底水油藏水平井临界产量计算新方法

气井产能计算方法介绍

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 少地层中两相流的范围；③测试产量必须保持由小到大的顺序。 3．等时试井 等时试井测试，首先以一个较小的产量开井，生产一段时间后关井恢复地层压力，待恢复到地层压力后，再以一个稍大的产量开井生产相同的时间，然后又关井恢复，如此进行4个工作制度。最后以—个小的产量生产到稳定。等时试井与系统试井相比，缩短了开井时间，但由于每个工作制度都要求关井恢复到原始压力，使得关井恢复时间较长，整个测试时间较长，测试费用比较高。确定等时试井流动时间，—般要求开井生产时间必须大于井筒效应结束的时间，并且要求开井流动结束时，探测半径必须达到距井30m的范围，以便在流动期能够反映地层的特性，参考公式为： [1] 式中：——在储存温度压力下的气体黏度，；——在储存温度下的气体压缩系数，。如果公式计算的结果小于井筒储存效应结束的时间，则流动期时间必须要大于井筒储存效应结束的时间。确定每—工作制度下关井时间，要求关井压力恢复到原始地层压力，便可进行下—工作制度的测试。最后延续期流动 4．修正等时试井 修正等时试井是等时试井的改进，二者的最大区别是后者开井生产的时间与关井恢复的时间

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： 1 r ? r ρK μ ?ρ?G =0 （3-195） 记拟压力函数为： m p =exp α p ?p i =μ 0ρ0κ ? ρK μ （3-196） 若令 ξ= dm dr ?αGm （3-198） 则式（3-197）可以化简为 r d ξdr +ξ=0 （3-199） 方程（3-199）的解为： ξ=c 1r （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 1r exp ?αGr =0 （3-203） 求解方程（3-203）得到： ζ=c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-204） 即 m =exp ? αGr ? c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-205） 因此，压力分布方程为 p =p i +1α?ln exp αGr ? c 1? exp ?αGr r r r e dr +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 e exp ?αGr r w r e dr 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 +1 α? c 1? ?E i ?αGr e +E i ?αGr +c i （3-209）

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。

水平井产能公式

1郭宝玺 当 1.8 π ≥时，得到水平井产量： 3 ()1.84210 h i w sse k h p p q B F μ--= ?? 边水油藏 2 22231ln( )(1sin ]()22 23e w w h w w sse v r r z k z z h F L h h L k h h ππ=+ - + --+ 2 Joshi 公式 2() [ln( ln ] 2(1) h i w w k h p p q a h h B L L r πββμπβ-= ++ + 边水油藏 2() 0.52w k h p p q L L r π-= 无边底水油藏 a = 10.5/ ) a = β= 3 黄延章 2() 2ln i w i w e e w w kh p p p p kLh q R R r r πμ μ--= + ? - ?

4 Borisov 2() 4[ln ln ] 2i w e w kh p p q r h h B L L r πμπ-= + (,e L r L h < ) 5 Giger 2() /22e w kh p p q L r L r ππ-= (,e L r L h < ) 6 Babu 公式 [ln ln 0.75] H R w q A B C S r μ= +-+ 拟稳态流动 2 00 1801 ln 6.28 ()]ln(sin )0.5 1.0883o H x x z C a a h h =-+--- R S --井穿透系数，当L b <时，0R S >；当0L =时，0R S = R p --泄油体内平均压力；A --泄油面积

