气井递减率计算公式

气井递减率计算公式

气井递减率计算公式是Q（t）=Q0/（1+ait），油、气田开发一定时间后，产量将按照一定的规律递减，递减率就是指单位时间内产量递减的百分数。自然递减率是单位时间内产量变化率或单位时间内产量递减百分数。

气井递减率大小反映了油田稳产形势好坏，递减率越小，说明稳产形势越好，综合递减率是制定原油生产计划的依据。自然递减分析法是油藏工程的一种重要方法，它实质是一种统计分析法。当油气田达到一定采出程度，进入产量递减阶段后，可以利用产量递减分析法，研究和分析油气田递减类型，预测油气田未来产量变化，确定油气田可采储量、采收率和开发年限。这种方法不仅可以用于油气田的计算，也可用于每口单井的计算。

采气规范要点(打印A4小册子数份,下发技术员和集气站,袁总要检查)

采气工程技术规范要点 1、日产气量为气田实际日产气量可用月产气量与当月日历天数的比值，通常是指井口产量，它表示气田日产水平的一个指标，单位是104m3/d。 2、年产量为气田全年实际采出的气量，通常指核实年产量，单位是104m3/a。 3、气田井口产气量为从气井或气田（藏）采出的全部气量，包括气井进入管网和就地利用的气量及放空气量。 4、年放空量为当年钻井、试气、井下作业、投产及生产过程中放空的气量。 5、气井开井指是当月内连续生产24h以上的井定为开井；间歇采气井在1日内生产达到规定时间的定为开井。 6、计划关井指由于作业占用、方案实验、方案调整、试井及用户等因素影响，上报主管部门审批并同意关井的气井。 7、气井利用率指报告期开气井数与全部投产气井数（扣除计划关井数）之比，用百分数表示。 8、天然气商品率指报告期天然气商品量与天然气工业产量之比，用百分数表示。 9、天然气生产自用率指报告期内生产自用气量与天然气工业产量之比，用百分数表示。

10、天然气损耗率指企业损耗的全部气量与天然气工业产气量之比，用百分数表示。 11、天然气净化合格率指达到国家或行业质量规范规定的净化气量与净化总气量之比，用百分数表示。 12、采气速度指气田（藏）年采出（井口）气量与已开发探明地质储量之比，它是表示气田开发快慢的一个指标，用百分数表示。 13、探明地质储量采气速度指气田（藏）年采出井口气量与探明地质储量之比，用百分数表示。 14、可采储量采气速度指气田（藏）年采出井口气量与可采地质储量之比，用百分数表示，它表示目前的生产水平所能达到的采气速度，计算公式为： 15、水气比指气井正产生产时，月产每万立方米气量的月产水量，它是表示气田含水高低（出水或水淹的程度）的重要指标。 16、递减率指气田（藏）产量开始下降时，对应前一季度的产量减少幅度，用百分数表示、递减率分为自然递减率和综合递减率。 17、采出程度（目前采收率）是指气田（藏）在某时间的井口累积产气量与已开发探明地质储量或可采储量之比，用百分比表示。表示从投入开发以来，已经从地下采出的地质储量，是衡量气田开发效果的一个重要指标。 18、采收率指在某一经济界限内，在现代工程技术条件下，从地质储

预测页岩气单井产量及最终储量的经验法分析

预测页岩气单井产量及最终储量的经验法分析 李海涛;王科;补成中;张庆;张砚 【摘要】为了简单、快速且准确有效地预测页岩气单井产气量及估算最终储量(EUR),详细分析了目前最常用的2种适用于页岩气藏单井产量及EUR预测经验方法的优缺点,以此为基础,提出了一种基于裂缝流主导的产量递减预测新方法,并结合四川盆地一口页岩气井详细地给出了该方法的应用步骤.实例应用表明,与YM-SEPD法和Duong法的预测结果相比,新方法预测的未来日产气量和EUR最为准确,预测EUR相对误差仅为3.98％.该方法为准确、快速预测页岩气单井的未来日产气量及EUR提供了借鉴,对裂缝线性流主导的致密气井产能预测具有一定指导意义. 【期刊名称】《特种油气藏》 【年(卷),期】2019(026)003 【总页数】5页(P74-78) 【关键词】页岩气;经验方法;产量预测;EUR;四川盆地 【作者】李海涛;王科;补成中;张庆;张砚 【作者单位】西南石油大学,四川成都 610500;西南石油大学,四川成都 610500;中国石油川庆钻探工程有限公司,四川成都 610051;中国石油川庆钻探工程有限公司,四川成都 610051;中国石油西南油气田分公司,四川江油 621700 【正文语种】中文 【中图分类】TE328

