坨17井生产数据动态分析与井控储量计算

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气藏气井生产动态分析报告题改图

气藏气井生产动态分析题一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。

该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。

1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。

4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。

请结合该井的采气曲线和压力计原始记录：1、计算该井压力梯度；2、分析判断气井采气参数变化的原因。

测压时间井深（m）压力（MPa）压力梯度（MPa/100m）备注86.4.28 9：00 0 14.259：20 1000 14.93 0.0689：40 1500 15.27 0.06810：00 2000 15.61 0.06810：20 2271 15.80 0.07010：40 2700 16.10 0.07011：00 2950 16.28 0.072 2950遇阻答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。

（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。

二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。

井控计算公式

井控计算公式井控计算公式1、地层压力(孔隙流体压力)：(关井后)P地= P立+ P静= P立+ρ.g.H 注：g = 9.81 = 0.00981水的密度=1.0—1.07g/cm3, 正常地层压力梯度：0.00981-0.01049MPa/m, 9.81-10.5kPa/m。

2、静液压力：由静止液体的重力产生的压力。

P静= ρ.g.H =压力梯度G ×垂深3、压力梯度：每米垂深压力的变化量。

G = P/H = ρg4、地破试验：①破裂压力：P破 = P表+ρ.g.H ②破裂压力当量密度：ρ当= 102×P破/H③漏失压力：P漏 = P表+ρ.g.H ④漏失压力当量密度：ρ当m+ P漏/0.00981×H5、当量钻井液密度：ρ当= ρm+ 102×P立/H = 102×P地/H6、极限套压(最大允许关井套压)：Pa max = (ρ当一ρm).g.H7、压井液当量密度：ρ压= 102×P地/H = P地/g.H = ρm+ 102×P立/H =ρm立/g.H8、压井液量：V压 = 钻具内容积V1+ 环空容积V2， (附加1.5—2 倍)9、重晶石量：G重=ρ重.V压(ρ重浆–ρ原浆)/ (ρ重-ρ重浆)，式中：ρ重—重晶石密度，4.00-4.20g/cm310、初始循环压力：P初=低泵冲泵压+ 关井立压低泵冲泵压=钻进泵压/(钻进排量/压井排量)211、终了循环压力：P= （重浆密度/原浆密度）×低泵冲泵压12、压井液从井口到达压井管柱底部的时间(min)：t 1 = V1/60.Q (m3/min) = 1000.V1/60.Q (l/s)13、压井液从压井管柱底部到达井口的时间(min)：t 2 = V2/60.Q (m3/min) = 1000.V2/60.Q (l/s)式中：V1为钻具内容积 =（π/4）.(D21.L1+ D22.L2)， V2为井眼环容 =（π/4）×H×井径2m14、压井液循环总时间(min)：t总 = V总/60.Q (m3/min) = 1000.V/60.Q (l/s)式中：t总 = t1+ t2， V总= V1+ V215、压力系数相当于钻井液密度。

油田开发动态分析主要技术指标及计算方法

指标及计算方法1.井网密度油田（或区块）单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。

f=n/A02.注采井数比注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。

3.水驱控制程度注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。

水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100%由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响，因此，在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。

不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。

一些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注水方式时，应选择注水井数比较大的注水方式，以取得较高的水驱储量控制程度。

该指标的大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最终采收率。

中高渗透油藏（空气渗透率大于50*10-3 um2）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。

4.平均单井有效厚度油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。

5.平均单井射开厚度油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。

6.核实产油量核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。

7.输差输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。

K=（q ow-q or）/q ow8.核实产水量核实产水量用井口产水量和输差计算。

q wr=q ww(1-K)9.综合含水油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。

f w=(100*q wr)/(q wr+q or)-1- 低含水期（0<含水率<20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。

要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。

元陆17井固井技术

元陆17井固井技术张庆华张相乾（中原油田西南钻井公司）摘要：元坝地区是中石化天然气增储上产的重点区域。

该地区地质条件复杂，断层多，存在多套压力系统，尤其陆相气层异常活跃。

在勘探过程中经常钻遇高压气层，必须使用超高钻井液密度压稳后才能继续钻进，从而给完钻下套管、固井施工带来了更大的困难。

元陆17井使用￠215.9mm钻头在三开钻井施工中钻遇高压气层，经过节流压井后，钻井液密度提高到2.42g/cm3（设计最高密度2.03g/cm3）才保证安全钻进。

