采气工程多媒体(上)

绪论

从广义(guǎngyì)的定义来说，天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。

人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义(xiáyì)定义，是指在不同的地质条件下生成、运移，并以一定压力聚集在地下构造中的可燃性气体。共一百七十页绪论一、天然气的重要性二、世界(shìjiè)天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展一、天然气的重要性共一百七十页一、天然气的重要性

天然气是一种清洁(qīngjié)、高效的燃料，环境保护日益上升到各国政府政治议事日程上的首要地位。天然气使用方便，能最低限度处理和贮存。在各国城市化发展中，城市气化水平不断提高。各国实行能源供应的多元化，并日益放宽对天然气市场的管制。各国产业结构、经济结构的调整和变化会大大刺激对天然气的需求量。1、天然气在目前世界能源(néngyuán)中的地位共一百七十页2、天然气将成为21世纪的主要(zhǔyào)能源天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源(néngyuán)发展的潮流19世纪煤炭为主要能源20世纪石油替代煤炭成为世界第一能源21世纪天然气将是主要能源2010年，全球一次能源消耗总量为120亿吨当量，其中煤炭占29.6%，石油占33.6%，天然气占23.8%。世界能源发展的总趋势是向低碳化方向发展，最终向无碳化发展

根据国际燃气联盟预测，未来在更注重环保的情况下，2030年天然气在世界一次能源结构中所占的比例将上升到28%，按照消费量年均1.7%的增长速度，天然气最迟将在本世纪上半叶超过石油，成为全球第一大能源。一、天然气的重要性共一百七十页绪论一、天然气的重要性二、世界(shìjiè)天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展共一百七十页1、世界天然气资源量分析（总体储量(chǔliànɡ)情况）二、世界(shìjiè)天然气的现状及发展趋势共一百七十页2、世界天然气供需关系(产量(chǎnliàng)、消费分布)

金融危机后，全球天然气消费稳步上升。世界天然气市场供应过剩的格局已经(yǐjing)改变，供需基本平衡。来源：《BP世界能源统计2013》二、世界天然气的现状及发展趋势共一百七十页3、世界(shìjiè)天然气消费结构区域消费结构工业发电城市全球35%39%24.70%美国33.8%29.8%36.4%加拿大60.0%9.1%33.0%英国16.4%34.2%47.0%日本15.6%65.6%20.0%世界各国天然气消费主要用于城市、工业和发电。天然气消费结构取决于各国的资源可得性、经济结构以及与可替代能源的竞争水平(shuǐpíng)等因素。消费结构均衡以工业为主以城市用气为主以发电为主二、世界天然气的现状及发展趋势共一百七十页4、天然气贸易(màoyì)贸易量：1033.4万亿立方米管道(guǎndào)气：705.5LNG：327.9来源：《BP世界能源统计2013》二、世界天然气的现状及发展趋势共一百七十页绪论一、天然气的重要性二、世界(shìjiè)天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展1、我国天然气资源(zīyuán)概况远景资源量56万亿方可采储量22万亿方九大盆地45万亿方81%共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展1、我国天然气资源(zīyuán)概况地质储量36.81万亿方可采储量10.87万亿方共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展1、我国天然气资源(zīyuán)概况专家预测可采资源量：25万亿方共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展2、我国天然气供求关系Production1998233亿方20121072亿方（年均(niánjūn)增长25%）Consumption1998203亿方20121438亿方（年均增长43%）季节性地域性共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展3、我国天然气消费结构从我国近20年来天然气消费(xiāofèi)结构中可以看到，工业占比最大，但有逐渐下降的趋势，生活消费(xiāofèi)、交通运输逐渐成为天然气消费(xiāofèi)的重点。共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展4、我国天然气消费(xiāofèi)区域1238456730个省市八大消费区域最大消费省份四川超过110亿方共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展5、集输管网情况(qíngkuàng)12384567三类区域性管网环形管网川渝地区连接成都、重庆等地、市放射形管网：陕甘宁气区，包括陕京长输管线、靖边—西安、靖边—银川输气管线等油田区域性管网，如：塔中—轮南等在役管线长度4万多公里共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展5、LNG接收站概况(gàikuàng)共一百七十页三、我国天然气工业(gōngyè)的现状及发展6、储气库概况(gàikuàng)呼图壁共一百七十页天然气供应能力将持续快速增长，供气来源(láiyuán)向多元化发展我国天然气消费量需求(xūqiú)强劲天然气基础设施不断完善天然气利用领域不断拓展十二五期间鼓励以气代油，将天然气在能源结构中的比重由4%提高到8%

输气管线、LNG接收站、储气库

改善天然气消费结构，提高天然气利用率7、我国的天然气发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展共一百七十页8、我国天然气开发技术发展(fāzhǎn)现状

我国天然气开发(kāifā)所需技术三、我国天然气工业的现状及发展共一百七十页8、我国天然气开发技术发展(fāzhǎn)现状

我国天然气开发技术特点(tèdiǎn)总结我国气田、凝析气田开发特点中小型气田居多：南海西部、塔里木、陕甘宁

气田埋藏深：3000～6000m之间，深层气藏开发占主导地位

天然气储层多属于中、低渗储层：储层非均质明显，孔隙度低自然产能低：要达到经济、有效地开发，必须进行气层改造这一问题在四川气田尤为突出，据已投入的73个气田不完全统计，水驱气田占总数的85%，出水井数在44%以上水驱气藏占相当比例凝析气藏独具特色三、我国天然气工业的现状及发展共一百七十页第一章天然气的性质(xìngzhì)天然气在各种压力(yālì)和温度下的物性参数(例如密度、压缩系数、粘度等)是气藏工程和采气工程所必需的基本数据。天然气的性质，即可以从实验室直接由实验确定，也可以根据已知气体的化学组分预测。后一种情况中，这些性质是根据气体中单组分的物理性质和物理定律，按照混合法则进行计算的。共一百七十页第一章天然气的性质(xìngzhì)一、天然气的组成(zǔchénɡ)与分类

天然气：（烃类、非烃类）1、天然气的组成Naturalgas：指自然生成在一定压力、温度下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的可燃性气体，其主要成分为甲烷与少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮气、氢气、二氧化碳、硫化氢与水蒸气等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。