0 引言 页岩气藏存在吸附气[1]及需经过分段多簇压裂改造才能有效产气[2]的特征，其产 气规律有别于常规气藏[3-5]。因此，根据常规油气藏产量递减规律总结得到的Arps经典递减模型[6-7]，并不适用于页岩气藏。前人经过研究，提出了几种适用于页岩气藏的经验方法[3，8-16]，但大多存在如下缺点：参数较多，且以试算得到，没有累计产气量的直接计算公式，计算过程复杂，计算结果误差大。只有 YM-SEPD法及Duong法的模型参数可通过Excel拟合历史产量数据获取，不需 要预估试算或者通过专门图版拟合获取，计算步骤简单，不会产生多解[4]。因此，这2种方法在石油工业被广泛使用，但YM-SEPD及Duong法依然有较大的缺陷。对比分析了这2种模型产生缺陷的根本原因，结合Duong法优势，提出了一种最新的基于裂缝流主导的递减模型，通过Excel进行操作、计算更加简便且结果更加准确。利用该方法分别对四川盆地涪陵区块、威远区块、长城区块的典型页岩气井进行计算，并对比了YM-SEPD和Duong法计算结果，新方法优势明显。 1 YM-SEPD及Duong法的优缺点分析 大量学者[17-20]经过实际案例分析得到：①SEPD法使用边界控制流前的数据预 测页岩气井EUR，结果会偏小，数据越少，结果偏差越大；②与SEPD法相比，Duong法预测EUR更准确，但是在数据少于2 a的情况下，EUR预测结果偏大。另外，YM-SEPD法只是改进了SEPD法参数的获取途径，并没有改变其本质，所以YM-SEPD法依然存在SEPD法的缺点。 YM-SEPD法的日产气量公式及递减率公式[10]分别为： (1)

不稳定试井确定单井控制储量

不稳定试井确定单井控制储量 在气藏勘探开发过程中，利用不稳定试井分析能够得到气井泻气区范围内的储层平均压力、有效渗透率、完井效率、储层介质类型以及边界性质等。对于定 容气藏来说，通过适当的理论延伸，还可以利用不稳定试井资料估算单井控制储 量。而对于无限延伸气藏来说，单井控制储量一般取决于井网分布。 利用动态资料评价油气藏储量的方法主要有：压降曲线法、压恢曲线法、物质平衡法、产量增长曲线法、产量递减曲线法、水驱曲线法等。一般情况下，物 质平衡法、产量递减曲线法、水驱曲线法等适用于气藏开采的中、后期，这时有 足够的生产动态资料可供分析。产量增长曲线法能够对中、前的生产资料进行分 析，但分析结果的可信度取决于应用模型的选择，而且需要一定量的生产资料。 在气藏开发早期，压降曲线法和压恢曲线法是估算单井控制储量的主要方法。该 方法可能对于裂缝型、岩性封闭型及复杂断块型气藏更为有效，因为这种情况下 很难用其他方法定准含气面积、有效厚度、有效孔隙度以及含气饱和度等，结果 必然使得用容积法计算储量的误差增大。

利用压降曲线法和压恢曲线法所需要的资料主要有：‘ （1）原始（或平均）地层压力、地层温度、地层气体PVT性质及目标井的产能； （2）压力降落或压力恢复测试的数据资料； （3）长时间试采中，井底压力及产量随时间的变化数据（可选）。 显然，地层气体PVT的准确性以及不稳定测试资料的有效性将影响分析结 果的精度。 地层气体的粘度和压缩因子等物性是系统压力的函数。地层气体的渗流方程具有强非线性，一般比较严格的方法是采用Al-Hussaing（1966）拟压力函数减弱方程的强非线性，然后对所导出的控制方程右端扩散系数一项取初始值进行线性化。拟压力函数定义为： P,,P,d,()2 (1) ,P0()(),,z, 通常，拟压力对于低压情形能够简化为压力平方函数而对于高压情形能够简化压 力函数。地层气体不稳定渗流无量纲控制方程为： 2,,,1,,,DDD (2) ，,2,rr,r,tDDDD 方程中所用的无量纲量定义为： Tkh(),,,,sci,, DTPQscsc r r,Drw ktktktem,,,，， ttt222DeDmD,(,c)r,(,c)r,(,c)rggtiwggtiwggtiw根据以上渗流方程，可以从理论上得到探测半径与生产时间的解析关系式，这个关系式是我们利用不稳定试井资料分析单井控制储量的基础之一。 按Lee（1982）对压降探测半径的定义：“探测半径是关于改变井的流量、

