井筒积液识别

涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气田是中国重要的非常规天然气资源，而在涪陵页岩气井生产过程中，井筒积液是一个普遍存在的问题。

井筒积液不仅会降低生产效率，还会造成井筒堵塞、产能下降等问题，因此准确判断井筒是否存在积液是非常重要的。

针对涪陵页岩气井井筒积液的判断，可以综合考虑以下几个方面的因素：
1. 产水量：通常情况下，井筒积液会导致产水量的增加，因此可以通过监测井口的水量来初步判断井筒是否存在积液。

如果产水量明显增加，那么很可能存在井筒积液的情况。

2. 主管道压力：井筒积液会导致主管道压力的升高，因此可以通过监测主管道的压力来判断井筒是否存在积液。

一般情况下，井筒积液会使主管道压力升高，并且下降速度较慢。

除了综合考虑上述因素外，还可以根据井筒积液的性质来进一步判断。

如果井筒积液为天然气凝析液，那么在压力下降的情况下，会出现凝析液的蒸发现象；如果井筒积液为水，那么在压力下降的情况下，会出现水的汽化现象。

通过监测产水量、主管道压力、井底压力和产气量的变化，并结合井筒积液的性质，可以准确判断涪陵页岩气井井筒是否存在积液。

判断井筒积液的准确与否对于优化生产方案和提高生产效率具有重要意义。

胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别摘要胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。

由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。

由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。

本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。

主题词浅层气藏井筒积液形成机理预测与识别胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2〜5m3/d），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。

但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。

随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。

由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。

为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。

1根据临界流量预测井底积液边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。

当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。

一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。

因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。

由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m3（标）/m3，适合采用高气液比携液临界产量模型。

1.1模型建立通常现场采用的气井携液临界流速的公式为V = 6.6C 0.25 （p^ -p ）0.25 / p 0.5 （1）式中：%为携液临界流速，m/s；。

气井井筒积液诊断方法分析摘要：本文总结了常用的井筒积液判断方法如直观定性判断法、临界气体速度法、动能因子法、实测压力梯度曲线法、回声仪液面监测法、产能试井分析法、折算压力法等，并结合气田开发情况对这些方法进行了比较和评价，对于研究气井井筒积液具有一定的指导作用。

关键词：天然气；气井；积液；诊断方法1直观定性判断法日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，通过观察这种波动可以判断积液面是否上升。

总的来说，对于正常生产井，当井筒出现积液时将表现出以下特征：油套压差增大（大于几个兆帕），说明油管中流动损失很大，携液能量不足，举升不正常，积液较多，液体不能全部带出来；短时间内油压和套压急剧降低（明显大于自然递减规律）；地面发生液体间喷，产液量或气液比曲线较之前的平稳生产出现较大波动；生产曲线中的产气量较之前的平稳生产出现较大递减；测试得出的流压梯度曲线较之前的平缓曲线出现波动、接近井底部分的压力梯度增大；井口温度下降。

井口温度取决于产气量、产液量、流速，其中最主要的是产液量，因为在相同体积下，液体所携带的热量最大。

当井筒积液后，携液不畅，产液量降低，导致井口温度有所下降。

2临界气体速度法气井生产过程中，在井筒内的流动状态为环雾流。

在环雾流中，气体是连续相而液体是非连续相，液体在井筒中随着气体被举升到地面排出。

当井筒中的气体没有足够的能量将液体举升至地面时，就会出现积液。

基于Turner模型所得出的计算气体最小排液速度和排液流量的方法理论上对于气-水井或气-凝析油井都适用。

在气液多相流动的情况下，如果产气量低于临界值，液体就会积聚在井底影响产气，并且会随着生产时间逐渐增多，最终导致停产。

3动能因子法动能因子反映了气井的产气能力，充分考虑了天然气的流体物性、压力、温度和生产油管内径等，能真实体现油管内气水两相的流动特征，进一步体现了气井的携液生产能力。

