下载文档原格式
选择题1.孔隙空间与岩石总体积之比称为（B）。
A孔隙度B总孔隙度C有效孔隙度D平均孔隙度2.依靠自然消耗开采的储层的压力下降取决于（C）。
①总的产气量②水层的水侵量③储层压实性④水力扩散系数A②③④ B①②④ C①②③ D①③④3.存在于地下岩层中的天然气，有的和原油伴生（伴生气），有的单独存在（非伴生气）。
其中非伴生的天然气藏大约占（C）。
A 40%B 50%C 60%D 70%4.相国寺石炭系气藏属于（A）。
A视均质气藏B非均质含硫气藏C裂缝D多裂缝系统5.根据断层走向和构造关系将断层分为（A）。
⑴走向断层⑵横向断层⑶斜向断层⑷平移断层A（1）（2）（3）B（1）（2）（4）C （1）（3）（4）D（2）（3）（4）6.地温梯度（G T）指恒温带以下每加深一定深度，温度随之增加的度数。
其中，常温气藏（B）。
A G T <2.7B 2.7W G T <3.3C G T N3.3D G T=3.07.气藏驱动一般分为（C）。
①气驱②弹性气驱③弹性水驱④水驱A①②③B①②④C①③④D②③④8.气藏从发现起，经过勘探到投入开发的整个过程，大体可分为除下列（C）外三阶段。
A预测B评价钻探C探明储量D开发9.下列哪项不是计算气藏储量的方法（D）。
A容积法B物质平衡法C气藏探边测试法D升压法10.气藏层系可划分为：（ACD）A纯气层B纯水层C气水层D凝析油气层11.影响气井举升能力的因素不包括（）（A ）油管尺寸（B）井底压力（C ）临界流速（D）产量答案：D12.按烃类气的湿度系数，将烃类气分为干气和湿气。
一般以甲烷含量小于() 的天然气称为湿气()(A) 80% (B) 85% (C) 90% (D)95%答案：D13.以下哪个国家煤层气资源量最大()(A)俄罗斯(B)中国(C)美国(D)加拿大答案：A14.美国完钻世界上第一口页岩气井是在()年。
(A) 1831 (B) 1921 (C) 1931 (D) 1821答案：D15.泡沫排水采气中，气体流速对排水量有影响。
(完整word版)关井立压与套压编辑整理：尊敬的读者朋友们：这里是精品文档编辑中心，本文档内容是由我和我的同事精心编辑整理后发布的，发布之前我们对文中内容进行仔细校对，但是难免会有疏漏的地方，但是任然希望（(完整word版)关井立压与套压）的内容能够给您的工作和学习带来便利。
同时也真诚的希望收到您的建议和反馈，这将是我们进步的源泉，前进的动力。
本文可编辑可修改，如果觉得对您有帮助请收藏以便随时查阅，最后祝您生活愉快业绩进步，以下为(完整word版)关井立压与套压的全部内容。
关井立压与套压对于储层较好的油气藏采用正确的关井取压的方法即先作立压、套压与时间的关系曲线，在曲线较为平缓的拐点取关井套压.对于低渗透油藏或井眼不稳定的情况，关井后立压与套压较长时间不出现平稳段和拐点，对于这种情况,根据早期压力恢复曲线趋势读取最高立压值并适当考虑压力附加值为下部决策提供依据。
1、曲线斜率反映了储层渗透性特征。
2、曲线幅值的高低反映了原始钻井液与地层压力的失衡特性。
3、斜率（K值）反映了地层流体进入井筒的难易程度。
井控难易程度的确定井控难易程度取决于下列要素：1、关井后立压的高低.2、进入井筒的流体的种类。
（天然气、油、水等）。
3、进入井筒的流体数量。
4、有毒气体，如H2S、CO2等.上述三种要素是可以从关井压力恢复曲线上求得并加以判断。
采用油气藏工程分析方法，根据井控原理,可以粗略判断井控难易程度，如斜率高、幅值高、溢流量大的情况下，井控难度就大，不可轻视。
根据难易程度以及溢流流体性质、井况选择不同压井方法。
备：储层渗透特征拟：稳定状态流动气井产能公式其中：p r :地层压力，MPaP wf :井底流压，MPaD ：紊流系数q sc :标准状态下的产气量,m 3/dT ：地层温度 ：平均气体偏差系数：平均气体粘度,MPa ﹒sk:渗透率， 10-3μm 2h ：气层有效厚度，mr e ：气藏供给半径，mr w ：井底半径，ms ：表皮系数 ()⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛++-=sc we wf r sc Dq s r r z T p p kh q 472.0ln 6.77422μz μ。