气井产量递减分析方法

气井产量递减分析方法 摘要：常规气井经过投产以后产量稳定到一定时期就进入到递减阶段，主要采气期和产气量集中于递减期，因此对气井产量递减问题的研究具有重要意义和实际应用价值。本文提出了视初始递减点和递减段的确定方法，依据Arps递减模型，详细解释了指数递减、双曲递减和调和递减三种产能递减规律，提出多种判断递减类型的方法，该方法能更科学有效地进行产量递减分析和产能递减预测，具有实际应用价值。 关键词：产量递减；Arps 模型；递减分析方法 引言 在油气田开发兴起、成长、成熟到衰亡的全过程中，其油气田产量的变化上必定要经过上升阶段、稳产阶段、递减阶段。不管是气藏还是气井产量稳定到一定时期都要进入递减阶段[1]。开展产量递减分析方法研究是掌握气井生产动态、预测未来产量的基础，为气田高效开发提供一定的理论依据。目前递减规律研究的主要理论依据是美国学者 Arps于1945[2]年提出的产量递减规律方程式，此方法在工业界被广泛应用于气井产量递减分析及累产气预测。本文详细地研究了Arps三种产量递减曲线特征及递减分析方法，该方法对未来产量的变化和最终可能开发指标的预测具有非常重要的意义。 1 数据处理 气井的产量数据会因诸多原因具有较大的波动性、阶跃性。一个气田或一口气井的产量数据，不会从一开始递减就遵循某一种递减规律。大量的实践证明气田或气井的产量数据一般在某一开采阶段遵循一种递减规律，而在另一开采阶段则更好地遵循另一种递减规律。在应用常规产量递减规律分析方法获得的初始递减产量q i和初始递减率Di不是气藏或气井的真正初始递减产量和初始递减率。本文称这种获得的初始递减产量为视初始递减产量，初始递增减率为视初始递减率。 1.1 视初始递减点的确定

气井基础概念

1、生产压差：地层压力与井底流动压力之差，又称采气压差。与套油压差的区别。 2、衰竭式开采：气驱气藏依靠自身的驱动能量进行开采，直至气田报废的开发方式。 3、采气指数：气井日产气量与生产压差的比值。 4、地层压力系数：某一深度的原始地层压力与同深度的静水柱压力的比值。具有正常地层压力的油藏，其压力系数为0.7-1.2 之间，气藏的压力系数为0.9—1.2。低于0.9 为异常低压气藏，1.2-1.5 为异常高压气藏，1.5-1.8 为超压气藏，大于1.8 为特高压气藏。 5、单位压降采气量：气藏平均地层压力下降一个单位压力所能采出的气量，又称气田产率。 6、临界产量：对于底水气藏的气井及边水气藏边缘井，临界产量指能控制水窜高度小于井底至裂缝气水界面高度的气井最大的生产压差。临界压差下的产气量即临界产量。在实际生产中，常根据氯离子含量与产气量的关系曲线来确定临界产量。大多数气井在生产中当大于某一产气量时，氯离子含量迅速开始上升，产量点即是临界产量。 7、水淹：气井出水后，气体相对渗透率变小，气产量递减增快，同时井筒内流体密度不断增大，回压上升，生产压差变小，水气比上升，井筒积液不断增加，当井筒回压上升到与地层压力相平衡时气井停产，虽然气井仍有较高的地层压力，但气井控制范围的剩余储量靠自然能量已不能采出，被井筒及井筒广州为裂缝中的水封隔在地下，通常称为水淹。 8、排水采气：水驱气藏在开发中，水侵波及到某些气井、区块，甚至全气藏时，采用人工举升、助排工艺，结合自喷井的带水采气、排出侵入储气空间的水及井筒积液，使部分水封气“解封”变为可动气被采出，这种生产技术叫排水采气。 9、水气比：气井气流中水的含量，在标准条件下水的体积与气体的体积之比，又称耗水率。 10、压力系统：指受同一压力源控制的、能相互影响和传递的压力统一体，即同一压力场。 11、地层总压差：气藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。 12、递减率：气田开发一段时间后，单位时间内产量递减的百分数。 13、自然递减率：下阶段采气量在扣除新井及各种增产措施增加的产量后与上阶段采气量之差值，再与上阶段采气量之比。自然递减率= ? ? ? ? 上阶段采气量上阶段采气量措施增产量新井产量下阶段采气量100% 14、综合递减率：下阶段采气量扣除新井产量后与上阶段采气量的差值，再与上阶段采气量之比。综合递减率= 上阶段采气量上阶段采气量新井产量下阶段采气量? ? ×100% 15、单井动态分析：通过单井数据和地质资料，分析该井工作状况及其变化情况、原因，进行单井动态预测，并为改善单井生产状况提供新的措施依据的全部工作统称单井动态分析。 16、折算年产量：根据日产气量水平所计算的年产气量，又称年产能力。 17、储采比：气田年初剩余可采储量与当年采气量之比。 18、储量替换率：气田当年新增可采储量与当年产气量之比。 19、气田开发：通过制定气田开发方针和政策，编制气田开发方案，按其要求进行钻井和地面建设，高效地开采天然气资源，这个工作的全过程就称气田开发。 20、探明储量：在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。探明储量时编制油田开发方案的依据。 21、控制储量：在预探井发现工业气流后，并经少数评价井钻探，证实为气田，出气层位、岩性清楚，圈闭形态已经查明，气藏类型和储层特性、流体分布有了初步了解，并取得储量计算各项参数的必要资料，或邻近区域相同气藏类型的类比资料，经综合研究后所估算的储量。它可作为进一步评价钻探和长远规划的依据。储量允许误差不应超过±50%。 22、预测储量：在地震或其他方法确定的圈闭上，经钻探获得工业有气流、油气层或油气显示，按区域地质特征及分析研究结果，用溶剂法估算的储量。但其油气水分布、储量计算的各项参数尚未取全，仅是根据少量资料，按经验或类比方法确定的。储量误差较大，仅作为进一步钻探和规划的依据。

