量可用月产气量与当月日历天数的比值，通常是指井口产量，它表示气田日产水平的一个指标，单位是104m3/d。 2、年产量为气田全年实际采出的气量，通常指核实年产量，单位是104m3/a。 3、气田井口产气量为从气井或气田（藏）采出的全部气量，包括气井进入管网和就地利用的气量及放空气量。 4、年放空量为当年钻井、试气、井下作业、投产及生产过程中放空的气量。 5、气井开井指是当月内连续生产24h以上的井定为开井；间歇采气井在1日内生产达到规定时间的定为开井。 6、计划关井指由于作业占用、方案实验、方案调整、试井及用户等因素影响，上报主管部门审批并同意关井的气井。 7、气井利用率指报告期开气井数与全部投产气井数（扣除计划关井数）之比，用百分数表示。 8、天然气商品率指报告期天然气商品量与天然气工业产量之比，用百分数表示。 9、天然气生产自用率指报告期内生产自用气量与天然气工业产量之比，用百分数表示。
10、天然气损耗率指企业损耗的全部气量与天然气工业产气量之比，用百分数表示。 11、天然气净化合格率指达到国家或行业质量规范规定的净化气量与净化总气量之比，用百分数表示。 12、采气速度指气田（藏）年采出（井口）气量与已开发探明地质储量之比，它是表示气田开发快慢的一个指标，用百分数表示。 13、探明地质储量采气速度指气田（藏）年采出井口气量与探明地质储量之比，用百分数表示。 14、可采储量采气速度指气田（藏）年采出井口气量与可采地质储量之比，用百分数表示，它表示目前的生产水平所能达到的采气速度，计算公式为： 15、水气比指气井正产生产时，月产每万立方米气量的月产水量，它是表示气田含水高低（出水或水淹的程度）的重要指标。 16、递减率指气田（藏）产量开始下降时，对应前一季度的产量减少幅度，用百分数表示、递减率分为自然递减率和综合递减率。 17、采出程度（目前采收率）是指气田（藏）在某时间的井口累积产气量与已开发探明地质储量或可采储量之比，用百分比表示。表示从投入开发以来，已经从地下采出的地质储量，是衡量气田开发效果的一个重要指标。 18、采收率指在某一经济界限内，在现代工程技术条件下，从地质储
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
低渗透气藏气井一点法产能预测公式 王富平;黄全华;孙雷;于智博 【摘要】气井一点法产能试井操作简单方便、测试时间短,在气田产能评价中得到相当广泛的应用.但在低渗气藏应用时,计算结果常常偏差较大.针对这一问题,从一点法产能公式推导理论和低渗气藏气体渗流特征出发,基于考虑启动压力影响的产能方程推导出了适合于低渗气藏气井的一点法公式,并建立了由一点法测试资料反推气井产能系数的方法.推导显示:低渗气藏气井一点法产能计算公式与常规的一点法公式相比,式中经验参数由1个变为了2个,并且经验参数α、δ还与启动压力梯度大小有关.通过实例分析,证实了建立的方法是切实可行的. 【期刊名称】《新疆石油地质》 【年(卷),期】2010(031)006 【总页数】3页(P651-653) 【关键词】低渗透气藏;气井;一点法;启动压力梯度;产能 【作者】王富平;黄全华;孙雷;于智博 【作者单位】中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所,成都,610051;西南石油大学石油工程学院,成都,610500;西南石油大学石油工程学院,成都,610500;中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所,成都,610051 【正文语种】中文 【中图分类】TE373
一点法产能试井方法操作简单方便、测试时间短，已得到相当广泛的认可，不少学者都对它进行了研究[1-4]，同时也被应用于低渗气田开发之中，但效果不甚理想。从理论上分析其原因，目前常用的一点法产能公式是基于常规气井产能方程推导而来的，而低渗气藏由于其低孔低渗的特征，气体在储集层中渗流存在启动压力，产能方程已由常规气井的二项式变为了三项式[5]，仍用常规一点法产能公式计算低 渗气藏气井产能，势必会导致计算结果可靠性不高。为能快速、合理地预测低渗气藏气井的产能，实现低渗气田的科学开发，有必要对适合于低渗气藏气井的一点法产能公式进行研究。 1 常规气井一点法产能公式 常规气井二项式产能方程可表示为 将（1）式整理简化后得 式中 求解（2）式得 （5）式即为陈元千教授推导的常规气井一点法产能公式。根据大量可靠的稳定产能试井结果确定式中经验参数α0，就可建立各个气田的一点法产能经验公式。陈元千教授根据16个气田的稳定试井资料分析计算得 长庆气田根据气井试井资料建立了自己的一点法产能经验公式[1]（α=0.8793）