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：()21D D D q q P αα-+= (1)也可变形为：D D D q q P )1(/αα-+= (2)式中： ()222/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： ()αααα-⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+=1211412D D p q (6)将（4）式代入（6）式得：()⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-⎪⎭⎫⎝⎛-+-=1141122D gAOF 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。
基金项目:国家自然科学基金项目(No.50076029)资助。
作者简介:李相方,男,1955年7月生,1981年毕业于石油大学,1992年获博士学位,现为石油大学(北京)教授、博士生导师,主要从事欠平衡钻井与油气井测试、天然气工程研究。
文章编号:0253Ο2697(2002)05Ο0110Ο03关井压力恢复和读取时机分析李相方 庄湘琦(石油大学石油天然气工程学院 北京昌平 102200)摘要:论述了关井后井底压力恢复原理;分析并描述了气体在环空滑脱上升与立压、套压变化的关系。
基于天然气藏渗流力学及达西定律,揭示了气侵溢流关井后立压和套压的恢复特征,给出了不同渗透率的油气藏关井压力读取时机及读取方法,为快速与准确获取地层压力提供了一条有效的途径。
关键词:关井;压力恢复;关井井底压力;关井地层压力;读取方法中图分类号:TE21 文献标识码:A随着我国海洋与西部等油田深层油气藏勘探与开发,近几年井控问题显得比较突出。
众所周知,溢流发生后,准确求取地层压力是安全井控的必要条件,而准确读取关井压力又是准确获取地层压力的必要条件。
几十年来,关于何时读取关井压力一直存在着误区。
从原理上讲,大家承认关井稳定所需时间与溢流种类、储量、地层渗透性及地层欠平衡压差等有关[1～6],但苦于给不出可操作的推荐时机,于是,有一些专家推荐关井10～15min 后读取立压与套压[1～3],另有一些专家推荐关井5～20min 后读取立压与套压[4～6]。
也有一些专家[7～8]提出了在压力恢复至稳定后再读取压力的观点,但这对于低渗透油气藏是难以做到的,同时识别圈闭压力也较困难。
研究表明[9～11],对于不同油气藏,溢流关井稳定所需时间的差别很大。
鉴于目前钻井现场普遍采取关井取压方式,准确读取关井压力对安全井控,尤其是对付高温高压油气藏井控与复杂地质条件下的井控有重要作用。
图1 关井期间流体“U ”型管原理图 Fig 11 U-shape tube theory of shut-in 1 关井后压力恢复原理因气侵是井控的难点,故笔者假设侵入流体为天然气,并且假设钻柱中未装钻具回压凡尔。
低渗火山岩气藏全周期产能评价方法陈超;王彬;李道清;苏航;鲍颖俊【摘要】受火山喷发多期性影响,火山岩气藏岩性变化较快,渗透率低,且平面非均质性强,造成气井产能差异较大.为延长气井稳产周期、降低水侵风险以及提高气藏最终采出程度,提出一种火山岩气藏全周期产能评价方法.该方法贯穿气井试气、试采、稳产降压、稳压降产4个阶段,通过优选试气评价和井底压力折算方法,以气井动态储量为基础,建立一套低渗火山岩气藏全周期动态理论模型,将气井实际生产分为降压稳产型、降压降产型、持续间开型以及水淹补层型4种类型,并依据政策界限进行生产预测.实践表明,该方法突破了采用无阻流量对火山岩气藏单一配产的局限性,不仅实现了对低渗火山岩气藏合理产能的定量评价,而且能够实现对压力的准确预测,为指导火山岩气藏稳产、配产提供了理论基础与技术方法.