直、斜、水平井产能计算

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

(完整word版)水平井产能预测方法

水平井产能预测方法及动态分析中石化胜利油田分公司地质科学研究院

2006年12月 水平井产能预测方法及动态分析 编写人：吕广忠 参加人：郭迎春牛祥玉 审核人：周英杰 复审人：李振泉

中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司 2006年12月 目录 第一章水平井产能预测方法研究 (1) 第一节水平井产能预测概况 (1) 一、国外水平井产能预测概况 (2) 二、国内水平井产能预测概况 (4) 第二节不同油藏类型水平井产能预测 (5) 一、封闭外边界油藏水平井产能分析理论 (6) 二、其它边界油藏水平井产能 (12) 三、应用实例 (12) 第三节不同完井方式情况下水平井产能预测方法 (15) 一、理想裸眼水平井天然产能计算模型的选择 (15) 二、射孔完井方式的产能预测模型 (16) 三、管内下绕丝筛管完井方式的水平井产能预测 (19) 四、管内井下砾石充填完井方式的水平井产能预测 (19) 五、套管内金属纤维筛管完井方式的水平井产能预测 (21) 六、实例计算 (22) 第四节考虑摩阻的水平井产能预测研究 (23) 一、水平井筒流动特点 (23) 二、考虑地层和井筒耦合的水平井段内的压力产量分析 (23) 第五节多分支水平井产能预测 (31) 一、多分支水平井研究现状 (31) 二、N分支水平井（理想裸眼完井）的产能预测 (34) 三、N分支水平井（任意完井方式）的产能预测 (34) 第二章水平井动态分析 (36) 一、压力分布及渗流特征 (36)

二、水平井流入动态分析 (40) 三、水平井产量递减分析方法 (41)

第一章 水平井产能预测方法研究 第一节 水平井产能预测概况 通常情况下，井底流压定义为目的层中部位置井处于关井或开井时的压力，在整个区域认为是一个定值，如图3－1－1所示。对于直井来说，这种假设是有效的，因为在直井中射孔段的长度和油藏尺寸相比比较小。换句话说，由于重力、摩擦力或其它因素造成的流体通过射孔的压力降与地层压力降相比很小，可以忽略，因此，在直井中可以认为井底流压是一个常数的假设是可以接受的。 但是，对于水平井，特别是高产水平井，这种假设是不准确的，因为水平井的井长比油层厚度大的多，如图3－1－2所示。当流体从水平井的趾端（B 靶点），即水平井的末端或跟端（B 靶点），即水平井的起始端流动时，由于摩擦损失、动能损失、相变、重力变化以及动量变化，造成压力沿井身的重新分布，因此不能将井底流动压力定义为一个常数。 从流体流动的机理看，要使井筒内的流体维持流动，水平井末端至生产端的压降又是必需具备的，也是实际存在的，压力从末端至生产端逐渐减小。这样，沿水平井井长方向的压降及其沿井长的流量也会发生变化，沿井长的压力将会影响水平井的总产量及水平井长度的设计，也会影响到完井和水平井剖面的设计。本文是对水平井井筒内的流动进行研究，研究水平井的沿程压降和流量分布，为工程部门更有效地设计水平井提供一些理论依据。 为准确预测水平井的产能，必须对沿水平井井筒压力变化和流量的变化进行预测，本研究的目的就是寻找一种在不依靠井底流压为常数的不合理假设条件下水平井产能预测的简单方法。 对于水平井而言，最简单的井模型是采取垂直井的处理方法，采用该方法处理水平井时流体的流动必须是径向流。因此，井必须是完全射开，即井的长度和油藏厚度必须很大。 水平井的产量可以用下式计算： )(wf h P P J q -?= （3－1－1） 式中： q ：水平井产量；h J ：水平井生产指数；P ：油层压力；wf P ：井底流动压力。

