油井輸差的計算方法

『壹』 天然氣購與銷過程中，相對輸差與絕對輸差計算方法

絕對輸差就是倆個數相減△。
相對輸差就是△/購。

『貳』 目前常用的水平井臨界產量的計算模型

水錐進到井是由於井底附近的壓力降太大引起的，重力產生的壓力差保持油在水的上面，若壓力降Δp大於重力壓差，則錐進就會發生。因為井底流壓可通過調節井的流體產量來控制，故水的錐進是一個對產量變化敏感的問題。

臨界產量(它是防止底水錐進的最大產量)是開采底水油藏油井的一個重要參數，油藏工程師常用臨界產量的大小來評價底水油藏油井的「質量」，一般認為，如果油井的實際產量超過了該井的臨界產量，油井必將見水，因此合理的油井產量應低於臨界產量的數值。

目前水平井底水錐進臨界產量的計算方法有下面幾種。

(1)Chaperon方法

實用水驅油藏開發評價方法

式中:Q_c為臨界產量，m³/d;L為水平井長度，m;y_e為井距之半(與水平井正交)，m;Δρ為密度差，kg/m³;k_h為水平滲透率，μm²;h為油柱高度，m;μ_o為原油黏度，mPa·s;B_o為油層體積系數，m³/m³;F為無因次函數;函數F取決於α″。

其中， ，見表4-15。

表4-15 函數F取決於α″關系

表4-15中數據可回歸為

F=3.9624955+0.0616438(α″)－0.000540(α″)²

(2)Efras方法

實用水驅油藏開發評價方法

式中:2y_e為水平井泄油半徑取井距之半，m;h為油層厚度，m;Q_c為臨界產量，m³/d;其他符號意義同前。

(3)Giger和Karcher等方法

實用水驅油藏開發評價方法

(4)Ozkan方法

實用水驅油藏開發評價方法

式中:Z_w為水平井距油層底部的高度，m。

『叄』 油井免修期如何計算

油田公司油井免修期計算方法是採油井開井數*365/油井檢修井次,油井檢修井次為檢泵、油管、油桿的三項合計。

『肆』 油氣井完成的步驟有哪些

完井(即油氣井完成)是鑽井工程的最後一個重要環節,主要包括鑽開生產層、確定井底完成方法、安裝井底和井口裝置以及試油投產。完井質量直接影響油井投產後的生產能力和油井壽命，因此必須千方百計地把完井工作做好，為油氣井的順利投產、長期穩產創造條件。

一、打開生產層完井就是溝通油氣層和井筒，為確保油氣從地層流入井底提供油流通道。任何限制油氣從井眼周圍流向井筒的現象稱為對地層損害的「污染」。實踐證明：鑽開生產層的過程或多或少都會對油氣層產生損害。因此，保護油氣層是完井所面臨的首要問題。過去，世界范圍內油價較低、油源充裕，在很大程度上忽視了對油氣層的保護。自20世紀70年代中期，西方一些國家出現能源危機以來，防止傷害油氣層，最大限度地提高油氣井產能才上升到重要地位，成為目前鑽井技術中最主要的熱門課題之一。

1.油氣層傷害的原因油氣層傷害機理的研究工作開展以來，有各式各樣的說法。最近比較精闢的理論認為：地層損害通常與鑽井液固體微粒運移和堵塞有關，還與化學反應和熱動力因素有關。在復雜條件下，要充分掌握油層損害機理是比較困難的。因此，目前的研究結果大多隻能定性地指導生產實踐，離定量評價還有一定的差距。

鑽生產井常用的鑽井液為水基泥漿。由於鑽進過程中鑽井液柱壓力一般大於地層壓力，在壓差作用下，鑽井液中的水、粘土等會侵入油氣層，對油氣層造成各種不同性質的傷害。

1)使產層中的粘土膨脹研究得知，油砂顆粒周圍一般都有極薄的粘土膜。砂粒之間的微孔道非常多，油氣層內部還有許多很薄的粘土夾層。在鑽井液自由水的侵入作用下，砂粒周圍的粘土質成分將發生體積膨脹，使油氣流動通道縮小，降低產出油氣的能力。

2)破壞油氣流的連續性油氣層含油氣飽和度較高時，油氣在孔隙內部呈連續流動狀態。少量的共生水貼在孔隙壁面，把極微小的鬆散微粒固定下來，在相當大的油氣流動速度下也不會被沖走。當鑽井液濾液侵入較多時，會破壞油氣流的連續性，原油或天然氣的單相流動變成油、水兩相或氣、水兩相流動，增加了油氣流動阻力。一旦水成為連續的流動相，只要流速稍大，就會把原來穩定在顆粒表面的鬆散微粒沖走，並在狹窄部位發生堆積，堵塞流動通道，嚴重降低滲透率。

3)產生水鎖效應，增加油氣流動阻力滲入油氣層中的鑽井液濾液是不連續的，而是呈一段小水栓一段油氣的分離狀態。在有些地方還會形成油、水乳化液。由於彎曲表面收縮壓的關系，會大大增加油氣流入井的阻力。

4)在地層孔隙內生成沉澱物

in。

由於油管柱與套管間的環空由油管掛密封，由地層流入井內的油氣只能進入篩管並沿著油管上升到地面。採油樹與地面採油管線相連,有控制地將油氣從井內輸出。

3.誘導油氣流下完油管、安裝好井口裝置後，下一步的工作一般是誘導油氣流。對於因井內液柱壓力過高而不能自噴的油氣井，應設法降低井內液柱高度或流體密度，從而降低液柱壓力，誘導油氣流進入井內。常用的方法有替噴法、提撈誘噴法、抽汲誘噴法和氣舉法等。

1)替噴法用原油或清水等低密度液體將井內的鑽井液循環替出，降低液柱壓力以誘使油氣流入井內的辦法稱為替噴法。替噴時清水從油管注入井內，逐步替出井內鑽井液。對於高壓井或深井，為了不致造成井內壓力變化過猛，可以先用輕鑽井液替出重鑽井液，再用清水替出輕質鑽井液的辦法進行替噴，確保井身安全。

