无阻流量计算(长庆公式)
气田开发方案—气藏工程
0.01
0.1
1
10
100
双对数曲线: dm(p)和dm(p)' [Pa/sec]-dt [hr]
XX井完井测试关井双对数拟合分析曲线
选用井 筒储集、表 皮系数 + 均质 油藏 + 平行断 层的气藏模 型。
地层系数(kh) 10-3¦ m2.m 有效渗透率(k) 10-3¦ m2 表皮系数(s) 井筒储集系数(C) m3/ MPa 恒压边界(m)
4 3
P6井无阻流量随测试时间的变化曲线
大牛地致密低渗气藏修正等时试井
对于一些特殊类型气藏，如致密 低渗透、异常高压等气藏，应在气藏 渗流机理研究的基础上，建立适合特 殊气藏渗流规律的气藏渗流微分方程 及产能方程。
△P 2/q g (MPa 2/10 4m 3/d)
50 45 40 35 30 25 20 15 y = -0.7203x + 28.253 0 2 4 6 8 qg(10 4m 3/d) 10 12
10 1E-4 1E-3 0.01 0.1 1 10
0.01
0.1
1
10
Log-Log plot: dm(p) and dm(p)' [MMPa2/cp] vs dt [hr]
Log-Log plot: dm(p) and dm(p)' [MMPa2/cp] vs dt [hr]
XX井飞一~二中实测压力及其导数曲线
3、实例分析
普光气田气井短时试井
受高含硫及测试工具的影响，普光气田测试难度大，测试工艺技 术要求高。测试存在的主要问题：测试产量高，生产压差大，测试时 间短，井底压力未稳定，不能用常规方法进行产能评价。
80
△P /qg (MPa /10 m /d)
气井产能确定方法归类总结
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：()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 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方程系数A 、B 统计回归确定，见图1。
气井产能计算
(i=1,2,3,4)的关系曲线的不稳定产能曲线AB
2 q p 再在图上作出最后一个稳定流动点C( 5 , 5 ) ，
过C点作AB 直线的平行线，便得真正需要的稳 定产能曲线D线，通过稳定产能直线可确定指数 式产能方程系数c,n(方法与回压试井一样)，从而 得产能方程：
二、二项式产能方程
为何叫“回压试井”？因为它可以预 测某生产管线“回压”下的流量。 Deliverability tests have been called “back pressure” tests because they make possible the prediction of well flow rate against any particular pipeline “back pressure”
拟压力法：
压力平方法：
第三节 修正等时试井 严格等时试井，要求每个生产制度关井 后压力要达到地层静压，在低渗透油气藏试 井中，关井压力达到稳定，仍需要很长时间， 为使问题简化和节约时间，可以采用修正等 时试井，修正等时试井分析方法是一种经验 近似方法。
修正等时试井要求每个产量生产时间和其 后的关井时间一样。比如开井生产8小时，关 8小时（或开12小时，关12小时）。测量开井 时刻和关井时刻的压力以及最后一个产量达到 井底流压稳定时的压力，如下图示意：
2n
2
2 n
气井绝对无阻流量是气井产能重要 参数，它是配产的重要依据，一般可按 绝对无阻流量的三分之一或四分之一配 产。对于涩北气田，由于是疏松砂岩， 极易出砂，配产应按绝对无阻流量的四 分之一或更小进行。
2、可以预测某一流压下的产量
n=0.8065 接近＝1，基本是层流
二、二项式产能方程
流量与管径、压力、流速之间关系计算公式
流量与管径、压力、流速的一般关系一般工程上计算时，水管路，压力常见为0.1--0.6MPa，水在水管中流速在1--3米/秒，常取1.5米/秒。
流量=管截面积X流速=0.002827X管内径的平方X流速(立方米/小时)。
其中，管内径单位：mm ，流速单位：米/秒，饱和蒸汽的公式与水一样，只是流速一般取20--40米/秒。
水头损失计算Chezy 公式这里：Q ——断面水流量〔m3/s〕C ——Chezy糙率系数〔m1/2/s〕A ——断面面积〔m2〕R ——水力半径〔m〕S ——水力坡度〔m/m〕根据需要也可以变换为其它表示方法:Darcy-Weisbach公式由于这里：h f——沿程水头损失〔mm3/s〕f ——Darcy-Weisbach水头损失系数〔无量纲〕l ——管道长度〔m〕d ——管道内径〔mm〕v ——管道流速〔m/s〕g ——重力加速度〔m/s2〕水力计算是输配水管道设计的核心，其本质就是在保证用户水量、水压平安的条件下，通过水力计算优化设计方案，选择适宜的管材和确经济管径。
输配水管道水力计算包含沿程水头损失和部分水头损失，而部分水头损失一般仅为沿程水头损失的5~10%，因此本文主要研究、讨论管道沿程水头损失的计算方法。
1.1 管道常用沿程水头损失计算公式及适用条件管道沿程水头损失是水流摩阻做功消耗的能量，不同的水流流态，遵循不同的规律，计算方法也不一样。
输配水管道水流流态都处在紊流区，紊流区水流的阻力是水的粘滞力及水流速度与压强脉动的结果。
紊流又根据阻力特征划分为水力光滑区、过渡区、粗糙区。
管道沿程水头损失计算公式都有适用范围和条件，一般都以水流阻力特征区划分。
水流阻力特征区的判别方法，工程设计宜采用数值做为判别式，目前国内管道经常采用的沿程水头损失水力计算公式及相应的摩阻力系数，按照水流阻力特征区划分如表1。
沿程水头损失水力计算公式和摩阻系数表1阻力特征区适用条件水力公式、摩阻系数符号意义水力光滑区>10雷诺数h：管道沿程水头损失v：平均流速d：管道内径γ：水的运动粘滞紊流过渡区10<<500〔1〕〔2〕紊流粗糙区>500系数λ：沿程摩阻系数Δ：管道当量粗糙度q：管道流量Ch：海曾-威廉系数C：谢才系数R：水力半径n：粗糙系数i：水力坡降l：管道计算长度达西公式是管道沿程水力计算根本公式，是一个半理论半经历的计算通式，它适用于流态的不同区间，其中摩阻系数λ可采用柯列布鲁克公式计算，克列布鲁克公式考虑的因素多，适用范围广泛，被认为紊流区λ的综合计算公式。
