榆林南储气库水平井注采试验研究
长庆气区榆林气田南区地下储气库建设地面工艺
长庆气区榆林气田南区地下储气库建设地面工艺
刘子兵;张文超;林亮;薛岗
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2010(030)008
【摘要】为了满足天然气调峰、事故应急和战略储备的需要,中国石油天然气股份有限公司拟在长庆气区建设我国最大规模的地下储气库(120×108m3),包括靖边气田陕45井区和榆林气田南区等.为此,针对长庆气区榆林气田南区特点,提出了"分散增压、井丛布置,双向输送、多级节流,中压采气,开工注醇,低温分离,分散净化、干气输送"的地下储气库建设地面工艺,并提出2点建议:①在注气过程中,压缩机出口压力随地层压力升高而升高,变化幅度很大,建议工艺设计要充分适应这种变化;②采出气的压力和组分在不断变化,将对净化工艺产生影响,建议进行分期建设,初期建设规模不宜过大,以提高净化装置的适应性.
【总页数】3页(P76-78)
【作者】刘子兵;张文超;林亮;薛岗
【作者单位】中国石油西安长庆科技工程有限责任公司;中国石油西安长庆科技工程有限责任公司;中国石油西安长庆科技工程有限责任公司;中国石油西安长庆科技工程有限责任公司
【正文语种】中文
【相关文献】
1.天然气地下储气库地面工程的工艺设计 [J], 周士华
2.长庆气区开发模式及地面配套工艺技术 [J], 徐勇;穆谦益;杨亚聪;焦廷奎
3.天然气地下储气库的地面工艺技术研究 [J], 秦浩
4.榆林气田南区建设地下储气库圉闭有效性评价 [J], 陈凤喜;兰义飞;夏勇
5.天然气地下储气库的地面工艺设计 [J], 吕静成
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长庆储气库合理注气压力的确定
长庆储气库合理注气压力的确定吕建;罗长斌;付江龙;李治;汤敬【摘要】利用衰竭气藏建设地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点.长庆油田计划在榆林气田南区X气藏和靖边气田陕Y气藏建设地下储气库先导试验区.由于储气库必须具备战略应急和高峰供气的能力,其气井和地面配套工艺需实现“快进快出、生产调峰能力大”,因此地面配套工艺设计大型注气压缩机和高压力等级管网,注采井采用水平井建设.目前在长庆建设储气库尚属首次,如何对储气库合理配注没有成熟经验可参考,合理注气压力的确定是保障储气库正常生产、安全平稳运行的前提条件.本文通过已知地层的破裂压力,利用气藏工程方法对注气系统压力节点分析,结合注气压缩机能力,反推注气井口压力,综合考虑地面配套设备及管网设计能力及储气库设计压力运行范围,提出长庆储气库合理的注气压力,指导储气库先导试验区的注采试验.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2014(033)009【总页数】5页(P46-50)【关键词】储气库;注气压缩机;注气压力;破裂压力;压力节点【作者】吕建;罗长斌;付江龙;李治;汤敬【作者单位】中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500【正文语种】中文【中图分类】TE822储气库是下游用户用气调峰、国家能源安全的重要保障，是促进股份公司天然气业务快速、安全、有序发展的重要途径。
建成后将有效缓解国内天然气供应的峰谷差矛盾，最大限度发挥管输能力，使上游气田生产和用户供气合理调整，保证供气安全、平稳供气。
衰竭气藏储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点，在长庆已开采气藏建设储气库具先天优势。
榆林气田南区为低渗岩性气藏，对于建设地下储气库而言，有地理条件优越、储层分布稳定、不含H2S 等优点；靖边气田陕Y 井区为碳酸盐岩气藏，井区较小，采出程度高，单井产量高，但含有H2S，因此选择在不同气藏建立储气库先导试验区有助于长庆储气库群的选择。
榆林南区柱塞气举排水效果评价
榆林南区柱塞气举排水效果评价作者：候建鑫，杨沭，万嘉来源：《决策探索·收藏天下（中旬刊）》 2019年第10期候建鑫，杨沭，万嘉摘要：文章总结了榆林南区气井生产现状及集输工艺特点，结合柱塞气举工艺选井条件，优选柱塞，同时对柱塞气举装置整体进行适应性评价。
最后开展现场试验及效果评价分析，为榆林南区后期稳产提供了强有力的技术支撑。
关键词：榆林南；柱塞气举工艺；气井一、实施背景榆林南区开发逐渐进入中后期，随着地层压力的不断降低，低产气井逐年增多。
此类气井储层物性差，气井生产受产水影响较大。
针对此类气井常规泡排已达不到理想的助排效果，同时无阻间歇生产由于井口开关井劳动强度大等原因无法有效执行。
一种经济有效、受产能限制较小的排水采气工艺是现阶段关键技术需求。
2014—2015年优选了榆林南区Y50-7和Y48-4两口低压低产气井开展了柱塞气举排水采气试验，取得良好的增产助排效果。
随后分析与这两口试验井同类的气井，发现其具备分布较集中、投产时间早、产能递减快、井筒积液严重的特征。
该类气井所属的集气站存在集中泡排影响外输气露点等问题。
因此，结合榆林南区开发地面工艺，为了进一步量化柱塞排水采气实施效果和提高低产区块整体采收率，有必要开展榆林南区柱塞气举试验。
二、榆林南区柱塞示范区的建设（一）柱塞示范区的优选结合柱塞气举排水采气工艺选井条件，综合分析了榆林南区2014年前投产，通过对比发现2014—2015年的产能递减率，集气站井均产能递减率最低，平均达25.6%。
从单井生产动态及弱喷产水气井划分做进一步分析，气井后期受产水影响更大。
（二）柱塞气举装置整体适应性评价1.柱塞工具的可行性分析针对不同气井生产特征及井筒运行情况，长庆气田自主研发的柱塞工具主要有四大类：衬垫式、柱状式、连续式和动态监测式。
其特点各异、功能不同，可满足不同类型气井助排生产和动态监测需求。
衬垫式柱塞：密封性好，适于气液比小于2000m3/m3，具有自动收缩功能，运行更流畅。
水平井在枯竭油气藏型地下储气库的应用
（） １在满足储气 库调峰功能和安全运行的要求下 ，
若技术上可行 ． 储层地质条件允许 。 用少量 的水平井取
代 多 口直井效 果较好 。 确保低 能量 消耗 ． 可 低垫层 气
产 出 ， 生产 运行 成本 。 低
（） ２ 储气 库水 平井在 生产 运行 过程 中 ， 能抑 制和
减缓边 底水 的锥进 ， 延长 气井 的稳产 期 ， 免气 井水 避 淹停产 。
第 ｌ ３卷 第 ６期
重庆科 技学 院学 报 （ 自然 科学 版 ）
２１ 年 ｌ ０１ ２月
水 平井在枯竭 油气藏型地下储气库 的应 用