2)提撈法提撈誘噴法是用特製的提撈筒，將井筒中的液體逐筒地撈出來，以降低液柱高度、誘導油氣流進入井內。這種方法一般是在替噴後仍然無效的情況下採用。

提撈誘噴法的一種變化稱為鑽具排液法。可以把裝有回壓閥的下部鑽具視為一個長的提撈筒，速度較快地將井內液面降低1000～1500m。

3)抽汲法抽汲法實際上是在油管柱內下入一個特製的抽子，利用抽子在油管內上下移動形成的部分真空，將井內部分清水逐步抽出去，從而降低井內液柱高度，達到誘噴的目的。

抽汲法可將井內液柱高度降到很低。抽子下行時閥打開，水從抽子中心管水眼流入油管內；上提抽子時閥關閉，油管內的水柱壓力使膠皮脹開緊貼油管內壁而起密封作用。抽子之上的水柱隨抽子上移而被排出井口。替噴後仍不能自噴的井，可採用抽汲法誘噴。

4)氣舉法氣舉法與替噴法的原理類似，只是替入井內的不是清水而是壓縮空氣。氣體是從環空注入而不是經油管注入。由於氣體密度小，只要油氣層傷害不是很嚴重，一般氣舉後可達到誘噴的目的。在某些有條件的地區，還可以用鄰井的高壓天然氣代替壓縮機進行氣舉。對替噴無效的井，也可採用氣舉法誘噴。

4.完井測試完井測試的主要任務是測定油氣的產量、地層壓力、井底流動壓力、井口壓力以及取全取准油、氣、水的資料，為油氣開采提供可靠的依據。

1)油氣產量的測定從油氣井中產出的油、氣、水進入分離器後，氣體經分離傘從上部排出，油和水沉降下來。玻璃連通管中的液面高度能反映分離器內油水液面的變化。記錄玻璃管中液面上升一定高度所需的時間，就能算出每口井的產液量，經采樣分析可得到油水含量。

通常用節流式流量計測定天然氣的產量。流量計的孔板直徑要適應天然氣的產量范圍。

2)地層壓力和井底流動壓力關井待井內壓力恢復到穩定後，用井下壓力計測得的井底壓力即為地層壓力。也可用關井井口壓力和液柱壓力計算得出地層壓力。對於滲透性差的地層，關井使井內壓力恢復需要很長時間。為了節省時間，可根據一段時間內的壓力恢復規律推斷地層壓力。

井底流動壓力是指穩定生產時測得的井底壓力。如果是油管生產，由套壓和環空液柱壓力可算得井底流動壓力。

3)井口壓力油氣井井口壓力包括油壓和套壓。油壓反映井口處油管內壓力，套壓反映井口處油管與套管環形空間的壓力。生產時油壓和套壓不同，關井壓力穩定後油壓和套壓應相等。可以在地面上通過壓力表讀得這兩個壓力值。

4)油、氣、水取樣取樣是為了對產層流體進行分析和評價。因此，要求取出的樣品具有代表性和不失真。一般情況在井口取樣。有時為了保持油氣在地下的原始狀態，需要下井下取樣器到井底取樣並封閉，然後取到地面用於測試和分析。

思考題

1.鑽井的作用是什麼?2.現代旋轉鑽井的工藝過程特點是什麼?3.井身結構包括什麼內容?4.鑽井工藝發展經歷了幾個階段?有些什麼特點?5.石油鑽機由哪些系統組成?各個系統的作用是什麼?6.防噴器有哪些類型？各有什麼用途？

7.鑽柱主要由哪幾種部件組成？

8.方鑽桿為什麼要做成正方形?9.扶正器、減振器、震擊器等輔助鑽井工具各有什麼用途?10.普通三牙輪鑽頭主要由哪幾部分組成?11.石油鑽井使用的金剛石鑽頭有哪些類型?各在什麼條件下使用?12．鑽井液的功用是什麼?13．水基鑽井液由哪些部分組成？屬於什麼樣的體系？

14．鑽井液性能的基本要素有哪些？

15．鑽井液密度與鑽井工作的關系如何?16．怎樣優選鑽頭？

17．井斜控制標準是什麼?18．壓井循環的特點是什麼？

19．常規井身軌跡有哪幾種類型？

20．井內套管柱主要受哪些外力作用？設計套管柱的基本原則是什麼?21．套管柱由哪些基本部件組成？

22．描述注水泥的基本過程。

23.鑽開油氣層時常採取哪些保護措施?24．目前常用哪幾種完井方法?25.誘導油氣流的主要方法有哪些?26.完井井口裝置有哪些部件?各起什麼主要作用?

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1 范圍
本標准規定了油田開發地質管理指標的項目及統計方法。
本標准適用於大慶油田有限責任公司（以下簡稱油田公司）及採油廠油田開發地質管理指標計算
2 油田開發地質管理指標項目
2.1 原油（天然氣）生產計劃完成率，%。
2.2 注水計劃完成率，%。
2.3 原油產量遞減率，%。
2.4 年含水上升率，%。
2.5 原油產量計算誤差(輸差)，%。
2.6 油井（或注水井）利用率，%。
2.7 油井（或注水井）資料全准率，%。
2.8 分層注水井測試率，%。
2.9 分層注水合格率，%。
2.10 注入水水質合格率，%。
3 油田開發地質管理指標統計方法
3.1 原油生產計劃完成率= ﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒（1）
天然氣生產計劃完成率= ﹒﹒﹒﹒﹒﹒（2）
3.2 注水計劃完成率= ﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒ （3）
3.3 原油產量自然遞減率=

原油產量綜合遞減率=

3.4 年含水上升量=
3.5 原油產量計量誤差（輸差）=
3.6 油井（或注水井）利用率=

3.6.1 油井（或注水井）開井數是指月產油（或月注水）≥1t（或1

『陸』 什麼是輸差

輸差是控制輸氣成本的一個最關鍵的指標,

天然氣輸差是指平衡商品天然氣中間計量與交接計量之間流量的差值。從表示方法上講,它分為絕對輸差和相對輸差;從統計角度講,它又分為單點輸差(某一個交接計量點的輸差)和綜合輸差(整個管網的輸差)〔1〕。儀表或計量系統的測量誤差是導致輸差的主要原因之一,輸差是誤差的最終體現形式。一般來說,輸差的計算公式為〔7〕:Q5=(V1+Q1)-(Q2+Q3+Q4+V2)(1)式中:Q5—某一時間輸氣管道內平衡輸氣量之差值,m3;Q1—同一時間內的輸入氣量,m3;Q2—同一時間內的輸出氣量,m3;Q3—同一時間內輸氣單位的生產、生活用氣量,m3;Q4—同一時間內放空氣量,m3;V1—計算時間開始時,管道計算段內的儲存氣量,m3;V2—計算時間終了時,管道計算段內的儲存氣量,m3