Hydrocarbon：CnH2n+2C1(70~98%)、C2(<10%）C3~C5(百分之几)、C6+（甚微）

Non-hydrocarbon：H2S、CO2、N2、CO、Ar、He共一百七十页一、天然气的组成(zǔchénɡ)与分类

天然气的组成(zǔchénɡ)1、天然气的组成天然气中各组分气体所占总组成的比例实验室用气相色谱仪分析

天然气组成的表示方法三种方法：摩尔组成、体积组成、质量组成

摩尔组成：用yi表示，最常用的一种表示方法各组分的摩尔数占总摩尔数的分数。（摩尔分数，可用百分数，也可用小数表示）共一百七十页一、天然气的组成(zǔchénɡ)与分类1、天然气的组成(zǔchénɡ)

天然气组成的表示方法

体积组成：也常用符号yi表示各组分的体积占总体积的分数。当考虑天然气为遵循阿伏加德罗定律的混合气体时，其体积组成与摩尔组成相等

质量组成：也常用符号Wi表示各组分的体积占总体积的分数。思考：已知摩尔组成如何换算为质量组成？共一百七十页一、天然气的组成(zǔchénɡ)与分类2、天然气的分类(fēnlèi)

天然气的分类按烃类组分关系按矿藏特点按H2S、CO2含量干气：地下地面均呈气态，C5+<13.5cm3/m3湿气：地下气态，地面液，C5+>13.5cm3/m3纯气藏气：地下气态，C1>90%，C2-C4少，C5+甚微，γg0.5-0.6酸性天然气：S>20mg/Sm3贫气：C3+<100cm3/m3富气：C3+>100cm3/m3凝析气藏气：地层原始状态呈气态，开发过程中，当地层压力低于露点压力时有液烃析出，C160-90%，C5+较高，γg0.7-0.9油田伴生气：地下与原油共存，伴随原油产出，C1<60%，C5+甚微，γg>1净气：S<20mg/Sm3共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算1、平均相对(xiāngduì)分子质量(视相对分子质量)

定义：标态下1kmol（0℃、0.101MPa、22.4m3）天然气具有的质量。单位：kg/kmol2、天然气的密度

定义在一定温度压力下，单位体积天然气的质量。理想气体实际气体共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算3、天然气相对(xiāngduì)密度

定义：(specificgravityorrelativedensity)在相同温度、压力下天然气的密度与干燥空气的密度之比。4、天然气比容

定义：(specificvolume)单位质量天然气所占据的体积理想气体实际气体共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算5、天然气偏差(piānchā)因子偏差系数定义指在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。

实际气体分子有体积，真实气体比理想气体难压缩

实际气体分子间有引力，真实气体比理想气体易压缩Z的大小反映了两种相反作用的综合结果Z>1，真实气体比理想气体难压缩，体积更大Z<1，实际气体比理想气体易压缩，体积较理想气体小Z=1，实际气体接近理想气体仅当p很低，T较高时，可认为Z=1，相当于理想气体

共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算5、天然气偏差(piānchā)因子

偏差系数的确定

实验测定法特点：可靠，但周期长，成本高，不适用于一般工程上的计算。

查图版法Standing-Katz图版特点：查图较简单，在大多数工程上满足工程要求，在油田上用得较广。0<Ppr<15,0<Tpr<3共一百七十页查图版法确定(quèdìng)偏差系数的步骤

对天然气混合物，工程(gōngchéng)上常应用拟对比压力Ppr和拟对比温度Tpr表示，将混合气体视为“纯”气体，利用对应状态原理，就可求得Z值。确定偏差系数的步骤：A、根据已知天然气的组成或相对密度求拟临界温度、拟临界压力B、如含有非烃H2S、CO2

，对拟临界温度和拟临界压力进行校正C、根据给定的温度、压力，计算拟对比温度和拟对比压力D、查图版，求得偏差系数对于非烃如H2S、CO2含量较高时，应对Tpc和ppc校正，校正后的拟临界温度和压力：对干气:对凝析气:共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算5、天然气偏差(piānchā)因子

偏差系数的确定

计算法Gopal方法、H-Y(Hall-Yarborough)方法DPR(Dranchuk-Purvis-Robison)方法DAK(Dranchuk-Abu-Kassem)方法等这些经验公式选用的状态方程不同，计算结果也有差异H-Y方法被认为是最精确的计算方法之一共一百七十页二、天然气常用(chánɡyònɡ)参数计算6、体积(tǐjī)系数

定义：相同数量的天然气在地层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比，用符号Bg表示

两个特定状态，与过程无关

单位：m3／sm3

Ｂg<<１psc=0.101325Tsc=293.15共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算7、天然气粘度(zhāndù)

定义：天然气内摩擦阻力的量度，单位面积上的剪切力与垂直流动方向上的速度梯度成正比，比例系数即为流体的粘度。绝对粘度（动力粘度）Pa.s流体的粘度也可以用运动粘度表示共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算7、天然气粘度(zhāndù)

影响因素分析低压条件下

气体的粘度随温度的增加而增加气体的粘度随气体分子量的增大而减小低压范围内，气体的粘度几乎与压力无关高压条件下气体的粘度随温度的增加而减小气体的粘度随气体分子量的增大而增大气体的粘度随压力的增大而增大共一百七十页二、天然气常用(chánɡyònɡ)参数计算7、天然气粘度(zhāndù)

确定方法CarrKobayshi&Burrows图版Dempsey方法

Lee等人的方法（常用）

--天然气的粘度，mPa.ST--绝对温度，K

g--天然气密度，g/cm3共一百七十页二、天然气常用(chánɡyònɡ)参数计算8、天然气含水量

表示(biǎoshì)方法X——绝对湿度，kg/m3；W——水蒸汽的质量，kg；V——湿天然气的体积，m3；pvw——水蒸汽的分压，kgf/m2；

T——湿天然气的绝对温度，K；Rw——水蒸汽的体积常数，Rw=47.1kg.m3/(kg.K)。用绝对湿度和相对湿度表示

绝对湿度

每1m3的湿天然气所含水蒸汽的质量。共一百七十页

相对湿度(xiāngduìshīdù)饱和绝对湿度：指在某一温度下，天然气中能含有最大的水蒸汽量相对湿度：在同样温度下，绝对湿度(juéduìshīdù)与饱和绝对湿度(juéduìshīdù)之比绝对干燥的天然气，