尹 双 江 陈 军 梁光川 蒲海东 易 俊 。 杨 浩珑 。
（． 南石 油大 学 ， １西 成都 ６ ０ ０ ；． １ ５ ０ ２中石 油西气 东输 管道 分公 司， 海 ２ ０ ２ ；． 上 ０ １２ ３重庆科技 学院 ， 重庆 ４ １３ ） ０３ １
潮 。纵 观 国 内外 ， 大部 分 地下 储 气 库类 型 属 于枯 绝
竭 油气 藏型 地下储 气库 。 国内 目前 已建 或在建 的枯 竭 油气 藏地 下储气 库 主要是 以直井 作 为注采井 或 观 察 井 。储 气库 水 平井 技术 具 有许 多优 点 ． 项技 术 该 已在欧 美一些 国家地下储 气 库建设 中得 到 了广 泛应 用 。我 国储 气库 水平 井 技术 起 步 比较 晚 ． 目前 正处 于储 气 库水平 井钻 采技 术摸 索 阶段 。例 如 国内大港 油 田 ２０ ０ ９年 在板 中北储 气 库 注采 井 中首次 选 用 了 水 平井钻 井 工艺 ， 华北 油 田在 京 ５ 储 气 库群 中也选 ８ 用 了水平 井作 为工 作井 。 ０ ０年在 建 的中石油 长庆 ２１ 油 田陕 ４ ５井 区以及 榆林 南 井 区储 气 库都 选 用 了水 平 井作 为注采 井 口 ］ 我 国储气 库水 平井 技术 应用水 平 与 国外差 距较 大 。 国外 ， ｕｔ ａｃＥ 用数值 模拟 手段 ， Ｋ 在 Ａ Ｓ ａ Ｂ ｇｉ 运 。 对 Ｍ 枯 竭油气 藏地 下储 气库 水平 井和直 井井 型进行 了优 选 ，模 拟 出了 Ｋ 地 下储气 库最 佳直 井 和水平 井数 Ｍ 注 采 组合 ， 得 了整 个 储气 库 水平 井 的最佳 注 采速 获 度 。 结 合实 例研 究 了水平井 在储 气库 的工程 ＳＲ Ｂ Ｌ 设 计 和实 施 方案 以及 具 体 的水 平 井钻 井 施工 参 数 ． 并 讨 论 了现 场水 平井 在 生产 实 践 中 的效果 ， 以及 水
榆林气田老井封堵技术研究
榆林气田老井封堵技术研究赵乃鹏;鲁莎;刘鹏;王德龙;宫淑毓;何婷;王轩;王磊;王彦林【摘要】老井封堵技术历史悠久,目前已形成了独有的工艺技术,注水泥封堵技术目前应用最广泛.近年来,榆林气田由于老并使用年限较长出现的一系列问题以及周边城镇的侵占和建设,加大了气田老井封堵的难度.通过对榆林气田老井封堵难点的分析,提出了气井封堵3×3管理法以及封堵工序的“三步法”:“套管严密性试压、打捞钻磨桥塞、气层段挤封”,并对关键控制指标进行了分析.实际现场应用效果表明:依据提出的管理法及封堵工序对老井进行封堵,加之有效的控制关键指标,井口没有出现流体的下漏和上窜情况,封堵作业成功.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)001【总页数】5页(P50-54)【关键词】封堵技术;榆林气田;老井;注水泥;封隔器;严密性试压;桥塞;压井【作者】赵乃鹏;鲁莎;刘鹏;王德龙;宫淑毓;何婷;王轩;王磊;王彦林【作者单位】中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000【正文语种】中文【中图分类】TE355.5榆林气田位于鄂尔多斯盆地东北部，以沙漠和黄土塬地貌为主，海拔较高、地理环境较差，气田老井多为20世纪80年代末完井，使用年限较长，出现了井下油套管不同程度的腐蚀变形，固井胶结质量差，技术套管和油层套管环空窜气等一系列问题，且近年来，由于气井周边城镇侵占、储气库建设、气井隐患治理等原因的逐渐增加，加大了老井封堵的难度，提高了对老井封堵质量的要求。
低渗岩性气藏局部建设储气库水平井注采先导试验优化
能试 井 ． 通 过 多种 方 法优 化 方案 设 计 。根 据 设 计优 化 结 果 ， 进 行 储 气库 区水 平 井 注 采 先 导 试 验 ， 落 实 气 井 最 大 注 入 能
榆林 南储 气库 建设 区为 低 渗气藏 ，理 论研 究地
Ｌ ｏ ｗ Ｐ ｅ ｒ ｍ ｅ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｖ Ｏ ｉ ｌ ＆Ｇ ａ ｓ Ｆ ｉ ｅ ｌ ｄ ｓ低渗透油气 田
９７
利用 Ｐ ａ ｎ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ 软 件对 注入 及 采 出过程 压 力 变化 进
区两 口水平 井 榆 Ｘ Ｘ １井 、 榆 Ｘ Ｘ ２井进 行设 计 ， 充 分 利用 已有 静 动态 资料 ， 采 用 流 动 物质 平 衡外 推法 评 价井 区的 目前 地层 压力 ， 根 据地层 压 力情况 ， 判 断水 平井 注采 方式 。
１ ． １ ． １流 动 物 质 平 衡 外 推 法
Ｇ ｐ （ １ ０
）
图１ “ 流动” 物 质 平衡 外 推 法 求 解 地 层 压 力 示 意 图
１ ． １ ． ２ 买 例 应 用
通 过 此 方 法 对 水 平 井 注 采 试 验 邻 井 地 层 压 力 进
行精 细评 价 。 根 据 压力 降基本 原理 ． 可作 出视 地层 压
力与 累计 产气量 的关 系 曲线 ，确定 井 区 目前 地层 压
究竟 有 多 大 、 注采 效 果如 何 ， 理 论 与实 际是 否 一致 ，
需 开 展水 平井 注采 能力试 验 。
１ 注采试验 设计
榆林气田长北区块山西组下段主力储集层建模及水平井地质设计
榆林气田长北区块山西组下段主力储集层建模及水平井地质设计寿铉成;何光怀;Nick Fest【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2003(030)004【摘要】鄂尔多斯盆地东部榆林气田长北区块主力储集层是下二叠统山西组下段的石英砂岩,将用水平井开发.为编制水平井开发方案而进行的气藏地质研究结果表明:石英砂岩是连续分布的席状砂体,发育于横向迁移极大的辫状河沉积环境中的内切河谷,轴部多层河道辫状冲积的叠加厚度平均约15.77m,主河道两侧渐变为单层河道,估计多层河道砂体宽5～30km、厚9～40m,单层河道砂体宽0.25～1km、厚5～8m.石英砂岩粗-很粗粒结构和成分成熟度高都有利于保存储集层原生孔隙空间,但其内部存在阻流带,估计垂向阻流带的平均间距为600m,利用水平井可以降低阻流带的影响.根据气藏地质研究成果,考虑长北区块河道方向和地层最小水平应力(压应力)方向,进行2口水平井地质设计,钻井过程中通过随钻测井随时调整钻井轨迹.图4表1参8【总页数】5页(P117-121)【作者】寿铉成;何光怀;Nick Fest【作者单位】石油大学,北京;中国石油国际公司;中国石油国际公司;ShellChina 【正文语种】中文【中图分类】TE122.2【相关文献】1.三维地质建模在北二区西部区块研究中的应用 [J], 王开燕;包百秋;姜涛;刘丹2.榆林气田长北区块盒8段储层特征研究 [J], 孙红艳;史鹏涛;赵艳春;谭显银3.长北合作区水平井地质储量初步评价 [J], 王雪芹;白亚萍;杨亚涛;樊志强;王永波4.三维地质建模技术在致密砂岩油藏水平井开发中的应用——以鄂尔多斯盆地S 区块为例 [J], 梁卫卫;党海龙;崔鹏兴;王小锋;侯玢池;张天龙5.鄂尔多斯盆地榆林地区山西组2段高效储集层形成的地质条件 [J], 王怀厂;魏新善;白海峰因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