当动能因子变化时，携液能力也会变化。

动能因子是携液能力和井筒积液的一个重要判断指标。

⽓井井筒积液的判断265⽓井井筒积液的形成是⽔逐渐在井筒累计的⼀个过程，要想清楚的了解积液的本质，⾸先得弄懂积液的过程和危害。

在现场⽣产中，可以通过⽓井的⽣产数据判断⼀⼝⽓井是否存在井筒积液问题，以便于提前采取排⽔措施，保证⽓井长期稳定的开采，提⾼其采收率。

1?⽓井积液的过程⽓井在⽣产的过程当中，当井筒内的⽓体流速降低到不能将液体连续携带⾄井⼝时，部分液体会出现回落，并逐渐累计在井底形成积液。

⽓井的⽣产是⼀个动态的过程，伴随着井底压⼒和温度以及产⽓量⼤⼩的变化，积液形成也有⼀定的过程，主要分为⽓井的⾃喷、正在积液和已经积液三个阶段。

2?⽓井积液的危害积液的形成会造成对⽓层的回压，回压的出现会阻碍⽓体的流动，造成以下⼏种结果：2.1?产⽓量和产⽔量不稳定，逐步下降⽓流在流动的过程中，由于积液产⽣的回压，⽓体流速会呈现不稳定。

这也导致其产⽓量出现波动，且带⽔速度出现波动，产⽔量也不稳定。

2.2?井⼝压⼒下降快，油套压差增⼤随着积液⾯的上升，液体对⽓流上升造成的回压也将进⼀步增⼤，⽓井井⼝压⼒的下降趋势会加快，且由于油套管坏空内的积液⾯低于油管内的积液⾯，这时就会呈现油套压差增⼤。