为满足下步施工安全提前下入￠193.7mm无接箍套管封隔高压气层。

针对在超高钻井液密度下，￠215.9mm 井眼下入￠193.7mm无接箍套管和固井施工中存在着较多困难；单边间隙小（套管与井眼单边间隙只有11.1mm）；气层段长达647.5米，气层较多压稳困难；下套管、固井时易发生井漏，尾管钻具输送过程中易井漏；水泥浆密度高，替浆排量小固井质量难以保证。

通过下套管前优化地层承压方案；优选水泥浆体系，领尾浆均采用2.55 g/cm3高密度加重胶粒防窜双凝单密度水泥浆体系；制定安全、合理的下套管技术措施和固井施工技术方案。

使得套管安全下入，并顺利完成固井施工，达到质量评价良好。

关键词：元陆17 溢流超高钻井液密度固井高密度质量良好作者简介：张庆华，1993年毕业于中原石油学校钻井工程专业，工程师1 概述元陆17井是南方勘探分公司在四川盆地川东北元坝东部断褶带圈闭群构造上所布的一口重点预探井。

设计井深4730米。

圈闭为构造-岩性复合圈闭。

由于新区钻探不可预见的因素多，存在易漏、易塌、易斜、易涌等复杂情况，地层压力系数远远高于设计的压力系数（本井设计最高密度 2.03g/cm3）。

该井三开￠215.9mm井眼在自流井组马鞍山段钻井施工时发生溢流，钻井液密度由设计最高2.03g/cm3提置2.42 g/cm3才压稳满足继续钻井施工。

下部将钻开地质预测的自流井组珍珠冲段、须家河组和雷口坡3套气层，不管下部是钻遇高压还是低压，均可能出现喷漏同存情况，井控风险极高。

气井动态储量计算方法

二、传统的计算方法——产量递减法
递减阶段的产量公式为：
qt qoe
当D远远小于1时
Dt
e
D
D 2 D3 1 D 2! 3!
qt qo(1 D)t
t
G p qt dt qo (1 D)t dt
0 0
t
qt ln(1 D) Gp qo
气井动态储量计算方法研究及应用
学专主
校：中国石油大学（北京）业：油气田开发工程讲：田冷
Contents
一、动储量的概念
二、动储量的计算方法原理三、计算动储量的新方法四、不同方法的应用及对比五、应力敏感储层动态储量预测
一、动储量的概念
动态储量通常是指以开发地质储量中在现有的工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，所有井投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可以从气藏中流出的天然气总量。理论上它等于现有井网控制条件下的地质储量。它不但强调储量的可流动部分，而且同时还强调波及范围内的可流动气量。因此，动态储量的大小与生产井数、井网的控制程度及波及系数等密切相关。
探明地质储量
二、动储量传统的计算方法原理
物质平衡法
传统计算方法
压降法弹性第二相法
试井分析法
压力恢复法
压差曲线法
数学统计法
产量递减法产量累计法试凑法数值模拟法
其它方法
二、传统的计算方法——压降法
物质平衡法又称压降法，是目前气田应用较为广泛且相对而言最为精确的动态储量计算方法。其基础是质量守恒定理。目前物质平衡法主要应用的气藏类型有： ①定容封闭性气藏；②水驱气藏；③凝析气藏；④异常高压气藏。对于一个具有天然水驱作用的气藏，其物质平衡方程式为：原始储量＝累计采出量＋剩余储量＋水侵量，即

