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普光气田产水气井产能变化规律余启奎【摘要】随着有水气藏开发的不断进行,水区地层水向气区推进至生产气井井底时,由于储层含水饱和度升高导致气相相对渗透率降低,气相受伤害程度越大,气井产能下降幅度越大,严重影响气井正常生产.四川盆地普光气田主力层位下三叠统飞仙关组气藏生产动态显示气藏水体较活跃,随着地层压力不断下降,气藏边部先后5口气井见水,严重影响气藏产能.常规气井产能公式由于没有考虑产水造成的附加压降,导致产水气井产能的计算结果精度较低.以气井常规产能方程为基础,引入由生产井附近含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb,修正气井产能公式中的原始表皮系数S,通过联立水气比、含水率,结合实测相渗曲线,利用气井水气比求解产水气井产能方程,实现有水气井产能实时确定,计算结果符合率超过90％;进一步通过统计产水气井水气比随时间上升规律,归纳出不同储层物性条件下,产水气井的产能变化规律,对类似气藏产水气井产能的预测具有参考作用.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2017(040)002【总页数】5页(P45-49)【关键词】普光气田;边水气藏;水侵;表皮;附加压降;相渗;改进产能公式;产能变化规律【作者】余启奎【作者单位】中国石化中原油田分公司勘探开发研究院【正文语种】中文普光气田位于四川盆地川东北断褶带东北段，生产层位主要为下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组，气层厚度165～410 m，其中飞仙关组气层厚度96～360 m，长兴组气层厚度20～148 m，是国内近年来发现的规模最大的整装礁滩相碳酸盐岩气田。
普光气田储层非均质较强，局部溶蚀孔洞、裂缝发育，气水关系复杂，不同层系、不同礁体间气水界面不统一。
其中飞仙关组气藏气水界面－5 125 m，长兴组生物礁气藏存在多个气水界面（－4 985～－5 230 m）[1]。
普光气田气井产能总体较高，已测试气井无阻流量介于（243～705）×104m3/d，平均487×104m3/d，气田年产气能力超过100×108m3。
测井解释计算常用公式目录1. 地层泥质含量（Vsh）计算公式 (1)2 . 地层孔隙度（φ）计算公式 (4)3. 地层含水饱和度（Sw）计算 (7)4. 钻井液电阻率的计算公式 (12)5. 地层水电阻率计算方法 (13)6．确定a、b、m、n参数 (21)7．确定烃参数 (25)8. 声波测井孔隙度压实校正系数Cp的确定方法 (26)9. 束缚水饱和度（Swb）计算 (26)10. 粒度中值（Md）的计算方法 (29)11. 渗透率的计算方法 (29)12. 相对渗透率计算方法 (35)13. 产水率（Fw） (36)14. 驱油效率（DOF） (37)15. 计算每米产油指数（PI） (37)16. 中子寿命测井的计算公式 (37)17. 碳氧比（C/O）测井计算公式 (39)18. 油层物理计算公式 (46)19. 地层水的苏林分类法 (49)20．毛管压力曲线的换算 (50)21. 地层压力 (51)附录：石油行业单位换算 (53)测井解释计算常用公式1. 地层泥质含量（Vsh ）计算公式1.1 利用自然伽马（GR ）测井资料1.1.1 常用公式m in m ax m inGR GR GR GR SH --= (1)式中，SH －自然伽马相对值；GR －目的层自然伽马测井值；GRmin －纯岩性地层的自然伽马测井值；GRmax －纯泥岩地层的自然伽马测井值。
1212--=⋅GCUR SH GCUR sh V (2)式中，Vsh －泥质含量，小数；GCUR －与地层年代有关的经验系数，新地层取3.7，老地层取2。
1.1.2 自然伽马进行地层密度和泥质密度校正的公式o sh ob sh B GR B GR V -⋅-⋅=max ρρ (3)式中，ρb 、ρsh －分别为储层密度值、泥质密度值；Bo －纯地层自然伽马本底数；GR －目的层自然伽马测井值；GRmax －纯泥岩的自然伽马值。