%Volcanic gas reservoir is featured by great lithology variation,low-permeability and strong areal hetero-geneity,which results in large differences in gas well productivity. A full-cycle productivity evaluation method is proposed to prolong the stable production of gas well,reduce water invasion risk and enhance the ultimate recovery factor. This productivity evaluation involves in 4 stages,including well gas test,production test,production mainte-nance by pressure release and pressure maintenance by rate release. Based on the optimization of gas test evaluation and bottom-hole pressure calculation methods,a full-cycle dynamic model for low-permeability volcanic gas reser-voir is established according to the gas well dynamic reserve. Field gas wells are classified as production mainte-nance by pressure release,production-pressure decline,continuous intermittentproduction and flooding well with extra perforation,and production forecast is performed based on policy boundaries. Practice shows that this method improves the limitation of production allocation only by absolute open flow for volcanic gas reservoir. It can not only obtain the quantitative evaluation of low-permeability volcanic gas reservoir productivity,but also accurately predict reservoir pressure,which could provide certain theoretical basis and technical method for the production mainte-nance and allocation in volcanic gas reservoir.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2018(025)002【总页数】5页(P90-94)【关键词】低渗火山岩;产能评价;全周期;动态储量;稳产期限【作者】陈超;王彬;李道清;苏航;鲍颖俊【作者单位】中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000【正文语种】中文【中图分类】TE320 引言火山岩气藏产能评价通常采用无阻流量法进行配产，但不同岩性单井绝对无阻流量变化范围大，一般为10×104～150×104m3/d，而同一岩性储层由于物性差异，单井绝对无阻流量为20×104～60×104m3/d。
一种确定深水气田无测试气井无阻流量的新方法深水气田开发是一项复杂的工程，其中一个关键问题是确定无测试气井无阻流量。