储量计算方法

油、气储量是油、气油气勘探开发的成果的综合反应，是发展石油工业和国家经济建设决策的基础。油田地质工作这能否准确、及时的提供油、气储量数据，这关系到国民经济计划安排、油田建设投资的重大问题。 油、气储量计算的方法主要有容积法、类比法、概率法、物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱特征曲线法、矿场不稳定试井法等，这些方法应用与不同的油、气田勘探和开发阶段以及吧同的地质条件。储量计算分为静态法和动态法两类。静态法用气藏静态地质参数,按气体所占孔隙空间容积算储量的方法,简称容积法;动态法则是利用气压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态料计算储量的方法,如物质平衡法(常称压降法)、弹性二相法(也常称气藏探边测试法)、产量递法、数学模型法等等。 容积法： 在评价勘探中应用最多的容积法，适用于不同勘探开发阶段、不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油、气藏。容积法计算储量的实质是确定油（气）在储层孔隙中所占的体积。按照容积的基本计算公式，一定含气范围内的、地下温压条件下的气体积可表达为含气面积、有效厚度。有效孔隙度和含气饱和度的乘积。对于天然气藏储量计算与油藏不同，天然气体积严重地受压力和温度变化的影响，地下气层温度和眼里比地面高得多，因而，当天然气被采出至地面时，由于温压降低，天然气体积大大的膨胀（一般为数百倍）。如果要将地下天然气体积换算成地面标准温度和压力条件下的体积，也必须考虑天然气体积系数。 容积法是计算油气储量的基本方法，但主要适用与孔隙性气藏（及油藏气顶）。对与裂缝型与裂缝-溶洞型气藏，难于应用容积法计算储量 纯气藏天然气地质储量计算 G = 0.01A ·h ·φ(1-S wi )/ B gi = 0.01A ·h ·φ(1-S wi )T sc ·p i / (T ·P sc ·Z i ) 式中，G----气藏的原始地质储量，108m3; A----含气面积, km2; h----平均有效厚度, m; ----平均有效孔隙度,小数； Swi ----平均原始含水饱和度,小数； Bgi ----平均天然气体积系数 Tsc ----地面标准温度，K；（Tsc = 20ºC） Psc ----地面标准压力， MPa; （Psc = MPa） T ----气层温度，K； pi ----气藏的原始地层压力, MPa; Zi ----原始气体偏差系数，无因次量。 凝析气藏天然气地质储量计算 G c = Gf g f g = n g /(n g + n o ) = GOR / ( GOR + 24056γ o /M o ) 式中，Gc ----天然气的原始地质储量， 108m3; G----凝析气藏的总原始地质储量， 108m3; fg----天然气的摩尔分数；

页岩气井产量递减分析方法选择研究

页岩气井产量递减分析方法选择研究 陈强;王怒涛;阮开贵;张梦丽 【摘要】页岩气藏开发递减规律有Arps模型、SEPD模型、Duong模型以及它们之间的组合模型等.Arps递减规律是气井产量递减分析的主要方法.递减规律模型的选择主要有两种方法:第一种是单一的转化为线性关系,利用线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.第二种组合递减模型,可以组合成多种模型,主要利用非线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.提出一种新的选择产量递减分析方法,利用各种递减规律的线性组合,分析每种递减规律与实际生产数据的关联程度,根据关联程度的高低排序选择递减分析方法,该方法通过实际生产数据分析,生产数据拟合精度高,为递减分析方法选择提供依据.%There are several methods of the production decline analysis during the shale gas reservoir development, such as the Arps model,the SEPD model,the Duong model and their composition models.Among them,the Arps model is the main method. There are two main choices of the appropriate decline methods.One is to transform the data into the linear relationship and the meth-od with high correlation coefficient can be deemed as the better model.The other is to use the non-linear regression by the combina-tion of the above models and choose the analysis method with high correlation coefficient.Then we proposed a new method to choose the production decline analysis model,and obtained the relation degree by comparing the linear combination of the different decline analysis models with the practical production data,furthermore,according to the degree of correlation in order,selected the produc-tion decline analysis method.This method is validated by the