榆林南-子洲地区山2气藏水层特征及识别
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第 １ ７卷 第 ２期
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文章 编 号 ： ０ ５ ８ ０ ２ ０） ２ １ ８ ０ １ ０ — ９ ７（０１ ０ — ３ — ４
榆林南一 子洲地 区山 ２气 藏水层特征及 识别
过 敏 李 仲 东 林 琳 胡 奇 ２
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摘 要 榆 林 南一 洲地 区 山 ２气藏 具有 低 孔 、 渗 、 均 质 性 强 、 子 低 非 开发 中普 遍 见水 的特 点 为 此 ， 开展 了生 产 井 产 水 层 特 征研究 ， 并提 出 了识 别 方 法 。 对 山 ２气 藏 水 层进 行地 质 与 测 井特 征 系统 分析 的基 础 上 ． 据 测 试 井段 产 水 量 的 大小 ， 产 在 根 将
Ａｂｓ ｒ ｔ Ｓ ｎ ｇ ｓ ｅ ｅｖ ｉ ｉ ｃｈ ｒ ｃｅ ｉｅ ｂｙ ｏ ｔ ａｃ ： ｈａ ２ ａ ｒ ｓ ｒｏ ｒ ｓ ａ ａ ｔｒｚ ｄ ｌｗ ｐｏ ｏ ｉｙ ｌ ｗ ｐ ｒ ａ ｌｔ ， ｓｒ ｎ ｈ ｔ ｒ ｇ ｎ ｉｙ ｎｄ ｅ ｅ ａ ｗａ ｅ ｒ ｓｔ， ｏ ｅ ｍｅ ｂｉｉｙ ｔｏ ｇ ｅ ｅ ｏ ｅ ｅ ｔ ａ ｇ ｎ ｒ ｌ ｔｒ
陕224_区块储气库水平井钻完井关键技术优化
文章编号：1000 − 7393(2023)01 − 0031 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.005陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化倪华峰中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司引用格式：倪华峰. 陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（1）：31-37.摘要：针对前期长庆区域储气库采用四开大尺寸井眼水平井施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、井壁失稳垮塌严重、塌漏矛盾突出、井下故障复杂时率高及固井质量要求高等难点，通过分析钻遇地层特性和工程难点，基于井壁稳定性、提高机械钻速方面开展井身结构优化、井眼轨迹控制、强抑制强封堵钻井液体系及固完井技术研究，形成了储气库水平井钻完井关键技术，包括：“导管+四开”小井眼井身结构、井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液体系及“筛管+尾管”半程固完井配套技术，并在陕224储气库区应用完井2口，平均钻井周期120.25 d ，平均机械钻速5.24 m/h ，井身质量合格率100%，较优化前完成井钻井周期缩短49.79%，机械钻速提高174.74%。
该技术为长庆油田鄂尔多斯盆地储气库水平井高效、优质、快速钻井提供了技术支撑。
关键词：储气库；井身结构优化；轨迹控制；水基钻井液体系；半程固井；长庆油田中图分类号：TE243 文献标识码： AOptimization on key technologies for drilling and completion of horizontal wellsin gas storage in Shan 224 blockNI HuafengChangqing Drilling Corporation , CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited , Xi’an 710018, Shaanxi , ChinaCitation: NI Huafeng. Optimization on key technologies for drilling and completion of horizontal wells in gas storage in Shan 224 block ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1): 31-37.Abstract: In the gas storage in Changqing area, during the process when drilling horizontal wells with large-scale boreholes in the fourth section, in view of the fact that it is difficult to carry sand in large boreholes, the rate of penetration is low, it is difficult to control well trajectory, the well wall is unstable and collapsible, the contradiction of collapse and leakage is prominent, downhole failures occur frequently, and cementing requires high qualities, by analyzing the formation characteristics and engineering difficulties encountered during drilling, and based on the technique researches on such as wellbore wall stability, wellbore structure optimization