水平井气井产能预测方法的分析与评价

第三章水平井气井产能预测方法的分析与评价 大湾区块气藏为高含硫气藏，硫化氢的剧毒性、腐蚀性和硫沉积是含硫气藏开发过程中面临的三大难题。而对于产能计算而言，随着温度和压力的降低，从含硫天然气析出的元素硫将会对产能计算产生影响，本章重点分析和对比现有水平气井产量、产能预测方法的优缺点，并进行水平气井产量、产能影响因素分析。 第一节水平井产量预测方法的分析 与直井相比，水平井因其生产压差小和控制泄气面积大的优势而获得广泛应用。对于高含硫气藏来说，水平井可以增加油气流通的能力，在保证产量的情况下，能减缓压降和减少元素硫析出的时间，提高无硫析出的采收率。所以水平井作为含硫气藏开发重要的开发技术手段，已经得到了广泛的重视，但其产量预测方法还有待深入研究，特别是考虑含硫气藏特殊渗流规律和相态变化情况下的水平井产量计算需要深入探讨。 一、现有水平井产量预测方法分析与评价 前苏联Mepxynos（1958）首先提出计算水平井产量的解析式，Bopxcos（1964）比较系统地总结了水平井和斜井发展历程及其生产原理，并提出了计算水平井稳态流产量的公式，但是没有报道其详细推导过程。80年代后，国外学者Giger （1984），Jourdan（1984）等运用电模拟方法推导出了水平井产量的计算公式。 美国学者Joshi（1987）通过电模拟进一步阐明了水平井生产原理，并对水平井稳态产量计算作了较为详细的推导，同时根据Muskat（1937）关于油层非均质性和位置偏心距的概念和计算，给出了考虑因素较为全面的水平井产量计算公式。至今，许多作者所提出的稳态流水平井产量计算公式大多数都与Joshi公式相类似。 Babu（1989）等通过渐近水平井不稳定渗流的Green函数解析式，首次提出了在有限油藏中计算拟稳态流的水平井产量公式。尽管该公式计算不很精确，但考虑了油层渗透率的各向异性、水平井在油层内的位置及储层射开程度等因素，具有一定的使用价值，对工程计算比较适用。 在这期间还有一些研究者，如Kuchuk（1987）提出了在有气顶和底水影响

中国中阶煤和高阶煤的储层特性及提高单井产量主要对策

作者简介：刘贻军，１９６８年生，博士；主要从事石油天然气、煤层气的地质研究和区域评价工作及煤层气储层特性和开发技术研究；已公开发表论文十余篇。地址：（１０００１１）北京市东城区安外大街甲８８号。电话：（０１０）６４２９８８８１。Ｅ‐ｍａｉｌ：ｌｙｊｕｎ９８＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ 中国中阶煤和高阶煤的储层特性 及提高单井产量主要对策 刘贻军 （中联煤层气有限责任公司） 刘贻军．中国中阶煤和高阶煤的储层特性及提高单井产量主要对策．天然气工业，２００５；２５（６）：７２～７４ 摘　要　中国山西河东地区中阶煤储层的含气量比较低、含气饱和度低，而储层渗透性好，储层能量比较大；山西沁水盆地南部高阶煤储层的含气饱和度比较低，渗透率小，储层能量低。文章针对这些特点，进行了精细的地质对比研究，提出了提高气产量的对策。认为最大限度地降低储层的废弃压力可提高采收率；应通过改善钻井液、采用欠平衡钻井和羽状水平井钻井技术，最大限度地降低钻井工程对煤层气储层造成的伤害；同时还要利用合理的固井程序和水泥浆、套管射孔完井技术和压裂技术；通过排水降压提高有效压差及注入ＣＯ２来达到加快煤层气解吸和提高解吸量的目的。实践表明，该技术对提高单井气产量意义重大。 主题词　煤成气　储集层　热演化　单井产量　提高采收率　策略 中阶煤是指气煤、肥煤、焦煤、瘦煤，即最大镜质组反射率Ｒｏｍａｘ为０．６５％～１．９０％。我国中阶煤分布范围广，煤炭资源丰富，占全国煤炭资源总量的 ２８．７１％〔１〕 。我国高阶煤分布相对比较局限，以山西沁水盆地为代表。目前我国煤层气开发的目的层集中在中阶煤和高阶煤煤层中。但是煤层气单井和先导性开发井网的稳定日产气量普遍低，只有１０００～ ２０００ｍ３ ，有些更低。为此，首先对中阶煤和高阶煤的储层特性进行研究，针对其特点寻找解决方案是本文的主题。 一、中阶煤和高阶煤的储层特性 １．吸附和解吸特性 煤层气是一种非常规天然气，主要以吸附状态存在于煤基质的孔隙中。一般而言，比表面积愈大，吸附能力愈强，比表面积随着煤阶的增高总体上趋于变大。微孔（孔径１．５～０ｎｍ）比表面积最大，可达３５．１％，吸附能力最强，小孔（孔径１０～１００ｎｍ）次之，为２．５０％，中孔（孔径１００～４００ｎｍ）比表面积最小，为０．２０％〔２〕 ，吸附能力也最弱，煤的比表面积 通常可达２００ｍ２ ／ｇ。中阶煤以中孔和小孔为主，微孔次之，吸附能力中等；高阶煤以微孔为主，吸附能 力强，由煤的等温吸附曲线也证实了这一观点〔３〕 。 因此，在其它条件相同的情况下，中阶煤的吸附气量要低于高阶煤的（表１、２和图１、２）。 表１　太原组＃８煤层兰氏体积和兰氏压力表 地区 Ｒｏｍａｘ （％） 兰氏体积１） （ｍ３／ｔ） 兰氏压力１）（ＭＰａ） 原始储层压力 （ＭＰａ）临兴０．７８～０．９５２２．５２～３２．６８４．３９～８．８５ ３～５三交０．９０～１．３０２１．２１～２７．６３１．５１～１．９５ ５．５ 注：１）为干燥无灰基。 表２　山西组＃３煤层兰氏体积和兰氏压力表 地区 Ｒｏｍａｘ（％）兰氏体积（ｍ３／ｔ）兰氏压力（ＭＰａ）空气干燥基干燥无灰基空气干燥基干燥无灰基原始储层压力（ＭＰａ）沁水２．３～３．２３５．８２～４５．７７３９．１３～５７．１１２．０４～３．４７２．０４～３．４７２．６４～３．３６ 解吸过程进行的快慢由吸附时间来定量表示。 吸附时间是指总的吸附气量（包括残余气）的６３．２％被解吸出来所需的时间，可作为表征气体从储层中扩散出来快慢的近似指标。根据美国煤层气资料，在烟煤和半无烟煤范围内，随着煤阶的增高吸附时 间变长〔４〕 。吸附时间对初始气产量影响很大，随着时间的推移吸附时间对气产量的影响逐渐减弱，最 终消失〔４〕 。 因此，我国山西河东地区中阶煤的吸附时间比 ? １?第２５卷第６期 天　然　气　工　业 开发及开采