1.1.3 对自然伽马考虑了泥质的粉砂成分的统计方法C SI SI B AGR V b sh +-⋅-⋅=1ρ (4)式中，SI －泥质的粉砂指数；SI ＝（ΦNclay －ΦNsh ）/ΦNclay (5)（ΦNclay 、ΦNsh 分别为ΦN －ΦD 交会图上粘土点、泥岩点的中子孔隙度） A 、B 、C －经验系数。
水平井产能公式范文水平井是一种新兴的油气勘探开发技术，其产能计算是确定水平井的重要工作之一、水平井的产能公式是通过建立油气流动模型，考虑井筒摩阻、渗流损耗、泄漏与相渗等一系列因素，来计算井筒中流体的流动速度以及产能的预测方法。
1.分析法：分析法一般是通过分析井底流体流动的基本原理，结合工程实践经验，建立井筒内流体流动的数学模型，从而得到产能的估计公式。
井筒内流体的流动可以看作是在一种管道流动的情况下，一定长度、直径的圆柱形管道中流体流动的情况。
基于此模型，通过考虑井筒摩阻、渗流损耗、泄漏与相渗等因素，可以得到以下产能计算公式：Q=2.25×π×r^2×(1-S)*((p1-p2)/μ)*((k*h)/(μ*L))其中，Q为井的产能，r为井筒半径，S为流体流动泄漏系数，p1和p2分别为井顶和井底的压力，μ为流体粘度，k为渗透率，h为有效厚度，L为井的长度。
2.试井法：试井法是通过实际的试井数据来计算井的产能。
试井过程中，可以通过连续记录压力、流量等参数的变化情况，利用流体力学知识和经验公式，来计算井的产能。
试井法的思路是根据井底流体动态参数的变化情况，分析井底流体流动的规律和特点，并利用经验公式得到相应的产能计算公式。
3.数值模拟法：数值模拟法是通过利用现代计算机技术和数值计算方法，对井筒内流体流动进行详细建模，并通过数值模拟得到井筒内流体的流动速度和压力等信息，从而计算井的产能。
数值模拟法通常采用计算机辅助建模软件来进行模拟计算。
将井筒划分成一个个小单元，建立流体流动的控制方程组，并通过迭代计算的方法，求解得到流体的流动情况。
在数值模拟过程中，可以考虑更多的因素和复杂的模型，如井壁流体阻力、井筒形状、井壁渗流损耗等，并得到更精确的产能计算结果。
综上所述，水平井产能公式是通过分析、试井和数值模拟等方法建立的。
不同的方法有其独特的优势和适用范围。
同时，由于水平井本身的复杂性和多变性，产能的计算也存在一定的不确定性。
MM油藏单井产能预测方法及其评价【摘要】产能是未动用储量评价的核心，产能预测是编制油田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、油井配产及开发方案调整的重要内容。
准确预测单井产能是合理开发油藏的重要决策性因素。
本文以MM油藏为例，根据三叠系油藏开发井在油层改造方式和规模相近的情况下，采用5种方法对产能进行分析和预测，然后将这5种方法的预测结果进行对比分析、筛出，最后得出MM油藏的产能预测值。
【关键词】MM油藏单井产能产能计算方法1 区域地质概况MM油藏位于陕西省吴起县南部白豹乡境内，地处黄土高原中部，地面海拔1320—1692m。
本区自上而下钻遇的地层有第四系、第三系、白垩系、侏罗系及三叠系，在侏罗系的延安组、富县组及三叠系延长组均有油层发现。
根据勘探成果及油层对比结果：长4+5、长6、长7、长8、长9目前为本区主要油组。
自2004年5月至今，油田采取了边钻探边开发生产的方式。
总投产井数457口，开井375口，日产油水平410.1t/d，累积产油量62×104t，动用地质储量2560×104t，采出程度2.44%，采油速度0.53，综合含水35%。
其中长9油层组日产油水平103.5t/d，单井日产油0.77 t/d，注采比0.6，综合含水19%。
长9油层岩性为砂岩。
岩石分选性中-好，孔隙式胶结，胶结程度中等-好。
其中长91平均孔隙度为8.44%，渗透率为4.84×10-3um2；长92平均孔隙度为8.56%，渗透率为3.96×10-3um2。
根据储层物性划分标准，长9油层属于特低孔、特低渗油层。
