气井无阻流量

『壹』 绝对无阻流量是什么

油井的最大理论产量又称为绝对无阻流量,它是表征一口油井潜在产能的一个重要指标.采油指数则是单位压差下的日产量,表明了油井的实际产能,两者都是油井配产以及制定合理开发方案的重要依据

『贰』 什么是无阻流量和绝对无阻流量

无阻流量来 open-flow capacity
在测定生产井自产能时，采取敞开井口的放喷方法得到的产量。

绝对无阻流量 absolute open-flow capacity
假设生产井井底流压为0. 101325MPa时的产量。

『叁』 含硫气藏水平井产能的影响因素分析

考虑四川高含硫碳酸盐岩气藏地质特征，并结合该区块钻完井分析与评价结果，根据以上建立的六个水平井产量计算公式，推导出了与其对应的水平井产能预测公式。因六个产能预测公式具有相同的参数，故利用Joshi产量预测公式推导的产能预测公式进行影响水平井产能的参数分析。其影响因素有：地层压力、水平井长度、储层有效厚度、各向异性、储层伤害和元素硫沉积。共同参数如表9.1所示，对这些影响因素进行理论分析。

9.5.1 地层压力对流入动态的影响

根据水平井产能预测方程，作出了不同地层压力条件下的水平井流入动态关系曲线，可为以后实际生产提供参考。图9.11为水平井不同地层压力下的IPR曲线，随着地层压力的降低，流入动态关系曲线向左下方偏移，水平井无阻流量降低，这也是随着生产时间的增加单井产量减低的原因。地层压力降低导致水平井的无阻流量降低，应及时调整配产，以达到稳产的目的。

9.5.2 水平井长度对流入动态的影响

图9.12为水平井不同水平段长度下的IPR曲线。

图9.15 不同储层伤害程度下的IPR关系曲线

9.5.6 元素硫沉积对流入动态的影响

根据水平井产能预测方程，做出了不同储层硫沉积条件下水平井流入动态关系曲线，可为以后实际生产提供参考。图9.16是水平井不同地层压力下的IPR曲线。由图中可以看到，随着储层硫沉积量的增加，流入动态曲线向左下方偏移，水平井无阻流量降低，且影响幅度较大。保持地层压力高于元素硫析出临界压力，对于提高无硫析出期间的气井采收率具有重要意义。

『肆』 气田单井无阻流量是什么

是指井底压力为1bar是气井的压力,单井无阻流量是个理论值,是衡量气井产能的重要参数,是确定合理产量的重要依据

『伍』 气井产能计算方法

气井合复理产能确定制是气田开发早期的一项重要工作,是科学开发气田的基础.其无阻流量是合理产能确定的重要依据.针对气田开发早期开发井、勘探获气井、开发部署井3种不同类型气井并存的现状,通过四川气田多年的开发实践,给出了不同的无阻流量计算方法.在此基础上,提出了合理产能的确定原则,系统地介绍了5种气井合理产能确定方法并对其进行了评价.我们建议,气井合理产能的确定要综合考虑各种计算结果和气藏的地质特征.一点法由于其简单实用性而在榆林气田得到了广泛的应用，但一点法的推导是在二项式的基础上对产能方程无阂次化得到的，主要适用于径向渗流的气井，而对于压后的气井利用一点法计算出的无阻流量偏差较大：且一点法试井对低渗透或致密气藏测定一个稳定测点仍然历时太长或根本不可能测到。在文献[2]的基础上，利用气井压后产能公式，计算了愉林气田16口压后气井的无阻流量，并在此基础上对气井进行了配产。经过一段时间的生产实践检验，所求得的结果符合实际生产情况的要求，从而为确定气井压后产能提供了一种新的理论依据。

『陆』 实例计算分析

7.3.1 产能方程的确定

以四川盆地含硫气藏某井为例进行实例计算分析，地层渗透率为8.23×10^-3μm²，地层温度为392K，地层压力为47.25MPa，天然气的黏度为0.0252mPa·s，天然气的压缩因子为0.92，气藏半径为1500m，井半径为0.1m，储层厚度为5.6m，经验常数为6.22，天然气相对密度为0.72。