传统的方法通常依赖于采集测试数据，包括通过测试井测量的产量和压力数据。
然而，在深水环境下，测试井的采集成本高，施工难度大，有时无法获取足够的数据来确定无测试井无阻流量。
因此，寻找一种新的方法来确定深水气田无测试气井无阻流量至关重要。
一种新的方法是利用数值模拟技术来确定深水气田无测试气井无阻流量。
数值模拟是利用计算机模拟实际物理问题的数学模型来解决问题的方法。
在深水气田开发中，可以利用数值模拟来模拟地下气体的流动和压力分布，从而确定无测试气井无阻流量。
具体步骤如下：1.收集地质、地震和气体储量等资料，建立地下气田的地质模型。
地下气体储层的地质特征对气体的流动具有重要影响，因此建立准确的地质模型是进行数值模拟的第一步。
2.建立数值模拟模型。
利用地质模型，建立数值模拟模型，包括研究区域的网格划分、边界条件的设定等。
数值模拟模型要考虑地下气体的物理特性、岩石渗透率、孔隙度等因素。
3.进行数值模拟。
利用数值模拟软件，进行地下气体的流动和压力分布模拟。
可以模拟地下气体在不同的开发情景下的流动情况，如无测试井无阻流量情况、加裂井增产情况等。
4.分析结果。
根据数值模拟的结果，分析地下气体的流动和压力分布，确定无测试气井无阻流量。
通过数值模拟可以精确地模拟地下气体的行为，提供准确的流量和压力数据。
通过以上步骤，利用数值模拟技术可以确定深水气田无测试气井无阻流量，为深水气田的开发提供重要参考。
与传统的测试方法相比，数值模拟技术可以节省测试成本，加快工程进度，提高开发效率。
同时，数值模拟方法还可以模拟不同开发情景下的地下气体行为，为优化生产方案提供参考。
因此，数值模拟技术在深水气田开发中具有广阔的应用前景。
压力恢复及压力降落试井在生产井压力监测中的应用引言石油是世界上最重要的能源资源之一，而石油的采集需要经过繁杂的过程。
生产井的压力监测对于保障采油作业的正常运行至关重要。
压力恢复及压力降落试井是一种用于生产井压力监测的关键技术，本文将对其在生产井压力监测中的应用进行探讨。
一、压力恢复及压力降落试井的原理及方法1. 压力恢复试井压力恢复试井是通过封闭生产井一段时间后，打开阀门排除油气，使井底压力逐渐恢复到初始状态，从而推断井底情况及产能的试井方法。
通过测定试井期间井底压力的恢复速度及恢复程度，可以推断出油层渗流性能及油气藏产能。
二、压力恢复及压力降落试井在生产井压力监测中的应用1. 对生产井产能的评价通过压力恢复及压力降落试井，可以了解生产井的产能和渗透性能，从而评估油田的产能情况。
通过对试井数据的分析，可以预测出生产井的产能，为油田的生产管理提供重要依据。
2. 对井底储层的特性分析通过分析压力恢复及压力降落试井的数据，可以对井底储层的特性进行深入分析，如渗透性、孔隙度、产能等。
这些数据对于油田的开发和管理都具有指导意义，有助于对油层进行合理开采。
3. 对井底动态压力的监测生产井在生产过程中，井底压力会随着工况的变化而变化。
通过压力恢复及压力降落试井，可以对井底动态压力进行监测，及时了解井底情况，为生产调控提供数据支持。
4. 对油层的注采效果评价通过对生产井进行压力恢复及压力降落试井，可以评估注采系统对油层压力的影响程度。
通过分析试井数据，可以了解注采效果，并根据情况调整注采工艺，提高油田的开采效率。
三、压力恢复及压力降落试井的技术难点及发展方向1. 技术难点压力恢复及压力降落试井是一项复杂的试井技术，其数据的分析和解读需要一定的技术水平。
在实际操作中，试井过程中需要考虑地层压力的变化、油气产量的影响等因素，因此需要具备丰富的实践经验。
2. 发展方向随着油气田开发技术的不断进步，压力恢复及压力降落试井技术也在不断发展。
单位内部认证采气专业考试(试卷编号1191)1.[单选题]碳酸盐岩储集层的储集空间主要有（ ）。
A)孔隙B)孔洞C)裂缝D)上述答案都正确答案:D解析:2.[单选题]在Powerpoint中，可以通过（ ）菜单中的命令调出“绘图”工具栏。
A)窗口B)视图C)格式D)插入答案:B解析:3.[单选题]139.油田建设过程中物质资料消耗和劳动力消耗总和的价值表现，是油田建设（ ），它是油田开发过程中最基本的经济指标之一。
