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
的长方形油藏中预测水平井流入动态方程；Renard和Economides（1991）等根据水平井段首端与钻井液及处理液接触时间比末端长、井筒周围易形成锥状损害带椭圆体的特点，在稳态流公式基础上进行修正，包括了表皮项，以考虑井筒周围地层损害对产量的影响，他们的研究结论是水平井表皮损害不像直井那样明显，其原因是水平井单位长度产量比较低。
Babu等（1989）计算了拟稳定状态下水平井的产能方程，该方程容易使用，并且在形式上和直井的产能方程类似，方程主要从具有无穷级数的复杂形式的广义解的简化而来。应用这些方程要求决定两方面的参数：（1）涉及到渗透率各向异性、井的位置、泄油体积的相对大小的几何因子；（2）由井的长度效应引起的表皮因子，即水平井没有完全穿透油藏。文章给出了计算这两个参数的方法。方程可用于研究井的长度、位置、穿透度、垂直/水平渗透率和泄油体积的大小对产能的影响。结果表明：每一个变量对水平井的产能都具有明显的影响，其中井的长度和穿透度影响最大。
在拟稳态产能方程中，Babu-Odeh和Good-Kuchuck提出的方程使用更为广泛。前者考虑井筒是均一流量条件，后者考虑井筒是均一压力（沿着井筒长度对压力求平均）条件。前者是一系列的简化方程，而后者涉及到复杂的无穷级数。实际上，均一压力条件比均一流量条件更加符合实际。
Larsen等（1996）提出了多边井、分支井以及其它广义井的产能计算的方法。主要是基于具有统一井底压力的连通井、层以及裂缝的拟径向表皮因子的计算。在对称情况下，提出了关于地层边界或者关于井轴旋转表面的简单表达式。类似地，能够给出线性对称情况下具有3或4口井或分支的产能表达式。对于其它情况，可以使用数值的方法。计算结果的精度取决于井元之间的垂直分量和水平距离，以及计算每一个井元表皮因子的方法。
对于无限导流和有限导流井筒，Penmatcha（1999）提出了各向异性、不稳定的三维油藏/井筒混合模型来计算单相流动条件下盒状油藏中水平井的产能。有限导流井模型考虑了井筒中的摩擦和附加压力降，也考虑了流体流入井筒的效应。模型得出了半解析解，可以在不稳定和拟稳定状态下使用。
Chen等人（2000）提出了一个预测多分支井动态的产能模型，该模型由井筒流动模型和油藏流动模型组成，用于计算每个分支的产量。模型中考虑了每一分支的压降。然后将单分支模型应用到与主井筒相连的多分支井体系。应用多分
支井产能模型预测了每个分支的产量、总产量以及井体系的压降。对于分段水平井，使用镜像井的方法计算单相IPR曲线，新模型的结果和已有的解析模型进行了对比。对于分支中的流动，使用了单相和两相井筒流动模型，单相分支流动考虑了摩擦和加速压降以及紊流引起的压降，两相分支流动使用了Beggs-Brill关系式以及Ouyang非均质模型，该模型考虑到了井壁流动、加速以及流态的影响。
Billiter等（2001）提出了非压裂水平气井的无因次流入动态IPR曲线，它是水平井渗透率、油藏平均压力、油藏高度、油藏泄油面积的函数。将Babu-Odeh 水平油井的流动方程转变为气井的拟压力形式，并且考虑了非达西流效应以及机械表皮效应。利用解析方法求解拟压力方程，并且使用Monte Carlo模拟来产生无因次IPR曲线。研究结果表明拟稳定流动条件下非压裂水平气井的无因次IPR 曲线只与水平井渗透率、油藏平均压力、油藏高度、油藏泄油面积有关。提出的无因次IPR曲线类似于V ogel方程形式，能够使用一点法试井数据来预测水平气井的产能。
为了对多分支井进行优化，Zhu等（2002）提出了耦合的多相井筒/油藏流动模型预测水平井和分支井的动态。沿着分支的流量分布利用油管压力（产能方程）可以进行预测，利用简单的物质平衡关系可以预测井的总体动态（为时间的函数）。分支井之间的混合生产经常导致油藏不同部分之间的窜流，窜流的可能性取决于油藏的初始条件以及井的操作条件。
Yldiz（2004）研究了在非均质性油藏中射孔水平井的流入动态。理论研究是基于三维解析IPR模型，该模型考虑了沿完井部分射孔孔眼的任意分布。Kamkom等（2005）指出，水平井两相流动的IPR解析解是不适用的，作者分析了用于水平井的几种两相关联式：Bendakhlia和Aziz方程及Cheng、Retranto、Economides方程。Wiggins等（2005）研究了在边界占优势的流动状态期间水平井的产量-压力变化规律。
Chen和Asaad（2005）通过严格的推导，利用简化PI方程将Babu-Odeh和Good-Kuchuck的方程统一了起来，提出了新的水平井产能指数方程组，使用者可以根据井筒条件选择适合的PI方程。该模型的优点如下：
（1）避开了严格模型的无穷级数；
（2）比图表查找法提供更大的灵活性；
（3）能够很容易的选择均匀流量和均匀压力井筒状态；