油井流入动态与井筒多相流动计算

第一章油井流入动态与井筒多相流动计算一、名词解释1、流入动态：油井产量与井底流动压力（简称流压）的关系。

2、IPR 曲线：表示产量与流压关系的曲线称为流入动态曲线。

简称IPR 曲线。

3、采油指数：是一个反应油层性质、厚度、流体参数、泄油面积、完井条件等的综合指标。

4、流动效率：在相同产量下的理想生产压差与实际生产压差之比。

5、产液指数：指单位生产压差下的生产液量。

6、泡流：溶解气开始从油中分离出来，由于气量少，压力高，气体都以小气泡分散在液相中，气泡直径相对于油管直径要小很多，这种结构的混合物的流动称为泡流。

7、流型：油气混合物的流动结构是指流动过程中油、气的分布状态，也称为流动型态，简称流型。

8、段塞流：井筒内形成的一段油一段气的结构，这种结构的混合物的流动称为段塞流。

9、环流：形成油管中心是连续的气流而管壁为油环的流动结构，这种流动称为环流。

10、雾流：在管壁中，绝大部分油都以小油滴分散在气流中，这种流动结构称为雾流。

11、滑脱：在气-液两相管流中，由于气体和液体之间的密度差而产生气体超越液体流动的现象称为滑脱。

12、滑脱损失：出现滑脱之后将增大气液混合物的密度，从而增大混合物的静水压头。

因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。

13、质量流量：质量流量，即单位时间内流过过流断面的流体质量。

14、体积流量：单位时间内流过过流断面的流体体积。

15、气相实际速度：实际上，它是气相在所占断面上的平均速度，真正的气相实际速度应是气相各点的局部速度。

16、气相表观速度：假设气相占据了全部过流断面，这是一种假想的速度。

17、滑脱速度：气相实际速度与液相实际速度之差称为滑脱速度。

18、体积含气率（无滑脱含气率）：单位时间内流过过流断面的两相流体的总体积中气相所占的比例。

19、真实含气率：真实含气率又称空隙率、气相存容比，两相流动的过流断面上，气相面积所占的份额，故也称作截面含气率。

20、混合物密度：在流动的管道上，取一微小管段，则此微小管段内两相介质的质量与体积之比称为混合物的真实密度。

常规油田生产动态分析模板.

1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单元）动态分析等三个部分。

2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。

（图表模板参考《吐玉克油田2011年度调整方案》）单井动态分析模板一、收集资料1、静态资料：主要包括油井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。

2、动态资料：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应注水井注水量及注水压力、气油比等。

3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。

4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及井下工具、井身结构（井身轨迹）等。

二、分析内容1、日产液量变化；2、综合含水变化；3、日产油量变化；4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化；5、气油比变化；6、对应注水井注水能力变化；7、深井泵工作状况；8、措施效果评价等。

——单井生产曲线：日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、措施备注采油井生产曲线注水井生产曲线三、分析步骤1、概况2、生产历史状况（简述）3、主要动态变化首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。

3.1日产液量变化3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。

判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t，波动幅度在±8％；日产液量在30-50t之间，波动幅度在±12％；日产液量在10-30t之间，波动幅度在±20％；日产液量小于10t，波动幅度在±30％；如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。