A)消耗费B)成本费C)生产费D)总投资答案:D解析:4.[单选题]异步电动机按绝缘等级分为（ ）种。
A)2B)3C)4D)5答案:D解析:5.[单选题]Excel应用程序窗口中，标题栏的内容有( )。
A)应用程序名、工作表名、控制菜单、最小化按钮、最大化按钮、关闭按钮B)应用程序名、工作表名、最小化按钮、最大化按钮、关闭按钮C)控制菜单、工作簿名、应用程序名、最小化按钮、还原按钮、关闭按钮6.[单选题]注水井管理中的“三个及时”是指在注水井管理上，要做到及时取全取准资料、及时( )、及时调整。
A)分析B)汇报C)检查D)控制答案:A解析:7.[单选题]套管柱从下到上通常包括（ ）、套管、扶正器、套管挂、联顶节等。
A)套管鞋B)筛管C)封隔器D)节流器答案:A解析:8.[单选题]由于抽油机井长期运转，( )，会导致泵效变差。
A)油管老化B)凡尔球和座磨损C)冲程损失D)防冲距变化答案:B解析:9.[单选题](1690544)改变角位移传感器的（）角度，观察传感器输出是否相应发生变化。
A)垂直B)移动C)水平D)随机答案:C解析:10.[单选题]依据中国石化企业安全绩效评价工作指南，对企业基层单位至少每（ ）组织一次绩效评定并进行公示。
A)年B)半年C)季度11.[单选题]在检泵、换泵施工过程中，采油队应监督在下井前是否认真检查每根( )螺纹是否完好。
A)油管B)套管C)泵挂D)封隔器答案:A解析:12.[单选题]由于基墩与底座的连接部位不牢而造成抽油机整机振动，可重新( )，找水平后，紧固各螺栓。
基于常规动态监测的低渗气藏气井积液判识方法刘芯羽１，王永林２，张彦斌２，张 瑞２，王 河２，潘晓丽２（１．西北大学，陕西西安 ７１００６９；２．中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西榆林 ７１８５００） 摘 要：井筒积液判识对低渗气藏提高气井生产能力和气藏采收率有着十分重要的意义。
提出多种基于常规动态监测资料的气井井筒积判识方法，并明确界定了各种方法在低渗气藏现场适应性。
首先，根据压恢试井资料建立压力、压力导数与拟时间双对数曲线，利用井筒储集段后期压力导数曲线的“驼峰效应”判识井筒积液；该方法适合具有压恢试井资料且生产能力相对较好气井。
其次，根据压力梯度测试资料绘制静压梯度曲线，利用曲线偏转特征判识井筒积液；该方法准确性高，但要求气井具有压力梯度测试资料，应用范围相对较小。
再次，根据油压、套压、产量测试资料绘制生产曲线，利用油、套压“剪刀腿”形态及产量锯齿形特征判识井筒积液；该方法现场应用广泛，但对积液判识相对滞后。
最后，根据气井井口压力、产量等常规生产数据，建立单井渗流模型，通过对比理论计算井底流压及井口压力折算井底流压判识井筒积液；该方法要求对气井动储量及储层特征有较准确认识。
研究成果为气井临界携液流量评价及排水采气措施制定提供了依据。
关键词：低渗气藏；动态监测；积液判识；压力梯度；压恢试井 中图分类号：ＴＥ３５５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１９）０９—０１１６—０３ 井筒积液是是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象。
对于低渗气藏，由于气井生产能力低，携液能力不足，极易产生井筒积液，致使气井降产或停产［１，２］。
因此，及时、准确判识井筒积液是低渗气藏气井管理的重要工作之一。
目前井筒积液判识方法主要有测试法［３－４］、携液模型预测法［５－１０］及生产特征分析法［１１］三类。
本文在对各种井筒判识方法原理及适应性分析基础上，基于低渗气藏动态监测资料情况，综合应用压力恢复双对数曲线判识法、静压梯度判识法、生产曲线判识法及产量不稳定分析模型判识法等对低渗气藏井筒积液情况进行了分析，有效指导了气井排水采气措施优化。