in terms of improving rate of penetration, wellbore trajectory control, drilling fluids with strong plugging and strong inhibition, well cementation, and well completion, the key technologies for horizontal well drilling and completion in gas storage were formed. The key technologies include: conduit+four-section slim hole well structure, well trajectory control technology, water-based drilling fluid system of strong plugging and strong inhibition, and screen+liner half-process cementing and completion supporting technology.These technologies were applied to 2 wells in the Shan 224 gas storage area, with an average drilling cycle of 120.25 days and an average rate of penetration of 5.24 m/h, and the qualified rate of wellbore quality was 100%. Compared with the well completed before optimization, the drilling period was shortened by 49.79%, the rate of penetration was increased by 174.74%. This technology provides a technical support for efficient, high-quality, and rapid drilling of horizontal wells in the gas storage of Changqing Oilfield in the第一作者: 倪华峰(1971-)，1996年毕业于西南石油学院钻井工程专业，现从事定向井、水平井钻井完井技术研究与相关管理工作，高级工程师。
双6_储气库大尺寸注采井钻井技术
文章编号：1000 − 7393(2023)04 − 0410 − 08 DOI: 10.13639/j.odpt.202211042双6储气库大尺寸注采井钻井技术王博 赵春 陈显学中国石油辽河油田公司辽河油田(盘锦)储气库有限公司引用格式：王博，赵春，陈显学. 双6储气库大尺寸注采井钻井技术［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（4）：410-417.摘要：为解决现有双6储气库注采井网无法满足高月调峰需求的问题，优化部署首批3口大尺寸注采井。
针对大尺寸井高强度注采交变载荷影响、大井眼钻井液携岩屑能力弱、固井顶替效率低等技术难题，优化设计盖层井身结构，技术套管封隔盖层顶部，生产套管封隔盖层中部，Ø177.8 mm 油层尾管半程固井封固盖层底部，提高了井筒完整性；采用连续岩屑称重技术实时监测岩屑返出量，降低井下事故风险；优选固井工具和施工参数，同时改善套管居中度提高固井质量，取得了良好的实践效果。
超声波成像测井结果显示，已完钻的双6-H431井Ø339.7 mm 技术套管的固井质量合格率为93.1%；Ø244.5 mm 生产套管的固井质量合格率达到99.9%，盖层连续优质井段长达221 m ，远高于储气库钻井行业标准。
研究成果可为辽河储气库及国内其他储气库后续的大尺寸井钻井工程提供实践经验。
关键词：双6储气库；大尺寸井；注采水平井；井身结构；固井配套技术；固井质量中图分类号：TE243 文献标识码： ADrilling technique for large-diameter injection-production wells ofthe Shuang-6 Underground Gas StorageWANG Bo, ZHAO Chun, CHEN XianxueLiaohe Oilfield (Panjin ) Gas Storage Co., Ltd., Liaohe Oilfield Company , PetroChina , Panjin 124010, Liaoning , ChinaCitation: WANG Bo, ZHAO Chun, CHEN Xianxue. Drilling technique for large-diameter injection-production wells of the Shuang-6 Underground Gas Storage ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(4): 410-417.Abstract: To deal with the incompetence of the current injection-production well pattern of the Shuang 6 Underground Gas Storage (UGS), the first three large-diameter injection-production wells were deployed. Given the intensive alternating load during injection and production, insufficient cutting-carrying of drilling fluids and low cement slurry displacement efficiency in large wells,optimize the design of the wellbore structure of the cover layer, seal the top of the cover layer with technical casing, seal the middle of the cover layer with production casing, and seal the bottom of the