『柒』 天然氣工業用戶輸差正常范圍在多少

輸差就是供銷差。
計算方法：加氣量-卸氣量
天然氣是指自然界中天然存在的一切氣體，包括大氣圈、水圈、和岩石圈中各種自然過程形成的氣體(包括油田氣、氣田氣、泥火山氣、煤層氣和生物生成氣等)。而人們長期以來通用的"天然氣"的定義，是從能量角度出發的狹義定義，是指天然蘊藏於地層中的烴類和非烴類氣體的混合物。在石油地質學中，通常指油田氣和氣田氣。其組成以烴類為主，並含有非烴氣體。
天然氣蘊藏在地下多孔隙岩層中，包括油田氣、氣田氣、煤層氣、泥火山氣和生物生成氣等，也有少量出於煤層。它是優質燃料和化工原料。

『捌』 關於試油的資料

試油測試技術和資料綜合評價技術
許 顯 志

試油測試是油氣勘探取得成果的關鍵，是尋找油氣田、了解地下情況的最直接手段，也是為 開發提供科學依據的重要環節。試油測試工藝技術的發展經歷了三個階段，即以常規試油 為代表的第一階段，以地層測試器試油為代表的第二階段，以地層測試器、電子壓力計和三 相分離器等技術綜合應用的第三階段。第三階段，在引進、消化、推廣國內外試油技術及 裝備的基礎上 ，針對大慶探區「三低」油層及緻密氣層的地質特點，全面發展和完善了試 油 測試工藝技術。資料解釋技術也從手工計算、繪圖發展到全國應用計算機進行解釋，油藏評 價從簡單的試井分析向油氣層綜合解釋、評價方向發展。目前已形成了具有大慶油田特點的 試油測試工藝和資料綜合解釋技術系列，為勘探提供了先進的手段，為大慶探區眾多油氣 藏的發現和儲量的提交作出了重要的貢獻。�

一、測試技術的配套、完善，促進了地質認識水平和勘探效益的提高��

測試技術經過「七五」的引進、消化、吸收和使用國內、外工藝技術和裝備，「八五」期間 ，針對在大慶探區的地質特點進行了發展和完善，到「八五」末和「九五」初期，逐步形成 了滿足不同井況、不同地層條件和不同地質目的的測試技術。�

（一）砂泥岩儲層中途測試技術�

中途測試技術是及早發現工業油氣層的重要手段。1991年以前由於MFE單封隔器很難實現分層 測試，使中途測試技術受到了限制。我們在引進膨脹式測試工具的同時，對選層標准、封隔 器座封位置、測試制度和施工參數設計等方面進行了詳細研究，拓寬了中途測試的使用范圍 ，在勘探中取得了明顯的經濟效益。�

1．利用中途測試技術及早發現油氣藏�

延4井位於延吉盆地頂部坳陷德新凹陷南陽東構造帶，鑽井過程中，從井519m開始多次井 噴。通過對497.0～522.3m中途測試，日產天然氣11563m��3�，為工業氣層。這是延 吉盆地首次獲工業氣流，為下步勘探提供了科學依據。�

2．利用中途測試成果確定完井方法�

目前，大慶油田的完井方法有兩種，一種是套管完井，一種是裸眼完井，採用哪種方法完井 視井的情況而定。我們利用中途測試在完井方面做了一些工作，收到了明顯的效果。和3井 、萬111井、漁深1井和延1井，都是根據中途測試結果，採用裸眼完井的，4井口僅套管和固 井費用就節約了222.0萬元。�

3．利用中途測試技術取准有關地層參數�

漁深1井，位於松遼盆地北部中央坳陷區黑漁泡凹陷通達鼻狀構造帶。由於該地區泉一段缺 少水性和壓力資料，所以在2304.0～2301.4m進行中途測試，日產水56.2m��3�。本次 測試不僅搞清了水性，而且錄取到了地層壓力，達到了中途測試目的。�

4．利用中途測試技術提高勘探試油效益�

大慶長垣西部具有多套油氣層組合。限期進行中途測試，搞清油氣水縱向分布規律，避免套 管完井後的井筒復雜化。�

英41井是大慶長垣西部的一口預探井，先後分別對三個層系進行了中途測試。該井套管完井 後，根據中途測試結果避開油水同層和氣水同層，共試油6層，其中有3層獲工業氣流，獲得 了理想的試油成果。如果不搞中途測試，套管完井後可能要搞9層以上試油，這樣，不僅井 筒復雜，而且開發無法利用。� （二）地層測試技術�

地層測試工藝具有試油周期短、錄取資料全（可以錄取壓力、產量、溫度和高壓物性等資料 ） 、效益高的特點，在全國各油田得到了廣泛的應用，大慶外圍探井地層測試率1983年15.82％ ，1990年以後一直保持在60％以上。�

1、低滲透層測試技術�

針對低滲透層的特點，從試井設計出發，配套完善了低滲透層的測試技術，收得了較好的效 果。�

（1）試井設計方法�

試井設計是試油地質設計編制科學與否的關鍵，也是取全取准試油資料的保證。從試井理論 可知，試井設計是試井分析的反問題，即通過基本的地層參數，預測出待試層的產量和壓力 變化曲線。 所以，根據試井理論，研製開發了試井設計軟體，能對自噴井和非自噴井進行 壓降、壓恢和探邊試井設計，特別是非自噴井試井設計功能在國內首次實現。�

（2）試井設計所需參數的預測方法�

我們對長垣兩側探井進行了敏感性參數分析得到，地層壓力、有效滲透率、表皮系數、井筒 儲存系數和液體粘度對預測的曲線形態及產量影響較大。根據幾個主要參數特點，結合鑽井 、測井和錄井等資料，分別試用了等值圖法、多元統計法和交繪圖版等方法。主要針對扶、 楊油層和葡萄花油層分區塊建立了參數預測公式。