pvw

=0，则φ=0；当湿天然气达到饱和时，

pvw=psw，则φ=1；一般湿天然气，0<φ<1。二、天然气常用参数计算8、天然气含水量

表示方法共一百七十页

随压力增加而降低(jiàngdī)；

随温度增加而增加；

在气藏中，与天然气相平衡的自由水中盐溶解度有关，随含盐量的增加，天然气中含水量降低；

高比重的天然气组分，含水量少；

气体中N2含量高，会使水蒸气含量降低；

气体中CO2和H2S含量高，会使水蒸气含量上升。二、天然气常用(chánɡyònɡ)参数计算8、天然气含水量

天然气含水量的影响因素共一百七十页二、天然气常用参数(cānshù)计算8、天然气含水量

确定(quèdìng)方法实验测定法仪器测量：冷却镜面凝析湿度计和电解式水含量分析仪化学法测定：卡尔费休法，五氧化二磷吸收法和比色法

查图版法公式计算方法共一百七十页

天然气田的开发与油田(yóutián)开发有许多相似之处，但由于天然气与原油性质不同，在气井向井流动态、天然气采收率等方面都与油田(yóutián)开发有所差别。气田(qìtián)与油田开发的差异第五章气藏物质平衡天然气与石油主要物性差异共一百七十页第二章天然气田的开发(kāifā)特点第一节、气田的驱动方式第二节、天然气向井流动的特点第三节、气田开发的典型(diǎnxíng)阶段第四节、天然气田的采收率共一百七十页第一节、气田(qìtián)的驱动方式1、驱动方式(fāngshì)类型气田的驱动方式：地层中决定天然气向井底的动力。气驱：气体流向井底的动力是压缩气体的弹性能量水驱：气体流向井底的动力是压缩气体的弹性能量以及边底水的压头作用~~~~~共一百七十页第一节、气田的驱动(qūdònɡ)方式1、驱动方式(fāngshì)类型气藏驱动指数：气藏开采过程中，某一种驱动能量占总能量的百分数。类型气藏个数WEDI平均无水期平均稳产期平均采收率，%范围平均年采出程度，%年采出程度，%气驱气藏———————>85强水驱气藏100.32-0.880.492.014.54.034.260.7水驱气藏100.12-0.320.232.929.53.637.369.2弱水驱气藏70.02-0.120.087.234.07.341.580.3共一百七十页第一节、气田的驱动(qūdònɡ)方式2、驱动(qūdònɡ)方式判别气体膨胀量

气藏总采出量水侵量利用状态方程

气藏视地质储量定容封闭气藏水驱气藏共一百七十页第一节、气田(qìtián)的驱动方式2、驱动方式(fāngshì)判别

视地质储量法

当气藏在无水驱的情形下，视地质储量Ga为常数，不随累积采气量的变化而变化，如直线a，如果曲线上弯，说明气藏有水侵发生，如图b、c曲线。c视地质储量与累积量关系曲线bGaaGp

气藏视地质储量Ga共一百七十页第一节、气田的驱动(qūdònɡ)方式2、驱动(qūdònɡ)方式判别

视地层压力法

根据实测生产数据作出P/Z-Gp的关系图由直线或曲线的形状就可识别早期水侵，即由此可以判断气井见水之前的气藏开采初期气藏属于水驱气藏还是定容封闭气藏。1—在无限小的采气速度和水压驱动下2、2a、2b、3—在实际开发速度和水压驱动下4—在气驱情况下或者在水驱和气藏开发速度无限大的情况下共一百七十页第一节、气田(qìtián)的驱动方式点序P/Z（MPa）Gp（108m3）Wp（m3）136.5320140234.7533.8258240333.2296.9604392431.54410.4388701529.691281616.96461980

由图可以看出：虽然气藏已经开采了9年，但其压降曲线仍为一条直线。因此，如果按照视地层压力识别法，该气藏可能(kěnéng)会被定义为定容性封闭无水气藏。因此，视地层压力分析法具有较大的局限性，对气藏的水驱作用不太敏感。共一百七十页第一节、气田的驱动(qūdònɡ)方式2、驱动方式(fāngshì)判别

辅助资料综合判别

用钻开水层的测压井压力(水位)变化数据判别

用地球物理测井数据监测不同时间的气水界面位置

气井水淹

产出水离子分析监测测压井系统中压力(水位)下降，常常是水已进入气藏的证据地层驱动方式的补充资料，判断气田的驱动方式监测与天然气一同采出的水中氯离子含量：克拉斯洛达尔地区监测与天然气一同采出的水中钾离子含量：奥林尔格碳酸盐气田共一百七十页第二章天然气田的开发(kāifā)特点第一节、气田的驱动方式第二节、天然气向井流动(liúdòng)的特点

第三节、气田开发的典型阶段第四节、天然气田的采收率共一百七十页第二节、天然气向井流动(liúdòng)特点1、气井(qìjǐnɡ)的分类

气井是天然气田开发系统的最重要的单元。气井充当与地层联系的通道，通过它实现对气田开发过程的调节，从气井中采出天然气和凝析油。按用途可以分为六类：钻探井生产井注入井观察井测压井研究气藏的地质特点和它周围地层的水压系统开采天然气和凝析油，提供关于地层参数、气藏和含水区的断裂构造以及供水区活跃程度等方面的情况，研究这些井能进一步掌握气田的情况用于监察气藏中发生的变化。钻在含气区的这类井成为观察井，钻在含气边界以外的井称为测压井。这类井的观察可以得到地层压力随时间的变化情况、水向气藏推进的情况共一百七十页第二节、天然气向井流动(liúdòng)特点2、气体向生产井流动(liúdòng)的特点

气体在地层的近井地区是非线性渗流

地层近井地区压力损失大

射孔完井时流线会向射孔段弯曲集中

地层出现两相渗流共一百七十页第二章天然气田的开发(kāifā)特点第一节、气田的驱动(qūdònɡ)方式第二节、天然气向井流动的特点第三节、气田开发的典型阶段第四节、天然气田的采收率共一百七十页第三节、气田和凝析气田开发(kāifā)的典型阶段1、气田(qìtián)开发阶段的划分按目的和任务工业性生产试验阶段工业性开发阶段根据产量变化产量上升阶段稳产阶段产量递减阶段是否满足进站不增压开采阶段增压开采阶段气田开发阶段的划分共一百七十页第三节、气田和凝析气田开发(kāifā)的典型阶段2、不同开发(kāifā)阶段的开发(kāifā)特点