长9油藏原始地层压力为17.5MPa，饱和压力9.391 Mpa，压力系数0.80，压力梯度0.804 Mpa/100m；地层温度72.80℃，地温梯度3.2℃/100m。
属于低压油藏、正常的地层温度系统。
2 单井产能分析方法2.1 视流度法根据鄂尔多斯盆地侏罗系19个开发区块及安塞油田三叠系油藏的实际资料统计，米采油指数与流度具有如下关系式：lgIoh=0.473lg（K/μo）-1.077式中：Ioh——米采油指数（t/（d·m· MPa））K——空气渗透率概率中值（×10-3μm2）μo ——地层原油粘度（mPa·s）MM油藏长9油层原油粘度为1.93mPa·s，平均渗透率为0.367×10-3μm2，通过上式计算，长9米采油指数为0.038t/（d·m·MPa），根据前述的长9的最低合理生产压差7.80MPa，在只有长91储层发育区有效厚度7.4m，计算单井产量为2.2t/d；在长91和95油层叠合区，有效厚度14.7m，计算单井产量为4.4t/d。
173含水气藏开发过程中，气井产水将会增加渗流阻力，特别是井筒附近，渗流阻力增加更为明显，导致产能大大降低。
国内外学者对产水气井产能进行了深入研究，提出了一系列的计算方法，但大多对参数要求较高，计算复杂[1-3]。
以水平气井二项式产能方程为基础，考虑气井产水时额外增加井筒附近表皮系数，建立了简易计算产水水平气井产能的新方法，并利用实例数据分析了产水对气井产能的影响，可为含水气藏的开发提供一定的理论依据。
1 水平气井单相产能方程气体在水平井井筒周围渗流过程中满足高速非达西流动效应，特别是近井地带尤为明显，同时也受到表皮效应的影响，气井二项式产能方程通常表示为222R wf h h−=+P P Aq Bq （1）其中'eh w h h ln(/)P ªº ¬¼ ZT r r S A ˈh P ZTD B ˈK KD hr˄2˅∈⇨㮣ᓔথ䖛Ёˈ⬅Ѣᑩ∈䫹䖯䖍∈䖯ⱘᕅડˈ∈ᑇѩѩㄦ਼ೈ㸼⦄ߎ⇨∈ϸⳌ⏫⌕ˈѻ∈ᓩ䍋ⱘ䰘ࡴ䰏ৃ⫼㸼Ⲃ㋏᭄S b 㸼⼎ˈेЎb b rg w 11ln ˄˅ r S K r ˄3˅ḍ⇨ѩ∈⥛ϢⳌ⏫݇㋏᳆㒓ˈৃҹᕫࠄ⫳ѻ∈⇨↨Ϣ⇨ⳌⳌᇍ⏫䗣⥛ⱘ݇㋏Ўwgr w wgr g 10000˄˅ WGR R f WGR R B ˈw rg w rw g11+P P f K K ˄4˅ （2） rSK h ˈh 774.6P TD B h ˈw 2.19110 u D b b rg w 11ln ˄˅ rS K r ˄3˅∈⥛ϢⳌ⏫݇㋏᳆㒓ˈৃҹᕫࠄ⫳ѻ∈⇨↨Ϣ⇨ⳌⳌᇍ⏫䗣⥛ⱘ݇㋏Ўwgr w wgr g 10000˄˅ WGR R f WGR R B ˈw rg w rw g 11+P P f K K ˄4˅ 2 气水同产水平井产能方程含水气藏开发过程中，由于底水锥进或边水推进的影响，水平井井筒周围表现出气水两相渗流，因产水引起的附加阻力可用表皮系数S b 表示，即为Sˈh 774.6PTDB hˈg h v -182.19110EJ P u K D ˄2˅ѻ㛑ᮍЁˈ⬅Ѣᑩ∈䫹䖯䖍∈䖯ⱘᕅડˈ∈ᑇѩѩㄦ਼ೈ㸼⦄ߎ⇨∈ϸⱘ䰘ࡴ䰏ৃ⫼㸼Ⲃ㋏᭄S b 㸼⼎ˈेЎb b rg w 11ln ˄˅ r S K r P P f K K ˄4˅ （3）根据气井含水率与相渗关系曲线，可以得到生产水气比与气相相对渗透率的关系为 （4）Tr r S K h ˈh 774.6P TD B hˈg h v w EJ P u K D hr ˄2˅⇨∈ৠѻ∈ᑇѩѻ㛑ᮍ∈⇨㮣ᓔথ䖛Ёˈ⬅Ѣᑩ∈䫹䖯䖍∈䖯ⱘᕅડˈ∈ᑇѩѩㄦ਼ೈ㸼⦄ߎ⇨∈ϸ⏫⌕ˈѻ∈ᓩ䍋ⱘ䰘ࡴ䰏ৃ⫼㸼Ⲃ㋏᭄S b 㸼⼎ˈेЎb rgw 11ln ˄˅ r S r ˄3˅ḍ⇨ѩ∈⥛ϢⳌ⏫݇㋏᳆㒓ˈৃҹᕫࠄ⫳ѻ∈⇨↨Ϣ⇨ⳌⳌᇍ⏫䗣⥛ⱘ݇㋏Ўwgr w wgr g 10000˄˅ WGR R f WGR R B ˈw rg w rw g11+P P f K K 根据以上两式可确定气井日生产水气比与气相相对渗透率的关系，将其代入联式（2），对A进行修正，表皮系数S=S h +S b ，对气井产能方程进行修正，即可得得到产水气井产能计算新方法。