� ①地層壓力（Pi）預測�

通過研究表明，一般情況下，大慶外圍區塊地層壓力隨深度的關系為：� P=AH+B� 對於異常地層壓力區，從壓縮數定義出發，通過地層對地層微元體的形成壓力分析，推導出 形成壓力的增量，所以地層壓力通式應表示為：�

Pi=P+△P� △P=E+FlnSX（ψ（1-ψ）SX）�

式中，A、B、E、F是常數，H是油層中部深度，ψ是孔隙度。�

②有效滲透率（e）預測�

在研究過程中，我們試用了四種方法從中選出兩種較好的方法，來預測有效滲透率。� a.相對滲透率圖版法�

根據有關專家實測的長垣兩測不同層位的相對滲透率曲線和相對滲透率定義，可得到不同 層位的有效滲透率預測公式。�

b.地球物理測井方法�

比較有代表性的Watt公式：�

e=0.136ψ��4．4�／S��2���wir�� S��wir�=〔1.145－1g（ψ/V��sh�－0．25）〕／3．288�

如果缺少岩芯分析資料，可用上述公式預測。� ③表皮系數（S）的預測�

目前，表皮系數除了用試油資料計算外，沒有看到確切預測公式或圖版。在研究中，發現表 皮系數與地層厚度、鑽時、泥漿壓力與地層壓力之差相關性較好，通過回歸得到了不同層位 的預測公式。�

④井筒儲存系數（C）的預測�

根據井筒儲存系數的定義可知，它與產量成正比，與壓差成反比。我們選用了27層測試資料 ，在雙對數坐標上，以產量與地層壓力之比為橫座標，以井筒儲存系數為縱坐標進行線性回 歸，相關系數0.903，公式為：� lgc=0.7221g（Q/P��i�）＋1.989� 我們可以利用該公式預測井筒儲存系數� ⑤流體粘度的確定�

流體粘度可以借用鄰井同層位同構造的高壓物性資料。�

把以上5項參數輸入試井軟體，便可較准確地進行試井設計，如龍22井（見圖1）。�

（3）跨隔測試技術�

跨隔測試具有三個特點：一是試油層序可以靈活調整，依據地質要求和井況條件，任意選層 測試，為老井復查創造了條件；二是減少井筒儲存，提高了壓力恢復速度和錄取資料質量； 三是及時發現並驗證層間竄槽。�

由於跨隔測試工藝技術在大慶廣泛應用，測試水平不斷提高，封隔器最大跨距達190m，座封 卡點小夾層1.6m，上卡點最淺529.2m，下卡點最深3878.84m。�

2．緻密氣層測試技術�

隨著勘探領域的拓展，緻密儲層逐漸增加，找氣難度隨之增大，這就要求我們在緻密儲層試 氣工藝技術上有新突破。由於緻密儲層具有井深（2700～4000m）、地層壓力高（30～45MPa ）、 溫度高（120～150℃）、儲集類型多、自然產能低、氣水分布復雜等特點，原有的中、淺 層 測試工藝技術已不能適應緻密儲層試氣工藝的需要。為此，我們開展了緻密氣層測試技術研 究。�

（1）射孔-測試聯作技術�

射孔-測試聯作技術具有射孔、地層測試兩道工序一次完成、加快試油進度、防止井噴、獲 取最佳地質資料等諸多優點。但由於國內外減震器均不過關，壓力計易損壞，嚴重地制約著 該工藝在生產中的應用。因此，我們從壓力計損壞的機理入手，找出了造成壓力計損壞的主 要原因是射孔彈起爆時產生的機械震動和壓力沖擊。研製成功了具有縱向減震、徑向減震和 過壓保護三大功能的壓力計減震器，並設計了兩種適合不同井況的井下標准管柱。�

第一種是研製成功了開井後環空加壓起爆的測試聯作技術（見圖2）該工藝具有以下優點：

� a、能實現較大的負壓值，對地層的回壓只是測試管柱內所加的液墊壓力；�

b、射孔後即可進行流動測試，有利於解除地層污染；�

c、環空所加的壓力不作用在壓力計上，有利於保護井下壓力計，旁通傳壓管耐壓60.0MPa；

� d、起爆系統僅一個銷釘，剪切值變化范圍小，環空壓力一般可控制在10.0MPa以內；�

e、對井筒條件復雜有嚴重漏失的層，井口無法加壓時，可根據射孔井段深度選擇合適的銷 釘，靠測試開井後的環空與油管壓力之差起爆射孔槍。這項技術已在金396、宋深2等井應用 7層，工藝均一次成功。�

第二種是研製成功了環空加壓起爆後加深管柱，� 實現跨測試測試的聯作技術（見圖3）。該工藝的突出特點是有利於取准緻密儲層的壓力 資 料 ，並且不受已試層的限制。這項技術共應用21井次，在芳深9井，侏羅系，井段3602.0～3737 .6m，採用上述工藝方法測試，獲日產CO��2�氣4.7×10��4�m��3�，實測地層壓 力38.96MPa，溫度142.2℃/3638m。�

（2）地層測試工具進一步完善配套�

針對MFE測試工具泄壓等問題，對測試工具及管柱進行了封隔器、支撐管柱等6項改造，提高 了測試一次成功率。在生產實踐中，由於緻密氣層測試技術的逐步完善，不斷創出了新水平 。在芳深7井封隔器承受正向壓差41.7MPa；在宋深2井封隔器承受反向壓差42MPa；在宋深1 井3834.2m測試一次成功。� �

二、壓後排液求產技術的進步為提高壓裂成功率和擴大地質儲量提供了先進的手段

�� 壓後排液求產技術是壓裂改造增產技術的一個關鍵環節，它不僅影響壓裂效果，而且影響資 料錄取質量制約試油速度。為此，我們在這方面做了大量的工作，收到了明顯的效果。�

（一）低滲透油層壓後排液求產技術�

根據大慶探區的地質條件、井況和壓後地層流動規律，經過多年的攻關，形成了適應不同井 層的壓後排液求產技術。�

1．排液工藝�

（1）封隔器單卡單向閉式氣舉管柱工藝�

這種工藝的特點是氣舉效率高，洗井時洗進液不倒灌，對油層沒有傷害。�

（2）封隔器雙卡單向閉式氣舉管柱工藝�

這種工藝主要解決多套油層組合的井，壓裂改造上部油層後，單排單求壓裂層產能。�

（3）封隔器單卡抽汲排液管柱工藝�

這種工藝的優點是解決下部油層老井挖潛壓裂改造後的排液技術難題。�

（4）封隔器雙卡抽汲排液管柱工藝�

這種工藝採用長尾管和防砂卡封隔器組合的排液管柱，是老井挖潛和復雜井壓後排液的主要 工藝。�

2．油井壓後排液求產技術方法�

壓裂井排液求產技術方法主要是根據壓後地層流動規律及產量變化情況，確定不同時期的工 藝和工作制度，實現最優的排液求產方法。該項技術成果現已形成技術標准，經現場應用不 僅提高了資料的錄取質量，而且提高了試油效率。以前平均每層壓後排液求產19.25天，該 技術應用後縮短到10.97天，平均每層減少8.28天，經濟效益十分明顯。

� （二）緻密氣層壓後排液求產技術�

經過多年研究，形成了一套適應緻密氣層特點的壓後排液求產技術�

1．氮氣助排技術�

氮氣助排技術是由國外引進的，它從空氣中製取氮氣，靠三級壓縮達到高的注入壓力用以助 排，利用該方法排液速度快，施工安全可靠。它的應用范圍是氣層排液和氣層壓裂後不能自 噴井或自噴能力弱井的排液。�

2．自噴排液方法�

自噴排液是利用氣層自身能量進行自噴排液的一種方法。這種方法是以自噴條件為基礎， 排 液期間根據產氣量增大情況，採用地面較長時間關井，待井口壓力恢復到一定程度後，油管 短時間開井放噴排液。�

3．壓後求產方法�

氣層壓裂後因改造規模大、壓裂液注入多、排液時間長、地層壓力下降快，產量變化較大。 我們依據緻密儲層的特點確定了排液和求產階段的劃分原則：�

（1）排出的液體能定性說明地層產水否；�

（2）壓裂液的返排量不影響地層產氣時關井恢復壓力；�

（3）待地層壓力恢復到原始壓力的85％或井口壓力恢復小於0.15MPa/d時，再開井求產。�

（4）若關井前期測得的產氣量小於8000m��3�/d則不必關井恢復，這種方法在生產中應用 見到了理想的地質效果。例如，汪：903井，J61、65號層，井段3037.0～2962.4m，壓後開、關 井放噴排液37個周期，然後關井恢復壓力8天，井口壓力達到23.2MPa，再進入求產，產氣量 達到了50518m��3�／d。��

三、資料綜合解釋技術的進步與發展，為科學評價儲層奠定了基礎��

自80年代採用地層測試以來，我們始終從生產實際出發，把最新的試井理論研究和計算機技 術有機地結合起來。從多方面開發研究，取得了一系列的成果，使資料綜合解釋技術日趨成 熟。�

（一）試井軟體的開發，為資料解釋提供了先進的手段�

在《DS2.0現代試井解釋軟體》和《GWT試氣資料處理軟體》基礎上，1997年開始在Windows 95環境下開發試油測試綜合評價系統，力求在技術水平上跟上國際先進試井軟體發展的步伐 ，建立一個開放的試井平台。該軟體的四大功能，即試井設計、試井分析、節點分析和產能 試井，現已完成了大部分的研究工作，取得了階段性的成果。�

（二）以不穩定試井理論為基礎，建立油、氣井產量計算方法�

1．氣井不穩定產量計算方法�

以往的氣井產能確定是通過四個不同工作制度條件下的試氣資料求取氣井二項式方程和指數 式方程進行的。但對低滲透氣井，其產量隨時間變化而變化，不易測得穩定的產量，為此， 近幾年開展了氣井產能評價方法的研究。� 對於氣井，定井底流壓條件，應用Bessel函數和Laplace變換，可得到下式：� �Q�TX－＝－SX（2�m�TX－��0�2r��0�SX）＝ S X（F（uF）��1�（F（uF））u｛��0�（F（u F））＋sF（uF）��1�（F（uF））｝SX）� 對於上面方程進行Laplace數值反演和反復迭代等變換，就可以得出不穩定氣井IPR曲線，根 據此理論，編制了軟體，適用於均質、雙孔、雙滲等多種油藏。用試井資料解釋出的地層參 數代入相關方程，便可得出不穩定IPR曲線。該方法不僅可以節省試氣時間，而且可以為評 價儲層提供更多的參數。�

升深2井，登庫組，井段2904.0～2571.0m，共20個小層，1995年8月進行系統試氣，這是目前大 慶探區深層自然產能最高的一口井，然而，該層的二項式曲線反向，無法求得絕對無阻流量 ，經分析認為主要是層間干擾造成的。用試井軟體解釋認為，儲層為均質氣藏，S＝45． 61，D＝1．95e��－6�（m��3�/d）��－1�，經過計算，本層的絕對無阻 流量為130萬m��3�／d。� 升深2井在採油八廠開采過程中進行了系統試氣，並用指數式方程求取絕對無阻流量為112.1 萬m��3�/d。�

2．油井不穩定產量計算方法�

在試油階段，油井的產量是通過現場計量求取的。由於地層測試開井時間不同，其產量不同 ；常規試油由於其周期不同產量也不同，所以，只通過現場測取產量確定油井產能是不夠的 。為此，我們通過把不穩定試井理論與Standing和Vogel等方法相結合，建立了在飽和壓力 以下油、氣兩相流動時不穩定產量計算方法，可給出定流壓下產量隨時間變化曲線及不穩定 IPR曲線，並形成了計算機軟體。不論採用何種試油工藝、實測產量如何，只要能解釋出准 確的地層參數，代入軟體中即可求出IPR曲線，為准確評價油層提供了科學依據。� 樹1井，井段：1363.0～1379.0m，葡萄花1-4號層。抽油試采（連抽），日產油田18.19m� � 3�降至11.0m��3�，解釋地層滲透率為0.1511μm��3�，表皮系數為7.603，其理 論產量與實際產量對比見下表，從表中可看出在求產350小時後其理論產量與實際產量非常 吻合，平均相對誤差為0.1％。��

5H樹1井產量對比表� BG（!BHDFG2，F6，2。11F 時間（hr）38110206278350398422460470494 5185 BHDG45」理論產量� （m��3�/d）11�1211�5711�3211 �2111�1311�0811�0611�0411�03 11�0110�995 BH5」實際產量�（m��3�/d）18�1915�5515�8 413 �9011�2011�2610�0111�2911�46 10�4211�00BG）F�

（三）開展了用溫度恢復資料對儲層進行解釋、評價的研究�

通過研究發現，溫度升降與測試開、關井密切相關，為此，經理論研究，建立了氣井溫度試 井的數學方程，通過對方程求解，計算出了用於溫度資料解釋的雙對數和導數圖版（見圖4 ） 。利用該圖版與實測的溫度恢復資料擬合，計算出氣井產量和熱力的參數，為確定多層氣井 產量提供了一種有效方法。�

（四）常規試油資料解釋方法的建立，擴大了試井解釋領域�

在研究提撈、抽汲和氣舉情況下流壓變化規律的基礎上，建立了數理模型並進行求解，得出 了常規試油資料解釋圖版（見圖5），利用該方法結合多周期壓力數據即可解釋出地層參數 ，從而結束了常規試油資料不能解釋地層參數的歷史。�

四、今後發展方向�

試油測試技術發展很快，雖然形成了滿足不同井況和不同地質條件的試油測試工藝及資料綜 合解釋技術系列。由於地質條件復雜，新情況不斷出現，工藝技術適應地質的需要仍有一段 距離，需要逐步解決。近幾年，主要在以下幾方面多做工作：�

（一）煤層氣試油工藝技術有待於進一步研究�

1998年，雞西已發現了煤層氣。由於大慶油田在這方面處於剛起步的階段，必須進行大量的 調查研究工作，摸索出一套適應大慶探區的煤層氣試油工藝技術，為進一步尋找和利用煤層 氣打下良好的基礎。�

（二）搞好環保是試油工藝的重要環節�

保護環境，提高人們健康的水平，是國內、外都關注的焦點。現在壓裂放噴和抽汲排液等作業 對環境的污染非常嚴重，這是制約試油技術走出國門的主要障礙之一。我們已經進行HSE貫標工作。�

（三）資料綜合解釋技術有待於進一步完善、提高�

在現有的基礎上，要充分利用地震、測井、錄井和區域地質規律進行資料解釋，使解釋參數 更接近實際，達到建成試井綜合評價專家系統的目的。�

（作者單位：大慶石油管理局試油試采公司）

『玖』 天然氣一級輸差定義及計算方法

就是供銷差。
計算方法：加氣量-卸氣量

天然氣是指自然界中天然存在的一切氣體，包括大氣圈、水圈、和岩石圈中各種自然過程形成的氣體(包括油田氣、氣田氣、泥火山氣、煤層氣和生物生成氣等)。而人們長期以來通用的"天然氣"的定義，是從能量角度出發的狹義定義，是指天然蘊藏於地層中的烴類和非烴類氣體的混合物。在石油地質學中，通常指油田氣和氣田氣。其組成以烴類為主，並含有非烴氣體。
天然氣蘊藏在地下多孔隙岩層中，包括油田氣、氣田氣、煤層氣、泥火山氣和生物生成氣等，也有少量出於煤層。它是優質燃料和化工原料。

『拾』 油田開發經濟政策界限計算方法與應用

尚明忠孫偉孟新華王興科蘇映宏

摘要介紹了新井經濟極限初產油量、老井經濟極限含水量及經濟極限產油量、措施增產油量經濟政策界限的研究方法，製作了勝利油區不同類型油田的開發經濟政策界限圖版，為避免油田開發中的低效工作量和提高油田開發的整體經濟效益提供了依據。

關鍵詞經濟政策界限經濟極限含水量措施經濟極限產油量經濟效益勝利油區

一、引言

在油田開發過程中，隨著油田含水量的上升和開發難度的加大，其產量也會不斷下降。當產量降低到一定界限，其產值不能平衡必要的投資和成本時，油田或油井的開采就會沒有效益，甚至虧本。因此，研究油田開發經濟政策界限，對於提高油田開發經濟效益具有非常重要的意義。

1.計算原理及方法

二、新井經濟極限初產油量

新井經濟極限初產油量是指在一定的技術、經濟條件下，當油井在投資回收期內的累積產值等於同期總投資、累積年經營費用和必要的稅金之和，即單井投資回收期內的經濟效益為零時井對應的產油量，稱為新井經濟極限初產油量。

單井投資回收期內經濟效益表達式為

勝利油區勘探開發論文集

當投資回收期內累計經濟效益為0，即P_p=0時，得出新井經濟極限初產油量的計算公式為

勝利油區勘探開發論文集

式中：P_p——投資回收期內生產井單井累計效益，10⁴元；

S_p——投資回收期內生產井單井累計總產值，10⁴元；

K——投資回收期內生產井單井累計總投資，10⁴元；

C_p——投資回收期內生產井單井累計年經營成本，10⁴元；

τ₀——油井開井時率，小數；

q_min——新井單井經濟極限初產油量，t/d；

w——原油商品率，小數；

P——原油價格，元/t；

R_t——噸油稅金，元/t；

T——投資回收期，a；

B——油井在投資回收期內產量平均年遞減余率，小數；

I_b——單井地面建設投資，10⁴元/井；

I_d——單井鑽井投資，10⁴元/井；

β——油水井系數，小數；

i——經營成本年上漲率，小數；

C₀——單井經營成本，10⁴元/井。

2.參數的確定[1]

(1）投資

投資可分為鑽井投資和地面建設投資兩部分。

鑽井投資是指油氣田開發建設期所鑽的開發井投資，包括鑽前准備工程、鑽井工程、測井和完井工程投資。其投資定額主要和井深有關。勝利油區每米鑽井投資C_M與井深H有如下回歸公式（不包括海上油田）

勝利油區勘探開發論文集

油田地面建設投資主要包括油氣集輸、注水、供排水、供電、通訊、道路等。根據「九五」期間實際發生的油田地面建設投資，可以確定陸上老區新井、陸上新區新井、海上油井的平均單井地面建設投資。