气井采收率计算公式

气井采收率计算公式 引言。 气井采收率是指在气田开发过程中，通过井口生产的天然气占地质储量的比例。计算气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，也是决定气田开发方案的关键参数之一。本文将介绍气井采收率的计算公式及其应用。 气井采收率计算公式。 气井采收率的计算公式主要包括两种方法，静态法和动态法。 静态法计算公式： 气井采收率 = 生产气体累计产量 / 地质储量。 其中，生产气体累计产量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，地质储 量为气田地质勘探结果所确认的可采储量。 动态法计算公式： 气井采收率 = (累计产气量 / (初始储气量累计产气量)) × 100%。 其中，累计产气量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，初始储气量为 气田地质勘探结果所确认的可采储量。 以上两种方法的计算公式都是基于累计产气量和地质储量的比例来计算气井采 收率的，但在实际应用中需要根据具体情况选择合适的计算方法。 气井采收率计算实例。 假设某气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量为5000万立方米，则采用静态法计算气井采收率为： 气井采收率 = 1000 / 5000 = 20%。

假设另一气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量 为5000万立方米，则采用动态法计算气井采收率为： 气井采收率 = (1000 / (5000 1000)) × 100% = 25%。 以上实例展示了不同计算方法得出的气井采收率的差异，说明在实际应用中需 要根据具体情况选择合适的计算方法。 气井采收率的意义。 气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，它直接反映了气井开采对地 质储量的利用程度。高采收率意味着气田的地质储量可以得到更充分的利用，同时也意味着气井开采效果较好。低采收率则意味着气田的地质储量得不到充分的利用，可能需要通过改进开采技术或者调整开发方案来提高采收率。 气井采收率的影响因素。 气井采收率受多种因素影响，主要包括地质条件、开采技术、开采压力等。地 质条件是最基本的影响因素，包括气田地质储量、气体成分、储层渗透率等；开采技术包括注水、压裂、提高采收率等；开采压力是指气井开采时所施加的压力，它直接影响了气井的产能和采收率。 气井采收率的应用。 气井采收率的计算结果可以为气田的开发方案提供重要参考依据。在气田开发 初期，通过对气井采收率的计算，可以评估气田的开发潜力和可行性，为开发方案的制定提供依据；在气田开发中后期，通过对气井采收率的计算，可以评估开采效果，指导后续的开采工作。 结论。 气井采收率是气田开发过程中的重要指标，它直接关系到气田的开发潜力和开 发效果。通过对气井采收率的计算，可以评估气田的开发潜力和可行性，指导后续

油藏工程常用计算方法

油藏工程常用计算方法 目录 1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (1) 2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (2) 3、预测塔河油田油井产能的方法 (2) 4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (2) 5、表皮系数分解 (2) 6、动态预测油藏地质储量方法简介 (3) 6。1物质平衡法计算地质储量 (3) 6。2水驱曲线法计算地质储量 (4) 6。3产量递减法计算地质储量 (5) 6.4Weng旋回模型预测可采储量 (6) 6.5试井法计算地质储量 (6) 7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (9) 8、预测凝析气藏可采储量的方法 (9) 9、水驱曲线 (10) 9。1甲型水驱特征曲线 (10) 9.2乙型水驱特征曲线 (10) 10、岩石压缩系数计算方法 (11) 11、地层压力及流压的确定 (12) 11.1利用流压计算地层压力 (12) 11.2利用井口油压计算井底流压 (12) 11。3利用井口套压计算井底流压 (13) 11。4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (14) 11.5地层压力计算方法的筛选 (14) 12、A RPS递减分析 (15) 13、模型预测方法的原理 (16) 14、采收率计算的公式和方法 (16) 15、天然水侵量的计算方法 (17) 15。1稳定流法 (18) 15。2非稳定流法 (18) 16、注水替油井动态预测方法研究 (22) 17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (24) 1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 如果知道了气藏的原始地层压力和其相应的绝对无阻流量，就可以用下式计算不同压力下的气井绝对无阻流量:。