论文：水平井产能计算方法及应用

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 ) /(5428.022w 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 )/() /(5428.02w 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 式中 ；5.04])/2(25.05.0[/2L r L a x e ++== ；]1ln[)(cosh 21-+±=-x x x

提高油井单井产能的有效管理途径

提高油井单井采收率的有效管理途径 俱亚绒 通过采取增产措施提高油井单井产量，最终提高采收率，是油田实现长期稳产的良方，也是不断挖潜油田开发潜力的主要途径。但是由于超低渗油田开发是对各区块边缘位置进行重新认识及滚动开发，在开发过程中表现最突出的问题就是油层物性较差，单井产能低，且产能递减快；为了积极探索适应区块开发的有效管理部办法，在区块开发过程中，管理部在深化地质研究，紧密结合油藏描述资料，积极开展配套工艺技术的基础之上，通过精细现场管理，严密生产组织运行及强化业绩考核兑现等手段，创造了一个超低渗开发的典范，形成了适应超低渗开发的“双驱”管理机制，这对于区块的高效开发具有非常重要的意义。 一、“双驱”管理机制产生的背景 超低渗油田开发管理部于 2008年5月成立，主要是针对边缘区块超低渗透区块进行开发，目前共有油井244口，开发层位有长6、长4+5、延9，储层物性差异大；平均井深1227m，单井日均产油 1.08t ,管理部通过深化技术研究，将技术开发政策与 坪北综合井区 坪南综合井区 王窑综合井区 王南综合井区

