油井输差的计算方法

‘壹’ 天然气购与销过程中，相对输差与绝对输差计算方法

绝对输差就是俩个数相减△。
相对输差就是△/购。

‘贰’ 目前常用的水平井临界产量的计算模型

水锥进到井是由于井底附近的压力降太大引起的，重力产生的压力差保持油在水的上面，若压力降Δp大于重力压差，则锥进就会发生。因为井底流压可通过调节井的流体产量来控制，故水的锥进是一个对产量变化敏感的问题。

临界产量(它是防止底水锥进的最大产量)是开采底水油藏油井的一个重要参数，油藏工程师常用临界产量的大小来评价底水油藏油井的“质量”，一般认为，如果油井的实际产量超过了该井的临界产量，油井必将见水，因此合理的油井产量应低于临界产量的数值。

目前水平井底水锥进临界产量的计算方法有下面几种。

(1)Chaperon方法

实用水驱油藏开发评价方法

式中:Q_c为临界产量，m³/d;L为水平井长度，m;y_e为井距之半(与水平井正交)，m;Δρ为密度差，kg/m³;k_h为水平渗透率，μm²;h为油柱高度，m;μ_o为原油黏度，mPa·s;B_o为油层体积系数，m³/m³;F为无因次函数;函数F取决于α″。

其中， ，见表4-15。

表4-15 函数F取决于α″关系

表4-15中数据可回归为

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

(2)Efras方法

实用水驱油藏开发评价方法

式中:2y_e为水平井泄油半径取井距之半，m;h为油层厚度，m;Q_c为临界产量，m³/d;其他符号意义同前。

(3)Giger和Karcher等方法

实用水驱油藏开发评价方法

(4)Ozkan方法

实用水驱油藏开发评价方法

式中:Z_w为水平井距油层底部的高度，m。

‘叁’ 油井免修期如何计算

油田公司油井免修期计算方法是采油井开井数*365/油井检修井次,油井检修井次为检泵、油管、油杆的三项合计。

‘肆’ 油气井完成的步骤有哪些

完井(即油气井完成)是钻井工程的最后一个重要环节,主要包括钻开生产层、确定井底完成方法、安装井底和井口装置以及试油投产。完井质量直接影响油井投产后的生产能力和油井寿命，因此必须千方百计地把完井工作做好，为油气井的顺利投产、长期稳产创造条件。

一、打开生产层完井就是沟通油气层和井筒，为确保油气从地层流入井底提供油流通道。任何限制油气从井眼周围流向井筒的现象称为对地层损害的“污染”。实践证明：钻开生产层的过程或多或少都会对油气层产生损害。因此，保护油气层是完井所面临的首要问题。过去，世界范围内油价较低、油源充裕，在很大程度上忽视了对油气层的保护。自20世纪70年代中期，西方一些国家出现能源危机以来，防止伤害油气层，最大限度地提高油气井产能才上升到重要地位，成为目前钻井技术中最主要的热门课题之一。

1.油气层伤害的原因油气层伤害机理的研究工作开展以来，有各式各样的说法。最近比较精辟的理论认为：地层损害通常与钻井液固体微粒运移和堵塞有关，还与化学反应和热动力因素有关。在复杂条件下，要充分掌握油层损害机理是比较困难的。因此，目前的研究结果大多只能定性地指导生产实践，离定量评价还有一定的差距。

钻生产井常用的钻井液为水基泥浆。由于钻进过程中钻井液柱压力一般大于地层压力，在压差作用下，钻井液中的水、粘土等会侵入油气层，对油气层造成各种不同性质的伤害。

1)使产层中的粘土膨胀研究得知，油砂颗粒周围一般都有极薄的粘土膜。砂粒之间的微孔道非常多，油气层内部还有许多很薄的粘土夹层。在钻井液自由水的侵入作用下，砂粒周围的粘土质成分将发生体积膨胀，使油气流动通道缩小，降低产出油气的能力。

2)破坏油气流的连续性油气层含油气饱和度较高时，油气在孔隙内部呈连续流动状态。少量的共生水贴在孔隙壁面，把极微小的松散微粒固定下来，在相当大的油气流动速度下也不会被冲走。当钻井液滤液侵入较多时，会破坏油气流的连续性，原油或天然气的单相流动变成油、水两相或气、水两相流动，增加了油气流动阻力。一旦水成为连续的流动相，只要流速稍大，就会把原来稳定在颗粒表面的松散微粒冲走，并在狭窄部位发生堆积，堵塞流动通道，严重降低渗透率。

3)产生水锁效应，增加油气流动阻力渗入油气层中的钻井液滤液是不连续的，而是呈一段小水栓一段油气的分离状态。在有些地方还会形成油、水乳化液。由于弯曲表面收缩压的关系，会大大增加油气流入井的阻力。