（4） 提供对水平井和压裂直井的同时评价；
（5） 简单合理；
（6） 保留了正确的、具有物理意义的流动机理，简化的PI 方程具有足够的精度。
Guo 和Ling 等（2006）开发了一个通用的机理模型，将单个分支的流体流动结合在一起。该模型考虑了在垂直和弯曲井筒部分的压力降，对油气井采用不同的处理方法，通过将复合IPR 模型用于Poettmann-Carpenter 方法，开发了一种计算机模拟器用于预测多分支井的采油速度。
刘慈群（1991）利用拟三维方法率先研究了水平井产量公式，基于该类方法的报道比较多（范子菲等，1993；程林松等，1994；王德民等，1995）。徐景达（1991）则从理论上分析了Joshi 公式假定的平面椭圆泄油区是一个理想模式，认为它人为地缩短了流体流向井内的路程，因此计算的产量必然高于实际值，仅在水平井段长度很小时可供参考使用。吕劲（1994）证明了无界地层中水平井渗流等势面是以水平井两端点为焦点的旋转椭球面，这一结果对于用二维近似分析的方法分析水平井产能来说是一个较好的理论佐证。李里、宋付权、黄世军等也对水平井产能公式进行了研究。
在多分支水平井产能方面，许多学者也进行了大量的研究。于国栋等（2004）给出了均质各向异性油藏中任意分支水平井的二维不定常渗流数学模型，利用Duhamel 褶积及Laplace 数值正、反变换方法获得分支水平井产量和累积产量弹性特征曲线，分析了数学模型中主要控制参数对分支水平井的产量和累计产量的影响。
王晓冬等（2006）用积分变换等方法首先求解封闭地层水平井的三维不定常渗流问题，通过渐近分析得到水平井的均匀流量拟稳态当量井径模型，再利用压降叠加原理建立复杂分支水平井产能计算方法。
据文献报道，适用于无边底水油藏水平井产量预测的方法很多，国外有Borisov 方法、Giger 方法、Giger-Reiss-Jourdan 方法、Renard-Dupuy 方法、Joshi 方法和修正的Joshi 方法，国内有郎兆新方法和刘慈群方法。
适用于油藏的水平井产量公式很多，但这些解析方法目前无法适用于气藏，根据气相渗流与液相渗流的相似原理，以气相拟压力()dp z
p p m ?=μ2代替油相压
力p ，气相sc sc T Tp 代替油相2
o o B μ，对适用于油藏的水平井产量解析式进行改进，可以获得适用于气藏的水平井解析式。
二、适用于气藏的水平井产量公式的优缺点分析
液流向水平井流动的三维渗流场可近似分解为内部和外部两个二维渗流场，如图3-1所示。外部渗流场由泄油半径为R e 、边界压力为P e 的圆形泄油区向井径为Rp 、井底流压为P wf 的“普通直井”供油；内部渗流场中，将水平井剖面看成井半径为r w 的“普通直井”其泄流半径为r b 的圆形区域。
图 3-1 水平井渗流场分解示意
对Borisov 方法、Giger 方法、Joshi 方法、修正的Joshi 方法、郎兆新方法和陈元千方法进行改进，可以适应气藏水平井产能预测的需要，结果总结如下：
（一）Borisov 方法 ()w eh wf e sc h sc Bo r h L h L r P P Z Tp h K T Q πμπ2ln 4ln )
(/22+-= (3-1)
考虑元素硫沉积的影响，式（3-1）变为： ()w eh wf e sc S h sc Bo r h L h L r P P Z Tp h e K T Q s
πμπα2ln 4ln )(/22+-=
适用条件：
1、各向同性的均质气藏，不考虑地层伤害；
2、单向流，流体不可压缩；
3、稳态流动；
4、非偏心井。
局限性：方程假设水平井为一条具有无限导流能力的裂缝，井筒压力为常数，水平段无限长时，采气指数可无限大。但实际上水平段长度超过一定长度后，由于井筒中的摩擦损失、混合损失，井筒压力会下降，产能也会下降。 根据公式π/A r eh =计算水平井的泄油半径，已知水平井的长度（L ）和典型垂直井的泄油半径（ev r ），则水平井椭圆形泄油面积为()2/L r r ev ev +π，然后根据椭圆形泄油面积计算水平井泄油半径：
)2/(L r r r ev ev eh += (3-2) （二）Giger 方法
()()[]
()w
eh eh wf e sc h sc gi r h L h r L r L P P Z Tp h K T Q πμπ2ln 2/2/11ln )(/222+-+-=
(3-3) 考虑元素硫沉积的影响，式（3-3）变为： ()()[]
()w
eh eh wf e sc S h sc gi r h L h r L r L P P Z Tp h e K T Q s
πμπα2ln 2/2/11ln )(/222+-+-= 该公式适用于均质气藏、非偏心井的产能计算。
局限性：没有考虑水平井段内摩擦损失、混合损失对井筒压力降的影响。
（三）Joshi 方法
