CN119514741A 基于能量模型的页岩气井积液预测方法、设备及存储介质 （中国石油天然气股份有限公司）_第1页
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号实际生产时产气量Qg及产液量Ql计算井口能量及P出，按实际生产时产气量Qg及产液量(1+5％)其对应的能量因子β,求取标准能量因子β*的(1+β*)2S2.根据典型井历史生产特征数据及临界积液状态数据按实际生产时产气量Q及产液S2.根据典型井历史生产特征数据及临界积液状态数据按实际生产时产气量Q及产液S3.根据区块优选的管流计算方法，按实际生产时产气量Qg及产液量(1+5％)Ql计算井S4.每一个典型井均根据步骤S1_S3获得其对应的能量因子β,根据获得的所有能量因lS7.根据预测井的井口压力按多相管流计算方法或环空气柱压力计算方法计算井底压力pwf，考虑增加5％的产液量，计算井底气液表观流速和根据(18)式计算此时井底的持液3P1E1wf为井底压gwhl为气液当地所述处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，使得所述处理4滴的液滴模型与携带管壁液膜的液膜模型。这两类模型均要求井筒气液两相管流为环状[0005]本发明所要解决的技术问题是目前针对页岩气的积液预测仍采用常规天然气井g[0008]S2.根据典型井历史生产特征数据及临界积液状态数据按实际生产时产气量Q及g[0010]S4.每一个典型井均根据步骤S1_S3获得其对应的能量因子β,根据获得的所有能l5[0015]S7.根据预测井的井口压力按多相管流计(1+β*)P出pwhwf为井67筒气液两相管流并非环状(雾)流，尤其在大液量或高液气比气井中，井筒并未出现环状g[0058]S2.根据典型井历史生产特征数据及临界积液状态数据按实际生产时产气量Q及g89[0099]Hagedorn和Brown(1965)基于所假设的压力梯度模型，根据大量的现场试验数据[0124]S4.每一个典型井均根据步骤S1_S3获得其对应的能量因子β,根据获得的所有能l[0136]井口压力按多相管流计算方法或环空气柱压力计算方法和前述井底流压计算方(1+β*)P出包含3井次临界积液状态数据)全生命周期内的实际积液情况以及能量因子β计算结果如表ABCDEF[0149]S4.在验证积液预测能量模型和[0152]本实施例提供一种基于能量模型的页岩气井积液预测设备，包括处理器和存储协处理器是用于对在待机状态下的数据进行处理的低功机执行指令，当所述

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