都具有气井采气量、平均地层压力和井底压力随时间下降的特点

在第一、二阶段需要增加井数，第三阶段气田采气量下降

一阶段末和二阶段初、中期，气田开发和矿场建设的经济指标达到最好

三阶段，水淹井和停产井增多，产水井数不断增加共一百七十页第二章天然气田的开发(kāifā)特点第一节、气田的驱动方式第二节、天然气向井流动(liúdòng)的特点第三节、气田开发的典型阶段第四节、天然气田的采收率共一百七十页第四节、天然气田采收率1、气藏采收率的几种(jǐzhǒnɡ)计算方法

物质(wùzhì)平衡法对于一个具有天然水驱的气藏，其物质平衡方程可表示为：原始储量=累积采出量+剩余储量+水侵量EPB*ED=1-(1-EP-B*)RPED=GP/G共一百七十页第四节、天然气田采收率

产量(chǎnliàng)递减法气田(qìtián)进入递减阶段后，使用递减规律计算气田(qìtián)采收率产量递减法是利用实际气藏递减期的产量时间或累计产量时间的关系，在指定废弃产量下，求得递减期的累计产量

罗杰斯蒂函数法在气藏开采递减期，气藏的储量全部开始动用，则年产量与相应累计产量Gp的比值与Gp的关系可用下式表示

共一百七十页第四节、天然气田采收率

废弃地层(dìcéng)压力的确定确定(quèdìng)方法Pa=Pi×10%（H=1524m，Pi=13.11MPa）Pa=H×0.001153～0.002306（凝析气藏）Pa=H×0.002191（凝析气藏）Pa=Pi×10%+0.703Pa=0.3515+0.0010713×H调整原则根据生产状况调整Pa=Pa×(110%～115%)几口井限制采气量Pa=Pa×(115%～140%)

大多数井产水根据无阻流量调整当实际AOF偏离AOF的25-50%时，修正15-25%当实际AOF偏离AOF的25-50%时，修正15-25%根据其他因素调整Pa=Pa×115%天然气中含硫和酸性气体Pa=Pa×85%干气藏或中浅层气藏Pa=Pa×85%输送压力低

共一百七十页第四节、天然气田采收率

不同(bùtónɡ)类型气藏采收率М.А.日丹诺夫和Г.Т.尤金建议(jiànyì),在气驱条件下,天然气的采收率采用0.9～0.95,而在水驱条件下采用0.8。加拿大学者G.J.Dessorcy我国天然气储量计算规范

弹性气驱0.7～0.95

弹性水驱0.45～0.70

致密气藏可低到0.30

凝析气藏气：0.65～0.80

油：0.45～0.60

气驱气藏0.8～0.95

水驱气藏0.45～0.60

致密气藏＜0.60

凝析气藏气：0.65～0.85

油：0.40√以上只是参考，针对具体气藏的多种因素统一考虑共一百七十页第四节、天然气田采收率2、增加(zēngjiā)地层天然气采收率的可能性

对于气驱气藏来说，除了合理制定开发方案、合理生产以外，在提高(tígāo)采收率方面可以做的工作较少

对于水驱气藏来说，影响天然气采收率的原因主要是由于储层的非均质性和开发方案不合理，造成的排驱不均匀

地层压力较高时，所有生产井水淹

相当数量的生产井停产，开发后期采气量下降

非均质性造成”死气区“生产层在横、纵向上排驱不均匀共一百七十页第四节、天然气田采收率3、提高(tígāo)天然气和凝析油采收率的方法

提高天然气采收率问题(wèntí)是多方面的，它涉及储层特性、开发方法的合理性、调节和增产手段等系列问题(wèntí)。

加强储层研究，尽可能认清储层特性，在此基础上制定合理的开发方案

重视研究对天然气田开发过程起积极作用的新方法，并对新方法提出在工业试验和工业性生产规模中的检验依据

鼓励从事开发和实行提高地层气和凝析油采收率方法的综合措施

提高从事气田开发管理人员的综合素质;进一步提高工程技术人员的技术水平共一百七十页

气田开发是一项系统工程，它涉及气藏开发地质学、地下渗流力学、管道(guǎndào)流动力学、机械学、化学工程学和企业经济学等学科。气田开发方案设计需要进行气藏工程、钻井工程、采气工程、地面集输工程的综合设计。共一百七十页第三章气田(qìtián)开发设计与分析第一节、气藏储量计算与综合评价第二节、气田开发方针与指标第三节、气田开发方案的基本(jīběn)组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析共一百七十页第一节、气藏储量计算与综合(zōnghé)评价气藏储量是气田开发设计的必要参数，也是基本参数处在不同勘探与开发阶段的气藏所取得(qǔdé)的资料不同，对气藏的认识程度也不同，因此所采用的储量计算方法也应该有所不同在气藏的识别阶段，可采用类比资料法，估算单位面积的可能储量在试采阶段，可采用容积法计算气藏的静态储量在气藏开发阶段，可以利用动态资料计算气藏的动态储量共一百七十页第一节、气藏储量计算(jìsuàn)与综合评价1、储量(chǔliànɡ)确定方法

容积法

容积法计算天然气储量是气田勘探开发全过程中最广泛应用的一种方法，它是储层孔隙体积、含气饱和度和天然气体积系数三个数的乘积。G—天然气原始地质储量(108m3)；A—含气面积(km2)；h—平均有效厚度(m)；Φ—平均有效孔隙度(f)；Sgi—平均原始含气饱和度(f)；T—平均地层温度(K)；Tsc—地面标准温度(K)；Pi—平均原始地层压力(MPa)；Psc—地面标准压力(MPa)；Zi—原始气体偏差系数，无因次量。共一百七十页第一节、气藏储量计算(jìsuàn)与综合评价

物质(wùzhì)平衡法（气驱时称为压降法）物质平衡法计算天然气储量也是气藏工程常用的方法之一开采初期，水侵量We→0，上式P/Z～Gp可近似呈直线关系，由早期的直线段外推可求出气藏的原始地质储量共一百七十页第一节、气藏储量(chǔliànɡ)计算与综合评价