()()()w wf e sc h sc Jo hr h L h L L a a P P Z Tp h K T Q 5.02/ln 2/2/ln )
(/2
222222δβμπ++-+-= (3-4)
考虑元素硫沉积的影响，式（3-4）变为： ()()()w wf e sc S h sc Jo hr h L h L L a a P P Z Tp h e K T Q s
5.02/ln 2/2/ln )(/2
222222δ
βμπα++-+-=
式中：0.5[0.5
2
L a =；β=δ为偏心距；
α—系数，-6.22；s S —硫沉积量与孔隙体积比值。
对于均质油藏，1=β；对于非偏心油藏，0=δ。
适用条件：
1、各向异性、均质气藏，不考虑地层伤害；
2、单向稳态流，流体微可压缩；
3、外边界和井筒压力为常数；
4、水平井段与上边界距离一定。
局限性：该公式中水平井产量随气层厚度线性增大，公式适用于储层厚度不大的气藏。
（四）修正的Joshi 方法
在均质油藏中，对Joshi 方法进行一定的简化，1=β；对于非偏心油藏，0=δ。 ()()w wf e sc h sc Jox r h L h L L a a P P Z Tp h K T Q πμπ2ln 2/2/ln )(/2222+-+-=
(3-5)
考虑元素硫沉积的影响，式（3-5）变为： ()()w wf e sc S h sc Jox r h L h L L a a P P Z Tp h e K T Q s
πμπα2ln 2/2/ln )(/2222+-+-=
式中：a —为井中心距地层底界的高度，m 。
修正的Joshi 产量预测公式把椭圆形的驱动边界转换成拟圆形驱动边界，进行了相应的修正，同时进行了简化，没有考虑各向异性和井偏心问题，其他优缺点与Joshi 产量预测公式类似。
（五）郎兆新方法
()()h a r h L h L r P P Z Tp h K T Q w eh wf e sc h sc Lz /sin 2ln 4ln )
(/22ππμπ+-= (3-6)
考虑元素硫沉积的影响，式（3-6）变为：
()()h a r h L h L r P P Z Tp h e K T Q w eh wf e sc S h sc Lz s
/sin 2ln 4ln )(/22ππμπα+-=
该方法采用一种特殊的儒可夫斯基函数进行保角变换，再运用等值渗流阻力法确定其产能。在一定程度上补充和完善了现有的方法。
局限性：没有考虑各向异性及井偏心和井筒摩阻问题，全部计算方法是基于拟三维空间分析方法。
（六）陈元千方法 ())2ln(1)14(ln )
(/222w wf e sc h sc Cy r h L h L a P P Z Tp h K T Q +---=μπ (3-7)
考虑元素硫沉积的影响，式（3-7）变为：
())2ln(1)14(ln )(/222w wf e sc S h sc Cy r h L h L a P P Z Tp h e K T Q s
+---=μπα
式中：22)4
(4eh r L L a ++= 基于Joshi 和Giger 对水平井产量公式的研究思路推导而来，适用条件及优选点与之相同。
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）
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。
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
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。
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
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910235271.8 (22)申请日 2019.03.27 (71)申请人 中国石油大学（华东） 地址 266580 山东省青岛市黄岛区长江西 路66号 申请人 中国石油长庆油田分公司油气工艺 研究院 (72)发明人 苏玉亮 范理尧 王文东 唐梅荣 杜现飞 马兵 (51)Int.Cl. E21B 49/00(2006.01) E21B 43/267(2006.01) (54)发明名称 一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测 方法 (57)摘要 本发明公开了一种用于致密油藏压裂水平 井的产能预测方法，属于油气田开发工程领域。 本发明实施例提供的产能预测方法，首先基于模 糊集合理论将致密油藏压裂水平井细分为不同 类别，其次分析了不同类别水平井的地质参数、 压裂施工参数与峰值平均日产量之间的关系，进 而确定了影响致密油藏压裂水平井产量的主控 参数，最后，根据致密油藏压裂水平井的峰值平 均日产量和相应的主控参数数据，利用回归分析 法建立峰值平均日产量预测模型，进而对致密油 藏压裂水平井的产能进行预测。该产能预测方法 基于模糊集合理论，综合考虑了地质因素参数和 压裂施工参数，使预测结果更接近实际情况，能 有效地用于评价压裂效果，进一步地改进和优化 压裂施工方案。权利要求书2页 说明书8页 附图5页CN 109882163 A 2019.06.14 C N 109882163 A