cover layer with a half way cementing of the Ø177.8 mm oil layer tail pipe, improving wellbore integrity; the continuous cutting weighting was performed to monitor cutting return in real time and reduce risks of downhole accidents; the cementing tools and parameters were optimized and the casing centering was enhanced for better cementing quality. These efforts resulted in excellent effects in practice. The cement bond logging showed the cementing qualification rates of the Ø339.7 mm intermediate casing and Ø244.5 mm production casing of the drilled well Shuang 6-H431 reach 93.1% and 99.9%, respectively, and the high-quality cemented section along the caprock is 221 m long. These indicators are far higher than those specified in the industrial standard of underground gas storage. This research provides practical experience for drilling engineering of large-diameter wells in the Liaohe UGS as well as other UGS in China.基金项目: 中国石油勘探与生产分公司重点科技项目“复杂断块储气库建库关键技术研究与现场试验”(编号：2022KT2301)。
榆林南区挖潜措施井优选及效果预测
榆林南区挖潜措施井优选及效果预测左海龙;安文宏;刘志军;冯炎松;王京舰【摘要】榆林气田南区自2005年底在山2砂岩气藏整体建成20亿立方米年产规模后,已稳产8年,气田整体开发形式良好;但目前气田周边还未发现有利的产建接替区,为保持气田持续稳产,老井挖潜成为必要.以地质研究为基础,结合生产动态,采用不同挖潜选井原则对榆林南区44口低产、低压气井进行筛选;优选出两口井为挖潜对象,利用数值模拟对挖潜效果进行预测,并对措施经济效益进行评价.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2014(033)004【总页数】4页(P50-53)【关键词】气井挖潜;优选;效果预测;经济评价【作者】左海龙;安文宏;刘志军;冯炎松;王京舰【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE327榆林气田南区目前累计投产井173口，已累计生产天然气188×108m3，相当于20×108m3规模稳产了9.4年，目前平均单井产气量4.2×104m3/d，平均油、套压分别为9.62 MPa和10.78 MPa，气田整体开发形势良好；但其中有44口井产气量小于1.5×104m3/d，平均油、套压分别为7.31 MPa和9.52 MPa，且生产不稳定。
榆林气田间歇生产气井开发方式研究的开题报告
榆林气田间歇生产气井开发方式研究的开题报告一、研究背景和意义榆林气田是我国西北地区最大的天然气田之一，同时也是油气配合开发的重要区域之一。
气藏产气一直是榆林气田生产的关键环节，而气井的开发方式对于气藏产能的维持和提高至关重要。
然而，由于气藏地质条件、井筒施工条件和开采技术等因素的影响，气井的产能和生产能力存在较大的波动。
因此，研究气田间歇生产气井的优化开发方式，对于提高气田开发效率和减少开发成本具有重要意义。
二、研究内容本研究旨在探究榆林气田间歇生产气井开发方式的优化方案。
研究内容主要包括以下几个方面：1. 榆林气田气井产能和生产能力的研究分析通过对榆林气田气井产能和生产能力的分析，探讨气井产能和生产能力的影响因素，为气井的开发方式提供理论依据。
2. 榆林气田间歇生产气井开发方式现状分析通过对榆林气田间歇生产气井开发方式的现状分析，了解不同开发方式的优缺点，为研究气井的优化开发方式提供基础数据。
3. 榆林气田间歇生产气井开发方式优化方案研究根据对气井产能和生产能力的分析，结合现有的开发方式，提出优化方案，并通过实验验证方案的可行性和有效性。
三、研究方法和技术路线本研究采用文献资料分析法和实验研究法相结合的方法，具体的技术路线如下：1. 收集和整理榆林气田气井产能和生产能力的相关文献资料。
2. 对气井产能和生产能力的影响因素进行分析和归纳；3. 通过实验研究，验证不同开发方式的优缺点；4. 根据数据分析和实验结果，提出优化方案，并进行方案验证。
四、预期成果本研究的预期成果包括：1. 对榆林气田间歇生产气井开发方式的现状进行了深入的分析，有助于为气井的开发提供理论支持和技术指导。
2. 提出榆林气田间歇生产气井开发方式的优化方案，为气井的开发提供可行性和有效性的保障。
3. 对气井开发研究提供新的思路和方法，为类似气井开发提供借鉴和参考。
五、研究进度计划该研究预计周期为两年，具体时间节点如下：第一年：1. 搜集相关文献资料，分析气井产能和生产能力的影响因素。
榆林南储气库水平井注采试验研究
榆林南储气库水平井注采试验研究摘要：榆林南储气库区属于低孔低渗砂岩气藏，有效储层厚度薄、非均质性强，在解决储气库运行时效方面，水平井注采能力表现出独特的优势，关于其注采能力的试验研究显得尤为重要。
结合库区气井实际生产动态，主要围绕注采方式、注采周期、试井等方面开展水平井注采试验研究，并且建立注采试验井区模型，分析压力变化规律，设计产能试井，通过多种方法优化方案设计。
根据设计优化结果，进行库区水平井注采先导试验，落实气井最大注入能力、试验区地层压力水平，为储气库区方案编制及工艺、地面设备和参数选取提供依据。
关键词：储气库注采试验数值模拟试井目前天然气的供应和消费之间存在着可靠、安全、平衡、连续供气与消费需求的矛盾，而地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点，是用于保障天然气下游用户供气调峰需要及国家能源安全的重要手段。