115油气田地质因素对油气田开发的影响，是指在油气田地质条件下，油气藏在空间和时间上的变化规律。
石油地质学是研究和认识油气资源的科学。
油气是在地壳中由有机质演化而成，油气藏内天然能量充足、易于形成油气，是形成油气藏的前提条件，这一条件主要来自于地质因素。
地质因素对油气藏有很大影响，同时，地质因素在不同条件下对油气藏的影响程度不同。
因此，充分了解油气田地质因素对油气田开发影响的基础上，才能更好地进行油气田开发。
1 油气田开发中的地质分析本文以M油田为研究对象，该油田位于鄂尔多斯盆地西南部。
该区属黄土塬地貌，地面海拔为1140m～1400m。
气候干旱少雨，年平均降雨量510mm；淡水资源贫乏，地下水资源较丰富，主要含水层为白垩系华池组、宜君洛河组，华池组日产水量一般小于200m 3，矿化度在2g/l～3g/l；宜君洛河组日产水量300m 3左右、矿化度＞3g/l，水质较差，为工业用水。
区内交通较便利，G211国道横贯南北。
A年开始，M长8油藏规模开发，目前累计动用地质储量4618.8×104t，建产能53.5×104t。
定向井开发根据递减指标预测，第一年递减8.2%，第二年递减7.3%。
评价期单井累计产油6100t（采出程度14.5%），变油价内部收益率7.5%。
水平井注水开发根据递减指标预测，第一年递减19.1%，第二年递减16.0%。
评价期单井累计产油9700t（采出程度5.5%），变油价内部收益率3.7%。
H1区块长8油层厚度6-16m，采用700m左右的水平段五点井网注水开发，压力保持水平低（70.9%），注水开发难以建立有效驱替系统，递减较大，预测采收率较低，如图1所示。
水平井准自然能量开发根据递减指标预测，第一年递减24.9%，第二年递减18.1%，评价期单井累计产油16670t（采出程度7.5%），变油价内部收益率6.4%。
长水平井可实现储量有效动用，受地面限制，L1区采用长水平井准自然能量开发，内部收益率达6.4%，可有效动用储层。
含启动压力梯度的低渗透油藏单井产能公式肖宙轩;李辉;柴汝宽【摘要】大量生产实际表明,低渗透油藏中存在启动压力梯度,在见水前,水驱前缘的纯油区为单相渗流,其他区域则为油水两相渗流,因此在不同的渗流区域应分别考虑不同的启动压力梯度.根据油水两相渗流驱替理论,在纯油区考虑单相启动压力梯度,而在两相区考虑油水两相启动压力梯度的影响,同时应用等值渗流阻力法,将渗流阻力分为单相油流区渗流阻力和两相混流区渗流阻力,推导了水驱低渗油藏的单井产能方程.实例验证结果表明,该计算方法比不考虑启动压力梯度或只考虑单相启动压力梯度时的结果,更加接近实际单井产能,精度较高,可为进一步高效开发低渗透油藏提供理论参考和依据.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)009【总页数】4页(P41-44)【关键词】低渗透油藏;等值渗流阻力法;油水两相渗流;两相启动压力梯度【作者】肖宙轩;李辉;柴汝宽【作者单位】长安大学地球科学与资源学院,陕西西安710021;长安大学地球科学与资源学院,陕西西安710021;长安大学地球科学与资源学院,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE312低渗透油藏由于存在启动压力梯度，其中流体的渗流属于非线性渗流，渗流特征复杂，不再符合线性达西定律［1-3］。
前期，Dupuit在达西定律的基础上推导出了水流向井内的平面流稳定运动公式［4］，随着研究的深入，学者开始认识到低渗透油藏具有启动压力梯度，其中杜殿发等人考虑到了单相启动压力梯度的影响，在水平井直井联合井网产能研究中给出了含单相启动压力梯度的直井产能公式，但未将单相启动压力梯度和两相启动压力梯度分开考虑。
为此，笔者根据低渗透油藏渗流特征，建立了等效均质各向同性低渗透水驱油模型，将渗流区域分为单相油流和两相混流区，分析其渗流能量，同时考虑了单相启动压力梯度和两相启动压力梯度的影响，利用等值渗流阻力法推导出了低渗透油藏单井产能公式［5-7］。
致密气藏气水两相压裂水平井产能计算方法说实话致密气藏气水两相压裂水平井产能计算方法这事，我一开始也是瞎摸索。