4)在地层孔隙内生成沉淀物

in。

由于油管柱与套管间的环空由油管挂密封，由地层流入井内的油气只能进入筛管并沿着油管上升到地面。采油树与地面采油管线相连,有控制地将油气从井内输出。

3.诱导油气流下完油管、安装好井口装置后，下一步的工作一般是诱导油气流。对于因井内液柱压力过高而不能自喷的油气井，应设法降低井内液柱高度或流体密度，从而降低液柱压力，诱导油气流进入井内。常用的方法有替喷法、提捞诱喷法、抽汲诱喷法和气举法等。

1)替喷法用原油或清水等低密度液体将井内的钻井液循环替出，降低液柱压力以诱使油气流入井内的办法称为替喷法。替喷时清水从油管注入井内，逐步替出井内钻井液。对于高压井或深井，为了不致造成井内压力变化过猛，可以先用轻钻井液替出重钻井液，再用清水替出轻质钻井液的办法进行替喷，确保井身安全。

2)提捞法提捞诱喷法是用特制的提捞筒，将井筒中的液体逐筒地捞出来，以降低液柱高度、诱导油气流进入井内。这种方法一般是在替喷后仍然无效的情况下采用。

提捞诱喷法的一种变化称为钻具排液法。可以把装有回压阀的下部钻具视为一个长的提捞筒，速度较快地将井内液面降低1000～1500m。

3)抽汲法抽汲法实际上是在油管柱内下入一个特制的抽子，利用抽子在油管内上下移动形成的部分真空，将井内部分清水逐步抽出去，从而降低井内液柱高度，达到诱喷的目的。

抽汲法可将井内液柱高度降到很低。抽子下行时阀打开，水从抽子中心管水眼流入油管内；上提抽子时阀关闭，油管内的水柱压力使胶皮胀开紧贴油管内壁而起密封作用。抽子之上的水柱随抽子上移而被排出井口。替喷后仍不能自喷的井，可采用抽汲法诱喷。

4)气举法气举法与替喷法的原理类似，只是替入井内的不是清水而是压缩空气。气体是从环空注入而不是经油管注入。由于气体密度小，只要油气层伤害不是很严重，一般气举后可达到诱喷的目的。在某些有条件的地区，还可以用邻井的高压天然气代替压缩机进行气举。对替喷无效的井，也可采用气举法诱喷。

4.完井测试完井测试的主要任务是测定油气的产量、地层压力、井底流动压力、井口压力以及取全取准油、气、水的资料，为油气开采提供可靠的依据。

1)油气产量的测定从油气井中产出的油、气、水进入分离器后，气体经分离伞从上部排出，油和水沉降下来。玻璃连通管中的液面高度能反映分离器内油水液面的变化。记录玻璃管中液面上升一定高度所需的时间，就能算出每口井的产液量，经采样分析可得到油水含量。

通常用节流式流量计测定天然气的产量。流量计的孔板直径要适应天然气的产量范围。

2)地层压力和井底流动压力关井待井内压力恢复到稳定后，用井下压力计测得的井底压力即为地层压力。也可用关井井口压力和液柱压力计算得出地层压力。对于渗透性差的地层，关井使井内压力恢复需要很长时间。为了节省时间，可根据一段时间内的压力恢复规律推断地层压力。

井底流动压力是指稳定生产时测得的井底压力。如果是油管生产，由套压和环空液柱压力可算得井底流动压力。

3)井口压力油气井井口压力包括油压和套压。油压反映井口处油管内压力，套压反映井口处油管与套管环形空间的压力。生产时油压和套压不同，关井压力稳定后油压和套压应相等。可以在地面上通过压力表读得这两个压力值。

4)油、气、水取样取样是为了对产层流体进行分析和评价。因此，要求取出的样品具有代表性和不失真。一般情况在井口取样。有时为了保持油气在地下的原始状态，需要下井下取样器到井底取样并封闭，然后取到地面用于测试和分析。

思考题

1.钻井的作用是什么?2.现代旋转钻井的工艺过程特点是什么?3.井身结构包括什么内容?4.钻井工艺发展经历了几个阶段?有些什么特点?5.石油钻机由哪些系统组成?各个系统的作用是什么?6.防喷器有哪些类型？各有什么用途？

7.钻柱主要由哪几种部件组成？

8.方钻杆为什么要做成正方形?9.扶正器、减振器、震击器等辅助钻井工具各有什么用途?10.普通三牙轮钻头主要由哪几部分组成?11.石油钻井使用的金刚石钻头有哪些类型?各在什么条件下使用?12．钻井液的功用是什么?13．水基钻井液由哪些部分组成？属于什么样的体系？

14．钻井液性能的基本要素有哪些？

15．钻井液密度与钻井工作的关系如何?16．怎样优选钻头？

17．井斜控制标准是什么?18．压井循环的特点是什么？

19．常规井身轨迹有哪几种类型？

20．井内套管柱主要受哪些外力作用？设计套管柱的基本原则是什么?21．套管柱由哪些基本部件组成？

22．描述注水泥的基本过程。

23.钻开油气层时常采取哪些保护措施?24．目前常用哪几种完井方法?25.诱导油气流的主要方法有哪些?26.完井井口装置有哪些部件?各起什么主要作用?