该井钻达飞仙关组见鲕粒云岩，发现存在良好的鲕滩储层，取心后钻至井深3600 m完钻。该井修正等时试井测试数据如表7.1所示。

表7.1 某井修正等时试井压力、产量数据表

图7.7 伤害半径与表皮之间的关系

『柒』 长庆油田目前大概有多少天然气井

中石油集团发布的消息称，长庆油田已累计获得日产超百万立方米的天然气井回40多口。
其中，长庆采气三厂桃答2区块实施的一口水平井，获日产天然气无阻流量161.4万立方米高产工业气流。长庆油田子洲气田产建现场一口水平井试气获日产无阻流量126.25万立方米，是这个气田日产无阻流量首破百万立方米的高产水平井。
顺祝你2016幸福快乐。

『捌』 气田和气层的基本特征

鄂尔多斯盆地中部气田是受古构造、岩相古地理及岩溶古地貌制约的地层－岩性复合圈闭的隐蔽气藏。气藏的分布与奥陶系顶部风化壳密切相关。中部气田已探明的天然气储量均分布在古岩溶发育的奥陶系顶部风化壳之中（戴金星等，1997）。

目前发现的主要气层是下奥陶统马家沟组五段（简称“马五”）碳酸盐岩风化壳储层，风化壳一般厚30～90m。据统计，中部气田风化壳主体厚度为40～65m，并且从东向西明显增大，至城川1井达195m（表2-2）。靖边－横山地区风化壳主体可达五₄层，而马五5黑色泥晶灰岩既是区域标志层，也是该区风化壳的隔水底板。

表2-2鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳在不同探井中的厚度

（据戚厚发等，1992）

图2-3中部气田奥陶系风化壳气藏产能平面分布图

中部气田气层具有层位稳定（马五₁）、有效厚度薄（5.2m）、埋藏较深（2800～3800m）和分布面积大（3781km²）的特点（戴金星等，1997）。气层的岩性主要是云坪相含膏白云岩，次为泥晶－粉晶白云岩。其主要储集空间和渗滤通道是溶蚀孔洞和微裂缝，具有中等储气物性，平均孔隙度为5.3%～5.9%，平均渗透率为3.15×10^-3～5.82×10^-3μm²，属中、低孔隙裂缝溶洞似孔隙型气层。气田存在四条潜沟，即气田东侧潜沟（陕3、陕16、榆3）、气田南端的天赐湾—万家坑潜沟（陕3、陕30、陕25）、杨桥畔—青1井潜沟（青1、陕19、陕27）、杨桥畔北—塔湾潜沟（榆3、陕3、陕22、陕2）。

中部气田的地层压力主要为30～33MPa，略低于静水柱压力，属正常压力范围。奥陶系风化壳气层温度介于85～125℃，平均107.2℃。气层压力及温度由北向南缓慢增加，北区、中区、南区的气层压力和温度变化分别为31.1MPa、99℃，31.4MPa、104℃和31.9MPa、113℃（郝石生等，1995）。

在平面上，中部气田奥陶系风化壳气藏产能变化明显（图2-3），主要表现在两个方面：

一是近距离内产能变化较大，如陕参1井、林5井、林1井相距只有2.0km和1.8km，试气无阻流量则由陕参1井28.3×10⁴m³/d变为林1井16.8×10⁴m³/d。再如，陕5井试气无阻流量高达110×10⁴m³/d，而该井北东方向约9.1km处的陕23井，试气无阻流量只有1.2×10⁴m³/d，相差两个数量级。二是工业气井群中可能有非工业性气井，如陕79井试气无阻流量为3.04×10⁴m³/d，而周围9km范围内的陕12、陕66、陕80、陕61、陕91、陕77井均为工业气井，试气无阻流量分别为84.0×10⁴m³/d、15.8×10⁴m³/d、6.6×10⁴m³/d、37.4×10⁴m³/d、6.2×10⁴m³/d和8.2×10⁴m³/d。这些特征均反映出奥陶系风化壳储层物性横向变化大，非均质性突出，气井产能变化显著。