管理手段紧密结合，有效的提升了管理水平，并使油井单井产能得到进一步提高。 （一）点多面广、管理难度大，要求加强岗位精细化管理 超低渗油田开发管理部目前共有4个综合井区，13个站点，在地域分布上跨越志丹县和安塞县，地理位置分散，增加了管理难度，如果管理不善，容易造成安全事故。因此，管理部加强岗位精细化管理，严格履行各岗位员工岗位职责。 （二）员工队伍年轻化、业务素质相对较低，要求加强管理力度及培训力度 管理部自2008年5月份成立以来，油水井数量增加到目前的364口，员工人数194人，其中70%的员工属于2008年以后参加工作，工作经验少，业务水平低，遵章意识薄弱，安全操作风险大，执行力有待进一步提高。 （三）开发层位比较复杂，储层物性差异大，要求探索相应的开发技术政策及工艺技术 由于超低渗油田开发主要是针对各区块边缘位置进行重新认识及滚动开发，储层物性相对较差；同时针对坪桥区长4+5、长6油藏开发中存在含水上升速度大，区块递减较大，平面上水驱不均，见效见水程度差异大，小排距注水效果较差等问题；要解决以上开发矛盾，必须探索适应超低渗油田开发的技术思路。 二、“双驱”管理机制的工作思路 3年来，管理部通过对超低渗油田开发技术及管理方法的不断摸

单井罐及集输产量计算方法

产量计算方法 一、捞油井产量计算公式 1、深度计算法： Q L=1.2076×A×(H2-H1)×r L/100 Q L：井口产液量，吨；A：捞油抽子漏失系数，取值0.9；H1：捞油初始液面深度，米；H2：捞油末端液面深度，米；r L：当日含水条件下的混液密度(查表)(混液段)。 如果存在游离水柱时： Q L=1.2076×A×(H2-H1)×r L/100＋1.2076×(H3-H2)/100 H3：游离水柱末端深度，米；H2：混液段末端深度，米。 2、罐车计量法： 要求：罐车停在比较平整的场地 Q L=(Q2-Q1)×r L Q1：某口井捞油前罐内体积，查表求得，米3；Q2：捞油前罐内体积，查表求得，米3；r L：当日含水条件下的混液密度(查表)(用当日的综合含水) 。 3、系数A的校正： 用罐车单井计量产量校正深度计量法的系数A值： A＝罐车计量产量/深度计算产量。 每月校正一次，误差大于10%必须更改系数A 4、捞油井取样方法： A：深度指示表必须准确，混液段和游离水段必须判断准确。

B：每个样品必须在混液段分上、中、下三段取三次，每次取样桶的三分之一，通过取样化验出混液段的含水。 C：捞油井含水的确定 (1)无游离水段时，油井含水为混液段化验含水。 (2)有游离水段时，油井含水却定如下： f w＝(q h×f h＋q w)/(qh+q w)×100% f w：油井含水(％)；q h：混液段产液量(吨)；f h：混液段含水(％)；q w：游离水段产水量(吨)；(qh+q w)：总产液量(吨)。 混液段含水必须记录好，并填写到备注上。 (3)如果用罐车计量法，油井含水确定如下： 无游离水段时，油井含水为混液段化验含水。 有游离水段时，放出游离水水时，准确计量游离水量和油水混合液量，通过罐车卸油时分上、中、下三段取样的平均含水为混液含水，计算方法同(2)。 (4)有搅笼的罐车，卸油时可用搅笼将混液搅拌均匀后一次取样即可，计算方法同(2)。 二、抽油机井大罐计量 1、单井单罐计量 Q L=1440(q2-q1)×r L/(t2-t1) q1：t1时间计量初始时按单井单罐计量出多井合计总产量的罐内体积，查表求得，米3；q2：t2时间计量结束时的罐内体积，查表求得，米3；r L：当日含水条件下的混液密度(查表)(用当日的综合含水) 。t1