油藏工程常用计算方法

油藏工程常用计算方法

目录 1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 (4) 2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 (4) 3、预测塔河油田油井产能的方法 (4) 4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 (5) 5、表皮系数分解 (5) 6、动态预测油藏地质储量方法简介 (6) 6.1物质平衡法计算地质储量 (6) 6.2水驱曲线法计算地质储量 (9) 6.3产量递减法计算地质储量 (10) 6.4Weng旋回模型预测可采储量 (11) 6.5试井法计算地质储量 (12) 7、油井二项式的推导及新型IPR方程的建立 (18) 8、预测凝析气藏可采储量的方法 (19) 9、水驱曲线 (19) 9.1甲型水驱特征曲线 (20) 9.2乙型水驱特征曲线 (20) 10、岩石压缩系数计算方法 (21) 11、地层压力及流压的确定 (22) 11.1利用流压计算地层压力 (23) 11.2利用井口油压计算井底流压 (23) 11.3利用井口套压计算井底流压 (25) 11.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） (26) 11.5地层压力计算方法的筛选 (27) 12、A RPS递减分析 (27) 13、模型预测方法的原理 (29) 14、采收率计算的公式和方法 (29) 15、天然水侵量的计算方法 (30) 15.1稳定流法 (32) 15.2非稳定流法 (33) 16、注水替油井动态预测方法研究 (40) 17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨 (45)

1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 如果知道了气藏的原始地层压力i p 和其相应的绝对无阻流量*AOF q ， 就可以用下式计算不同压力R p 下的气井绝对无阻流量：()2 * i R AOF AOF p p q q =。 2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 指数式确定的无阻流量大于二项式确定的无阻流量，且随着无阻流量的增大两者差别越明显。当无阻流量小于50万时，两者相差不大。 3、预测塔河油田油井产能的方法 油井的绝对无阻流量：⎪⎭⎫ ⎝ ⎛-=25.2b R o AOF FEp p J q （流压为0）。 o J －采油指数，⎪⎪⎭ ⎫ ⎝⎛+-=S r r B Kh J w e o o o 5.0ln 543.0μ；R p －平均地层压力（关井静压），MPa ； FE －流动效率，wf R p p mS FE -- =87.01； o o o Kh B q m μ12.2= 。 油嘴产量公式一（类达西定理推导）：()h t o p p cd q -=2 油嘴产量公式二（管流推导）：h t o p p ad q -=2 油嘴产量公式三（试验+经验）：5.02GOR d bp q t o = t p －油压，MPa ；h p －回压，MPa ；d －油嘴，mm ；GOR －气油比，m 3/m 3。

常用计算公式

常用公式 1、采出程度=累积产油量/动用地质储量(可采储量)*100% 阶段采出程度=(阶段内累计产油量/动用地质储量)*100% 2、采油(液)速度=核实年产油(液)量/动用地质储量(可采储量)*100% 3、剩余可采储量采油速度=当月平均日产油*当年日历天数/(当年可采储量-上年底累积产油量) 4、综合递减率:老井采取增产措施情况下的产量递减速度。 (1)、标定老井综合递减率: 标定老井综合递减率=[A*T-(B-C)]/(A*T)*100% 式中: A:上年末(12月)标定的日产油水平(t); T :当年1-n月的日历天数(d); A*T:老井当年1-n月的标定年累积产油量(t) B:当年1-n各月的年累积核实产油量(t) C:当年新井1-n月年累计产油量(t) (2)、同期老井综合递减率 同期老井综合递减率=(B - A)/B*100%

A:上年老井在当年1-n月的累计产油量(t) B:上年老井在去年1-n月的累计产油量(t) (3)、对四季度老井综合递减率 对四季度老井综合递减率=(B/92-A/T)/(B/92)*100% A:上年老井在当年1-n月的累计产油量(t) T:上年老井在当年1-n月的日历天数(d) B:上年老井在去年第四季度的产油量(t) (4)对12月老井综合递减率 对12月老井综合递减率=(B/31-A/T)/(B/31)*100% A:上年老井在当年1-n月的累计产油量(t) T:上年老井在当年1-n月的日历天数(d) B:上年老井在去年12月的产油量(t) 5、自然递减率:老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度。 (1)标定老井自然递减率 标定老井自然递减率=[A*T-(B-C-D)]/(A*T)*100% 式中: A 上年末(12月)标定的日产油水平(t);

苏里格气田东区气井产量递减规律

苏里格气田东区气井产量递减规律 刘占良;王琪;张林;蒋传杰;郭海鹏 【摘要】以苏里格气田东区为例,采用Arps分析方法计算产量递减,详细解释了指数、双曲和调和3种产能递减方式.研究认为,苏里格气田东区低产、低渗、低丰度,气井压降快,稳产期短或无稳产期,Arps分析结果为双曲递减;递减率受初期配产影响大,可通过调整初期配产来控制递减率;研究区2008年投产井平均在2a后进入递减期,月递减率为1.7％～2.4％;苏里格气田东区Ⅰ类井、Ⅱ类井和Ⅲ类井配产都在合理范围之内,分析方法准确可靠.依据衰竭式递减公式,研究区已投产井的有效开采时间为15～30 a. 【期刊名称】《新疆石油地质》 【年(卷),期】2015(036)001 【总页数】4页(P82-85) 【关键词】鄂尔多斯盆地;苏里格气田;Arps分析;气井产量;递减类型;递减率 【作者】刘占良;王琪;张林;蒋传杰;郭海鹏 【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590 【正文语种】中文 【中图分类】TE375