苏里格气田气井产能评价新方法同昕鑫【摘要】修正等时试井以其测试时间短等优点适用于低渗透气藏气井的产能试井,在国内外的气田中得到了广泛应用.针对长庆苏里格气田修正等时试井分析解释时,无法获得产能方程的现象以及出现的不合理结果,分析了可能导致问题发生的原因,参考前人的研究成果,从低渗透气井的渗流理论出发,推导并建立了低渗透气井的稳定点产能方程,可以代替修正等时试井进行产能评价.建立稳定点产能方程依据动态测试分析结果,不依赖严格的产能测试,提高了产能方程的应用范围,稳定点产能方程不仅可以计算气井的初始无阻流量,而且可以预测气井的动态产能,对于气井产能时效性强的苏里格气田更具有现实指导意义.对苏里格气田多口气井应用稳定点产能方程进行产能评价,并与产能试井结果进行对比,计算结果相近,证明新方法实用有效,具有应用价值.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2019(038)004【总页数】6页(P82-87)【关键词】苏里格气田;修正等时试井;产能评价;稳定点产能方程【作者】同昕鑫【作者单位】西安石油大学,陕西西安 710065;中国石油长庆油田苏里格南作业分公司,陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE319经典的产能试井方法在现场已经得到了广泛应用，目前仍然是现场确定气井产能的主要方法。
但是对于一些复杂条件下的气藏，经典产能试井方法遇到了很多问题，比如地层中气、水层交互存在，井筒积液使得产能测试时压力计不能下到积液液面以下，导致很多气井的产能测试资料建立不起正常的产能方程。
还有一些气田，利用气井的产能测试资料在形式上可以建立产能方程，但对比气井投产后的实际情况，推算的无阻流量与正常值偏差太大，可信度低。
苏里格气田属于河流相沉积的岩性致密气田，也是典型的三低（低渗透、低压力、低丰度）气田，不仅单井产量低，产量递减快，压力下降快，而且单井控制的区块面积小，控制可采储量低。
对于这种特殊的岩性气田，经典的产能试井方法在应用上也遇到了很多问题。
致密气井修正等时试井分析新方法王博;杨恒远;王昊;钟新宇【摘要】修正等时试井是评价气井产能的重要方法，对低渗透致密气藏来说，传统修正等时试井分析方法存在不足，计算出的二项式系数经常为负值，无法建立气井的产能方程。
基于渗流力学理论，应用压力叠加原理推导出了修正等时试井各测试制度下流动拟压力的表达式，建立了修正等时试井资料分析的新方法。
应用新方法分析了苏里格气田气井实际资料，对于传统方法不能处理的资料，新方法可以较好地分析处理，并且计算结果可靠、精度高，满足了低渗透致密气井产能分析的需要。
【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2016(013)011【总页数】6页(P54-59)【关键词】致密气井;气井产能;修正等时试井;苏里格气田【作者】王博;杨恒远;王昊;钟新宇【作者单位】中石油长庆油田苏里格南作业分公司，陕西西安 710000;中石油长庆油田苏里格南作业分公司，陕西西安710000;中石油长庆油田分公司采气三厂，内蒙古乌审旗 017300;西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065【正文语种】中文【中图分类】TE373苏里格气田是典型的低渗透致密气藏，气井生产很难达到稳定流动状态，并且关井压力恢复时间长，对气井产能测试造成了很大困难。
修正等时试井因为测试时间短，天然气消耗量少，成为目前低渗透致密气藏最常用的产能试井方法。
但是该方法在实际应用中遇到了很多问题，用实际试井资料做出的二项式产能曲线经常出现斜率为负值的情况，导致用常规方法无法进行分析。
修正等时试井需要一个延续流动的稳定点，对于低渗透气藏来说，即使生产时间超过几百小时也未能达到稳定流动状态，测试延时流动稳定点要花费大量时间和成本，而且会造成大量天然气资源的浪费。
因此改进修正等时试井分析方法，提高试井资料解释精度是致密气藏开发中需要解决的问题。
1959年Katz等首先提出了修正等时试井方法[1]，方法提出后在各个油气田得到了广泛应用。
低渗气井压力恢复资料解释新方法
郭康良;周丽娟
【期刊名称】《石油与天然气地质》
【年(卷),期】1998(019)001