天然气井合理配产技术研究
第50卷第12期 辽 宁 化 工 Vol.50，No. 12 2021年12月 Liaoning Chemical Industry December，2021天然气井合理配产技术研究张建，官斌（陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田采气三厂，陕西 延安 716000）摘 要：天然气作为一种清洁能源，随着经济的发展以及对环保越来越高的要求，其在我国经济社会中将会扮演越来越重要的角色，天然气的需求会不断加大，如何保证天然气高效开发就显得越来越重要。
配产是天然气开采过程中关键环节之一，其对气井的开采具有重要影响。
不合理的配产易造成气井快速水侵、出砂、积液，气井产能快速递减，采收率极低。
因此，如何确定天然气合理配产，保证天然气持续稳定高效开采具有重要意义。
对天然气井合理配产方法进行了研究，指导气井配产，为气田科学高效开发提供依据。
关 键 词：天然气藏；配产方法；合理配产；高效开发中图分类号：TE37 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2021）12-1881-03石油天然气为人类社会的发展进步做出了巨大贡献，成为经济社会发展不可或缺的重要原料。
但随着近年来对环保的要求愈来愈高，天然气作为环保型能源将占据越来越多的比重，加大天然气的开采就显得尤为重要。
天然气井的合理配产是实现天然气高效、稳定开采的关键环节。
若产能配产值低，天然气的流速较低，无法携带液体到地面，造成井底积液，气井产量急剧下降甚至因积液关停，另外较小的产能也会增加气井开采周期，延长了投资回收期，经济效益较差；若产能配产值高，生产压差较大，对储层造成伤害，另外产能也递减较快，稳产周期大大缩减，气藏采收率低[1-2]。
本文对气井合理配产进行了研究分析。
1 采气指示曲线法采气指数为单位生产压差下的产气量，其大小等于气井产量与生产压差的比值。
国内外多数学者经过研究认为采气指数越大越有利于气井的生 产[3-4]。
气井的产能方程如下：22Bq Aq p p Bq A qp p e e Wfe --++=-。
流体力学流量公式q
流体力学流量公式q
流量公式q是流体力学中非常重要的概念，它表示流体通过一定横截面积的时间内流动的体积。
通俗来说，就是液体或气体在单位时间内流动的速度。
流量公式q通常用以下公式来表示：q=Av，其中A代表横截面积，v代表流体的速度。
这个公式告诉我们，当横截面积变大或液体或气体的流速变快时，流量也相应提高。
流量公式在实际工程中非常常见，如水流和空气流动、输油管道和空调管道的设计等，都需要通过流量公式来计算液体或气体的流量。
在实际应用中，流量公式可以帮助我们设计合适的管道尺寸，保证流体在管道内畅通无阻，降低管道的阻力，提高流体的运输效率。
流量公式的应用还可以帮助我们预测和解决管道中可能出现的问题，如管道堵塞、泄漏、压力不足等。
只要我们能够正确地计算出流量，就可以针对问题进行相应的解决方案。
除此之外，流量公式还可以用来控制流体的流量，如水压力控制器和空气压力控制器等都可以通过控制流量来实现其正常工作。
总之，流量公式q在流体力学中扮演着不可替代的角色，它帮助我们预测和解决管道中可能出现的问题，提高流体的运输效率和降低管道的阻力。
科学地应用流量公式，对于管道设计和工程优化有着极其重要的作用。
油藏工程常用计算方法
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (3)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (3)3、预测塔河油田油井产能的方法 (3)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (4)5、表皮系数分解 (4)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (5)6.1物质平衡法计算地质储量 (5)6.2水驱曲线法计算地质储量 (7)6.3产量递减法计算地质储量 (8)6.4Weng旋回模型预测可采储量 (9)6.5试井法计算地质储量 (10)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (15)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (15)9、水驱曲线 (16)9.1甲型水驱特征曲线 (16)9.2乙型水驱特征曲线 (17)10、岩石压缩系数计算方法 (17)11、地层压力及流压的确定 (18)11.1利用流压计算地层压力 (19)11.2利用井口油压计算井底流压 (19)11.3利用井口套压计算井底流压 (20)11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (22)11.5地层压力计算方法的筛选 (22)12、A RPS递减分析 (23)13、模型预测方法的原理 (24)14、采收率计算的公式和方法 (25)15、天然水侵量的计算方法 (25)15.1稳定流法 (27)15.2非稳定流法 (27)16、注水替油井动态预测方法研究 (34)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (38)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ，就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2*i R AOF AOF p p q q =。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时，两者相差不大。