气田或区块产量递减率是气田开发工作者普遍关注的重要问题之一，也是油气藏工程学科经常性的研究课题[1]。鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上第一大气田， 该气田东区有效储集层厚度变化大、平面分布复杂、物性及连通性差、非均质性强，部分区块地质认识程度较低，造成该区具有明显的低渗、低压、低产特征[2-4]， 气井产量低，压力下降快，稳产期短或无稳产期。开展气井产量递减规律研究是掌握和分析气井动态的基础，可以利用气井产能的变化规律对未来的产能进行预测，为油田的开采提供一定的理论依据。本文从大量现场资料出发，对研究区2008—2012年投产井的递减类型和递减规律进行深入研究，并在此基础上预测气田产量递减规律。 气藏产量递减规律目前在理论上还没有突破，主要照搬油藏递减率分析技术加以判断，最常用的方法为Arps提出的产量递减规律方程式[5]，即将递减分为3种类型：指数递减、双曲递减和调和递减。这3种规律在气井的产能递减规律研究和 预测工作中得到广泛的应用[6]。 Arps提出的油气藏产量递减通式为 当n→∞时为指数递减；n=1时为调和递减；1＜n＜∞时为双曲递减。递减率为 单位时间的产量变化率，或单位时间内产量递减的百分数，表征气井产量降低幅度的大小。 由表1可以得出：①指数递减规律的产量与开发时间呈半对数直线关系，与累计 产量在普通坐标系上呈直线关系；②对于双曲递减，可以通过给定不同的常数C 值，利用曲线位移法得到一条最佳直线；③调和递减的产量与累计产量呈半对数直线关系。 借用判别产量递减类型的方法[8-10]，即可对气井的递减类型进行判别。本文根据不同坐标系中相应参数呈直线关系的特点，利用矿场实际生产动态数据进行递减类型的判断[11-15]。

油气田递减率和年末水平标定计算方法

第六篇 油气田开发 递减率和年末水平标定计算方法

一、意义和作用116 二、递减率的概念及计算方法116 〔一〕递减率的概念116 〔二〕递减规律分析及递减率预测119 三、年末日产油水平的标定120 〔一〕日产油水平标定的对象120 〔二〕对分公司和采油厂日产油水平的标定方法121 〔三〕分开发单元标定日产油水平121 四、产量构成法预测年产油量122 一、意义和作用 递减率的概念及计算方法是根据油田开发生产分析和开发规划工作中遇到的实际问题,通过对递减率计算方法及递减理论的研究而建立起来的一种集递减分析、递减率计算、产量和产能建设工作规划及规划方案经济评价于一体的一种油藏工程方法.一方面用于油藏开发评价,另一方面运用于年末日产水平标定和产量预测.年末日产油水平标定的主要作用是1.标定上年度末的日产油水平 以计算下一年度的递减率和其它开发指标,2.合理确定下年度的配产配注指标. 二、递减率的概念及计算方法 〔一〕递减率的概念 1.自然递减率 计算公式: 自然递减率标定的上年老井日产油7K平T 〔当年T时间内的实际总产油量当年T时间内的新井累油当年T时间内的举措累油〕标定的上年老井日产油水平T

T :为1〜n月的日历天数. 概念及定义：自然递减率一一指没有新井投产及各种增产举措情况下的产量递减率,反映油气田产量自然递减状况. ——自然递减率的大小和变化趋势是油藏地质条件的表现,是最 具规律性的指标. 2.综合递减率 计算公式： 标定的上年日产油水平T 〔当年丁时间内的实际总产油量当年丁时间内的新井累油〕标定的上 年老井日产油水平T T:为1〜n月的日历天数. 概念及定义：综合递减率是指没有新井投产情况下的产量递减 率,反映了油气田产量的实际递减情况. 3、举措增油率 计算公式：