【总页数】4页(P59-62)
【作者】郭康良;周丽娟
【作者单位】江汉石油学院地质系;江汉石油学院地质系
【正文语种】中文
【中图分类】TE373
【相关文献】
1.低渗透气井压力恢复早期段资料解释新方法 [J], 郭康良;李静群
2.低渗欠饱和煤层气井产能分析新方法研究 [J], 孙政;李相方;徐兵祥;肖芝华;张砚;苗亚楠;彭泽阳;王小果
3.一种确定低渗气井无阻流量的新方法 [J], 温慧芸
4.一种利用生产数据评价苏里格
低渗气井产能的新方法 [J], 王颖
5.一种利用生产数据评价苏里格低渗气井产能的新方法 [J], 王颖
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
低渗气藏确定关井后井口恢复稳定压力的一种新方法
王德龙;陈江萌;姬冠华;苗成;陈汝斌;邱爽
【摘要】低渗气藏地层压力恢复慢,尤其是低渗气藏开发中后期,这给准确求取目前地层压力带来了困难.本文在分析研究区开展的关井压力恢复实验的基础上,总结了实验气井压力恢复规律特征,提出了一种确定井口恢复稳定压力的新方法.该方法结合垂直管流理论,可较准确确定目前地层压力.通过与物质平衡法、产量不稳定分析法、实测法得到结果对比,表明新方法简便易行,计算结果可靠.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2016(035)010
【总页数】4页(P74-76,92)
【关键词】低渗气藏;关井实验;井口压力;地层压力
【作者】王德龙;陈江萌;姬冠华;苗成;陈汝斌;邱爽
【作者单位】西安石油大学,陕西西安710065;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710200;西安石油大学,陕西西安710065;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第三采气厂,内蒙古乌审旗017300;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安710200
【正文语种】中文
【中图分类】TE375
目前确定气藏地层压力主要方法有：实测法、物质平衡法、产量不稳定分析法、垂直管流法等［1］。
利用实测法要获得可靠地层压力，一般需关井数月甚至半年以上时间，这不仅影响气井正常生产，而且导致测压成本较高。
实测压力不准确或数据较少，会使物质平衡法预测产生较大误差［2］。
利用产量不稳定分析法［3］
确定地层压力对气井的日常生产数据质量有较高要求，若由于设备故障、管理等因素导致日常生产数据不准确，利用该方法计算目前地层压力将存在较大误差。
利用井口压力通过垂直管流法折算地层压力时，需要确保关井后井口压力已恢复稳定，否则折算计算得到的地层压力将存在较大误差。
目前在气田开发过程中，除正常的动态监测外，矿场往往由于集气站检修、工艺技术试验、间歇生产等多种原因关井，由此可获得一定量的井口关井压力恢复资料，但是，由于关井时间通常不够，压力往往不能恢复至稳定压力，进而造成关井末期压力并不能表征气井真正压力。
本文在分析研究区开展的关井压力恢复实验的基础上，总结了实验气井压力恢复规律特征，同时提出了一种可行的得到井口恢复稳定压力的新方法。
榆X气田2006年建成产能，目前油压较投产初期下降68.4%，套压下降63.1%，气井压力普遍偏低，气田已处于自然稳产末期。
准确掌握气田压力情况对于气井（田）开发管理具有重要意义。
榆X气田储层总体为一套低孔、低渗-特低渗储层，主力气藏属于河控浅水三角洲沉积体系，分为浅水三角洲平原和三角洲前缘两个沉积亚相。
岩心渗透率主要分布在0.1×10-3μm2～10×10-3μm2，平均渗透率4.85×10-3μm2；孔隙度主要分
布在4%～8%，平均孔隙度5.36%。
该井区气藏为低含硫、低含CO2干气气藏。
工区气井根据气井储层特征，结合生产动态，将生产井分为三类，分类标准及结果（见表1），其中Ⅰ类井占总井数29.2%，Ⅱ类井占总井数35.7%，Ⅲ类井占总
井数35.1%。
1.1 现场关井实验情况