有关水平井产能的公式 一、理想裸眼井天然产能计算公式 1．Joshi 公式 应用条件：Joshi 公式，裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 () )]2/(ln[)/(2 /2/ln ) /(5428.02 2 w o o h r h L h L L a a B P h K Q ββμ+??? ? ??? ?-+??= 其中， 5 .04 ] )/2(25.05.0)[2/(L r L a e ++ =。 2．当有偏心距和各向异性系数时，Joshi 修正公式 应用条件：考虑偏心距和各向异性，裸眼井、等厚、无限大油藏、单相流动。 ()] 2/) ()2/(ln[)/(2/2/ln ) /(5428.02 222w o o h hr h L h L L a a B P h K Q ββδββμ++? ?? ???? ?-+??= 3．Giger 公式 应用条件：裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 ())] 2/(ln[2/2/11ln )/() /(5428.02 w eH e o o h r h r L r L h L B P L K Q πμ+? ?? ? ?? ? ?-+ ??= 4．Borisov 公式 应用条件：裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 )] 2/(ln[)/()/4ln()/(5428.0w e o o h r h L h L r B P h K Q πμ+??= 5．Renard & Dupuy 公式 应用条件：裸眼井、等厚、均质、无限大油藏、单相流动。 )]2/(ln[)/()(cosh )/(5428.01 w o o h r h L h x B P h K Q '+??= -πβμ
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 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
产能核算方式一：工时换算 1、各车间选取本车间一种近三年工艺、生产方式较为稳定的产品 作为参照，设置其产能指数为1，其人均每小时产量为P0； 2、各车间报上各类产品在不需要其他班组帮忙情况下一个工作 日（8小时）的最大理想产量M i和对应班组人数N i（以近三月生产情况作为参考，数据仅用在不同产品产能指数换算，不作为生产能力依据）；（此条目方法待定，如果能够区分过往月份产品由对应班组生产数和非对应班组生产数的话可尝试通过具体工时与产量换算） 3、如一个班组生产一单位本职产品i的周期为H，车间其他班组 生产产品i的周期为I，则需商定一个周期比例系数I/H（即非熟练工人工时损耗）；（此条目方法待定，如果能够区分过往月份产品由对应班组生产数和非对应班组生产数的话可尝试通过具体工时与产量换算） 4、产品的理论人均每小时产量P=日产量/（8*班组人数），产品i 的产能指数为P i /P0； 5、产能计算方式：以十一车间I段为例，设低压柜为参照产品， 其产能指数为1，配电箱产能指数为0.4，配电箱工人生产低压柜周期比例系数为1.4，低压柜工人生产配电箱周期比例系数为1.3，七月共生产低压柜800台，配电箱100台，其中100台低压柜为配电箱工人生产，则产能总值为800*1+100*0.4，此外补偿产能（换班生产补偿）为100*1.4-100，七月份如全部生产低压柜的话可生
产[800*1+（100*0.4）/1.4]/1台，全部生产配电箱的话可生产[700/（1.3*0.4）]+（100*1.4）/0.4+100 台； 6、各车间每月上报生产任务完成情况时需注明各类产品由对应 班组人员生产台数和非对应班组人员生产台数。 产能核算方式二：简化投入产出分析 鉴于电气各分厂之间物资流整体较为明晰，可考虑在分厂间甚至车间间进行投入产出统计，减少造成产值虚高现象的可能性，便于进行分析。
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
1、生产压差：地层压力与井底流动压力之差，又称采气压差。与套油压差的区别。 2、衰竭式开采：气驱气藏依靠自身的驱动能量进行开采，直至气田报废的开发方式。 3、采气指数：气井日产气量与生产压差的比值。 4、地层压力系数：某一深度的原始地层压力与同深度的静水柱压力的比值。具有正常地层压力的油藏，其压力系数为0.7-1.2 之间，气藏的压力系数为0.9—1.2。低于0.9 为异常低压气藏，1.2-1.5 为异常高压气藏，1.5-1.8 为超压气藏，大于1.8 为特高压气藏。 5、单位压降采气量：气藏平均地层压力下降一个单位压力所能采出的气量，又称气田产率。 6、临界产量：对于底水气藏的气井及边水气藏边缘井，临界产量指能控制水窜高度小于井底至裂缝气水界面高度的气井最大的生产压差。临界压差下的产气量即临界产量。在实际生产中，常根据氯离子含量与产气量的关系曲线来确定临界产量。大多数气井在生产中当大于某一产气量时，氯离子含量迅速开始上升，产量点即是临界产量。 7、水淹：气井出水后，气体相对渗透率变小，气产量递减增快，同时井筒内流体密度不断增大，回压上升，生产压差变小，水气比上升，井筒积液不断增加，当井筒回压上升到与地层压力相平衡时气井停产，虽然气井仍有较高的地层压力，但气井控制范围的剩余储量靠自然能量已不能采出，被井筒及井筒广州为裂缝中的水封隔在地下，通常称为水淹。 