3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。
气井产能试井方法及动态产能的确定(庄惠农)
32
pR 30
pwf1
28
三种经典的产能测试方法和广义的气井产能评测
天然气试井技术规范中对于气井产能试井方法有明确的规定，提出了 三种经典的方法，即：回压产能试井方法，等时试井方法和修正等时试 井方法，这些都是现场用来直接测定气井初始产能的方法。
在探井试气时或生产气井投产时，现场有时使用简化的一点法确定气 井的无阻流量，虽然其精度稍差，但仍然可以了解初始产能的大致值。
随着渗流力学理论研究的深入和试井分析技术的发展，对于气井产能的认识和 理念不断有所创新，目前已提出了随时间变化的“动态产能”的概念。
我国气田储层岩性的特殊性 对产能试井提出更高的要求
◆塔里木克拉2、迪那2：超高压、深井、巨厚砂岩 ◆塔里木牙哈、羊塔克、吉拉克等：深井、凝析气 ◆青海台南、涩北：气水交互分布的多层疏松砂岩 ◆长庆靖边气田：裂缝性低丰度海相沉积碳酸岩 ◆鄂尔多斯上古气藏：河流相沉积存在岩性边界的薄层砂岩 ◆中海油东方气田：高含CO2和N2的海相浅滩砂岩、砂坝
回压试井选择3～4个测试点，要求气井产量在每一个工作制度下都 控制稳定，开井一段时间后，要求流动压力也基本达到稳定；
在双对数坐标上点出产能测试点，回归出直线，得到产能图示线； 从产能测点回归还可得到产能方程，推算出绝对无阻流量值。
等时试井产量和压力对应关系图
压力，MPa
压力平方差，MPa 2
• 真实气体的拟压力分析方法（60-70年代） Russell, All－Hussainy 等
• 特殊岩性储层气井的产能评价
常用的产能试井方法用来了解气井初始产能
通过常规的产能试井求得气井的无阻流量，这是对生产气井在初始条件下极限 产气能力的一种认知，是在假想条件下通过推算得到的、无法最终确认的指标。
确定气井不同地层压力下无阻流量的新方法
μg (mPa·s) 0. 0219 0. 0209 0. 0200 0. 0193 0. 0184 0. 0175 0. 0169 0. 0164 0. 0156 0. 0152 0. 0146
Zμg (mPa·s) 0. 0213 0. 0200 0. 0188 0. 0179 0. 0169 0. 0160 0. 0155 0. 0151 0. 0145 0. 0143 0. 0139
2003 年 4 月
油 气 井 测 试
第 12 卷 第 2 期
WELL TESTING ( YOUQIJING CESHI)
Vol . 12 No. 2 (Serial No. 76) 2003
Abstracts
·Research of Theory & Method·
A Ne w Method to Determine Open Flow Potential of Gas2wells under Deferent Formation Pressure. 2003 (2) 12 :1 ～2 Hao Yuhong ( Exploration and Development Research Institute , Changqing Oilfield Company , Ltd. ) , Zhang Yun ( Hole2
则气井当前地层压力 pR2对应的无阻流量为
qAOF2
=
pR2 pR1
Z1μg1 Z2μg2
qAOF1
(18)
由此可见 ,确定了气井某一时刻 (即某一地层压
力 pR1时) 的无阻流量 qAOF1 ,便可求得任意开发时刻 (即任意地层压力 pR2时) 的无阻流量 qAOF2 。一般通 过产能试井首先确定原始地层压力 pi 下的无阻流 量 qAOFi , 也可求得 pi 下的 Zi 、μgi , 当已知任意地层 压力 pR (可求得 pR 时的 ZR 、μgR) 时 , 则由 (18) 式得 到 pR 时的无阻流量 qAOFR 。
气井产能确定方法归类总结
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：()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 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方程系数A 、B 统计回归确定，见图1。
四川广安气田气井无阻流量计算方法及影响因素分析
油
气
井
测
试
第 19 卷
第 1期
四川广安气田气井无阻流量计算方法及影响因素分析
田 冷
1, 2, 3
何顺利
2, 3
( 1. 中国石油大学 ( 北京) 石油工程教育部重点实验室 3. 中国石油大学 ( 北京 ) 石油天然气工程学院
北京 102249; 北京 102249;
2. 中国石油大学 ( 北京 ) 气体能源开发技术教育部工程 研究中心
产能方程确定无阻流量的适用性
气井无阻流量的计算方程通常采用二项式方程
[ 基金项目 ] [ 作者简介 ] 国家科技重大专项 ( 2008ZX05009 004 03) 。
注 : 地层压力 19. 383 M Pa 。
田冷 , 男 , 1977 年出生 , 讲师 , 2001 年毕业于中国石油大学 ( 北京 ) , 2006 年获得博士学位 , 现从事油气井测试技 术和气藏工 程教学与研究工作。
利用每口井各自的稳定流压及其对应的产气量 反求 无 阻 流量。广 安 2 井无 阻 流 量计 算 结 果 为 6. 54 10 m d。
4 3
A t = m lg
p Di ( 16)
式中: p D
无因次压力。
影响因素分析
1. 边界及地层非均质的影响 利用有效井径表示的均质无限大气藏的定解问 题, 再利用拉氏变换和 Stehfest 数值反演可得压力平 方形式方程 为
气
井
测
试
2010 年 2 月
p i - p wf = lg 令
2
2
42. 42 ZTp sc qg KhT sc ( 10)
8. 085Kt 2 + 0. 87S + 0. 87Dq g C tr w m = 42. 42 ZTp sc KhT sc
水平井试井工艺技术简介
1.E+05