201X年冬季供气高峰后，根据气田生产任务结合关井压力恢复实验需要，选择不同类型实验气井合计51口。
实验开始后，实验气井首先确保平稳生产至少10 d 后，陆续关井。
每口实验井记录关井前以及关井后每天油、套压。
本次关井实验单井关井18 d～78 d，其中92%气井关井时间大于50 d。
1.2 气井压力变化分析
1.2.1 平均单井压力变化分析通过分析51口实验井关井后压力与时间关系认为，实验单井关井后，压力均随时间呈幂函数变化规律。
51口实验气井关井前平均单井油、套压分别为7.02 MPa、7.78 MPa，关井后，初期压力恢复最快，随后逐渐变慢，压力随时间变化呈幂函数变化规律，相关系数为0.980（见图1），压恢速率随时间变化规律同样呈幂函数变化，相关系数为
0.796（见图2）。
关井第一天套压恢复0.79 MPa/d，关井初期平均单井套压恢复速率0.27 MPa/d，关井恢复套压恢复速率为0.02 MPa/d。
单井压力恢复末期平均油、套压分别为10.18 MPa、11.36 MPa，恢复程度分别为45.01%、46.01%。
1.2.2 不同类型气井变化情况本次实验井按照工区气井类型划分标准分类，其中
Ⅰ类井23口，Ⅱ类井17口，Ⅲ类井11口。
Ⅰ类井恢复末期油、套压分别为10.71 MPa、11.57 MPa，套压恢复程度51.83%；Ⅱ类井恢复末期油、套压分别为9.86 MPa、10.71 MPa，套压恢复程度43.52%；Ⅲ类井恢复末期油、套压分
别为9.55 MPa、11.96 MPa，套压恢复程度42.21%（见表2）。
关井初期，Ⅰ类井平均单井压恢速率最快，平均单井压恢速率0.41 MPa/d，Ⅱ类井平均单井压恢速率为0.28 MPa/d，Ⅲ类井平均单井压恢速率为0.08 MPa/d。
关井末期，Ⅰ类井平均单井压恢速率最慢，平均单井压恢速率0.014 MPa/d，Ⅱ
类井平均单井压恢速率为0.019 MPa/d，Ⅲ类井平均单井压恢速率为0.024
MPa/d（见图3）。
通过本次关井实验中，分析压力与时间关系，可以明显看出两者呈幂函数关系。
由于气田生产任务影响，气井关井测压往往时间有限，压力不能够恢复至稳定，因此，可以通过拟合关井初期压力与时间幂函数关系，进而得到更为准确平稳压力数据。
以Ⅰ类井R1井为例（见图4），该井关井前以17× 104m3/d连续稳定生产12 d 后关井27 d，关井27 d时关井恢复套压为8.91 MPa；拟合套压和时间关系，利用拟合的幂函数关系预测该井关井后套压趋势，通过预测可以得出，该井关井后
50 d套压恢复速率为0.01 MPa/d，认为压力恢复稳定，压力为9.19 MPa。
利用垂直管流法将井口压力8.91 MPa和9.19 MPa折算成地层压力，结果分别为10.71 MPa、11.10 MPa；通过产量不稳定法、物质平衡法、实测法计算该井地
层压力，取三种方法平均值12.0 MPa作为参考标准，可以得到，井口压力8.90 MPa折算地层压力误差为10.8%，井口压力9.19 MPa折算地层压力误差为
7.5%，对比可以看出，通过预测得到的恢复稳定压力能减少3.3%的误差，得到结果更为准确（见表3）。
通过总结分析本次现场关井实验，可以得到以下几点认识。
（1）工区不同类型气井关井后压力恢复均初期快、后期慢。
工区不同类型气井关井后压力恢复速率不同，压力恢复初期Ⅰ类井压力恢复速率最快，压力恢复后期Ⅲ类井压力恢复速率较高。
（2）工区实验气井关井后压力和时间均呈较好幂函数关系。
（3）对于关井时间较短，压力未恢复稳定气井，通过压力和时间的幂函数关系，可以更为准确的得到关井恢复稳定的压力，进而获得准确地层压力。
【相关文献】
［1］王怒涛，等.实用气藏动态分析方法［M］.北京：石油工业出版社，2011：130-268. ［2］郝玉鸿，等.正确计算低渗透气藏的动态储量［J］.石油勘探与开发，2002，29（5）:66-68. ［3］王鸣华.气藏工程［M］.北京:石油工业出版社，1997:23-27.
［4］李士伦，等.天然气工程［M］.北京:石油工业出版社，2000：231-232，235-237.。