榆林南区对于建设地下储气库而言，有地理条件优越、储层分布稳定、气体不含硫化氢等优点，由于供气高峰期需满足快出原则，储气库采用水平井进行注气采气，通过类比和理论方法论证了水平井产能为直井产能3.2～8.4倍，但在目前的地层条件下，能否注得进去、水平井的注采能力究竟有多大、注采效果如何，理论与实际是否一致，需开展水平井注采能力试验。
一、注采试验设计1.注采方式试验区地层压力直接影响着注采试验方式，因此，需要准确评价目前地层压力。
选取榆林气田南区两口水平井榆XX1井、榆XX2井进行设计，充分利用已有静动态资料，采用流动物质平衡外推法评价井区的目前地层压力，根据地层压力情况，判断水平井注采方式。
1.1流动物质平衡外推法对于定容气藏，地层压力波达到地层外边界后，渗流将进入拟稳定状态，地层中各点压降速度相等并等于常数。
用视井底流压或视井口套压代替视地层压力作与累计产气量的相关直线，然后通过视原始地层压力点作平行线，再根据各阶段累积产气量确定出相应生产时间所对应的视地层压力，然后迭代反求解获得地层压力，此方法避免了低渗气田气井长时间关井测压，也能满足工程精度，但此方法要求气井生产相对稳定，以便于压降段的选取。
低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定
低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定余淑明;卢涛;刘志军;兰义飞;樊友宏【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2012(032)006【摘要】库容量是地下储气库工作气量设计的前提和基础,根据国家能源战略需求,计划在鄂尔多斯盆地榆林气田南区下二叠统山西组山2段气藏建设地下储气库.该气藏的北部与榆林气田长北合作区储层连通,榆林气田南区山2段储层则为大面积分布砂体的一部分,在此建设储气库面临两个难点:①低渗透岩性气藏动态储量如何准确评价；②榆林气田南区局部建库,为防止气体外溢到长北区,如何在边界处设置缓冲区,从而确保南区储气库的可用库容量.为此,首先在获取准确的动态资料基础上,利用压降法、物质平衡法和产量不稳定分析法等综合评价了南区的动态储量,然后通过气藏工程方法、数值模拟方法以及现场动态监测试验研究了压力传播速度,明确了缓冲区距离及库区范围,最终确定了榆林南区储气库库容量:一年一周期建设储气库容量×1,两年一周期建设储气库容量×2,三年一周期建设储气库容量×3.【总页数】3页(P36-38)【作者】余淑明;卢涛;刘志军;兰义飞;樊友宏【作者单位】中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田公司气田开发处【正文语种】中文【相关文献】1.岩性气藏型储气库封闭性评价技术研究——以长庆靖边气田SH224储气库区为例 [J], 陈凤喜;闫志强;伍勇;夏勇;游良容;2.岩性气藏型储气库封闭性评价技术研究——以长庆靖边气田SH224储气库区为例 [J], 陈凤喜;闫志强;伍勇;夏勇;游良容3.低渗岩性气藏压降法计算库容量改进 [J], 赵桂超;丁道权;苟启明4.低渗岩性气藏局部建设储气库水平井注采先导试验优化 [J], 游良容;兰义飞;何磊;贾俊杰;谢姗;田敏;5.低渗透岩性气藏局部储气库库容量评价与工作气量优化 [J], 刘志军;兰义飞;伍勇;何磊;徐运动;游良容;袁继明;因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
榆林气田南区低产井开发管理对策
榆林气田南区低产井开发管理对策郝玉鸿;杨亚涛;周玉荣;许文壮;樊志强【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2010(030)007【摘要】榆林气田南区低产井储层物性较差、非均质性强,供气能力有限,产能低.若工作制度不合理,不仅频繁"间歇",而且不利于提高采收率,同时作业量还大.为提升开发效果,提出了低产井"低配长稳"的技术思路,即综合考虑气井动、静态特征,进一步细化分类,优化工作制度,并辅以排水采气、井下节流等工艺措施.采用上述对策和措施后,物性相对较好、产能较高的A类井可连续稳定生产;物性差、产能低的B类井,以"长开短关"、"长关短开"和"冬季长关、夏季间开"的方式使原来长期停产井恢复生产能力,原来频繁间歇井减少了开、关井次数,并且"冬季长关"井可以借机测试压力;另一方面,节约了注醇量,减少了解堵频次,降低了安全生产风险及作业量,明显改善了低产井的开发效果.【总页数】3页(P25-27)【作者】郝玉鸿;杨亚涛;周玉荣;许文壮;樊志强【作者单位】中国石油长庆油田公司第二采气厂;中国石油长庆油田公司第二采气厂;中国石油长庆油田公司第二采气厂;中国石油长庆油田公司第二采气厂;中国石油长庆油田公司第二采气厂【正文语种】中文【相关文献】1.榆林气田南区高效开发与效益评价 [J], 王永强;刘占良;洪鸿;郝玉鸿;乔亚斌;张林;马云峰;刘小江2.榆林南区低产井“低配长稳八有利”开发管理技术 [J], 李天才;洪鸿;郝玉鸿;张林3.榆林气田南区高效开发技术探讨 [J], 李安琪;谭中国;洪鸿;郝玉鸿4.柿庄南区块煤层气低产井原因分析及增产技术对策研究 [J], 倪小明; 赵政; 刘度; 李忠城5.榆林气田南区20亿方气量稳产13年 [J],因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
陕224储气库注采井注采能力影响因素分析
陕224储气库注采井注采能力影响因素分析吕建;李眉扬;汤敬;李婷;付江龙;薛伟【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(34)11【摘要】利用衰竭气藏建设地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点.2012年,长庆气区优选在靖边气田陕224井区建设下古酸性气藏储气库试验区.目前已完成3口注采水平井、1座集注站以及地面工艺配套设施,初步具备投产要求.由于该井区地质条件复杂,大井眼注采水平井实施难度大,储层改造方式限制,加之区块开发程度高、目前地层压力低,导致注采水平井产能较低,不利于开展储气库注采能力评价.本文通过对注采井地质、钻井、试气等三个方面分析现阶段注采井注采能力影响因素,提出改善注采井注采能力的有效方法及措施,提高注采井注采能力,为陕224储气库注采试验做准备.【总页数】4页(P43-46)【作者】吕建;李眉扬;汤敬;李婷;付江龙;薛伟【作者单位】中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500【正文语种】中文【中图分类】TE377【相关文献】1.长庆气田榆林南储气库注采井钻采工艺 [J], 韩东2.榆林气田南区储气库水平井注采能力评价 [J], 游良容;兰义飞;刘志军;何磊;卞晓燕3.靖边气田陕45井区地下储气库单井注采能力论证 [J], 徐运动;兰义飞;刘志军;王旭;伍勇;何磊4.适用于大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术——以重庆相国寺地下储气库为例 [J], 谢南星;孙风景;王威林;谭昊;任科;李力民;王岩5.地下储气库注采井不同井段水泥环密封性能实验 [J], 周浪; 曾青松; 汪传磊; 李玉飞; 张勇; 张丹丹因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