长庆油田单井产量计量系统

长庆油田单井产量计量系统 【摘要】长庆油田所使用的GS-GLCC系列油气分离计量系统由一级分离器、气体回流腔、二级分离器、科里奥利传感器、数据变送器、单向阀等组成。测量中油气经过一级分离器腔自然分离出油质中所含的部分伴生气，分离气体直接从出油口流出，经过分离的油质在经过二级分离腔分离后经科里奥利传感器测量质量、流量、密度等，然后通过数据变送器，操作者直接读取数据，油质最后经过单向阀从出油口接入油田输油管线中。GSGLCC油气分离计量系统能够对单井和井组产量进行计量，同时设备安装方便，能够适用于新井和比较偏远的单井；对于含气量较高的油井，可以通过读取质量、密度计算产量，同时能够计算出油井含水率。 【关键词】单井产量计量GS-GLCC 油气分离 油井产量计量即测量油井油气水的日采出量，有助于油井储层变化情况的了解，分析油井生产动态，指导油田开发方案的制定，目前各油田采用的油井产量计量方法都不相同；一般都存在多井集中计量系统，但是单井计量还缺乏有效地计量方法，对于新井和比较偏远的单井，一般采用大罐量油和人工量油两种选择；对于开采后期的油井，由于含气量少的特点，可以采用液面恢复法、功图法等软件计量方法；对于含气量较高的油井，目前存在的涡轮流量计、超声波流量计、电磁流量计、涡街流量计等计量设备测量精确度不高[1-2]。GS-GLCC油气分离计量系统能够对单井和井组产量进行计量，同时设备安装方便，能够适用于新井和比较偏远的单井；对于含气量较高的油井，可以通过读取质量、密度计算产量，同时能够计算出油井含水率。 1 系统计量原理 GS-GLCC系列油气分离计量系统工作原理如下图所示，进口由双倾角向下的管道与铅垂管道相连，多相流经进液管进入主分离器。由于旋流作用，在主分离器中，离心力、重力和浮力形成一个倒圆锥型的涡流面。密度大的液相沿铅垂管道的管壁流到分离器底部，密度小的气相沿涡旋的中央上升至分离器顶部，最终气相和液相分别从分离器的顶部和底部排出。并通过自力式控制系统调整液位和压力，实现两相充分分离，分离后的液相通过单相流量表单独计量。 该设备占地面积小，重量小，运输方便、环境适应性强，针对长庆油田的艰苦环境能够较好的适用，计量数据准确性也比较高，但是在使用过程中还存在以下问题； （1）操作过程中将要计量产量的油井与机器的进相接，机器出口接于相邻油井的喷头处，所计量的油井产油经过机器后从相邻油井处注入管线，在此过程中，由于两口井井口压力大小不以，流速也不相同。由于该设备中流体流动具有单向性，如果相邻井井口压力大可能会造成所计量的油井产油流速缓慢，测量值会不准确。

采气实用计算 第六部分井口产能

第六部分 井口产能和生产动态预测 1 气井井口产能 气井流入动态曲线()[]R p sc wf q f p =与最小井口流压下油管动态曲线()[]tf p sc wf q f p =交点所对应的产气量答为气井井口最大产能。产气量低于井口最大产能时，井流压高于最小井口流压。在交点处，气藏压力与最小井口液压之差，等于气藏压降与油管压降之和。 若用式（3-4）、（4-13）分别绘制或计算气井流入动态、油管动态，则气井井口产能实为在tf p 为定值时，联解下面两式求同一wf p 下的sco q 2222sc s tf wf Kq e p p += （6-1） n sc R wf C q p p /2 2-= （6-2） 式中 5 2218)1()(10324.1d e Z T f K s -?=- 其余符号同式（3-4）、（4-13）。 1．1 井口流式压对产能的影响 将不同的tf p 值代入式（6-1），即得不同tf p 的油管动态曲线，它们与气井流入动态曲线的交点，即为不同tf p 时气井的井口产能。 1．2 油管直径对产能的影响 将不同的d 值代入式（6-1），即得不同直径的油管动态曲线，它们与气井流入动态曲线的交点，即为不同d 时气井的井口产能。 1．3 井下气嘴对产能的影响 井下气嘴应在亚临界条件下工作，讨论这类问题用到式（4-33）和下面两公式： R R U R P P P ?-= （6-3） tub tf D R P P P ?+= （6-4） 式中 UR P ——管鞋处井下气嘴的上流压力， MPa ； DR P ——管鞋处井下气嘴的上流压力，MPa ； R P ?——气层段渗流压降，MPa ； tub P ?——油管段管流压降，MPa ； 其余符号同前。