弹性(tánxìng)二相法

封闭地层压力进入拟稳定期时，地层中各点的压力下降速度相同，又称为弹性二相过程。其压力响应方程为：共一百七十页第一节、气藏储量计算(jìsuàn)与综合评价

不稳定(wěndìng)晚期法

在不稳定早期和拟稳期之间存在一个过渡段，称为不稳定晚期，此时压力波已传播到地层边界但未形成等速度的变化

。共一百七十页第一节、气藏储量计算与综合(zōnghé)评价

压力(yālì)恢复法对于不稳定试井早期的气井，压力恢复曲线方程式可表示为：共一百七十页第一节、气藏储量(chǔliànɡ)计算与综合评价2、储量(chǔliànɡ)的综合评价

对于气藏，我国颁发的储量规范中规定各单位申报的气藏储量必须按照以下五各方面进行综合评价储量评价流度（K/μ）10-3μm2/(mPa·s)地质储量丰度108m3/km2地质储量108m3气井产能大小104m3/（km·d）储层埋藏深度m高>80中30～80低10～30特低<10高丰度>10中丰度2～10低丰度<2大型气田>300中型气田50～300小型气田<50高产>15中产3～15低产<3浅层<1500中深层1500～3200深层3200～4000超深层>4000共一百七十页第三章气田(qìtián)开发设计与分析第一节、气藏储量计算与综合评价第二节、气田(qìtián)开发方针与指标

第三节、气田开发方案的基本组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析共一百七十页第二节、气田(qìtián)开发方针与指标1、气田、凝析气田开发(kāifā)方针

提高经济效益--坚持稳定发展方针，坚持“少投入，多产出”

科学的开发程序--先探明储量，再建设产能，后安排生产

有效实用的工艺技术--争取更高的最终采收率及最佳经济效益

精心设计施工--天然气开发系统上、下游合理配套

贯彻地质研究和动态监测

做好产量接替--实现气田开发生产的良性循环

采用先进技术

做到五个合理--开发方式、层系划分、井网部署、生产制度、后备储量共一百七十页第二节、气田开发方针(fāngzhēng)与指标2、气田开发(kāifā)指标

气田试采方案指标

气田开发方案指标

开发后评估指标

气田开发水平高低的衡量指标共一百七十页第三章气田开发(kāifā)设计与分析第一节、气藏储量计算与综合(zōnghé)评价第二节、气田开发方针与指标第三节、气田开发方案的基本组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析共一百七十页第三&四节(sìjié)、气田开发方案编制1、编制(biānzhì)气田开发方案的目的和意义气田在获得国家批准的探明储量和试采动态资料后编制气田开发方案。它是气田开发建设和指导生产的重要文件，气田投入开发必须有正式批准的开发方案。气田开发方案的组成以气田地质特征为基础，由气藏工程设计、钻井和采气工程设计、地面工程设计和经济评价四个部分组成，缺一不可，确保气田开发方案的系统效益。共一百七十页第三&四节、气田开发(kāifā)方案编制2、开发(kāifā)方案的基本组成阶段气田开发准备阶段气田开发实施阶段早期中期后期产能建设稳产递减减压小产量储量级别控制储量落实探明储量探明储量开发已探明储量方案设计气田开发概念设计气田开发评价设计气田开发方案设计气田开发方案实施气田开发调整方案备注气藏储量＜100×两者可合并—动态监测贯彻于始终共一百七十页第三&四节、气田(qìtián)开发方案编制3、气田开发方案的编制内容及基本(jīběn)流程气藏类型和驱动类型区域地质及油气田概况地层构造储集空间流体性质渗流物理特征地层压力和温度国外同类型气藏开发经验调研气藏动态地质特征研究气藏描述气藏静态地质特征研究试采分析试井分析气藏压力系统项目技术经济分析和方案优选推荐方案的实施要求经济效益评价气田地面建设工程设计储量计算和核实开发方案设计油气藏数值模拟，技术指标计算和对比分析油气藏工程设计钻采工程设计驱动方式共一百七十页第三&四节、气田开发方案(fāngàn)编制3、气田开发方案(fāngàn)的编制内容一个完整的气田开发方案应该包含以下10个方面的内容：气藏概况气藏描述储量计算气藏工程设计钻井工程设计采气工程设计地面建设工程设计经济评价最佳方案确定方案实施要求气田开发方案共一百七十页（1）气藏概况(gàikuàng)

气藏概况(gàikuàng)主要包括气藏地理、区域地质、勘探成果及开发准备等方面的主要信息及成果概述。

地理与交通：气田地理概述中需要明确气藏的地理位置、交通情况；描述气藏所属区的四季温度表化、降水量及海况等气候特点；简介与气田有关的经济状况。

区域地质概况：描述气藏所处构造位置、区域地质背景等。

勘探简况与勘探成果：要交代气田（藏）的历程；概述气田地震方法、工作量、测线密度及成果；简述气田（藏）的探井、评价井井数，取心情况及测井系列。

试采简况：简介气藏试采历程。第三&四节、气田开发方案编制实例共一百七十页（2）气藏描述(miáoshù)第三&四节(sìjié)、气田开发方案编制

气藏是由气藏流体及储存气藏流体的岩石构成的地质体。气藏地质特征描述就是从静态的角度，充分应用所获取的钻井、测井、地震及测试等各种资料，研究、描述气藏外部特征、内部结构及天然气在气藏中的分布规律等气藏特征。因此，气藏地质特征描述主要包括以下及各方面的内容。构造模型属性模型流体分布模型实例共一百七十页（3）储量(chǔliànɡ)计算

一定规模的天然气地质储量是进行气藏开发、确定投资与建设规模、评估气藏资源性资产的重要物质基础。天然气地质储量计算与否直接影响着气藏开发决策的成败与得失。因此，正确计算天然气储量成为气藏评价工作中重要组成环节。

根据SY/T6106-2003“气田开发设计编制技术要求”中的标准，在储量计算环节中主要(zhǔyào)包括容积法储量、动态法储量、可采储量及储量评估四个部分的内容。第三&四节、气田开发方案编制共一百七十页（4）气藏工程设计