1.一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法，其特征在于，包括以下步骤： 获取致密油藏压裂水平井的日产量数据、地质参数数据和压裂施工参数数据； 根据所述日产量数据，计算所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量； 根据所述峰值平均日产量，基于模糊集合理论确定所述致密油藏压裂水平井的分类；分别计算每种分类中对应的致密油藏压裂水平井的所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值以及所述压裂施工参数数据的平均值； 根据所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值和所述压裂施工参数数据的平均值，确定影响所述致密油藏压裂水平井产量的主控参数； 根据所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量和所述主控参数数据，基于回归分析法建立峰值平均日产量预测模型； 根据所述峰值平均日产量预测模型，预测压裂水平井的产能。 2.根据权利要求1所述的产能预测方法，其特征在于，所述地质参数包括油层平均厚度、孔隙度、渗透率、含水饱和度； 所述压裂施工参数包括水平井长度、水平井压裂段数、单段平均砂量、单段平均液量、总排量、水平井压裂簇数。 3.根据权利要求1所述的产能预测方法，其特征在于，所述根据所述日产量数据，计算所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量，包括： 根据所述日产量数据，计算所述致密油藏压裂水平井投产后每个月份的月平均日产量； 根据所述月平均日产量，确定所述致密油藏压裂水平井投产前期的连续峰值产量月份； 根据所述连续峰值产量月份，计算所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量。 4.根据权利要求1所述的产能预测方法，其特征在于，所述根据所述峰值平均日产量，基于模糊集合理论确定所述致密油藏压裂水平井的分类，包括： 根据所述峰值平均日产量，确定区间[b，a]，其中，b表示所述峰值平均日产量的最小值，a表示所述峰值平均日产量的最大值； 将所述区间[b，a]进行若干等分，且使等分后的区间分别向左右两边扩大设定值，得到若干个两两重叠的模糊集合U； 若干个所述模糊集合U对应将所述致密油藏压裂水平井分为若干类。 5.根据权利要求4所述的产能预测方法，其特征在于， 所述模糊集合U为： 其中，n是所述区间[a ,b]的等分个数，j为等分区间的序号，j可取1，2，3…；e为常数。 6.根据权利要求2所述的产能预测方法，其特征在于，所述根据所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值和所述压裂施工参数数据的平均值，确定影响所述致密油藏压裂水平井产量的主控参数，包括： 分别将所述地质参数数据的平均值和所述压裂施工参数数据的平均值进行归一化处理； 在平面直角坐标系下绘制y -x的关系曲线，其中，所述y为所述峰值平均日产量的平均 权 利 要 求 书1/2页2CN 109882163 A
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：()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 为气井二项式产能程系数A 、B 。
由（1）式得： ()α α α α - ? ? ? ? ? ? ? ? - ? ? ? ? ?- + = 1 2 1 1 4 1 2D D p q(6) 将（4）式代入（6）式得： () ? ? ? ? ? ? ? ? - ? ? ? ? ?- + - = 1 1 4 1 1 2 2D g AOF p q q α α α α (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。这样，利用该产能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程系数α统计回归求取图 图2某气田气井指数式产能程指数n统计回归求取图