如油套压差若为4MPa，根据P=ρgh 则可以计算出油管积液⾯与环空积液⾯⾼度差将达到408m。

2.3?⽓井⽔淹，提前停喷积液若不及时处理，情况会越来越严重。

当积液到⼀定程度时会造成⽓井⽔淹，⽓流⽆法到达地⾯，会提前停喷。

3?⽓井积液的判断?以延1-2井区试01井为例：（1）通过⽣产数据判断图１为试01井１个⽉内井⼝油套压变化。

由图１可知：试01井⾃９⽉１⽇后，油压逐步下降，套压基本保持稳定，油套压差呈现上升的趋势，由1.0MPa上升⾄3.0MPa。

图1?试01井井⼝压⼒变化试01井开井后，瞬时流量不稳定，波动⼤，12⼩时内瞬时流量从300m 3/h⾄600m 3/h之间来回波动。

试01井开井后的前三个⼩时内产⽔速度⼤，达0.25m 3/h以上。

塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月断块油气田FAUIJT—BL0CKOIL&GASFIELD第16卷第3期文章编号:1005—8907(2009)03—068—02塔河凝析气井井筒积液判断标准刘志森(长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室,湖北荆州434023)摘要由于凝析气藏流体性质的特殊性,反凝析和气液分离常常造成井筒积液,严重影响气井产能.利用塔河凝析气井井筒积液前后的生产动态变化,求出了判断气井是否积液的临界动能因子,由此进一步计算出了各区块井的临界流量,并与李闽公式计算的结果和现场实际进行了对比,在此基础上结合实测流压梯度曲线,提出了塔河凝析气井井筒积液的判断标准.关键词动能因子:临界流量:井筒积液中图分类号:TE372文献标识码:A DiagnosingcriteriaofwellboreliquidloadingincondensategaswellofTaheOilfieldLiuZhisenfI(eyLaboratoryofOilandGasDrillingandProductionEngineeringofHubeiProvince,Y angtzeUniver sity,Jingzhou434023,China)Owingtothespecialfluidprope~y,theretrogradecondensationandgas-liquidseparationofcondensate gasreservoiroftencausethewellboreliquidloading,whichseriouslyaffectstheproductioncapacityofgaswel1.Thispaper worksoutthecritical kineticenergyfactortojudgetheliquidloadingofcondensategaswellbyusingtheproductionperforman cechangeincondensategaswellofTaheOilfield,findingoutthecriticalflowineachblockcomparedwiththeresultsofLiminfor mulacalculationandfieldmeasurement.Basedonthis,thediagnosingcriterionisproposedcombinedwiththeflowingpressuregra dientcurve.Keywords:kineticenergyfactor,criticalflow,wellboreliquidloading.气井在多相流动条件下生产时,存在一个最低携液流速(临界流速),从而可获得井内液体的最低携液产气量(临界流量),若实际产气量低于临界流量,则井筒内液体不能有效排出,造成液体在井底聚积,增大井底回压,降低气井产量.因此,判断井筒是否积液的关键就是临界流速或临界流量.目前常用的临界流量的计算方法主要有[.]:基于液滴模型的Turner公式,GUO公式,Nosseir公式,李闽公式;反映气水两相在油管内流动特征的动能因子等计算方法.李闽公式是对Turner模型_3的一种修正.文中利用实际生产动态数据结合动能因子判断井筒积液状态.并对比了用动能因子计算的临界流量与用李闽公式计算的临界流量.1生产动态资料利用生产动态资料.通过携液能力的变化来评价是否积液.如果产液量维持不变,说明液体基本被携带出来;如果产液量明显下降.说明携液能力下降,井筒出现积液.1.1动能因子动能因子反映气水两相在油管内的流动特征.根据GUOt等的研究结果.积液的主要控制因素是井底条件.因此,用油管鞋处的动能因子作为评价油井携液能力的依据.计算公式如下:F=v:9.3×10-7~,/遐(1)UVps式中:为气体在油管鞋处的流速,m?s～;P为气体折算到油管鞋处的密度,kg?m;Q为产气量,m?d一;y为气体相对密度;T为井下温度,K;p为油管鞋处的流动压力,MPa;D为油管直径,m;为气体在油管鞋处压力,温度条件下的压缩因子.当气井油管内径确定时,地层温度,地层压力在短期变化较小,产水气井自身携液能力主要与产气量和天然气相对密度有关,动能因子主要与产气量,天然气相对密度,流压等参数有关.通过井筒积液前后动能因子的变化可以确定气井携液的临界动能因子,利用I临界动能因子判断气井井筒的积液状态.计算临界流量.1.2生产动态分析中原油田赵先进等把F=8作为是否积液的判断收稿Et期:2008—05—07;改回日期:2009—03—05.作者简介:刘志森,男,1965年生,硕士,副教授,1986年毕业于西南石油学院开发系,现主要从事教学和科研工作.E—mail:****************.第l6卷第3期刘志森:塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月标准,但该标准是否适用于塔河油田,还需利用实测的数据进行检验.因此,对塔河油田F8的井进行实际生产动态分析,再确定塔河油田的积液判断标准.F8的部分气井数据见表1.表1F一8的气井数据1.2.1DLK2井该井在2007年5月2日前产气量基本不变.产液量也基本不变(见图1),说明5月2日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=10.92,生产特征为不积液.