直、斜、水平井产能计算

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1、6.3 注采井产能确定（直、斜、水平井）文 23 储气库注采井根据所处产能区的不同，将会采用直井、斜度井和水平 井三种不同的井型来进行注采，而准确的分析三种井型的产能，对于气库井网部 署有着极其重要的意义。6.3.1 注采井产能确定依据与方法1）直井产能计算模型 根据天然气在多孔介质中流动的偏微分方程的解析解可得到垂直井产能计 算方程为：压力平方形式为：KhZ T (p2 p2 )/( Z p T )sc scRwfi i scn 0.472r lnerw式中：K气层渗透率，10-3“m2；h生产层有效厚度，m;ZSC标准状况下的气体偏差因子；TSC标准状况下的温度，K;PR地层压力，MPa;

2、RPf井底流压，MPa;wf曾初始条件下的气体粘度，mpa.szi初始条件下的气体偏差因子；PSC标准状况下的地面压力，MPa;r气井泄气半径，m;sr气井井筒半径，m;W 利用该公式，分别在高、中、低产井区选取了3口代表井进行产能计算，以 验证公式理论推算气量与实际生产气量、不同井区各井的产量比率。表 6.3-1 模拟计算参数表储层渗透率，D0.026标准状况下的气体偏差因子0.999标准大气压力，MPa0.101标准状况下的温度，K293气层温度，K393初始条件下的气体粘度，mp.s0. 57初始条件下的气体偏差因子1.067泄气半径，m300井筒半径，m0.061通过计算，得到了3口井

3、的理论产量（见表6.3-2），其计算值与实际值较为 接近，均略小于其实值。表6.3-2 3口气井产量计算表井号井区推算产量104m3实际产量104m3差值104m3地层压力MPa流压104m3文 23-1咼产区40.542.0-1.535.7628.08文 23-4中产区3.13.2-0.132.5828.69文 23-5低产区1.71.9-0.231.4623.992）斜井产能计算模型Cinco、Miller和Ramey等人提出了在直井产能方程中加入斜井拟表皮因子的方法解决了斜井的产能计算问题，并提出了计算斜井（图6.3-1）拟表皮因子的方 法：S =-(a/41)2.06 - (a /56

4、)i.865 1og(h /100)s D h = h / r ()d “KT Va = tan-i(jtan a)I* h该方法适用于a 75。的斜井，可用于均质储层和非均质储层。3) 水平井产能计算模型Joshi用基于非均质储层的油井水平井产能计算模型推得的用于非均质储层的气井水平井产能计算模型：压力平方形式：lnhsc scea + J a2 (L / 2)2wfiisc+ (P h / L)ln p h /(2兀 r )L/2wqh兀khZ T (p2 -p2 )/(pZ p T)式中：p = .；K /Kh VVan den Vilis 等人提出了在非均质储层中钻一口水平井时，其有效

5、井筒半径hL的表达式为：rsin(4rw x 90。)cos(5 / h x 180。)h式中：5井中心到储层中部深度处的垂向距离。3)水平井与直井的产能对比采用 Joshi 产能计算模型计算不同水平段长度时的水平井产能，计算参数详 见表 6.3-3，计算结果详见表6.3-4，由计算结果作水平井与直井产能比和水平段 长度关系图(图 2-7)。由表 6.3-4 和图 6.3-2 可以看出：随着水平段长度的增加，气井产能增加， 水平段长度从200m增加到800m,水平井与直井产能比由1.17倍增加到3.73倍。 可见，采用较长水平段的水平井开发要比直井开发效果好。表 6.3-3 不同水平段长度下的

6、水平井产能计算参数表储层渗透率，D0.01气层厚度，m80标准状况下的气体偏差因子0.999标准大气压力，MPa0.101标准状况下的温度，K293气层温度，K393初始条件下的气体粘度，mp.s0.57初始条件下的气体偏差因子1.067泄气半径，m350井筒半径，m0.0889泄气边界出的压力，MPa35Kh/Kv1.6表 6.3-4 不同水平段长度下水平井的产能计算成果表水平井水平段长度(m)水平井无阻流量(104m3/d)直井无阻流量(104m3/d)水平井与直井产能比20085.138.92.19300119.73.08400156.44.02500197.25.07600243.96