压裂水平井产能预测 一、压裂水平井的物理模型 压裂水平井简易物理模型 压裂井水平井物理模型俯视图 为提高效果,水平井压裂一般都形成多条裂缝,由于地层岩石性质及压裂工艺的限制,形成的裂缝难以达到之前设想的形态。而多条裂缝也可能形态不尽相同,在长度、宽度和与水平井井筒的夹角上各不相同。水平井压裂裂缝一般有2种形态:横向裂缝和纵向裂缝。同时,压裂施工控制不好时,或结合其他因素,也会出现转向裂缝和扭曲裂缝等非常规裂缝。
二．压裂水平井的主要裂缝形态 （1）横向裂缝 横向裂缝就是指裂缝面与水平井井筒垂直的裂缝。因为水平井段有一定的长度,故为提高幵采效果,一般都压开多条横向裂缝。多条横向裂缝可以改善油层的渗流状况,增加泄油面积,较好地贯穿了油层,增加了控制储量。虽然多裂缝会产生缝间干扰,但是还是能能很大提高采油速度,有效地提高采收率。对开采非均质较为严重的低渗透油气田效果较好。水平井分段压裂绝大部分都是采用的多条横向裂缝,在幵发实践中取得了很好的效果。 （2）纵向裂缝 纵向裂缝也就是裂缝面沿着水平井筒延伸的裂缝。裂缝平行于水平井井筒时，可以改善水平井的开采效果，将地层流体流向井筒的径向流过程转变为两个线性流过程:地层流体流向裂缝、裂缝流体流向井筒。这可以有效地提高采油速度,但并不能较好地增加水平井的控制储量。与横向裂缝相比,它增加的控制储量较为有限。横向裂缝就是指裂缝面与水平井井筒垂直的裂缝。因为水平井段有一定的长度,故为提高幵采效果,一般都压开多条横向裂缝。多条横向裂缝可以改善油层的渗流状况,增加泄油面积,较好地贯穿了油层,增加了控制储量。
虽然多裂缝会产生缝间干扰,但是还是能能很大提高采油速度,有效地提高采收率。对开采非均质较为严重的低渗透油气田效果较好。水平井分段压裂绝大部分都是采用的多条横向裂缝,在幵发实践中取得了很好的效果
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
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
开展油气产能预测推动测井业务发展
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开展油气产能预测推动测井业务发展-工程论文 开展油气产能预测推动测井业务发展 章海宁 随着国民经济的高速发展，对石油、天然气资源的依赖程度越来越高，这就要求石油工业能够以产能建设为中心，提高产能，输送更多、更优质的“工业血液”。但是，随着勘探开发程度的深入，地质目标越来越复杂，评价的难度也日益增加，而快速增加的油气需求推动油气的勘探开发节奏日益加快，速度与难度的矛盾势必增大开发的风险。 为了规避因快速勘探开发所带来的风险，事先进行油气储层产能评价成为油气勘探开发关键的问题之一。建立一套系统、快速而合理产能评价方案和技术能够对勘探的成果进行及时的检验、准确的预测有利目标区块、合理部署井位，适应勘探开发的快节奏。同时，快速、合理的产能评价，能够指导制定开发方案，规避大井组开发的高风险，还能够优选试油层位、优化射孔和措施方案，提高单井产量，降低成本、提高效益。 产能是油气储层动态特征的一个综合指标，是油气储层生产潜力和各种影响因素在互相制约过程中达到的某种动态平衡。影响产能的因素大致可分两大类：一类是储层因素，包括储层的岩性、物性、含油气性和流体性质；另一类是工程因素，包括表皮系数和油气半径等，其中表皮系数是一个综合参数，它是钻井、井下作业过程中对油层的污染，射孔的完善程度、酸化、压裂改造油层等因素的综合反映。 油气井产能预测方法主要可分为4类：第1类是在勘探阶段根据试井、钻杆地层测试( DST)、电缆地层测试资料，基于渗流力学理论通过分析测试储层
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
一一收稿日期:20171107;改回日期:20180413一一基金项目:国家科技重大专项 涪陵页岩气开发示范工程 (2016ZX05060)一一作者简介:黄灿(1984 ),男,工程师,2006年毕业于江汉石油学院石油工程专业,2009年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业,获硕士学位,现从事页岩气开发工作三DOI :10．3969/j．issn．1006-6535．2018．03．