时间
1.E+06
1.E+07
1.E+08
1.E+09
二、常规试井工艺
采用高精度的电子压力计，用钢丝或电缆（地面直读式）将压力计下 入测试层位，通过不同的工作制度取得井底压力随时间变化的曲线， 通过分析处理，取得地层压力、储层参数及流体性能参数的试井方法 常规试井工艺技术包括：
（1）油（气）井的静压、流压测试 （2）不稳定恢复试井工艺技术 （3）气井的修正等时试井 （4）“一点法”试采工艺技术
（二）试井技术的发展
试井技术发展已经有70多年的历史，1937 国外下入第1支压力计测试地 层压力；1951-1954 常规的半对数分析方法诞生；1979-1983 典型曲线分 析方法诞生；
最近20年的试井分析技术新发展： （1）一些复杂情况的试井分析方法的研究（多井、多层、多相，低渗透 油藏，特殊油气藏，凝析气藏等） （2）井下永久压力实时监测与分析技术 （3）数值试井分析技术。
高精度电 子压力计
1、修正等时试井技术：
常用的修正等时试井，在低渗透气井中，为达到压力稳定所需要的 时间可能很长。这两种方法均采用气井以相等的时间间隔在几种不 同的产量下生产，除最后一个产量要延续到稳定外，其余不要求一 定达到稳定修正等时试井不要求关井时间达到静止，而是和生产时 间一样长。
不同产量序列井底压降模拟图：
本次修正等时试井目的
1、落实水平井产能及稳产能力； 2、获取准确的原始地层压力、温度及压力、温度梯度； 3、获取相应水平段地层参数； 4、试验分析气藏流体性质和组份； 5、落实水平井控制地质储量； 6、检验井口远程压力传输及折算的可靠性。
（一）地层静压及静温度测试
考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法
㊀㊀收稿日期:20220622;改回日期:20230216㊀㊀基金项目:国家科技重大专项 彭水地区常压页岩气开发技术政策及气藏工程方案 (2016ZX05061-016);中国石化重大科技项目 南川复杂构造带页岩气勘探开发关键技术 (P19017-3)㊀㊀作者简介:房大志(1984 ),男,副研究员,2006年毕业于中国石油大学(北京)环境科学专业,2009年毕业于该校石油地质专业,获硕士学位,现主要从事非常规油气勘探开发工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.017考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法房大志1,刘㊀洪2,庞㊀进2,谷红陶1,马伟骏1(1.中国石化重庆页岩气公司,重庆㊀408400;2.重庆科技学院,重庆㊀401331)摘要:针对页岩气吸附解吸对生产井产能影响规律不清晰的问题,基于致密气井的渗流特征和产能方程,从气体渗流微分方程出发,结合Langmuir 等温吸附公式,建立考虑页岩气吸附解吸的产能模型,根据页岩气井的钻完井和动态监测资料计算了页岩气井不同解吸时间下的产能和无阻流量,并根据回压试井资料,将吸附气影响转化为附加阻力系数,形成三项式产能计算方程,利用该方程研究了吸附气对页岩气产能计算的影响㊂结果表明:吸附气会导致页岩气井初期产能计算值偏高,解吸10d 后计算的无阻流量相对稳定;吸附气含量对页岩气井产能影响较大,吸附压力对产能影响较小;三项式产能计算结果与解析法模型计算结果误差小于12%,结果较为可靠㊂研究成果可为页岩气井产能评价提供参考㊂关键词:页岩气;产能;三项式;吸附气中图分类号:TE332㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2023)03-0137-06A Trinomial Deliverability Calculation Method for Shale Gas Wells Considering the Effect of Adsorbed GasFang Dazhi 1,Liu Hong 2,Pang Jin 2,Gu Hongtao 1,Ma Weijun 1(1.Sinopec Chongqing Shale Gas Company ,Chongqing 408400,China ;2.Chongqing University of Science and Technology ,Chongqing 401331,China )Abstract :To address the problem of the unclear effect law of the shale gas adsorption -desorption on the deliver-ability of production wells ,based on the seepage characteristics and deliverability equation of tight gas wells ,a de-liverability model considering shale gas adsorption -desorption was established with reference to the gas seepage dif-ferential equation and in combination with the Langmuir isothermal adsorption equation ;the deliverability and open flow capacity of shale gas wells under different desorption time were calculated based on the drilling and completion and dynamic monitoring data of shale gas wells ,and the effect of adsorbed gas was transformed into additional re-sistance coefficients based on the information of back -pressure well testing to form a trinomial deliverability calcula-tion equation ,and this equation was used to study the effect of adsorbed gas on shale gas deliverability calculation.The results show that the adsorbed gas will cause a higher initial deliverability calculation value of shale gas wells ,and the calculated open flow capacity is relatively stable after 10d of desorption ;the adsorbed gas content has a greater influence on the deliverability of shale gas wells ,and the adsorption pressure has a smaller influence on thedeliverability ;the error between the results of the trinomial deliverability calculation and the analytical method mod-el calculation is less than 12%,and the results are more reliable.The research results can be used as a reference for the deliverability evaluation of shale gas wells.Key words :shale gas ;deliverability ;trinomial ;adsorbed gas0㊀引㊀言页岩气井产能是衡量页岩气开发效果的重要指标㊂目前,页岩气井产能计算方法主要包括经验公式法㊁解析模型法和数值模拟法㊂经验公式法是基于早期生产数据,通过产量变化规律拟合,预测㊀138㊀特种油气藏第30卷㊀不同时期的产量,常用的经验公式法有PLE㊁SEPD㊁Duong㊁LGM㊁PEPD 等[1-5]方法,但该类方法需要较长时间的产量数据,且只能预测定压生产条件下的产量,具有较大的局限性㊂解析模型法主要以页岩气地层流动和吸附解吸理论为基础,考虑页岩气在基质和裂缝系统中的流动规律,以及页岩气的吸附解吸特征,通过建立解析或者半解析模型来预测不同地质条件和生产条件下的产量[6-22]㊂该类模型通常还考虑了裂缝系统的应力敏感特征,典型的解析模型有Carlson㊁Fisher㊁Hasan㊁任俊杰㊁张烈辉㊁石军太㊁王海涛等[6-12]建立的模型,该类方法应用时需要准确的完井㊁地质和岩石物理参数,但这些参数很难全部获得,且存在预测偏差较大的问题㊂数值模拟法通过建立页岩储层地质模型,研究降压㊁解吸㊁扩散以及应力敏感现象对页岩气产能的影响,典型的数值模拟法有Williamson㊁Bustin㊁Wu㊁Freeman 等[13-16]建立的模拟方法,由于数值模拟器中的参数与实际施工或设计参数存在较大差异,产能评价仍存在较大偏差㊂上述3类产能预测方法均存在应用局限或不足,其主要原因是没有将生产数据与机理模型有机结合起来㊂因此,借鉴致密气流动理论,考虑页岩气的解吸特征,建立页岩气产能数学模型,将页岩气试气阶段的测试数据与页岩气产能数学模型结合,建立改进的页岩气井产能计算方法,为页岩气井产能评价提供科学可行的解释方法㊂1㊀页岩气井产能方程建立页岩气与致密气有相似的渗流理论基础,区别在于致密气井将吸附层的流动阻力考虑为启动压力梯度,而页岩气井中的解吸扩散气体则为页岩气井产量的补充量㊂因此,在致密气藏产能评价方法基础上,针对页岩气解吸㊁扩散特点,推导页岩气水平井产能方程,从而建立起页岩气产能评价方法㊂由于页岩气藏渗透率极低,大多采用水平井多级压裂的方式开采,故从等效压裂体积的角度出发,建立页岩气水平井产能方程㊂页岩气水平井体积压裂后形成网状裂缝,为便于计算,对裂缝系统进行了简化(图1),采用单相流模型㊂作如下假设:①气藏均质,且各向同性;②气藏边界是矩形封闭边界,水平井段位于气藏中心;③渗流过程为等温渗流;④裂缝中的流体流动符合达西渗流规律,同时不考虑裂缝与基质间的微观渗流,只研究流体流动的宏观规律;⑤单相气体渗流,忽略重力和毛管力影响;图1㊀页岩气水平井多级压裂示意图Fig.1㊀The schematic diagram of multi -stagefracturing of shale gas horizontal wells根据微观渗流速度,得到气井的产量:ν=K μ㊃d pd x(1)q x sc =ρg AνB g =ρg K (L f hN )B g μ㊃d pd x(2)从等温压缩定义推导产量公式:q x sc =2(y e -x )x e hϕC g ρg +ρg ρb V L p L(p r x -r e +p L )2τ(y e -x )x e h y e x e hϕC g ρg +ρg ρb V L p L(p r w -r e +p L )2τy e x e hq sc(3)式中:q x sc 为x 处在标准状态下的质量流量,kg /s;A为裂缝渗流截面总面积,m 2;q sc 为标准状态下产气量,m 3/s;K 为气层的有效渗透率,D;h 为气层的有效厚度,m;μ为气体黏度,mPa㊃s;Z 为气体偏差因子;ρg 为标准状况下气体密度,kg /m 3;C g 为天然气压缩系数,1/MPa;ρb 为页岩密度,kg /m 3;y e 为裂缝半长,m;x 为距井中心的距离,m;L f 为裂缝宽度,m;N 为裂缝条数,条;x e 为射孔段长度,m;τ为解吸时间,d;v 为气体渗流速度,m /s;ϕ为孔隙度;p L 为Langmuir 压力常数,MPa;V L 为Langmuir 体积常数,m 3/kg;d p /d x 为压力梯度,MPa /m;p r x -r e 为气层边界到距离x 处的平均压力,MPa;p r w -r e 为井底㊀第3期房大志等:考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法139㊀㊀到气层边界的压力,MPa;B g 为体积系数㊂将式(2)代入式(3),引入表皮系数S ㊂同时,考虑页岩气井中的解吸扩散气体对能量的补充,引入解析扩散能量补充系数D ,得到产量表达式:q sc =246.7KL f hNρg ʏp e p wf2p μZd p +ʏp e p wfρb V L p L (p r w-r e+p L )2τ㊃1C g ϕ㊃2p μZ éëêêùûúúd p {}Tʏy e(1-xy e)d x +ʏy e 0ρb V L p L(p r x -r e +p L )2τ㊃1C g ϕ(1-x y e )éëêêùûúúd x +S +Dq sc {}(4)㊀㊀对式(4)整理㊁化简得到页岩气井产能方程:Δψ1+Δψ2=Aq sc +Bq 2sc(5)Δψ1=ʏp ep wf2p μZd p (6)Δψ2=ʏp e p wfρb V L p L(p r x -r e +p L )2τ㊃1C g ϕ㊃2pμZd p (7)ω1=4.05ˑ10-3T KL f hNρgʏy e 0(1-xy e 2)d x +ʏy eρb V L p L (p r x -r e +p L )2τ㊃1C gϕ(1-x y e 2)éëêêùûúúd x +S {}(8)ω2=4.05ˑ10-3TKL f hNρgD(9)式中:p wf 为井底流压,MPa;Δψ1为地层拟压力,MPa;Δψ2为井底拟压力,MPa;ω1为与渗流有关的阻力系数;ω2为与解吸扩散有关的阻力系数;D 为解吸扩散能量补充系数;S 为表皮系数;T 为井底温度,K ;p e 为气层边界压力,MPa㊂式(6)㊁(7)代入式(5)并整理得:(1+β)μZ ʏp e p wf2p d p =ω1q sc +ω2q 2sc(10)β=ρb V L p L(p r w -r e +p L )2τ㊃1C g ϕ(11)式中:β为代换常数,μ为气体平均黏度,mpa.s;Z 为气体平均偏差因子㊂由于β为常数,说明页岩气的产能公式仍可采用二项式表达,只是由于解吸的作用使得拟压力差增大,产量增加㊂由于页岩气储层往往具有超低渗特征,无法真正满足拟稳态要求,实际使用过程中该产能方程易出现 负斜率 的现象,从而导致气井产能无法计算㊂因此,在使用该方法计算时,若出现斜率为负时,则与常规方法类似,引入修正系数C ,再继续求解,此时产能方程为三项式的形式:p 2r -p 2wf =ω1q sc +ω2q 2sc +C(12)式中:p r 为地层压力,MPa㊂在进行(p 2r -p 2wf -C )/q sc 与q sc 关系的线性回归时,首先给定C 的初值,然后通过调整C 值,使得(p 2r -p 2wf -C )/q sc 与q sc 线性相关系数最高,从而确定最终的C 值㊂2㊀产能方程可靠性分析利用上述基于致密气产能方程改进的页岩气三项式产能方程对某南川页岩气田东胜气区不同生产制度试气井的产能进行预测,确定各井产能方程,计算6口井的无阻流量为15.90ˑ104~51.81ˑ104m 3/d(表1)㊂同时,根据6口井的完井和动态监测等基础数据,应用式(5) (9)计算6口井的无阻流量为15.01ˑ104~58.00ˑ104m 3/d,计算误差为-11.95%~10.55%,说明利用三项式产能解释方法计算页岩气井无阻流量是可行的㊂由于页岩气井产能影响因素复杂,气井的地质㊁表1㊀页岩气无阻流量计算㊀140㊀特种油气藏第30卷㊀完井等参数很难准确获取,导致计算产能方程系数ω1㊁ω2较为困难㊂利用三项式页岩气井产能计算方法的优点在于,不需要直接通过产能方程系数表达式计算模型参数ω1和ω2,而利用开井超过10d的回压试井数据,通过三项式非线性回归的形式计算产能方程系数,进而计算页岩气井产能㊂应用该方法时假设了测试过程地层压力不变或变化较小,对于测试时间较短的低压㊁常压页岩气井能够满足该条件㊂对于高压页岩气井,测试期间地层压力变化较大,直接应用上述方法会产生较大偏差㊂3㊀实例应用某页岩气井(SY1HF 井)原始地层压力为52.29MPa,地层温度为109.23ħ,渗透率为3.63ˑ10-2mD,裂缝宽度为68.7m,气层的有效厚度为45.3m,裂缝条数为14条,气体密度为0.572kg /m 3,裂缝半长为86.46m,页岩密度为2.6g /cm 3,Langmuir 体积常数为1cm 3/g,Langmuir 压力常数为5.60MPa,孔隙度为0.0527,天然气压缩系数为0.0083MPa -1,表皮系数为0,解吸扩散能量补充系数为3.5㊂利用式(8)㊁(9)分别计算不同解吸附时间的系数A ㊁B ,再由式(5)计算不同解吸时间的产能,进而计算不同解吸附时间的无阻流量㊂图2为Langmuir 体积常数对不同解吸时间无阻流量的影响㊂由图2可知:相同Langmuir体积常图2㊀Langmuir 体积常数对不同时间无阻流量的影响Fig.2㊀The effect of Langmuir volume constanton open flow capacity at different time数下,随着解吸时间的延长,气井无阻流量逐渐减小,最终趋于恒定值;相同解吸时间下,Langmuir 体积常数越大,气井无阻流量越高,但随着Langmuir体积常数不断增大,同一时间气井的无阻流量增量逐渐变小㊂图3为Langmuir 压力常数对不同解吸时间无阻流量的影响㊂由图3可知:Langmuir 压力常数对气井无阻流量的影响较小;相同Langmuir 压力常数下,随着解吸附时间的延长,气井无阻流量逐渐减小,最终趋于恒定值;相同解吸附时间下,Lang-muir 压力常数越大,气井无阻流量越高,但随着Langmuir 压力常数不断增大,同一时间气井的无阻流量增量逐渐变小㊂图3㊀Langmuir 压力对不同时间无阻流量的影响Fig.3㊀The effect of Langmuir pressureon open flow