血I{.cL日期图1DLK2井2007年生产曲线g邑螂{L1.2.2DLK5井该井在2007年5月1日前和5月8日后的产气量和产液量都较大,测试时间5月5日的产气量和产液量都较小,产液量随产气量变化明显,说明5月5日的产气量不能把液体全部携带出地面,计算得到7.66,生产特征为积液.1.2.3THN8H井该井在2007年5月10日前后的产气量和产液量变化不明显.说明5月10日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=8.87,生产特征为不积液.通过对比分析3口井的动能因子和生产特征,可取F--8作为塔河凝析气藏井筒积液的判断标准.1.3临界流量根据式(1),可以推导出气井生产携液气量Q为Q,o=1.O75xlO6x器(2)将I临界动能因子F=8代人式(2),得到气井稳定生产临界流量Q为Qmin=8.6×(3)李闽计算临界流量的公式为,,0.25_6.25×104×务[J(4)式中:or为气水(凝析油)界面张力,N?in～;p.为液体密度,g?em;Pg为气体密度,g?cm;为油管截面积,m.分别利用式(3)和式(4)对大涝坝凝析气藏气井稳定生产临界流量进行了计算(见图2).用式(3)得到的临界流量比用李闽公式得到的大10%～20%,与现场用李闽公式计算的结果乘以1.1～1.2的修正系数来确定临界流量方法的结果基本一致.010********OU压力/MPa图2大涝坝气藏1临界流量对比临界流量是气井稳定生产所需要的最小携液气量.因此,可以利用式(3)所计算的I临界流量来判断气井的积液状态,当气井的产气量小于最小携液气量时, 气井处于积液状态.2流压梯度井筒积液后流动压力梯度会明显升高,因此可以通过实测的井筒流动压力梯度来判断是否积液,把流压梯度为0.45MPa?hm作为井筒是否积液的判断标准.如果流压梯度大于该值,则井筒积液.例如,YK13井2007年5月18日测得的井筒最大流压梯度为0.57 MPa?hm～,说明井筒积液.需要说明的是,由于流压梯度只测到油管人口,油管鞋下面还有几百米流体是在套管中流动,流速较低, 是最容易积液的地方.所以,油管中压力梯度小于0.45 MPa?hm～,也不表示井筒中不积液.(下转第92页)5432l一?cⅢ_【),删堰昧磐2009年5月断块油气田第16卷第3期成本定额根据该油藏经营管理单元实际生产经营情况.结合近3a的成本数据确定.税金及附加按现行经济政策和财务制度计提.原油增值税率为17%,城建税为7%,教育费附加为3%;原油资源税为24元?t～,天然气为9元?dam;特别收益金为1073元?t～.折现率按中国石油化工股份有限公司经济可采储量计算细则的规定,取12%.3.3储量价值计算及储量经营水平评价通过编制现金流量表,计算出各年现金流量,在储量经济寿命期内的各年现值之和即为储量的价值.经计算该单元2007年底剩余可采储量价值为5500万元,2008年底为6400万元.2008年与2007年相比,储量增值率为17%,按储量经营水平评价标准,该单元则属较高储量经营管理水平.4应用效果2008年油藏经营管理储量经营水平评价过程中,应用该方法对中原油田54个油(气)藏经营管理单元储量价值进行了评估,并通过储量保值增值率对各单元储量经营水平进行了评价.48个油藏经营管理单元整体价值2008年比2007年增值13.53亿元,增幅为8.8%,考核得分为100分,为较高管理水平.6个气藏经营管理单元整体价值2008年比2007年减值0.08亿元,减幅为2.6%,考核得分是97分,为较高管理水平.油气储量经营整体实现了保值增值.(上接第69页)3结论1)选择井筒积液判断模型和确定积液判断标准都必须与油气田实际生产动态资料相结合.2)通过气井携液能力的变化得到临界动能因子,并进一步求得携液临界流量,与现场生产实践对比,证明求得的携液临界流量是正确的.3)实际确定井筒积液状态时可结合动能因子,携液临界流量和流压梯度来进行判断.塔河凝析气藏的积液判断标准为:F≤8;Q≤Q;流压梯度/>0.45MPa?hm～5结束语通过研究国内外石油储量评估途径及方法.筛选出适合现行管理体制下的石油储量价值评估方法,形成了一套油藏经营管理储量经营水平评价技术.根据现行石油经济政策和财务制度.研制了评估模型.按照中原油田油藏经营管理单元的经营实际,在分析调研的基础上,确定合理的评价参数.对中原油田54个油(气)藏经营管理单元2007年和2008年的储量价值进行评估.对比分析了储量保值增值原因,为评价考核储量经营管理水平提供了量化的依据.有力支持了油藏经营管理水平评价工作的开展.参考文献杨景民,李波.我国油气储量资产化及市场战略研究[R].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组,1999.国家国有资产管理局资产评估中心.资产评估概论[M].2版■京: 经济科学出版社,1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化和勘探项目经济评价方法研究fR].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组.1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化[M].北京:石油工业出版社.1995.李志学.油气储量资产化管理[M].西安:西安地图出版社,2000.谈玉明.中原油田储量资产化研究报告[R].濮阳:中原油田勘探开发科学研究院.2000.贾承造.美国SEC油气储量评估方法[M].北京:石油工业出版社, 20o4.(编辑滕春呜)参考文献[1]靳冰冰,檀朝东,周建华.天然气井积液预测方法的比较分析[J]. 中国石油和化工,2008(22):55—58.[2]李闽,潭光天,郭平.气井携液新观点[J].石油勘探与开发,2001,28 (5):105—106.[3]TurnerRG,HubbardMG,DuklerAE.Analysisandprediction ofminimumflowrateforthecontinuousremovalofliquidsfromgaswells[J].JPr,1969,21(9):1475-1481.[4]GuoB,GhalamborA,XuC.Asystematicapproachtopredict liquidloadingingaswells[A].SPE94081,2005:17—19.[5]赵先进,姜青梅.用动能因子确定产水气井合理工作制度[J].断块油气田,1996,3(4):64—67.(编辑孙薇)…川。

涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气田是中国西南地区最大的页岩气田之一，位于重庆市涪陵区境内，是中国首个大型商业化开发的页岩气田。

随着页岩气开发的深入，井下井筒积液问题日益引起人们的关注。

井筒积液是指在油气井中由于地层水、泥浆及其他液体不断进入井筒而引起的井筒内液位的上升现象。

积液不仅影响了油气井的正常生产，还会带来一系列的安全隐患。

对涪陵页岩气井井筒积液进行判别，对于提升生产效率和保障安全具有重要意义。

一、涪陵页岩气井井筒积液问题的特点1. 地质构造复杂：涪陵页岩气田地处长江神农坡地区，地质构造复杂，气藏性质多样，因此导致不同井的井筒积液情况也存在较大差异。

2. 水文地质条件复杂：该地区水文地质条件多变，地下水来源众多，水化学性质复杂，地下水对井筒积液的影响较大。

3. 页岩气井井筒渗流性强：涪陵页岩气井多为水平井，井壁有较强的渗流性，地层压力差异较大，导致井筒容易受到地层水的侵入。

二、涪陵页岩气井井筒积液的判别标准1. 根据涪陵页岩气井的地质情况，通过对井筒积液的观察和分析，制定了以下判别标准：（1）根据井下液面的高度：一般来说，如果井下液面高度超过规定的井筒积液标准高度，即可判定井筒积液情况。

（2）根据井下液体的性质：通过取井下液体样品进行化验和分析，判断液体的主要成分和含量，从而判断井下液体的来源和性质。

2. 根据井下液体的特征：（1）地层水：地层水是涪陵页岩气井井筒积液的主要来源之一，地层水的特征主要表现为含水量高、氯离子含量高。

（2）泥浆液：在施工或作业过程中，泥浆液也是导致井筒积液的重要原因之一。

泥浆液主要表现为悬浮固体较多、液体温度较低以及PH值偏酸等特征。

（3）天然气液：由于页岩气的特殊性，井下液体中可能含有天然气，这在判断井筒积液时需要特别注意。

三、针对涪陵页岩气井井筒积液的处理1. 通过调整生产参数，尽可能减少地层水的进入，如调整注水量和生产方式。

2. 对于泥浆液或其他外来液体的处理，可采取设立分离装置、注入分离剂等方式加以处理和清除。

涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气是一种新兴的天然气资源，其含气层位具有复杂的岩石学和地质构造特征。