油藏工程常用计算方法

油藏工程常用计算方法油藏工程是石油工程中的一个重要领域，涉及到油藏的勘探、开发和生产等方面。

在油藏工程中，常常需要进行一系列的计算来评估和分析油藏的性质和行为。

下面将介绍一些油藏工程常用的计算方法。

1.计算原油储量原油储量是评估一个油藏的重要参数，常用的计算方法有静态法和动态法。

静态法通过测井数据和油藏地质模型，计算储量的地质体积。

动态法则通过考虑地层渗流和流体流动的动态特性，计算储量的产油体积。

2.计算油藏含水饱和度油藏的含水饱和度是指油藏中含有的水的比例。

常用的计算方法有电测井测井曲线分析法和测井资料解释法。

通过分析不同测井曲线（如电阻率曲线、自然伽玛曲线等）的变化规律，可以计算油藏的含水饱和度。

3.计算油藏渗透率油藏渗透率是衡量油藏储层导流能力的重要指标。

常用的计算方法有试油法和渗透率曲线法。

试油法通过实验室试验或现场试油，测量岩心样品或井中液体在单位时间内通过单位面积的流量，计算渗透率。

渗透率曲线法则通过测井曲线分析，利用渗透率曲线的特征，计算渗透率。

4.计算油藏压力与产量关系油藏的压力与产量关系是研究和预测油藏开发效果的重要依据。

常用的计算方法有压力-产量分析和产能预测法。

压力-产量分析通过分析油藏生产数据和压力变化，建立压力与产量的关系。

产能预测法则通过考虑岩石物性和流体性质等因素，结合油藏地质特征和开发方案，预测不同开发阶段的产能。

5.计算水驱油效果水驱是油藏开发中常用的一种增产方法。

计算水驱油效果是评估水驱效果的重要手段。

常用的计算方法有位移效率法和水驱指数法。

位移效率法通过考虑水驱后的产量与无水驱时的产量之比，计算水驱效果。

水驱指数法则通过测量水驱前后的注水压力和油井生产的工况参数，计算水驱指数。

以上介绍了一些油藏工程中常用的计算方法，涉及到油藏储量、含水饱和度、渗透率、压力与产量关系和水驱油效果等方面。

这些计算方法在油藏工程的勘探、开发和生产中具有重要的应用价值，能够帮助工程师和研究人员更好地了解和评估油藏的性质和行为。

坨17井试井资料分析与解释

井在泉一段喜获７２Ｘ１ｍ．的工业气流。该井０在射开地层没有测静压资料，目前共进行了１到次不稳定测试和产能测试。
ｄｍ／，ａｄ并取样品化验，试油结果为气层。
２０００年６月１日’２０７０３年１１月关井，０３２０
１钻井及地质简介
段（—ｄ较长（图１。半对数分析结果表明：ｃ）见）曲线为续流段（，口一６一ｃ）然后是不断挠曲上
１日测气，油量为０２ｔｄ产气量为７．５７产．／，１７
为被断层切割的背斜构造，两翼较为对称，发育十
余条断层，主要断层走向多为近南北向，延伸长度
为１４５ｋ断距为１３。１９ — ．ｍ，５～５Ｉ９８年，１ｎ坨７
１９９８年６月２３日５时完钻，完钻井深２２，４Ｉ历５ｎ时６１。本井在钻井时录取各项地质录井９ｄ１ｈ
及地球物理测井等项资料，９８年７月１１９０日完
井。坨１７井附近有２条平行断层，东侧断层距井
２ｄ测试层位为泉一段，１，压力计下人深度２００１ｉ，ｎ利用加拿大ＦＫＴＥＥＥ公司最新版本Ｆｓ试井ａｔ
维普资讯
２００６年１月１
断块油气田ＦＵ｜ＢＯＫＯＬ＆ＧＳＦＥＩＡＩ．ＬＣＩＴＡＩＬ）
第Ｊ３卷第６期
坨１试井资料分析与解释７井
陈少军张英魁张辉陈建文朱启军平云峰，
为井筒储存、表皮效应。外边界为２条平行断层。双对数分析结果表明¨ ：曲线首先进入续流段

动态分析用计算公式汇总

动态分析用计算公式汇总储采比=上年剩余可采储量/当年采油量容积法算地质储量公式=100Ah ΦS Oi oi o B ρ采油速度=动用地质储量年采油量×100% 折算年采油量=动用地质储量折算年产油量×100%=动用地质储量当月日产油水平365⨯×100% 采出程度=动用地质储量累积采油量×100% 可采储量采出程度=可采储量累积采油量×100% 采收率=地质储量可采储量×100% 最终采收率=地质储量油田总采油量×100% 日产油水平=当月日历天数月实际采油量平均单井日产油水平=油井开井数日产油水平油田（开发区) 折算年产油量=日产油量×365折算年产油量=该月日历天数月产油量×365=月份的日历天数月份的月产油量1212×365 月平均日产油量=当月实际生产天数月实际总产油量综合生产气油比=月产油量月产气量累积生产气油比=累积产油量累积产气量采油指数=流压静压日产油量- 采液指数=流压静压日产液量- 采油强度=油井油层有效厚度油井日产油量=油井油层砂岩厚度油井日产油量输差=井口产油量核实产油量井口产油量-×100% 水油比=日产油量日产数量综合递减率=T A C B T A ⨯--⨯)(×100% 自然递减率=T A D C B T A ⨯---⨯)(×100% 平均综合含水率=液量含水及不含水井的总产各含水油井产水量之和×100%=产液量之和产水量之和×100% 综合含水率=月产液量月产水量×100% 年含水上升速度=当年12月综合含水率-上年12月综合含水率含水上升速度=阶段初的采出程度阶段末的采出程度阶段初含水率阶段末含水率--×100% =采油速度阶段初含水率阶段末含水率-×100% =年采油速度年含水上升值注水强度=水井油层有效厚度日注水量=水井油层砂岩厚度日注水量吸水指数=注水井静压注水井流压日注水量-=压力差两种工作制度井底注水量之差两种注水压力下日注水注采比=油井产水体积原有相对密度原有体积系数采油量注水井溢流量注水量+⨯-累积亏空体积=累积注入体积-（累积产油量×原有相对密度原有体积系数+累积产出水体积）存水率=累积注水量累积产水量累积注水量-×100% 水驱指数=累积产油量累积产水量累积注水量- 注水速度=地质储量年注入量×100% 注水程度=油层总孔隙体积累积注入量注水利用率=注入水量产水量注入水量-×100% 水线推进速度=水线推进所用的时间推进的距离。