capacity at different time由于页岩储层致密的天然特征,决定了不同页岩存在吸附特征的差异㊂由图2㊁3可知:当吸附时间少于10d 时,无阻流量差异很大;当吸附时间超过10d 时,无阻流量基本稳定㊂使用开井初期的测试数据所解释的无阻流量值会偏大,开井时间超过10d 后所计算的无阻流量更稳定㊂因此,计算页岩气井产能时,应采用至少开井10d 以后的测试数据㊂以SY1HF 井放喷测试为例,放喷测试不同阶段井口套压㊁日产气量和日产水量见表2(表中Ω=(p r 2-p wf 2)/q sc ),开井10d 后3种不同尺寸油嘴放喷测试曲线如图4所示㊂根据Beggs &Brill 多相管流模型计算对应测试时刻的井底流压,按照常规二项式解释的步骤,(p r 2-p wf 2)/q 作与q 的关系曲线,发现数据点并不在一条直线上㊂因此,引入修正系数C 来修正吸附气引起的附加阻力影响,形成三项式产能方程,并利用试算法回归求解产能方程系数ω1㊁ω2㊁C ㊂通过不断试算发现,当SY1HF 井C 值为28时,拟合情况最好,图5为通过试算C 值后SY1HF 井获得的产能曲线㊂利用线性回归拟㊀第3期房大志等:考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法141㊀㊀表2㊀SY1HF放喷测试产能分析数据图4㊀SY1HF放喷测试曲线Fig.4㊀The blowout test curve of Well SY1HF合得到SY1HF井的产能方程系数ω1=0.465,ω2= 99.272,产能方程为p r2-p wf2=0.465q sc2+99.272q sc +28㊂3种不同尺寸油嘴放喷测试平均无阻流量为24.46ˑ104m3/d,与产能公式解吸附40d计算的无阻流量25.62ˑ104m3/d相比,两者相差4.5%,且曲线总体形状相近(图6),表明引入修正系数C值来修正吸附气引起的附加阻力项对IPR曲线和无阻流量的计算影响,方法具有较强的适用性㊂图5㊀SY1HF井放喷测试三项式产能曲线Fig.5㊀The trinomial deliverability curve of Well SY1HF blowout test图6㊀SY1HF井产能计算与测试解释IPR曲线对比Fig.6㊀The comparison of deliverability calculation and test interpretation IPR curves of Well SY1HF 4㊀结㊀论(1)基于致密气渗流特征,考虑页岩气的解吸扩散特征,建立了页岩气井产能模型,通过模型求解,利用钻完井和动态监测数据,得到产能方程系数和气井无阻流量㊂(2)解吸时间较短,计算无阻流量偏高;开井解吸10d后,计算的无阻流量相对可靠㊂(3)吸附气含量对页岩气井产能影响较大,吸附气含量越高,页岩气井产能越大;吸附压力对页岩气井产能影响较小㊂(4)根据开井10d后回压测试获得的产量和压力,利用页岩气井三项式产能方程计算出页岩气井产能与产能模型计算的结果偏差小于12.00%,产能计算结果相对可靠㊂参考文献:[1]DILHAN Ilk,STEPHANIE Marie Currie,DAVE Symmons,etal.Hybrid rate-decline models for the analysis of production per-formance in unconventional reservoirs[C].SPE135616,2010:1-㊀142㊀特种油气藏第30卷㊀39.[2]PETER P,VALKO W,JOHN Lee.A better way to forecast pro-duction from unconventional gas wells [C ].SPE134231-MS,2010:1-16.[3]ANH N D.An unconventional rate decline approach for tight 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产能试井
该经验公式的进一步发展
根据实际资料求得c1和c2值，大庆油田、长庆都有自己的经验公式。
测井资料计算法
测试资料计算法
神经网络预测法
经验计算法
测井资料计算法
根据测井资料计算出的有效厚度和渗透率以及流体的粘度，可以计算得到生产压差与产量之间的关系曲线。其计算公式为：
２）油层渗透率
３）估算地层压力
（２）曲线型指示曲线
2）计算不同流压下的产量
（３）混合型指示曲线
４、确定井的合理工作制度
５、定性判断井壁污染和流动状态
（二）计算实例
２）绘制指示曲线
（２）确定产能方程
２）渗透率
３）地层压力
２、曲线型指示曲线实例
（２）确定产能方程
油气两相流稳定试井分析
（一）沃其尔（Vogel）方程
–2）随着生产压差增大，流压低于饱和压力，井壁附近地层出现了油气两相渗流，油相渗透率降低，粘滞阻力增大。
(四）异常型
1、特征
–过原点凹向产量轴的曲线。
2、可能原因
–（1）相应工作制度下的生产未达稳定，测得的数据不反映测试所要求的条件；
–（2）新井井壁污染，随着生产压差增大，污染将逐渐排除；
–（3）多层合采情况下，随着生产压差增大，新层投入工作。
3、最大工作制度的确定原则
在生产条件允许情况下，使该工作制度的稳定油压接近自喷最小油压。
4、其它工作制度的分布
在最大、最小工作制度之间均匀内插2~3个工作制度
（二）一般测试程序
1、测地层压力
–试井前，必须先测得稳定的地层压力。
2、工作制度程序
塔里木油田气井无阻流量计算公式探讨
李 勇 & ，刘启国 ! ，郜国喜 & ，余新启&（&* 中国石油 塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 +)&"""；!* 西南石油学院，四川 南充 %#(""&）摘 要：根据以往塔里木盆地计算气井产能的常用方法，对塔里木油田高压气井产能测试资料进行了分析研究，讨论了拟压力形式分析方法与压力形式分析方法之间存在的关系，建立了高压气井拟压力计算无阻流量与压力平方计算 无阻流量的经验关系，给出了适合于高压气井的拟压力及压力形式一点法无阻流量计算公式。