我就知道这不是个简单的事儿。
最开始我以为只要按照常规的气藏产能计算方法就能行，但是我很快就发现错得离谱。
那计算结果简直跟实际差了十万八千里，就好像你要去东边的超市，结果却朝着西边一路狂奔，完全不在点子上。
然后我就开始找不同的算法。
我试过从单纯的气体渗流理论入手，就好比考虑水不存在一样，可是这也不行啊，毕竟是气水两相，水在里面的影响可不能忽视，这就像是炒菜，盐虽然少但不放也不行，少了那种味道就不对了，这水在产能计算里就像盐一样重要。
有次我看到一个方法是考虑气水相对渗透率的。
我感觉好像找到救星了，于是花费大量时间研究。
可是这里面的参数获取太难了。
需要做很多次实验，每次实验就像和一个脾气古怪的人打交道，花费了好长时间得到一些参数数据，但一计算发现还是有偏差。
我当时特别沮丧，感觉自己做了好多无用功。
后来我想，既然从理论直接推有困难，那从实际数据统计规律入手怎么样呢？我就找了好多已经开采的致密气藏气水两相压裂水平井的生产数据。
把这些数据按照产量、压力、气水比等参数分类整理起来，这就像把不同种类的衣服分开叠放一样。
然后去分析他们之间的关系。
发现可以建立一种经验公式，但是这里面很多系数又不确定该怎么取值。
虽然这个方法还不是很完美，但感觉有点接近正确答案了。
还有一点很重要的是对压裂效果的考虑。
我之前都没太重视这个。
压裂后岩石的渗透率、孔隙度这些都变了啊，这就好比原来是一片普通的土地，被翻耕疏松后种植作物肯定容易多了。
如果不考虑这个，就像在估算农作物产量的时候，忽略了土地肥沃程度的改变一样荒诞。
但是这个压裂效果在产能计算里具体怎么量化又是个难题。
我觉得要是再想深入研究这个计算方法，可能要借助一些数值模拟软件。
这些软件就像是个虚拟实验室，可以调整各种参数，能让我们看到不同条件下产能的变化。
不过我目前对这些软件还不是很熟悉，还得继续学习和摸索。
9.6井、井群和集水廊道的渗流计算（1）无压完全井的渗流计算渗流出水量 （8—8） 式中：H 为无压含水层的水深，h 0为井中水深，R 是井的影响半径，r 0是井的半径。
（2）无压非完全井的渗流流量计算非完全井是指底座落在透水层上的井。
由于井底也向井内渗水，在其它条件完全相同的情况下，非完全井的出水量应该大于完全井。
因此非完全井的出水量等于完全井渗流流量公式乘上大于1的经验系数，可参见有关资料。
（3）井群计算井群同样分为有压和无压井群、完全和非完全井群，我们只讨论无压完全井群。
假设每个井的出水量Q i 相等，根据势流叠加原理和无压完全井的计算公式，得到井群总出水量为 （8—9） 式中：H 为未抽水时含水层的深度；h 为某一点A 的含水层水深；R 为井群的影响半径； r i 是第i 个井到A 点的距离，n 是抽水井的个数。
（4）集水廊道的计算与井的计算类似，水平廊道单侧单宽进水量为（8—10） 式中：l 为集水廊道最大影响范围，其它符号同上。
9.7恒定渗流的求解方法恒定渗流可以通过建立基本微分方程、绘制流网和水电比拟实验法来求解。
流网法是依据平面势流中流速势函数φ和流函数ψ之间的共轭正交关系，在△φ=△ψ的条件下绘制流网，构成正交方格，利用下式计算渗流流速u 和单宽流量q（8—11） （8—12） 式中：H 为上下游水头差，m 为两侧边界间划分的流带数（m +1为流线数），n 为上下过水断面之间的网格数（n +1为等水头线数）。
渗流场中任一点M 处的渗透压强P M 为 （8—13） 式中：H M 是上游液面到M 点的水深，（i -1） 是自入渗点到M 点的水头降落值，也就是这一段渗流的水头损失。
上一页下一页返回)/lg(36.10202r R h H k Q -=lh H k q 2)(202-=s n H k u ∆=kH n m q =nH i H p M M )1(--=γn H )lg(1lg 36.12122n r r r n R h H k Q --=你的位置：第五章无越流含水层中的完整井流| 第二节井群干扰| 一、点井渗流叠加法第二节井群干扰一、点井渗流叠加法设平面上有和两个定流量并同时开始工作的抽水井（图5-2-1），其流量分别是和，求任意点的水头降深。