油田动态特征分析报告

油田动态特征分析报告
根据对油田动态特征的分析，以下是我对油田的观察和见解。

1. 产量分析：
根据数据，我们可以观察到油田产量在过去几个月或几年中的变化。

这种动态特征可以帮助我们了解油田的生产能力和波动。

2. 油井开发率：
通过观察油井的开发率，我们可以判断油田的开发进展和变化。

较高的开发率表明该油田正处于高产阶段，并且可能具有较高的潜在产能。

3. 油田储量：
油田的储量是评估其潜在产能的重要指标。

通过观察油田储量的变化，我们可以了解油田的可持续性以及未来的生产前景。

4. 采收率：
采收率是指从储量中成功采收的比例。

通过观察油田的采收率，我们可以对其生产效率和技术水平有更深入的了解。

5. 投资和开发规模：
观察油田的投资与开发规模可帮助我们判断对于该油田的潜力与价值的认知程度。

较大的投资和开发规模通常意味着较大的潜在产能和发展机会。

6. 环境因素：
考虑到油田产业的环保和可持续性问题，观察油田的环境因素
也是非常重要的。

这包括对油田的生态影响、水资源利用和废弃物处理等方面的分析和评估。

以上是对油田动态特征的分析报告。

根据这些观察和见解，我们可以更好地了解油田的潜力、生产发展趋势、投资价值和环境影响。

这些信息将有助于制定合理的油田开发和管理策略。

不同气井生产动态分析方法对比分析研究

不同气井生产动态分析方法对比分析研究陈济宇;魏明强;段永刚【摘要】气井生产动态特征分析是气田开发过程中重要的基础工作.长期以来,动态分析方法在油气田产量预测、可采储量计算、地层参数的确定中得到广泛应用.为此,在调研大量国内外文献的基础上,系统介绍了传统的Arps、Fetkovich方法和现代的Blasingame曲线、Agarwal-Gardner (A-G)、规整化压力积分(NPI)方法的基本原理及适用条件,进一步对比了不同气井生产动态分析方法的优缺点.把握不同动态分析方法的原理及其优缺点,为气藏工作者选择合适的动态分析方法提供了依据.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2012(035)004【总页数】4页(P56-59)【关键词】动态分析;Arps方法;Fetkovich方法;Blasingame方法;A-G方法;NPI 方法【作者】陈济宇;魏明强;段永刚【作者单位】西南石油大学;西南石油大学;西南石油大学【正文语种】中文0 引言单井动态资料的研究始于19世纪20年代，但早期仅是基于经验公式，后来许多学者结合渗流理论不断丰富生产动态分析方法，形成了多元回归、迭代求解、曲线位移、最佳拟合和典型曲线拟合等多种成熟方法。

其中典型曲线拟合法是目前运用的最为广泛的方法，被集成到多种商业软件(如Topaze, Fast.RTA等)中。

然而不同的生产动态分析方法无论从原理还是适用条件均有所差异，各有其优缺点。

目前广泛应用的生产动态分析方法主要有：传统的Arps分析方法、Fetkovich方法、现代的Blasingame分析方法、 Agarwal-Gardner(A-G)、规整化压力积分(NPI)等方法。

1 传统分析方法1.1 Arps方法1945年，J.J.Arps根据矿场实际资料的统计研究，将油气井的产量递减规律分为三种类型，即指数递减、双曲递减和调和递减，并提出了确定递减参数以及产量预测的图版拟合方法。

动态指标的计算

静止压力：它是指油井关井后，待压力恢复到稳定状矿时，所测到的油层中部压力，简称静压
采油指数：采油指数是指生产压差每增加1兆帕所增加的日产量，也称为单位生产压差的日产量。它表示油井生产能力的大小，参数符号为JO，单位为立方米／(兆帕·天)。
比采油指数：生产压差每增加1兆帕时，油井每米有效厚度所加的日产油量叫比采油指数，参数符号为JOS，单位为立方米／(兆帕·天·米)。它表示每米有效厚度的产能力。
2 、井网条件:井网完采出程度就高善
3 、开采方式:采出程度的高低与注水开发部热菜和依靠天
4
然能量开发有着密切的联系
分类低采出程度油藏中采出程度油藏高采出程度油藏
可采储量采出程度 <50%
≥50%~<75% ≥75%
分类低采油速度油藏中采油速度油藏高采油速度油藏
剩余可采储量采油速度 ≤8%
坨82产 148吨
新井接替380
措施接替1300 吨
老井自然产油
D综合递减率
1
阶段产油量新井产油量 1
0 0%
标定水平日历天数
D自然递减率
1
阶段产油新井产油措施产油 1
0 0%