在涪陵页岩气勘探开发中，井筒积液是一个重要的问题，其对于评价页岩气储层的有效性和评估井的产能具有重要的意义。

因此，关于井筒积液判别标准的研究具有非常重要的意义。

本文将从涪陵页岩气井筒积液特征、井筒积液的判别方法以及井筒积液判别标准三个方面进行介绍。

涪陵页岩气具有井筒积液的多种特征，包括：（1）生产钻进液残留钻进液残留可以在钻井过程中污染井筒，导致井筒积液。

钻进液残留主要表现为一定量的泥浆或清水在井筒内残留。

（2）岩屑涪陵页岩气地层中存在粘土矿物，因此在钻井过程中会形成颗粒大的岩屑，产生在井底或井筒底部，容易形成堵塞。

（3）页岩微裂缝和天然裂缝由于页岩储层主要由片状的粘土矿物和细粒的石英和长石组成，因此在钻井过程中可能会遇到页岩微裂缝和天然裂缝，这些裂缝容易导致井筒积液。

（4）自然压力涪陵页岩气地层深埋，靠近地心，因此会形成较高的自然压力。

在钻井过程中，井筒周围的岩层受到井筒的影响，容易形成压力异常，进而形成井筒积液。

二、井筒积液的判别方法在涪陵页岩气勘探开发中，判别井筒积液可以采用以下方法：（1）观测井筒变化观察井筒内液位是否存在变化，如果变化较大且较快，则可能是因为井筒积液造成的。

此外，在连续钻井时，发现重钻速度增大、钻头回头等现象，也提示可能存在积液。

（2）分析钻废液分析钻废液的情况，如果发现井底的废钻液中含有较多的砾石和岩粉，则可能是因为储层破裂或井壁塌陷导致的井筒积液。

（3）测量钻柱重量测量钻柱重量，如果发现钻柱的重量突然增大，说明存在井筒积液，这种情况也需要及时处理。

（1）井筒液位超过井口以上当井筒中的液位超过井口以上，则说明存在积液。

（2）井筒重量增加井筒重量增加超过5%时，可以认为存在积液。

（3）钻柱下降速度减慢当钻柱下降速度减慢300m/h以上时，说明存在积液。

总之，合理判别涪陵页岩气井筒积液可以更好地指导页岩气井的开发和调整，为涪陵页岩气的勘探开发提供更加有效的技术支持。

涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气是一种非常重要的天然气资源，其开发利用对能源领域的发展具有非常重要的意义。

然而，涪陵页岩气的开发也面临着一些难题，其中之一就是井井筒积液的问题。

本文旨在介绍涪陵页岩气井井筒积液的判别标准。

井井筒积液是指在天然气开采过程中，井下井筒内聚集的一种液体，通常包括产水和凝析水。

对井井筒积液的准确判别非常重要，因为它可能影响天然气的生产和储存。

涪陵页岩气井的井井筒积液判别标准主要包括两个方面：液体类型的判别和井井筒液位的判别。

一、液体类型的判别在涪陵页岩气开采过程中，井井筒积液可能包括产水和凝析水。

产水是指由含水层中的水与页岩气混合而成的液体，主要成分为水和少量的碳酸氢盐和钙镁离子等。

凝析水则是指天然气在孔隙中冷凝形成的液体，主要成分为轻质烃和少量的甲烷、乙烷等。

在判别井井筒积液类型时，需要根据液体的化学成分和物理性质进行综合分析。

通常，产水和凝析水的密度和黏度具有较大差异，因此测量井井筒积液的密度和黏度可以初步判别液体的类型。

一般来说，产水的密度较大，通常为1.01-1.03g/cm³，黏度较高，大约为20-50mPa·s；而凝析水的密度较小，通常为0.7-0.9g/cm³，黏度相对较低，仅为1-10mPa·s。

二、井井筒液位的判别在涪陵页岩气的开采过程中，井井筒积液形成后会形成一定的液位。

液位高低不仅影响天然气的生产和储存，还可能影响钻井和作业。

因此，准确判别井井筒液位也是非常重要的。

通常，液位可以通过测量井井筒内的压力或利用声波测试仪来判别。

利用压力计进行液位测量时，需要根据液体密度和重力加速度计算出液位高度。

利用声波测试仪测量液位时，可将声波传输到井井筒中，根据声波反射时间计算液位高度。

无论是哪种方法，都需要进行校准并且具有一定的误差。

除了这两种方法，还有一些其他的方法可以用于液位的判别，例如利用液面探测器等。

总之，液位的准确测量将有助于我们更好地控制涪陵页岩气开采的过程，减少井井筒积液对天然气开采的影响。