气藏工程设计核心内容是通过对气田开发全过程的跟踪模拟和优化，达到全气藏开发指标总体最优和单井开采工艺参数组合的最优，重点要回答(huídá)以下问题：

储层、井位是否连通？压力、水动力系统是否统一？气水边界是否确定？

开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？如果存在边水或底水，水体活动规律如何(rúhé)？它对开发过程有何影响？

井网、井位、井数等布井方式是否合理？是否既能控制住可采储量，又能符合少井高产的原则？单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？第三&四节、气田开发方案编制共一百七十页

层系划分是否合理(hélǐ)？每口井、每一层的供气能力与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？

如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础上，对单井及全气藏开采动态进行数值模拟？对开采动态进行预测，并给出最佳的开发方案。气藏工程设计气藏连通性分析开采方式气井合理产能分析合理采气速度确定层系划分与井网系统方案设计及开发指标预测技术指标的优选实例(shílì)第三&四节、气田开发方案编制共一百七十页（5）钻井工程设计(shèjì)（6）采气工程设计实例(shílì)实例第三&四节、气田开发方案编制共一百七十页（7）地面(dìmiàn)工程设计主要(zhǔyào)工程量及投资生产配套工程集输工程

净化工程集气、输气支干线集气规模、管线规格和节点压力

设计规模

净化装置设置

压力、温度设计

净化气指标

工艺流程生产倒班点伴行公路模和总体布局；集气、输气工程；处理、净化工程；系统配套工程；总图设计；节能；健康安全环境和应急预案；组织机构和人员编制；工程实施进度；地面工程主要工作量及投资估算等。实例第三&四节、气田开发方案编制共一百七十页（8）经济评价（地下(dìxià)部分）

气田开发方案经济评价主要指财务评价，在国家和石油行业现行的财税制度和价格体系下，分析测算开发方案的效益(xiàoyì)与费用，考察方案的获利能力、清偿能力以及外汇效果等财务状况，以判断开发方案在财务上的可行性。

什么是气田开发方案经济评价？第三&四节、气田开发方案编制

由于气田开发工程具有投资大，工程量大、技术密集程度高、风险大等特点，经济评价的任务主要有以下三个方面：

气田开发经济评价的任务是什么？

进行工程技术方案的经济评价与可行性研究；

开展气田开发边际效益分析；

开展气田开发经济动态预测与分析。共一百七十页

可衡量方案的财务盈利能力；

可用于筹措资金；

可合理配置国家有限资源；

能真实(zhēnshí)反映气田开发方案对国民经济的净贡献；

能正确进行投资决策。

气田开发经济评价有什么(shénme)作用？

由于气田开发工程具有投资大，工程量大、技术密集程度高、风险大等特点，经济评价的任务主要有以下三个方面：

气田开发经济评价的任务是什么？

进行工程技术方案的经济评价与可行性研究；

开展气田开发边际效益分析；

开展气田开发经济动态预测与分析。第三&四节、气田开发方案编制共一百七十页

气田开发经济评价的基本依据气田的各项重要的技术(jìshù)经济指标，以及与这些开发指标有关的气藏性质、流体性质、采气工艺、建筑设施及气田自然环境等方面的情况，主要包括：

气田的布井方案；

气田开发速度、单井采气量、气田年产量、年产液量的变化情况；

气田的开发年限及开发阶段的划分；

在不同开发阶段，不同开采方式的井数；

气藏埋深、气层总厚度(hòudù)、渗透率分布和气体性质；

气田地质储量及采收率；

气田地面建设流程和建设进度；

勘探工作量，包括已完成地震测线长度及还需进一步进行的工作；资金来源及利率，天然气价格及价格上涨率；

基本建设工程概算定额等。

气田开发经济评价以什么为依据？第三&四节、气田开发方案编制共一百七十页第三章气田(qìtián)开发设计与分析第一节、气藏储量计算与综合评价(píngjià)第二节、气田开发方针与指标第三节、气田开发方案的基本组成第四节、气田开发方案的编制第五节、气田开发分析共一百七十页第五节、气田开发(kāifā)分析

建立适合气藏特点和开发方式的监测系统，根据不同(bùtónɡ)生产阶段的特点，制定生产动态监测计划，取全、取准监测资料。1、动态监测共一百七十页第五节、气田(qìtián)开发分析2、动态分析

整理分析地球物理测井、气水动力学试井及特殊试井的结果

分析监测数据与方案指标进行对比分析

分析各种强化采气措施(cuòshī)的效果

修正开发方案，或对开发方案进行局部调整共一百七十页第四章气井产能

气井产能是单位生产压差条件下有多少(duōshǎo)天然气从气藏流向井底。与气藏本身的渗流特性、气体性质、气藏压力和温度等参数有关，一般用产能公式来描述。描述地层(dìcéng)压力，井底流压和产量之间的关系式产能方程产能试井工艺反映气井流入特性的方程，称为产能方程流入动态：根据产能方程确定的井底压力与产量的关系一定地层压力流入动态曲线：根据产能方程绘制的井底压力与产量的关系曲线共一百七十页第四章气井产能第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程(fāngchéng)

第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式1、稳定状态流动(liúdòng)的气井产能公式

稳定状态流动达西产能方程

假设条件

水平、均质K

等厚h、圆形气藏单相气体服从达西平面径向流Pehrwrepr共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式

稳定状态流动(liúdòng)达西产能方程

公式推导运动方程：连续性方程：气体状态方程：qcm3/sKμm2μmPa·shcmrcmpatm共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式方程(fāngchéng)右端积分，得：用目前气田实际使用的单位进行换算，得：压力P的函数共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式Alhussaing和Ramey提出(tíchū)的拟压力定义式或共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式目前，气田(qìtián)上仍习惯于用压力。取平均压力用去求和，并认为在积分范围内是常数。或共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式rwra