标定水平日历天数
D月递减率 1n次方1D10%0
地饱压差：目前地层压力与原始饱和压力的差值叫地饱压差。它是表示地层原油是否在地层中脱气的指标。
流饱压差：流动压力与饱和压力的差值叫流饱压差。它是表示原油是否在井底脱气的指标。
生产压差：静压(即目前地层压力)与油井生产时测得的流压的差值叫生产压差，又称采油压差。在一般情况下，生产压差越大，产量越高。
>8~≤11% ＞11%
三递减率

钻井工程-16-17井控与计算

2、起下钻杆时发生井涌
（1）发出警报信号并立即停止起下钻作业；
（2）抢接回压阀（或投钻具止回阀）；
（3）适当打开节流阀；（4）关防喷器—先关环形、再关闸板；（5）关节流阀，试关井，注意套压不能超过极限套压；（6）及时向对长和技术人员报告；
（7）认真记录关井的立压、关井套压和泥浆池增量。
3、起下钻铤时发生井涌
• 地层压力预测不准，泥浆密度偏低
• 在发生井漏后，没有预防可能发生的井喷 • 思想麻痹，违章操作。
第一节
井眼—地层系统的压力平衡
一、井眼内的各种压力 1、地层孔隙压力 2、地层破裂压力 3、钻井液静液柱压力
Pp 9.81*103 p D Pf 9.81*103 f D
3 P 9 . 81 * 10 d D h
（3）当井底气体形成气柱时，随着气柱的上升（滑脱上升或循环上升），在井口未关闭的情况下，环境压力降低，体积膨胀变大，替代的钻井液液量越来越多，使井底压力大大降低，更多的气体以更快的速度侵入井内，最终导致井喷。
（4）在井口关闭的情况下，气体在滑脱上升中保持体积不变，因此，其压力亦保持不变，此情况下，井口和井底压力都会逐渐增加，当气体达到井口时，井口承受的压力为地层压力，井底的压力为2倍地层压力，此情况下可能压漏地层，发生井下井喷。
第六章
本章主要内容:
油气井压力控制
欠平衡压力钻井发生井喷原因、征兆与检测方法
关井方式与关井程序侵入流体性质的判别压井—恢复井内压力平衡方法
概述
油气井压力控制——在钻井过程中对地层压力进行控制。井控的基本要求： 1、有效地控制地层压力，防止井喷。 2、防止井漏、井塌和缩径等复杂情况的发生 3、有效的保护油气层井控的技术内容： 1、地层压力的预测和监测

动态分析计算公式

动态分析定量计算公式一、技术经济指标1、抽油机电动机功率利用率；%100cos 3%100%100W ⨯⨯⨯⨯=⨯=⨯=额定额定实际输入利电动机额定功率电动机实际输入功率W U I W W φ 之间～为功率因数一般在85.084.0φcon （采油工应知应会P36和抽油培训讲义P201）合理标准：W 利＞70%2、抽油机电动机效率 %100⨯=电动机入功率电动机输出功率η 3、扭矩利用率：%100%100⨯=⨯=额定际实利额定扭矩实际扭矩M M M 合理标准：M 利＞50%计算抽油机最大扭矩经验公式（高等学校教学用书王鸿勋等编采油工艺原理P152）公式一 )(2min max max P P S M -⨯= 公式二苏联 )(236.0300min max max P P S S M -⨯⨯+⨯=公式三中国 )(202.01800min max max P P S S M -⨯⨯+⨯=式中均采用牛、米单位公式三要比公式一和公式二准确如果式中均采用公斤、米单位则用下式：4、抽油机平衡率：为合格）～（要求平衡率上电流下电流平衡率%100%85%100⨯=I I I %100⨯=大小平衡率I I I%100M P P 236.0S 300%100M M M ⨯-⨯⨯+⨯=⨯=理论小大理论实际利）（扭矩利用率S %100M P P 236.0S 30%100M M M ⨯-⨯⨯+⨯=⨯=理论小大理论实际利）（扭矩利用率S5、冲程利用率：%100S S %100⨯=⨯=额定际实利额定冲程实际冲程S 合理标准：S 利＞80%6、冲次利用率：%100N N %100⨯=⨯=额定际实利额定冲次实际冲次N 合理标准：N 利＞60～70%7、负载利用率：%100P P %100P ⨯=⨯=额定际实利额额定冲程实际载荷合理标准：P 利＞70%计算抽油机悬点最大载荷公式（高等学校教学用书王鸿勋等编采油工艺原理P109）抽油机悬点最大载荷每种公式只能是近似值公式一 )1371)((/1max n S W W P r ⨯++= Wr---抽油杆在空气中的重量，牛。