中部气田尽管储量大，但靠的是含气面积大，因为气层厚度薄，平面上含气丰度偏低，单储系数为0.0538×10⁸～0.231×10⁸m³/（km²·m），平均为0.108×10⁸m³/（km²·m），储量丰度为0.0276×10⁸～1.457×10⁸m³/km²，平均为0.538×10⁸rn3/km²。

『玖』 知道日产气量怎么快速计算无阻流量

无阻流量 open-flow capacity
在测定生产井产能时，采取敞开井口的放喷方法得到的产量。

绝对无阻流量 absolute open-flow capacity
假设内生产井容井底流压为0. MPa时的产量。

『拾』 含硫气井阻塞表皮系数的推导

气井的稳定产能评价有多种方法，利用气井稳定产能二项式方程来判断就是一种重要的方法。

根据油气渗流理论，对于均质地层，当天然气渗流到达稳定状态时，井周围的压力分布维持不变。此时，井的生产压差将不会随生产时间变化而变化，生产时间与产能无关。

根据以上严格的稳定试井理论，气井二项式稳定产能方程才得以产生，同时由于该理论需要的参数较易得到。使得现场试气过程中取得参数操作简单，而且计算方便，气井生产过程中该方法被广泛应用，以至于绝大部分气井试气，无论地层均质或者复杂，都将气井稳定产能二项式方程及无阻流量的取得做为目标，从而为气井合理配产提供科学有效的依据。

在现场试气作业过程中，进行产能分析时，用稳定产能方法和无阻流量法存在两个方面的问题：一是目前大部分气井都属于非均质储层，用气井开发初期计算得到的稳定产能方程和相应的无阻流量来用于指导气井后期的开发生产，通常会产生误差，根据气井开发生产经验，气井配产一般以无阻流量的1/5～1/3进行配置。二是实际生产中，低渗透地层中气井稳定流动状态一般很难出现，与油井生产状况类似，在气井生产过程中，最常见的流动状态是不稳定渗流的平面径向流，稳定产量及对应的稳定地层压力是很难得到的。

对于高含硫气藏，在近井地带，随着温度压力的降低，元素硫将从饱和的含硫天然气中析出，当气流无法携带其运移后，其将堵塞近井地带的渗流通道及孔隙并降低渗透率。该类气藏不仅具有普通低渗透气藏同样存在的问题，还将面临近井地带伤害区的影响。

因此，有必要对气井稳定产能方程的应用条件进行分析，考虑高含硫气藏的特殊情况，判断产能方程在非均质地层中的使用规律。下面以复合地层为例，推导复合地层中气井稳定产能方程和无阻流量计算公式，对不同渗透率储层计算得到的无阻流量进行对比，分析稳定产能方程在高含硫复合气藏中的应用。

复合气藏是一种最简单的非均质气藏，见图7-1，是由两个均质的环形地层构成的地层系统，复合气藏可以分成两个均质区域，内区Ⅰ的压力用p₁表示，外区Ⅱ的压力用p₂表示。内、外区交界面上的压力相等。

高含硫气藏工程理论与方法

该式可用于计算由于元素硫沉积而导致的附加表皮与伤害半径及含硫饱和度之间的关系。

式中：p_e——外边界压力，MPa；

q——地下产量，m³/d；

p_s——伤害区域r_s处的压力，MPa；

p_wf——井底压力，MPa；

k_s——伤害区域内气相渗透率，10^-3μm²；

S_b—硫沉积产生的附加表皮；

h——储层的厚度，m；

r_w——井底半径，m；

r_s——元素硫沉积伤害半径，m；

k——储层外区渗透率，10^-3μm²。