K变好

K变好K不变Pwf表皮(biǎopí)效应共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式

考虑表皮效应(xiàoyìng)的达西产能公式

由于钻井伤害或对储层进行改造，使得井底附近岩层渗透性变差或变好的现象，称之为表皮效应.用表皮系数S度量。Hawhins将表皮系数表示为：KaK

ra

rw

K

rw

当K=Ka，S=0；当K>Ka，S为正值；当

K<Ka，S为负值；共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式

考虑表皮(biǎopí)效应的达西产能公式

将表皮系数产生的压降合并到总压降中或共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式

稳定流动(liúdòng)的非达西产能公式

达西定律：粘滞性流体实验得出，=层流流动。

实际情况：近井地带过流断面变小，流速增加，紊流流动，=非达西流动对于平面径向流（Forchheimer）达西流动非达西流动共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式在稳定流动情况下，尽管是非线性渗流(shènliú)，但井的地面体积产量保持为常数，利用地面产量qsc代换v可得:分离变量，对r从rw→re，pwf→pe进行积分，得：共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式气体平面(píngmiàn)径向非达西渗流的二项式产能方程

F—非达西流动系数，MPa2/(m3/d)2。

如果引入惯性系数D共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式

应用类似的方法，可以(kěyǐ)得到非达西产能方程的拟压力表述形式二项式产能方程共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式不稳定(wěndìng)早期不稳定晚期拟稳定流期弹性第一相弹性第二相生产时间井t=tp

弹性第二相初期t=tb

弹性第二相晚期共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式t=tB

t=tp

B0

B1

B2

B3

A0

A1

A2

A3

对气藏来说，拟稳定状态将延续(yánxù)至气层能量枯竭为止。拟稳定状态？共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式用平均(píngjūn)地层压力表示的压力平方形式：共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式

利用气井试井资料确定气井产能方程(fāngchéng)时，可将产能方程(fāngchéng)改写成下面形式：或：式中，A--层流系数B—紊流系数共一百七十页第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式井底压力(yālì)为零时，气井的产量定义为绝对无阻流量AOF共一百七十页第四章气井产能第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程

第三节、气井产能试井第四节、完井方式(fāngshì)对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程共一百七十页第二节、气井产能经验(jīngyàn)方程1、经验(jīngyàn)产能方程式经验式，也称指数式：式中qsc——日产气量,104m3/d；

pR——平均地层压力,Mpa；

pwf——井底流动压力；

C——系数，104m3/d·(Mpa)-2；

n——指数；共一百七十页第二节、气井产能经验(jīngyàn)方程

n系数（0.5≤n≤1）n＝1时为达西流，n=0.5，非达西流动，n由1.0向0.5减小，说明井底附近的视表皮系数可能增大。n>1说明试井存在问题(wèntí)，须重新进行试井。

C系数共一百七十页第四章气井产能第一节、气井产能理论(lǐlùn)公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)通过现场测试和分析，了解气井在不同工作制度下的产气量通过对产气量Qg和生产压差(PR-Pwf)的分析，建立气井的产能，推算气井的极限产量-无阻流量，画出IPR曲线确认具有工业产气能力的气井和含气面积，落实新探明气区和工业可采储量预测(yùcè)气井的稳产能力和产气能力的变化规律，用于气田开发方案的设计和调整共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)1、试井设计(shèjì)

求气井产能，必须进行现场试井，气井试井用几级流量？流量的次序？测试时间要多长？对地面的要求如何？用什么仪表？等等。地面流程要求、仪表要求、放喷要求测试产量及顺序要求、测试时间要求共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

地面流程(liúchéng)的要求

不含硫化氢的干气井：主要设备是针形阀、流量计、油套管压力表、静重压力计、温度计、取样装置和大气压力计等。若是生产井试气，一般原有的井场流程设备可以借用。若是刚完钻的井试气，应准备放喷管线和临界流速流量计。

对于凝析气井和气水井：井内的流体是气液两相，针形阀之后增加保温或防水合物设备及安装气液分离器、气液取样装置和计量仪表。

对于含硫化氢的气井：除设备、仪表和管线需要考虑抗硫材质和采取防硫措施外，应采用撬装式轻型硫装置处理含硫气体。若气体无法处理，应在远离井口（25m以外）安装离地高度不低于`12m的火炬管线，在取得环保部门的同意下点火燃烧。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

仪表(yíbiǎo)的要求

对于纯气井，需测试井口最大关井压力、井口流动压力，套管压力表和油管表精度等级要符合试井要求，试井前必须用标准压力表或静重压力计校压，同时进行井口测压也是必要的。

对于气水同产井或井底大段积液的井，应下井底压力计测压。如果不可能，也只有根据地面生产资料进行计算。

生产井试气：气体流量一般都用孔板流量计测量。

新井试气：使用临界流速流量计，对孔板、温度计和压力表应检查和校正。试井前，确定取温点和校正温度计也要从严要求。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

放喷的要求(yāoqiú)(井底有积液时)

需在较大的生产压差下，喷净井底积液。如果气井是与集输管网相连，放喷意味着用较大的产气量多生产一段时间。如果这样作还不可能放喷干净，则有必要另拉放喷管线向大气放喷。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

安排(ānpái)测试气量的顺序

试井的最小流量和最大流量控制在不大于井口最大关井压力的95%和不小于75%。

流量的选择需在所确定的流量范围内，不会引起气井出砂或造成水的舌进或锥进。对于气水同产井，最小产量应大于最小携水气量。防止流量太大，造成井口温度过低或调压（节流）压差过大促进水合物的生成。对于凝析气井，杜绝在地层或井底凝析出液烃同时，流量的选择还要顾及工程因素。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

通常试井的流量应是从小到大，按正顺序试井。

反顺序试井：可以提高井底温度，有利于防止水合物的生成(shēnɡchénɡ)；排除井底积液。

确定压力稳定依据低渗气藏：

高渗气藏：井口压力降低（如开井）或恢复（如关井）的过程中，在记录压力后15（或30）分钟内，压力变化小于前一个记录压力读数的千分之一，即可认为气井已稳定。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)2、试井方法(fāngfǎ)及试井资料分析方法(fāngfǎ)

常规回压试井等时试井修正等时试井一点法试井共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

常规(chángguī)回压试井(1)测试方法

工作制度的选择最小产量：稳定流压尽可能接近地层压力；最大产量：保证稳定生产的前提下，使稳定油压接近自喷最小油压；在最大、最小工作制度之间，均匀内插2-3个工作制度。