018 考虑邻井干扰的页岩气多段压裂 水平井数值试井方法 黄一灿 (中国石化江汉油田分公司,湖北一武汉一430223) 摘要:页岩气田水平井开发过程中,井间干扰现象严重,在考虑邻井影响的条件下准确分析试 井资料二认识储层参数至关重要三为此,综合考虑压裂裂缝和SRV 区域特征,建立了页岩储层 改造后的多重耦合渗流模型,采用PEBI 非结构化网格进行网格划分,基于有限体积法进行求 解三根据历史生产数据建立有效的页岩气干扰试井评价模型,通过拟合实测资料对模型进行 了验证,并运用该模型对2口生产井进行了生产动态预测及分析,结果表明,2口井间井距过 大,可在2井间部署1口加密井并在后期投产新井的水力压裂过程中尽量扩展裂缝半长三该 研究为页岩气井的产能预测及生产优化提供了理论支持三 关键词:页岩气;多段压裂水平井;数值试井;多重耦合模型;有限体积法 中图分类号:TE373一一文献标识码:A 一一文章编号:1006-6535(2018)03-0092-05 Numerical Test of Multi -Stage Fractured Horizontal Shale Gas Well with Inter -Well Interference Huang Can (Sinopec Jianghan Oilfield Company ,Wuhan ,Hubei 430223,China ) Abstract :The inter -well interference is significant during the development of shale gas field with horizontal well.It is necessary to accurately analyze well test data and understanding reservoir properties by considering inter -well in- terference.The artificial fracture and SRV are taken into consideration to establish a multiple coupling model after shale gas reservoir stimulation.PEBI unstructured grid is used in mesh generation and finite volume method is a- dopted in the model solution.An effective shale gas interference well test evaluation model is established according to the production history data.This model is verified by fitting with field measured data and the model is used to an-alyze and predict 2-well production performances.Result shows that the well spacing is too large for the two ana-lyzed wells.An infill well can be deployed between the two analyzed wells and the artificial fracture half -length should be extended as long as possible.This research could provide certain theoretical reference for the productivity prediction and production optimization of shale gas wells. Key words :shale gas ;multi -stage fractured horizontal well ;numerical test ;multiple coupling model ;finite vol- ume method 0一引一言 近年来,随着页岩气田的规模化开发,相邻的 页岩气井之间干扰矛盾越发凸显,认识井间干扰特 征是急需解决的问题三井下压力测试分析是常用 的手段,但如果直接采用干扰试井则需要关停较多 气井且测试成本很高三目前,国内外有许多学者开展了多段压裂水平井的渗流机理研究,Moridis 等[1-3]提出非常规储层体积压裂的复杂裂缝由4个不同的裂缝系统组成;Ozkan 等[4-8]考虑将裂缝改造区域完全用双重介质模型进行表征,模型虽考虑了流体的窜流特征,但未考虑体积压裂改造宽度的影响;苏玉亮二任龙等[9-10]基于体积压裂水平井复杂裂缝改造特点及流动特征,构建了耦合双重介万方数据
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： () αααα-?? ????? ?-??? ??-+=1211412D 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
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。