气井动态储量计算方法

气井动态储量计算方法1.确定井口流量：井口流量是指从气井井口涌出的天然气流量。

通常通过测定井口压力和流量来获得。

根据测得的井口压力和流量数据，可以使用龙格-库塔法或其他数值方法进行反演计算，得到准确的井口流量。

2.产油水比的确定：产油水比是指在气井生产过程中，随着时间的推移，油和水的产量相对于天然气产量的比例。

产油水比的确定通常需要进行历史数据分析和产能测试。

通过实际生产数据和现场测试，可以获得较准确的产油水比。

3.动态储量计算：根据井口流量和产油水比的确定，可以使用以下公式计算气井的动态储量：Q=Qg+Qo+Qw其中，Q为动态储量，Qg为天然气的动态储量，Qo为石油的动态储量，Qw为水的动态储量。

Qg=Q×(1-Ro-Rw)Qo=Q×RoQw=Q×Rw其中，Ro为产油比例，Rw为产水比例。

二、动态储量修正方法1.渗流体动态储量修正：在气井开采过程中，地层渗流可能会影响气井的产能和动态储量。

根据地层渗流的影响可以对动态储量进行修正，修正公式如下：Q'=Q×(1+Ke)其中，Q'为修正后的动态储量，Q为未修正的动态储量，Ke为地层渗流系数。

2.压力衰减动态储量修正：由于气井开采导致地层压力的衰减，可能会对动态储量的计算造成偏差。

根据地层压力的衰减程度可以进行修正，修正公式如下：Q'=Q×(P0/P)^(1/n)其中，Q'为修正后的动态储量，Q为未修正的动态储量，P0为初衰减时的地层压力，P为实际测得的地层压力，n为衰减指数。

以上介绍的是一种常用的气井动态储量计算方法，但实际计算中还需要考虑其他因素的影响，如地层渗流和压力衰减。

此外，动态储量的计算应该结合实际生产数据和现场测试结果，尽可能准确地评估气井的产能和储量。

动态分析计算公式

T: 当年1-n月的日历天数
B：1-n月累计核实产油量
C：1-n月新井累计产油量
D：1-n月老井措施累计产油量
自然递减率越大，说明产量下降的越快，稳产的难度越大。
17
日产油水平：当月产油量与当月日历天数的比值。
日产油水平=月产油/当月日历天数
t/d
日产油水平是衡量原油产量高低和分析产量变化的重要指标。
小数
26
注水强度
注水强度=日注入量/油层有效厚度
M3/d.Mpa
衡量油层吸水状况的指标
27
吸水指数
吸水指数=两种注水压力下日注水量之差/两种压力压力之差=日注水量/流压-静压
用来分析注水井工作状况及油层吸水能力的变化
28
存水率：保存在地下的注入水体积与累计注水量的比值
存水率=
小数
29
地下水线推进速度
综合生产汽油比=
M3/t
表示油田投入开发以来天燃气能量消耗的总体情况。
15
综合递减率：反映油田采取增产措施情况下的产量递减程度。
综合递减率=
%
综合递减率大于0时产量递减。为负值时表示产量上升。
16
自然递减率：反映油田在未采取措施情况下的产量递减率。
注：标定递减
自然递减率=
A：上年末老井日产油水平的标定值
动态分析计算公式
序号
名词解释
公式名称
单位
备注
1
地质储量：是指埋藏在地下的石油和天然气的实际数量。
容积法计算地质储量=100F*h*¢*soi*p/Boi
104t
F:含有面积，km2
h: 油层有效厚度m
¢:有效孔隙度
P：地面原油密度t/m3