通过大量的实例计算， 证实该方程计算结果与产能测试（回压试井、等时试井、修正等时试井）数据分析结果一致，计算结果可靠适用，能正确 预测塔里木盆地高压气井的生产动态，指导高压气井的合理生产。
关键词：气井；生产能力；方程；压力；无阻流量 中图分类号：,-#(#文献标识码：.塔 里 木 油 田 过 去 一 直沿 用 传 统 的 压 力 平 方 二 项 式产能方程/&$01目前常用的陈元千/&，)1计算绝对无阻流量一点法公式 %# * （0） # & .?@"&6)+!E D (&国 内 外 相 关 文 献 /!，#1 指 出 ，当 压 力 大 于 # """ F >2（&）!! ! 2 $!34 5" #6$#! B !"*%+0 789C 时，由于 ! ) "G % 近似可以看作常数，拟压力可以用压力代替。
因此，有人提出在地层压力较高 时用压力代替公式（0）中的压力平方，但并没有对参 数 # 的取值进行讨论。
下面针对塔里木盆地气井测试 资料就这个问题进行讨论。
计算气井无阻流量，近年来发现用该方法计算的无阻流 量明显偏低，主要原因在于 塔里木油田气藏埋藏深、压 力大，超出压力平方二项式 产能方程适用范围。
油藏工程常用计算方法
油藏工程常用计算方法目录1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (1)2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (2)3、预测塔河油田油井产能的方法 (2)4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (2)5、表皮系数分解 (2)6、动态预测油藏地质储量方法简介 (3)6.1物质平衡法计算地质储量 (3)6.2水驱曲线法计算地质储量 (4)6.3产量递减法计算地质储量 (5)6。
4Weng旋回模型预测可采储量 (6)6。
5试井法计算地质储量 (6)7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (9)8、预测凝析气藏可采储量的方法 (9)9、水驱曲线 (10)9。
1甲型水驱特征曲线 (10)9。
2乙型水驱特征曲线 (10)10、岩石压缩系数计算方法 (11)11、地层压力及流压的确定 (12)11.1利用流压计算地层压力 (12)11.2利用井口油压计算井底流压 (12)11.3利用井口套压计算井底流压 (13)11。
4利用复压计算平均地层压力的方法(压恢) (14)11。
5地层压力计算方法的筛选 (14)12、A RPS递减分析 (15)13、模型预测方法的原理 (16)14、采收率计算的公式和方法 (16)15、天然水侵量的计算方法 (17)15.1稳定流法 (18)15。
2非稳定流法 (18)16、注水替油井动态预测方法研究 (22)17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (24)1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测如果知道了气藏的原始地层压力和其相应的绝对无阻流量，就可以用下式计算不同压力下的气井绝对无阻流量：。
2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。
当无阻流量小于50万时,两者相差不大.3、预测塔河油田油井产能的方法油井的绝对无阻流量：（流压为0）。
－采油指数，；－平均地层压力（关井静压），MPa;－流动效率,；。
_一点法试井_漫谈
“一点法试井”漫谈刘能强(中油测井技术服务有限责任公司 北京100043) 摘要 “一点法试井”公式有其适用性,但在新的探区应用“一点法试井”会产生较大误差。
由于该方法不是一个独立、完整的产能分析方法,因此,在新探区应尽可能选用具有代表性的资料,在一口或多口井上进行产能试井,用这些资料对某个“一点法试井”公式进行校正。
然后在其它井上进行“一点法试井”,用校正过的“一点法试井”公式计算无阻流量。
关键词 试井 产能分析 无阻流量 误差 校正前 言如果一个气田或气区,在多处探井进行产能试井,取得了一大批产能资料,即产量及其相应稳定流动压力的数据,而且通过回归,找到了无阻流量与它们之间关系的统计规律,即经验公式,则此后该气田或气区的新气井测试时,可以只测量一个稳定产量及相应的稳定流动压力(一个产能点),再由该经验公式估算出其无阻流量。
这种产能试井方法叫做“一点法试井”或“单点法试井”。
国内外不少专家对一点法试井做过研究,得到很多用一点法试井资料计算无阻流量的公式,即一点法无阻流量公式。
常用公式及误差分析1.常用无阻流量计算公式通常,一点法无阻流量公式,都采用q g和p wfp R作为变量,其中q g是稳定产量,p wfp R是一种无因次压力(p wf是稳定流动压力,p R是地层压力)。
国内气田常用的无阻流量计算公式有:①青海涩北气田q AOF=1.004q g p2R-p2wfp2R-0.7426(1) ②青海台南气田 q AOF=1.004q gp2R-p2wfp2R-0.6418(2)③长庆靖边气田 q AOF=q g0.007564+1.25650.9816-p wfp R(3)④长庆油田上古生界地层q AOF=q g1.16131.0225p wfp R2-0.1743(4)⑤南海崖1321气田q AOF=3.6085q g1+20.2385p2R-p2wfp2R-1(5)⑥q AOF=q gp2R-p2wfp2R-6594(6)q AOF=6q g1+48p2R-p2wfp2R-1(7) ⑦国外专家根据国外气田资料推导的公式q AOF=0.8q g1-5pwfpi-1(8)或 q AOF=0.8q g1-5m(pwf)m(pi)-1(9)2.“一点法试井”误差原因分析一点法试井只需测量一个稳定流动压力及其相2008年6月 油 气 井 测 试 第17卷 第3期[作者简介] 刘能强,男,教授级高级工程师,长期从事试井评价及研究工作。