榆37-2 H国家储气库注采试验井钻井技术
榆37-2 H国家储气库注采试验井钻井技术李传华;杨高军;黄海涛【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2014(000)003【摘要】地下储气库是在较深的地下利用一个完全封闭的构造体，在地面用泵送办法把天然气注入到这个构造中储存起来，在需求量大时，通过生产井把天然气采出到地面输送到用户。
储气库是下游用户用气调峰、国家能源安全的重要保障，是促进集团公司天然气业务快速、安全、有序发展的重要途径。
榆37-2H井是长庆油田储气库项目组部署的首口大井眼注采试验水平井，井身结构为四开制大井眼水平井，井眼轨迹穿过延长组、刘家沟组易漏地层和石千峰组、石盒子组等易垮塌地层，大井眼井的施工对钻井工具的选择、井壁稳定、井筒清洁、井眼轨迹控制、各层套管下入、固井完井等钻井工艺都提出了更高的要求，根据榆37-2H井地层可钻性差、浸泡周期长、钻具扭矩大、储层薄、地层不确定程度高的施工技术难点，通过井身结构和钻井液体系的优化、精心设计钻具结构以及有效的钻井技术，使该井顺利完工，为以后钻类似井提供了有益的借鉴。
【总页数】4页(P18-21)【作者】李传华;杨高军;黄海涛【作者单位】中国石油川庆钻探工程公司长庆钻井总公司; 西安石油大学;中国石油川庆钻探工程公司长庆钻井总公司;中国石油川庆钻探工程公司长庆钻井总公司【正文语种】中文【相关文献】1.文96地下储气库注采井钻井技术 [J], 腰世哲;张延斌;纪成学;庞枫;李敬忠2.陕224储气库注采井注采能力影响因素分析 [J], 吕建;李眉扬;汤敬;李婷;付江龙;薛伟3.榆林南储气库水平井注采试验研究 [J], 游良容;兰义飞;刘志军4.低渗岩性气藏局部建设储气库水平井注采先导试验优化 [J], 游良容;兰义飞;何磊;贾俊杰;谢姗;田敏;5.钻井技术助力相国寺储气库注采井 [J], 天工因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术
长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术谢新刚;彭元超;李欣;苏娣娣;崔贵涛【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2012(032)006【摘要】鄂尔多斯盆地长庆气区Y37-2H井(完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m)是国家储气库项目榆林储气库的第一口注采试验水平井,储气库的建设需要注采井不仅要达到强注强采(50×104～100×104 m3/d)的功能、还要满足长寿命(50年)要求.为此,在分析该区气井生产情况的基础上,采用Φ215.9 mm井眼钻长水平段并下Φ139.7 mm筛管完井方案来保障注采井强注强采功能；优选长半径水平井剖面,应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°/30 m,满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求；应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动,将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦,有效地降低了摩阻和扭矩,改善了钻压传递,提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺;采用的无土相复合盐低伤害暂堵钻井(完井)液体系既能满足保护山2 3储层,又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要.该井的顺利实施,为长庆气区超大库容的储气库建设奠定了基础.【总页数】4页(P53-56)【作者】谢新刚;彭元超;李欣;苏娣娣;崔贵涛【作者单位】中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院【正文语种】中文【相关文献】1.长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术 [J], 陈在君;陈恩让;崔贵涛;黎金明;李宝军;谢新刚2.长庆储气库长水平段注采井钻完井实践 [J], 林勇;张书成;罗长斌;郭虹3.长庆致密油3000m长水平段三维水平井钻井技术 [J], 彭元超; 韦海防; 周文兵4.长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井技术 [J], 柳伟荣; 倪华峰; 王学枫; 石仲元; 谭学斌; 王清臣5.长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术 [J], 王忠良;周扬;文晓峰;龙斌;丁凡;陈邵维因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术