井下作业井控基本计算公式

井下作业井控基本计算公式天然气求产公式:采出液求产公式:卡点计算:K=21Fcm中和点计算：KN1MPa=10.194kgf/cm2工程大气压1kgf/cm2=98.076KPa1bar=1kgf/cm2国际工程单位1pi=6.895kPa=0.006895MPa英制静液柱压力：P=ρgH/1000MPa当量流体密度：ρe=1000P/gHg/cm3ρe=1000P/gH+ρ压力梯度：G=P/H=ρgkPa/m上覆岩层压力：PO=PM+PPMPaGO=GM+GPkPa/m井底压差>0正压差压力系数:静止状态:静止关井:节流循环:正常循环:油管压力=循环压损+静液压不平衡值+井涌控压修井液自动外溢的条件:h(papd)wVVwm102ahw1.07---1.20g/cm3为盐水;0.12-0.36g/cm3为天然气;0.36---1.07g/cm3为油或混合气体溢流。

密度选择:ρ＝ρe+ρ附加密度附加:油水井0.05~0.1;气井0.07~0.15根据地层压力计算:ρ＝102(PP+P附加）/H根据立管压力计算:压力附加:油水井1.5~3.5;3.0-5MPa计算钻柱内容积:V1D241LD2212L2DnLn计算套管环空容积V224DhD2L221p11Dh2Dp2L2总容积:V=V1=V2所需加重压井液量取总容积的1.5---2倍。

循环一周时间:t1V1V2Q压井排量一般取钻进时排量的1/3—1/2。

上返速度:根据新浆总体积V求重晶石ρ—加重剂密度;ρ1—压井液密度;ρ0—原浆密度;根据原浆总体积V求重晶石降低压井液密度所需水量钻柱装有回压阀测定关井立压不循环法:循环法:Pd=PT-PciPT—测量立管压力初始循环立管压力:pTi=pd+pcipci—压井排量循环立管压力(低泵速泵压)，Mpa。

终了循环立管压力:PTf=Pci某ρK/ρm最大允许关井套压pa=（Gf–Gm）Hf。

井控计算公式

井控计算公式1、钻井液压力梯度（psi/ft ）=0.052xWm(ppg)钻井液压力梯度(Mpa/m)=0.0098xWm(g/cm³)2、液柱压力P （psi ）=0.052xWm(ppg)xTVD(垂直井深ft)液柱压力P （Mpa ）=0.0098x Wm(g/cm³) xTVD (垂直井深m)3、地层压力＝液柱压力+关井钻杆压力SIDPP4、关井套压SICPP= 地层压力－环空液柱压力5、初始循环压力＝低泵速泵压+关井钻杆压力SIDPP7、钻井泵排量（桶/分）＝桶/冲x 冲数/分钻井泵排量（升/分）＝升/冲x 冲数/分泵排量（桶/分）环空容积（桶/英尺）泵排量（升/分）环空容积（升/米）SIDPP(psi)0.052TVD(ft)11、最大允许关井套压(psi)=0.052[最大允许钻井液密度(ppg)－井内实际钻井液密度(ppg)]x 套管鞋深（ft ）最大允许关井套压(Mpa)=0.0098[最大允许钻井液密度(g/cm³)]－井内实际钻井液密度(g/cm³)]x 套管鞋深（m ）1500（W2－W1）35.2－W2W1－原钻井液密度(ppg) 1500－一桶重晶石的重量（磅）W2－重钻井液密度 (ppg) 35.8－一加仑重晶石的重量（磅）Wx(W2－ W1) Wx －W1W1－原钻井液密度(g/cm³) Wx －重晶石密度(g/cm³)W2－重钻井液密度(g/cm³)14、单位长度容积计算： d －钻杆内径（英寸）d －钻杆内径（mm ）套管内径 D2 (in) ²－钻杆外径 D1 (in) ² 102915、在起钻前为了使起出的钻杆里没有钻井液，需打一段加重钻井液，计算公式如下：16、泵压与泵速的关系P1（泵速由spm1增至spm2时的压力）= p (泵 17、溢流物梯度（psi/ft ）=0.052x 钻井液密度（ppg ）－（SICPP －SIDPP ）(psi)溢流物高度（ft ）溢流物梯度（Mpa/m ）=0.0098x 钻井液密度（g/cm³）－（SICPP －SIDPP ）(Mpa)溢流物高度（m ）18、溢流物高度（ft ）＝循环池增量(桶)∕环空容积（桶/ ft ）溢流物高度（m ）＝1000x 循环池增量(m³)∕环空容积（升/米）。