基本操作连续以若干个不同的工作制度（一般由小到大，不少于三个）生产，每个工作制度均要求产量稳定，井底流压也要求达到稳定。记录每个产量qsci及相应的井底稳定流压pwfi，并测得气藏静止地层压力pR。qsc1

qsc2

qsc3

qsc4

共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)(2)资料(zīliào)分析方法

二项式分析方法压力平方形式：拟压力形式：二项式产能的确定方法共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)Bqsc

Bqsc

AA压力平方方法拟压力方法二项式产能曲线(qūxiàn)共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)二项式产能的应用(yìngyòng)（１）计算无阻流量（2）预测产量（3）绘制IPR曲线共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)(2)资料(zīliào)分析方法

指数式方法mb压力平方方法共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)(2)资料(zīliào)分析方法

不易测取平均地层压力时的处理方法

从二项式方程出发，在有多个稳定流量和对应的压力测点基础上，利用数学方法求取气层平均地层压力和绝对无阻流量，并求得气井二项式产能方程。yxC共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)A0A1x1A2x2

如果测出了一组pwf2-qsc的测量值，就可以(kěyǐ)直接利用二元线性回归的方法，求出A0、A1、A2。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

等时试井(1)测试方法

工作制度(zhìdù)的选择与回压试井基本相同。

基本操作连续以若干个不同的工作制度（一般由小到大，不少于三个）生产，在以每一产量生产后均关井一段时间，使压力恢复到（或非常接近）气层静压；最后再以某一定产量生产一段较长的时间，直至井底流压达到稳定。每测量一个流量，都必须在预先设定的生产持续时间测量井底流动压力。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)(2)资料(zīliào)分析方法

二项式分析方法

１）在直角坐标系中，作点（

qsci，(pR2-pwfi2)/qi）的回归直线，即二项式不稳定产能曲线，其斜率就是二项式产能方程的系数B。（pR2-pwf2）／qsc

qsc

CB=tg

共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)（2）画稳定(wěndìng)产能曲线

CB=tg

A

等时试井二项式产能曲线

过稳定点C（

q５，(pR2-pwf５2)/q５）

作不稳定产能曲线的平行线，便得到稳定产能曲线，图中AC所示，其纵截距就是产能方程的系数A。

（pR2-pwf2）／qsc

qsc

共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)(2)资料(zīliào)分析方法

指数式方法1）绘制lg(pR2-pwfj2)~lgqsci（i=1，2，3，4；Pwfi是第

i次生产期末的井底流压）的关系曲线，称为不稳定产能曲线，图中AB所示。

不稳定产能曲线BA101001000110100pR2-pwf2

qsc

C共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

２）过稳定点C（q5，pR2-pwf52）作不稳定产能曲线(qūxiàn)AB的平行线CD，这就是稳定产能曲线。不稳定产能曲线BA101001000110100pR2-pwf2

qCD稳定产能曲线

用与回压试井解释相同的方法，由稳定产能曲线确定产能方程、无阻流量和预测产量。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

修正(xiūzhèng)等时试井(1)测试方法

改进的等时试井是对等时试井作进一步的简化而得到的。

在等时试井中，各次生产之间的关井时间要求足够长，使压力恢复到气藏静压，因此各次关井时间一般来说是不相等的。各次关井时间相同，一般与生产时间相等，也可以与生产时间不相等，不要求压力恢复到静压。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)(2)资料(zīliào)分析方法

二项式分析方法绘制产能曲线时：以

(pwsi)-

(pwfi)代替等时试井时的

(pR)-

(pwfi)以pwsi2-pwfi2

代替等时试井时的

pR2-pwfi2

其中

：

pwsi是第i次关井期末的关井井底压力，i＝１,２,３,４

除此之外，产能方程的确定及试井解释均和等时试井完全相同。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)qsc

qsc

AA压力平方方法拟压力方法BBCC修正等时试井指二项式产能分析(fēnxī)曲线

共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

一点(yīdiǎn)法试井

对于探井而言，由于地面设施尚未建成，如果采用上述的产能测试方法求去气井的产能，必然造成天然气的极大浪费，因此在这种情况下通过对气井进行压力和产量的一点测试，并依据一定的经验方程，可以获得气井的产能。

对于已经进行过稳定试井的气井经过一段时间的开采之后，其产能可能有所变化，为了进行检验，也可以进行“一点法试井”，求取气井的产能。

由于利用一点法所求气井产能用到的方程是经验统计结果，因此，对于所获得的产能数据要谨慎使用。

共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)

一点(yīdiǎn)法试井(1)测试方法

一点法试井只要求测取一个稳定产量

q，和在该产量生产时的稳定井底流压Pwf，以及当时气层的静压pR。(2)产能曲线的绘制

在原来指数式产能曲线图上，画出一点法试井测得的数据点A(q，pR2-pwf2），再过这一点画原产能曲线的平行线，这就是该井当时的产能曲线。由此可以估算当时的无阻流量，也可以预测一定生产条件下的产量，方法与前面所述完全相同。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)qsc

A二项式方法原产能曲线Db指数式方法原产能曲线D一点(yīdiǎn)法试井产能分析曲线共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)(3)一点法试井的无阻流量(liúliàng)经验公式

如果在一个气田进行过一批井（层）的产能试井，取得了相当多的资料，则可以得出这个气田的产能和压力变化的统计规律，即无阻流量的经验公式。此后，在本气田或邻近地区的新井（层）进行测试时，如果没有取得回压试井或等时试井资料，但测得了一个稳定产量及相应的稳定井底流压和地层压力，则可以采用经验公式估算该井（层）的无阻流量。共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)无阻(wúzǔ)流量经验公式式中：qsc－点法试井实测产量，104m3/d;pwf－点法实测井底流压，MPa;pD－无因次压力，其定义为：共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)常见(chánɡjiàn)产能曲线类型序号二项式产能曲线指数式产能曲线分析1正常产能曲线高、中渗透性气井正常试井2气层压力测量偏低，井底有积液，或井底压力测量偏高共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)序号二项式产能曲线指数式产能曲线分析3气层压力测量偏高、或井底压力测量偏低4井底积液随测试产量增大而逐渐带出共一百七十页第三节、气井产能试井工艺(gōngyì)序号二项式产能曲线指数式产能曲线分析5测试产量由大到小进行、小产量时井底积液带不出地面6(1)测试中随产量增大地层水侵入井底，引起水锥、压差增大时气量增加甚微；(2)井底堵塞，井壁跨塌