（2）經營成本及費用

經營成本和費用是油氣田企業在生產經營活動中按規定發生的一切消耗和費用的總和，包括油氣開采成本、管理費用、銷售費用和財務費用。原油開采成本包括生產過程中實際消耗的直接材料、直接工資、其他直接支出等。油氣勘探開采過程發生的管理、銷售和財務等三項費用作為當期損益，直接從當期銷售收入中扣除。

按現行會計報表，油氣開采成本由15項構成，包括動力費、材料費、燃料費、生產人員工資、福利費、驅油物注入費、熱采費、油氣處理費、輕烴回收費、井下作業費、測井試井費、修理費、製造費用、折耗及攤銷、勘探費用。

（3）稅金

主要稅金包括增值稅、城建稅、教育費附加稅和資源稅。為簡化步驟，計算了不同油價下的噸油綜合稅金。在原油價格為800～1800元/t時，噸油綜合稅金為99～220元/t。

（4）遞減率

為了確定新井產量遞減率，統計分析了勝利油區1990～1995年新井的變化規律，按日產油水平分為小於4t、4～6t、6～8t、8～10t和大於10t五個級別進行跟蹤分析。統計結果表明，遞減率的大小與單井初產油量的高低有關，單井初產油量越高，遞減率越大。單井初產油大於10t/d的井遞減率約為15%，單井初產油量為8～10t/d、6～8t/d、4～6t/d的井遞減率分別為12%、10%、5%左右，小於4t/d的井基本不遞減。

3.新井經濟極限初產油量計算

通過分析「九五」以來勝利油區的投資、成本，結合單井日產油量的變化規律，分別計算了不同井深、不同油價條件下陸上老區、陸 上新區和海 上新區新井的經濟極限初產油量。

根據計算的經濟極限初產油量，對勝利油區「九五」以來的新區進行了評價，在綜合分析的基礎上得出了不同地區不同油價下的低效產量比例。

（1）陸上新區新井經濟極限初產油量計算

以井深為1000～3500m，原油價格取900～1700元/t為條件，測算了陸上新區低滲透油田和高滲透油田新井經濟極限初產油量，並製作了圖件（圖1、圖2）。從圖中可看出，井深相同時，油價越高，新井經濟極限初產油量越低；在相同油價情況下，井越淺，對新井初產油量要求越低。

圖1陸上新區低滲透油田新井經濟極限初產油量圖

圖2陸上新區高滲透油田新井經濟極限初產油量圖

高滲透油田對新井的初產要求低於低滲透油田。油價為1000元/t，井深為2000m時，高滲透油田新井經濟極限初產為5.65t/d，低滲透油田為6.12t/d。

根據陸上新區新井經濟極限初產油量圖，對勝利油區1996～1998年所鑽陸上新區新井進行了跟蹤分析。1996年共鑽新區新井317口，平均單井產量11.43t/d，其中低效井78口，平均單井產量3.35t/d，低效井井數佔24.6%，但產量僅佔4.1%；1997、1998年低效井井數分別占當年鑽新井的25.6%、20.2%，產量分別佔6.1%、3.5%。

（2）陸上老區新井經濟極限初產油量計算

陸上老區井深取1000～3500m，原油價格取900～1700元/t，其低滲透、高滲透油田新井經濟極限初產油量計算結果分別見於圖3、圖4。由於低滲透油田鑽井投資、地面建設投資及經營成本等均高於高滲透油田，其新井經濟極限初產油量要高於高滲透油田。油價為1000元/t，井深為2000m時，高滲透油田新井經濟極限初產為5.3t/d，低滲透油田為5.5t/d。

圖3陸上老區低滲透油田新井經濟極限初產油量圖

圖4陸上老區高滲透油田新井經濟極限初產油量圖

根據陸上老區新井經濟極限初產油量圖，對勝利油區1990年以來的陸上老區新井進行了跟蹤分析，得出了不同油價下其新井低效產量的比例。油價為1000元/t時，1990～1995年陸上老區新井低效產量比例從4.5%上升到13.4%，高於陸上新區新井低效產量的比例，且低效產量的比例上升較快。1995年以後，通過應用精細油藏描述等新技術，不斷優化新井井位設計，使得低效產量比例上升的趨勢得到控制，基本保持在13%左右。

（3）海上油田新井經濟極限初產油量計算

依據海上油田經濟參數分析結果，計算了不同油價、井深情況下海上油田新井經濟極限初產油量，並製作了圖件（圖5）。在原油價格為1000元/t時，海上油田新井經濟極限初產油量為35.7t/d（井深2200m）。1999年，勝利油區的平均原油銷售價格為931元/t，所對應的海上新井經濟極限初產油量為36t/d。

圖5海上油田新井經濟極限初產油量圖

根據上述經濟極限初產，統計了海上油田近幾年新井低效產量的比例。當油價為1000元/t時，1995～1998年低效產量比例分別為11.08%、7.87%、4.36%、7.36%。海卜油田自1995～1996年館陶組油藏全面投入開發以來，不斷應用地震約束反演、油層保護等新技術，優化方案設計，鑽井成功率高，新井低效產量的比例明顯降低。隨著動用儲量難度加大，1998年以後低效產量比例上升。

三、老井經濟極限含水及經濟極限產油量

研究油田的經濟極限含水量及經濟極限產油量，可以及時判別低效井，並對之採取關閉或轉注、改層等措施，以提高經濟效益。

1.計算原理及方法

經濟極限含水量及經濟極限產油量，是指油田（油井）開發到一定的階段，其含水量上升到某一數值或產油量下降到某一數值，投入與產出達到平衡，含水如再升高、產油量如再下降，油田開發就沒有利潤了，油田（油井）此時的含水量稱為經濟極限含水量，其對應的產量稱為經濟極限產量。

老井經濟極限含水量、新井經濟極限初產油量的計算都是採用盈虧平衡原理，但不同的是，新井經濟極限初產油量的計算是指一定階段（投資回收期）的投入產出平衡，而老井經濟極限含水量的計算是指瞬時（一般取一年）的投入產出平衡。

由於老井一般都認為經歷了8年以上的開采時間，在計算老井經濟極限含水量及經濟極限產油量時，可以不考慮其投資，僅計算它的經營成本。對原油經營成本不同的考慮方法，可以得出不同概念的經濟極限含水量及經濟極限產油量。常規成本分析法是考慮老井開采時所需的全部經營成本；而最低成本分析法，則是按油井主要的維持生產的費用來計算的。