7、.27700298.27.66800361.89.309876543210比能产井直与井平水4）水平井与斜井的产能对比采用 Van den Vilis 方法计算不同井斜角度时的斜井产能，计算参数详见表6.3-6，计算结果详见表 6.3-7，由计算结果作斜井与直井产能比和井斜角度关系 图（图 6.2-3）。表 6.3-6 不同井斜角度下的斜井产能计算参数表储层渗透率，D0.01气层厚度，m80标准状况下的气体偏差因子0.999标准大气压力，MPa0.101标准状况下的温度，K293气层温度，K393初始条件下的气体粘度，mp.s0.57初始条件下的气体偏差因子1.067泄气半径，m350井筒半径

8、，m0.0889泄气边界出的压力，MPa35表 6.3-7 不同井斜角度下斜井的产能计算成果表井斜角度（度）斜井无阻流量（104m3/d）直井无阻流量（104m3/d）斜井与直井产能比2041.538.91.073043.91.134047.91.235054.41.406064.91.67由表 6.2-8 和图 6.2-3 可以看出： （1）随着井斜角度的增大，气井产能增加，井斜角度由 20 度增加到60 度 斜井与直井的产能比由 1.07 倍增加到 1.67 倍。（2）在井斜角度较小时，随着井斜角度的增大斜井产能提高倍数增长较慢 在井斜角度较大时，随着井斜角度的增大斜井产能提高倍数增长较快

9、。综合以上分析可以看出，采用水平井开发要比斜井开发效果好。斜井井斜角，。2030405060比能产井直与井平水1.81.6水平井与直井产能比值图 6.3-3 斜井与直井产能比和井斜角度关系图O O26.3.2 不同尺寸生产管柱对产能的影响利用 Pipesim project 建模软件注采节点分析工具，分别对高、中、低产井 区气井设定井底流动压力为 19MPa、26.6 MPa、30 MPa 和 38.6 MPa 时， 62mm、 76mm 和 99mm 油管对注采能力进行分析，其结果如下（见图 6.3-4、5、6）：从三个井区管径与产能敏感性排序来看，高产井中产井低产井。高产井：在同一地层压力

10、下，管径越大，协调点产量越大。提高管径可提高 高产井注采能力。低产井：（62mm、76mm、99.6mm）管径对注采能力影响不敏感。士 Inflow: ID1AMETER=3.92126 ins Outflow: POUT=2755.72 psia T- Onflow: POIJT=3858 psia* Outflow:PIPESiM Project:Gas Flowrate at NA point (1.E4sm3/d)Inflow: FV临TAHU=27苗了2 psia6単口召6|低量:点Outtlow: IDIAMETER-2.99213 insSclilum bergerCnated

11、by Uiaron 08AIS/11 13:tl:27按照气库40亿调峰气量预测，分别分析高、中、低产气井管柱对产能的影 响，结果如下高产井；新井最大配产 72 万方，老井最大配产 48 万方，模拟 76mm、99.6mm 油管最 大产气量 78.3、86.8 万方,均高于最大配产。 采用内径 76mm 以上的油管能够 满足高产井配产要求。图 6.3-7 高产井管径与产气能力关系曲线中产井区：老井最大配产 29.5 万方,新井最大配产 41.3 万方,模拟 62mm、76mm、99.6mm 油管最大产气量 29.5、30.7、31 万方。老井协调产量均高于最大配产。新井协 调产量均低于最大配产

12、。老井采用直井、内径 62mm 以上油管能够满足配产要求 新井采用直井、62mm及以上油管不能满足配产要求。需采用大斜度或水平井提 高产气能力。oagp.流出（62mm）流入（20.8MPa）,流入（21.6MPa） 流入（25.1MPa）* 流入（37.3MPa） . 流出（76mm） 流出（99.6mm） 中产新井配产（37.3MPa）亠J 二050505054 3 3 2 2 1 100 10 20304050Q,万方图 6.3-8 中产井管径与产气能力关系曲线低产井区：老井最大配产 14.1 万方，新井最大配产 28.2 万方，模拟 62mm、 76mm、99.6mm 油管最大产气量