8、排水采气：水驱气藏在开发中，水侵波及到某些气井、区块，甚至全气藏时，采用人工举升、助排工艺，结合自喷井的带水采气、排出侵入储气空间的水及井筒积液，使部分水封气“解封”变为可动气被采出，这种生产技术叫排水采气。 9、水气比：气井气流中水的含量，在标准条件下水的体积与气体的体积之比，又称耗水率。 10、压力系统：指受同一压力源控制的、能相互影响和传递的压力统一体，即同一压力场。 11、地层总压差：气藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。 12、递减率：气田开发一段时间后，单位时间内产量递减的百分数。 13、自然递减率：下阶段采气量在扣除新井及各种增产措施增加的产量后与上阶段采气量之差值，再与上阶段采气量之比。自然递减率= ? ? ? ? 上阶段采气量上阶段采气量措施增产量新井产量下阶段采气量100% 14、综合递减率：下阶段采气量扣除新井产量后与上阶段采气量的差值，再与上阶段采气量之比。综合递减率= 上阶段采气量上阶段采气量新井产量下阶段采气量? ? ×100% 15、单井动态分析：通过单井数据和地质资料，分析该井工作状况及其变化情况、原因，进行单井动态预测，并为改善单井生产状况提供新的措施依据的全部工作统称单井动态分析。 16、折算年产量：根据日产气量水平所计算的年产气量，又称年产能力。 17、储采比：气田年初剩余可采储量与当年采气量之比。 18、储量替换率：气田当年新增可采储量与当年产气量之比。 19、气田开发：通过制定气田开发方针和政策，编制气田开发方案，按其要求进行钻井和地面建设，高效地开采天然气资源，这个工作的全过程就称气田开发。 20、探明储量：在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。探明储量时编制油田开发方案的依据。 21、控制储量：在预探井发现工业气流后，并经少数评价井钻探，证实为气田，出气层位、岩性清楚，圈闭形态已经查明，气藏类型和储层特性、流体分布有了初步了解，并取得储量计算各项参数的必要资料，或邻近区域相同气藏类型的类比资料，经综合研究后所估算的储量。它可作为进一步评价钻探和长远规划的依据。储量允许误差不应超过±50%。 22、预测储量：在地震或其他方法确定的圈闭上，经钻探获得工业有气流、油气层或油气显示，按区域地质特征及分析研究结果，用溶剂法估算的储量。但其油气水分布、储量计算的各项参数尚未取全，仅是根据少量资料，按经验或类比方法确定的。储量误差较大，仅作为进一步钻探和规划的依据。
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
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
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
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）》
气藏水平井产能计算新方法 王树平;袁向春;刘传喜;严谨;郑荣臣 【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》 【年(卷),期】2010(032)002 【摘要】依据水平井渗流特点,将水平井渗流区域分为一个长方体和两个半圆柱体,再根据能量守恒及达西定律,考虑了气藏与水平井筒的耦合作用以及井筒内的压力损失,建立了气藏水平井产能预测新模型.分析了水平井筒内的压力和流量的变化,与考虑井筒压降的Joshi模型进行了对比,新模型计算结果与实际测量结果误差最小.影响因素分析表明,该模型在高渗透率、长井筒和小井径的情况下更为有效. 【总页数】5页(P118-122) 【作者】王树平;袁向春;刘传喜;严谨;郑荣臣 【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院,北京,海淀,100083;中国石油大学石油工程学院,北京,昌平,102249;中国石化石油勘探开发研究院,北京,海淀,100083;中国石化石油勘探开发研究院,北京,海淀,100083;中国石化石油勘探开发研究院,北京,海淀,100083;中国石化石油勘探开发研究院,北京,海淀,100083 【正文语种】中文 【中图分类】TE328 【相关文献】 1.低渗致密气藏压裂水平井产能预测新方法 [J], 黄亮;宁正福;石军太;杨柳;尤园;孟凡圆
2.致密气藏压裂水平井气水两相产能求解新方法 [J], 李旭成;李晓平;刘蕾;袁淋 3.凝析气藏水平井产能计算新方法及影响因素分析 [J], 梅海燕;毛恒博;张茂林;梁召军 4.致密气藏压裂水平井动态产能评价新方法 [J], 张楠;魏金兰;宋祖勇;赵宇辉;纪成;田华丰;宋向华 5.致密气藏分段多簇压裂水平井产能计算新方法 [J], 杨兆中;陈倩;李小刚;冯波;刘子源 因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买
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