油气田产量递减规律及类型判断

油气田产量递减规律及类型判断 徐笑丰 （中国地质大学资源学院湖北武汉430074 ） 摘要：对油气田产量递减的相关规律（基础概念、递减模型、递减类型）进行简要的介绍，同时对目前常常利用的递减类型判断方式(图解法、试凑法、曲线位移法、二元回归法、水驱曲线法、相关系数比较法等) 进行了介绍与评价，还以神经网络-遗传法与灰色关联分析法为例介绍了递减类型新方式的研究进展，并给出了以后的研究方向。 关键词：产量递减；规律；类型判断 中图分类号：文献标识码：A The Laws and Type-determination of The Production Decline in Oil and Gas Fields Xu Xiaofeng (Faculty of Resources of China University of Geosciences，Wuhan 430074 ) Abstract: The relevant law of diminishing oil and gas field production (basic concept, the decrement model, decreasing type) for a brief introduction, the current commonly used decreasing the type of judgment (graphic method, by trial and error, the curve displacement method, the binary regression method, water flood-ingcurve method, the correlation coefficient method) were introduced and evaluation, the neural network - genetic and gray relational analysis for example decreasing the type of new methods of research progress, and future research directions. Key words: production decline ; laws ; type-determination 油田开发是一个从兴起，通过成长，成熟到衰亡的全进程。表此刻油田产量的转变上一定要通过产量上升-产量稳固-产量下降的全进程。当油田开发进入产量递减阶段以后，无论人们采取何种办法。都无法改变产量下降的趋势。产量递减阶段不同的递减规律对产量和最终采收率的影响不同,研究它们的递减规律，对预测油田未来产量转变和最终的开发指标及以后开发办法的调整，都有着重要的意义。[1] 1 产量递减规律 相关基础概念[2] 收稿日期：；改回日期：； 作者简介：徐笑丰（1991-），男，中国地质大学（武汉）资源学院09级资源勘查工程专业在读本科生。

油气田动态分析

油气田动态分析 无论何种类型的油气田，其生产过程都可分为产量上升阶段，产量稳定阶段和产量递减阶段。生产实际统计表明，对于水驱开发油田来说，大约采出油田可采储量的60%就可能进入产量递减阶段。现研究油气田进入产量递减阶段后的产量变化规律。 一 Arps 的产量递减类型分析 Arps 的产量递减类型 引入递减率D ： dt dQ Q D 1- = （6-1） D ——瞬时递减率，1/mon 或者 1/a Q ——递减阶段t 时间的产量，mon m /1034

t ——递减阶段的生产时间，mon Arps 提出三种递减类型，即指数递减，双曲线递减，调和递减。它们有递减率与产量关系： n i i D D Q Q )/(/= （6-2） 式中： Di ——开始递减的瞬时初始递减率，1/mon 或者 1/a Qi ——开始递减的初始产量，mon m /1034 n ----递减指数，对指数递减n=∞，对双曲线递减1

● 产量与累积产量的关系 定义递减阶段的累积产量为： ⎰=t p Qdt E N 0 （6-6） E 为与时间单位有关的常数。将（6-3）—（6-5）中的t 解出来代入上式，分别积分即得累积产量与产量的关系式，对双曲线递减有： ))(1 (11 1n n n n i i n i p Q Q n n D EQ N ----= （6-7） 对调和递减有： )ln(Q Q D EQ N i i i p = （6-8） 对指数递减有： D Q Q E N i p ) (-= （6-9） ● 递减率与时间的关系 （6-3）式可写成： n i i D D Q Q -+=)1(/ （6-10） 代入（6-2）得：

4产量递减分析法

产量递减分析法油气田开发模式 油气田开发模式，是指任何油气田从投产到开发结束，油气田产量随生产时间变化全过程的态式。概括起来，油气田的开发模式共分为 4-1) : (a)投产即进入递减；(b)投产后经过一段稳产后进入递减；(c)投产后产量随时间增长，当达到最大值后进入递减； (d)投产后产量随时间增加，在经过一个稳产阶段后进入递减；图(e)和图(f)分别为图(d)和图(c)模式的变异形式。 上述六种开发模式，只要已经进入递减期，均可利用产量递减法预测油气田的可采储量和剩余可采储量。 图4-1油气田开发模式图

油气田开发的实际经验表明，何时进入递减阶段，主要取决于油、气藏的储集类型，驱动类型、稳产阶段的采出程度，以及开发调整（细分层系、打加密井）和强化开采工艺技术的效果等。根据统计资料表明，对于水驱开发的油田来说，大约采出油田可采储量的60%左右，就有可能进入产量递减阶段。 在图4-2上给出了前苏联23个水驱砂岩油田的无量纲产量QD不同年份的产量除以最高年产量），与可采储量的采出程度RD的关系图，而这些油田的RD 值已达80%-99.8%。由图4-2可以看出，对于水驱开发的油田来说，大约采出可采储量的60%左右，就有可能进入产量递减阶段。 阿尔浦斯（Arps）递减类型 对于业已进入递减阶段的油气田，阿尔浦斯（Arps）根据矿场实际的产量递减数据，进行了统计与分析，并从理论上提出了指数、双曲和调和三种递 减类型。下面将介绍其主要的内容。 .递减率、递减系数和递减指数 当油、气田的产量进入递减阶段之后，其递减率由下式表示: (4-1) 式中: D —瞬时递减率，又称为名义递减率，月或年，％/月或％/年; Q 油、气田递减阶段t时间的产量，油田为10 m /月，或是10 m /年，气田为10 m /月或10 m /年; t - -递减阶段的生产时间，月或年； dQdt - -单位时间内的产量变化率（见图4-3）。