13、14.4 万方。老井协调产量均高于最大配产。新井 协调产量均低于最大配产。老井采用直井、内径62mm以上油管能够满足配产要 求。新井采用直井、 62mm 及以上油管不能满足配产要求。需采用大斜度或水平 井提高产气能力。图 6.3-9 低产井管径与产气能力关系曲线综合考虑推荐高产新井采用内径76mm油管，中产、低产新井和老井采用内 径 62mm 油管。表6.3-8 采气井不同油管内径下最大采气能力地层压力(MPa)井口压力5MPa最大产能井口压力llMPa最大产能76mm油管62mm油管76mm油管62mm油管高产高产中产低产高产高产中产低产38.686.571.832.616.082.067.

14、431.014.535.077.364.029.514.171.058.727.312.734.074.361.528.513.569.157.226.712.630.866.255.325.811.957.648.023.110.728.560.050.023.610.753.544.821.59.726.253.945.121.89.546.839.419.3&423.747.239.819.5&239.133.216.56.921.040.433.917.16.931.426.714.04.520.037.531.816.26.429.024.813.14.219.536.330.915

15、.76.125.622.112.03.919.035.030.015.05.824.819.811.53.66.3.3 采气井冲蚀产能评价利用考虑井筒摩阻、偏差因子、井筒压力以及流速对冲蚀流量等多种因素的 软件，分别计算油管内径62 mm （2-7/8油管）、76 mm （3-1/2油管）、99.6mm （4-1/2油管）、不同井底流压情况对应的冲蚀流速。冲蚀流量随井底流压增高 而增大、随管径增大而增大。图6.3-10 管径与冲蚀流量关系曲线6.3.4 气井最小携液最小日产气量 对于气井来说，在油管内任意流压下，能连续不断地将气流中最大液滴携带 到井口的气体流量称之为气井连续排液最小气量。q

16、=112.3305X104 X D5/2 X SQRE（Pwf/（MXTwfXZ2）min表6.3-9 不同内径管柱最小携液流量表井口压力（MPa ）不同内径油管的临界流量（X10 4m 3/d )62mm4 l-V M IW .jf l|076mm m996mm175.778.67 r14.3515c5.448.1813.53135.087.6312.63114.687.0311.6394.236.35 :10.5273.72-5.59-9.255J. j3.134.707.7832.41f u3.6259811.382.073.436.3.5 注采井产能确定根据文23气库预期安排，注采气井

17、产能按管网压力（井口压力）5MPa、11MPa 进行了注采产能预测。1）井口压力5MPa、地层下限压力19MPa高产井（76mm）配产35-60万方，高产老井（62mm）配产35-42，中产井配 产大于等于15万方，低产井配产5大于等于15万方。20406080100120Q，万方 图图直3高往高产界ipr、冲蚀曲甥（管柱m管柱）5045403530252015105）出（62mm ） 蚀（62mm ） 入（19.5MPa 入（21.7MPa入（25MPa）入（30MPa ） 入（35MPa ）0口流出（ 76mm ）= 冲蚀（ 76mm ） 流入（19.5MPa）I流入（21.7MPa）流入

18、（25MPa）流入（30MPa ） 一 1流入（35MPa ）020406080100 Q，万方 120图653-1高高产井IfR；冲蚀蚀曲线（776nn管管柱）2）井口压力11MPa、地层下限压力19MPa高产井（76mm）配产24.5-72万方，高产老井（62mm）配产20-48万方，中 产井配产大于等于1 1万方，低产井配产大于等于3万方。6.4 注采井数预测根据气井产能方程，推算出气井在采气期各阶段的产能，计算出在各阶段保 证产气能力的井数，以满足各阶段生产能力的最大井数作为安全井数。6.4.1注采井设计类型（新井+老井）6.4.2注采井井数设计依据6.4.3注采井井数设计方案根据气库运行曲线，以各阶段地层压力下的单井产能为依据，测算各阶段采 气井数。同时考虑到冲蚀产量，高产区新井产能上限为72X104m3/d,老井为48 X104m3/d。老井利用16 口。新井高产区以直井斜井为主，按实际产能配产；中低产区 以大斜度井、水平井，按实际产能1.4倍配产。