长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术陈在君;陈恩让;崔贵涛;黎金明;李宝军;谢新刚【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2012(032)006【摘要】鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山23储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低(压力系数0.4～0.6),成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素；且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果.针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系.现场应用两口井,其中Y37-2H 完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m,创长庆气田水平段Φ215.9 mm井眼的施工记录,Φ139.7 mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×104 m3/d的高产气流.应用效果表明:该体系较好地保护了山23储层,钻完井施工作业安全顺利.【总页数】3页(P57-59)【作者】陈在君;陈恩让;崔贵涛;黎金明;李宝军;谢新刚【作者单位】低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院【正文语种】中文【相关文献】1.长庆气田第一口马五5储层气探水平井钻井技术 [J], 彭元超;谢新刚;杨茂红;李晓黎;周雄兵2.长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术 [J], 谢新刚;彭元超;李欣;苏娣娣;崔贵涛3.盆5井区钻井液、完井液储层保护技术探讨 [J], 刘亚峰;杨玉良4.松软储层煤层气水平井钻井液技术 [J], 任美洲5.无黏土水基钻井液在长庆油田米38区块水平井的应用 [J], 李秀灵;王本利;赵怀珍;李琼因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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榆林南储气库水平井注采试验研究
摘要：榆林南储气库区属于低孔低渗砂岩气藏，有效储层厚度薄、非均质性强，在解决储气库运行时效方面，水平井注采能力表现出独特的优势，关于其注采能力的试验研究显得尤为重要。
结合库区气井实际生产动态，主要围绕注采方式、注采周期、试井等方面开展水平井注采试验研究，并且建立注采试验井区模型，分析压力变化规律，设计产能试井，通过多种方法优化方案设计。
根据设计优化结果，进行库区水平井注采先导试验，落实气井最大注入能力、试验区地层压力水平，为储气库区方案编制及工艺、地面设备和参数选取提供依据。
关键词：储气库注采试验数值模拟试井
目前天然气的供应和消费之间存在着可靠、安全、平衡、连续供气与消费需求的矛盾，而地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点，是用于保障天然气下游用户供气调峰需要及国家能源安全的重要手段。
榆林南区对于建设地下储气库而言，有地理条件优越、储层分布稳定、气体不含硫化氢等优点，由于供气高峰期需满足快出原则，储气库采用水平井进行注气采气，通过类比和理论方法论证了水平井产能为直井产能3.2～8.4倍，但在目前的地层条件下，能否注得进去、水平井的注采能力究竟有多大、注采效果如何，理论与实际是否一致，需开展水平井注采能力试验。
一、注采试验设计
1.注采方式
试验区地层压力直接影响着注采试验方式，因此，需要准确评价目前地层压力。
选取榆林气田南区两口水平井榆xx1井、榆xx2井进行设计，充分利用已有静动态资料，采用流动物质平衡外推法评价井区的目前地层压力，根据地层压力情况，判断水平井注采方式。
1.1流动物质平衡外推法
对于定容气藏，地层压力波达到地层外边界后，渗流将进入拟稳定状态，地层中各点压降速度相等并等于常数。
用视井底流压或视井口套压代替视地层压力作与累计产气量的相关直线，然后通过视原始地层压力点作平行线，再根据各阶段累积产气量确定出相应生产时间所对应的视地层压力，然后迭代反求解获得地层压力，此方法避免了低渗气田气井长时间关井测压，也能满足工程精度，但此方法要求气井生产相对稳定，以便于压降段的选取。
2.定压试验
榆林南储气库建设区为低渗气藏，理论研究地层压力19.14mpa （下限压力）时，ⅰ类井最大注入能力达175.7×104m3/d，为验证水平井初期最大注入量及注入量与地层压力关系曲线，需开展定压注入试验。
根据区块的物性参数，建立注采试验井区模型，利用数值模拟通过水平井注入气体，进行注入过程模拟，周围井关井进行观察压力变化规律。
根据试验井区的目前地层压力，为了放大观察效果，设置定压注入的压力为28mpa。
通过数值模拟运算，绘制了水平注采试验井在定压（28mpa）条
件下的注气量变化曲线，两口水平井初期注入量分别为136×
104m3/d、207×104m3/d。
水平井注采试验井区在进行注入120天后，由于地层压力向周围扩散，压力从18.8mpa上升到21.6mpa，压力升高2.8mpa。
为节省注入时间，加快试验进度，设置井区内地层压力上升一定幅度基准值，得到注入时间为45天。
二、产能试井设计
根据前面论证水平井注采试验方式以及注气的时间，为求解水平注采试验井注采产能方程，作出如下试井设计：进行采出和注入产能试井2个阶段，每个阶段先分别设计4个工作制度（按照15、30、50、90万方）进行注采，每个制度采出（注入）二天，关井二天，然后延续产量阶段连续采出（注入）30天，各关井45天测静压力，2个阶段一共历时182天，历经时间太长，费用太高。
三、产能试井设计优化
为了更好的设计产能试井，优化试验周期，一是利用pansystem 软件对注入及采出过程压力变化进行了模拟，并研究注入及采出二项式方程关系；二是调研了大港储气库建设产能方程应用经验。
1.pansystem软件模拟
采用pansystem软件模拟进行模拟注气和采气的过程，等时阶段的注入采出量采用15、30、50、90万方，注采2天，间隔2天进行，延续阶段采用40万方运行。
通过采气注气模拟，得到从模拟预测曲线（图3），根据各个阶段的地层压力以及井底流压，根据各
个阶段气量，得到二项式产能方程示意图以及a、b值，从而求得注气采出的二项式产能方程。
四、结论
结合库区气井实际生产动态，建立注采试验井区模型，分析压力变化规律，落实气井最大注入能力、试验区地层压力水平。
设计了产能试井，通过多种方法优化方案设计，节约了试验时间与费用。
参考文献
[1]王鸣华.一种计算气井控制储量的新方法[j].天然气工业，1996，16（4）：50-53
[2]刘能强：实用现代试井解释方法.北京：石油工艺出版社，2002.
作者简介：游良容，女，1981年出生，工程师；主要从事油气田开发工作。
地址：陕西省西安市长庆兴隆园小区长庆油田公司勘探开发研究院。