計算老井經濟極限含水量及經濟極限產油量的投入產出平衡式為：

勝利油區勘探開發論文集

由（4）式可導出求老井經濟極限含水量及經濟極限產油量的表達式：

勝利油區勘探開發論文集

式中：q_o,min——經濟極限產油量，t/d；

f_w,min——經濟極限含水，小數；

q_L——單井產液量，t/d；

C_v——噸液可變成本，元/t；

C_g——固定成本，10⁴元/井；

t——預測年相距基礎年的年數，a。

2.噸液成本與平均單井產液量關系

單井生產成本分固定成本和可變成本。（5）、（6）式中准確求取單井生產成本非常關鍵。為提高該方法的可操作性和實用性，經研究可簡化成本分析項目，直接通過平均單井產液量、噸液成本求取單井生產成本。

按最低成本統計分析了1998年勝利油區40個陸上水驅開發油田的噸液成本 C_L和油田的平均單井產液量q_L有很好的相關關系，其回歸關系式為：

勝利油區勘探開發論文集

將（7）式代入（5）、（6）式，可得新的經濟極限產油量和經濟極限含水量的表達式：

勝利油區勘探開發論文集

3.老井經濟極限產油量及經濟極限含水量計算

（1）陸上老井經濟極限產油量及經濟極限含水量計算

油價選800～2400元/t，單井產液量取10～160t/d，利用式（8）、（9）計算了老井的經濟極限產油量和經濟極限含水量（圖6，圖7）。從圖中可以看出，在相同單井產液量條件下，油價越高，單井經濟極限產油量越低；相同油價下，單井產液量越高，單井經濟極限產油量越高。油價為1000元/t，單井產液量為10t/d時，單井經濟極限產油量為1.15t/d，經濟極限含水量為88.5%；單井產液量為160t/d時，單井經濟極限產油量為1.68t/d，經濟極限含水量為98.9%。

（2）海上老井經濟極限含水量及經濟極限產油量計算

由於資料所限，海上油田未建立起噸液成本與單井產液量的關系，其原油成本通過分項統計獲得。利用公式（5）、（6），油價為1000元/t，單井產液量為30t/d時，計算得老井經濟極限含水量為87.2%，經濟極限產油量為3.8t/d；單井產液量為80t/d時，計算得老井經濟極限含水量為89.1%，經濟極限產油量為8.7t/d。從計算結果看，海上油田由於原油生產成本高，其經濟極限含水大大低於陸上油田，而經濟極限產量大大高於陸上油田。

（3）勝利油區老井低效井情況

依據繪制的老井經濟極限產油量及經濟極限含水量判別圖，對2000年6月開井的13028口老井進行了分析，其中低效井有1293口，占總井數的9.9%；月產油1.94×10⁴t，佔全部老井產量的0.83%；平均單井日產油0.5t；綜合含水量98.2%。這批低效井2000年6月的最低生產成本為3365×10⁴元，同比產值為1982×10⁴元，虧損1383×10⁴元，建議該部分井進行關停並轉。

圖6陸上老井經濟極限產油量圖

圖7老井經濟極限含水量圖

四、措施增產油量經濟界限^[2]

1.計算原理及方法

措施增產油量經濟界限是當油井在措施有效期內的投入與產出平衡時，措施後比措施前累積增產的油量，其計算公式為：

勝利油區勘探開發論文集

式中：I_c——措施新增投入，10⁴元；

T_c——措施有效期，a；

C_c——措施成本，元/t；

q_c——措施增油量經濟界限，t/d。

2.計算實例

利用公式（10）測算了埕東油田下電泵、防砂、補孔改層、下大泵、卡堵五項措施的日增油量經濟界限值。其下電泵措施的有效期為半年至兩年，單井日增油界限值為2.29～0.57t，累計增油量經濟界限值364t；防砂、補孔改層、下大泵、卡堵的累計增油量經濟界限值分別為111t、158t、95t、142t。

五、稠油蒸汽吞吐熱采井經濟極限油汽比

1.計算原理及方法

對於稠油注蒸汽開采來說，設備工藝的要求要比稀油開采高，設備投資額較大，原油成本也較高。因此，應特別注意蒸汽吞吐熱采井開采中的經濟界限問題。當油汽比達到某一數值，使總成本高於總銷售收入時，注蒸汽開采便無經濟意義了，收入與支出平衡時的油汽比即為經濟極限油汽比。

測算經濟極限油汽比的公式為：

勝利油區勘探開發論文集

式中：OSR_min——經濟極限油汽比，小數；

C_ig——平均每注1m³蒸汽的成本，元/m³；

C_wdf——單井平均分攤的固定成本，元/d；

C_g——噸油可變成本，元/t；

q_o——平均單井產油量，t/d。

2.計算實例

據1998年孤島油田稠油成本實際發生值，與注汽量有關的費用按注汽費和部分熱采費計算，按照公式（11）測算的孤島稠油油田單井日產分別為4t、5.2t、6t、7t、8t、10t情況下，當油價為948元/t時，經濟極限油汽比分別為0.71、0.25、0.19、0.16、0.14、0.12。

六、結論

本文分析研究了不同類型油藏成本、投資分類，建立了老井噸液成本與單井產液量的函數關系，簡化了老井經濟極限含水量的計算方法和步驟，提高了方法的實用性。

全面而系統地研究了新井、老井、熱采井及措施井的經濟界限值，並製作了勝利油區不同類型油田開發的經濟界限圖件，為關停並轉低效和無效井提供了依據。

致謝本文集中了地質科學研究院開發綜合規劃室最近幾年在經濟政策界限方面的主要成果，是集體智慧的結晶。勝利有限公司副總地質師、地質院院長孫煥泉和開發管理部總地質師方開璞給予了悉心指導。參加本文工作的還有凡哲元、楊勇、邴紹獻、吳作舟、侯春華、王道禎、王星等，在此一並致謝。

主要參考文獻

[1]中國石油天然氣總公司計劃局，中國石油天然氣總公司規劃總院編.石油工業建設項目經濟評價方法與參數（第二版）.北京：石油工業出版社，1994.

[2]岳立，岳登台.老油田高含水期可采儲量及增產措施經濟評價方法.石油學報，2000,21(5).