‘伍’ 谁能告诉我8上物理学习评价封面蓝色的 只求4-6页 ！！！！！！！！！！求啊！！！！

1 范围
本标准规定了油田开发地质管理指标的项目及统计方法。
本标准适用于大庆油田有限责任公司（以下简称油田公司）及采油厂油田开发地质管理指标计算
2 油田开发地质管理指标项目
2.1 原油（天然气）生产计划完成率，%。
2.2 注水计划完成率，%。
2.3 原油产量递减率，%。
2.4 年含水上升率，%。
2.5 原油产量计算误差(输差)，%。
2.6 油井（或注水井）利用率，%。
2.7 油井（或注水井）资料全准率，%。
2.8 分层注水井测试率，%。
2.9 分层注水合格率，%。
2.10 注入水水质合格率，%。
3 油田开发地质管理指标统计方法
3.1 原油生产计划完成率= ﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒（1）
天然气生产计划完成率= ﹒﹒﹒﹒﹒﹒（2）
3.2 注水计划完成率= ﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒﹒ （3）
3.3 原油产量自然递减率=

原油产量综合递减率=

3.4 年含水上升量=
3.5 原油产量计量误差（输差）=
3.6 油井（或注水井）利用率=

3.6.1 油井（或注水井）开井数是指月产油（或月注水）≥1t（或1

‘陆’ 什么是输差

输差是控制输气成本的一个最关键的指标,

天然气输差是指平衡商品天然气中间计量与交接计量之间流量的差值。从表示方法上讲,它分为绝对输差和相对输差;从统计角度讲,它又分为单点输差(某一个交接计量点的输差)和综合输差(整个管网的输差)〔1〕。仪表或计量系统的测量误差是导致输差的主要原因之一,输差是误差的最终体现形式。一般来说,输差的计算公式为〔7〕:Q5=(V1+Q1)-(Q2+Q3+Q4+V2)(1)式中:Q5—某一时间输气管道内平衡输气量之差值,m3;Q1—同一时间内的输入气量,m3;Q2—同一时间内的输出气量,m3;Q3—同一时间内输气单位的生产、生活用气量,m3;Q4—同一时间内放空气量,m3;V1—计算时间开始时,管道计算段内的储存气量,m3;V2—计算时间终了时,管道计算段内的储存气量,m3

‘柒’ 天然气工业用户输差正常范围在多少

输差就是供销差。
计算方法：加气量-卸气量
天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体(包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等)。而人们长期以来通用的"天然气"的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。
天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。它是优质燃料和化工原料。

‘捌’ 关于试油的资料

试油测试技术和资料综合评价技术
许 显 志

试油测试是油气勘探取得成果的关键，是寻找油气田、了解地下情况的最直接手段，也是为 开发提供科学依据的重要环节。试油测试工艺技术的发展经历了三个阶段，即以常规试油 为代表的第一阶段，以地层测试器试油为代表的第二阶段，以地层测试器、电子压力计和三 相分离器等技术综合应用的第三阶段。第三阶段，在引进、消化、推广国内外试油技术及 装备的基础上 ，针对大庆探区“三低”油层及致密气层的地质特点，全面发展和完善了试 油 测试工艺技术。资料解释技术也从手工计算、绘图发展到全国应用计算机进行解释，油藏评 价从简单的试井分析向油气层综合解释、评价方向发展。目前已形成了具有大庆油田特点的 试油测试工艺和资料综合解释技术系列，为勘探提供了先进的手段，为大庆探区众多油气 藏的发现和储量的提交作出了重要的贡献。�

一、测试技术的配套、完善，促进了地质认识水平和勘探效益的提高��

测试技术经过“七五”的引进、消化、吸收和使用国内、外工艺技术和装备，“八五”期间 ，针对在大庆探区的地质特点进行了发展和完善，到“八五”末和“九五”初期，逐步形成 了满足不同井况、不同地层条件和不同地质目的的测试技术。�

（一）砂泥岩储层中途测试技术�

中途测试技术是及早发现工业油气层的重要手段。1991年以前由于MFE单封隔器很难实现分层 测试，使中途测试技术受到了限制。我们在引进膨胀式测试工具的同时，对选层标准、封隔 器座封位置、测试制度和施工参数设计等方面进行了详细研究，拓宽了中途测试的使用范围 ，在勘探中取得了明显的经济效益。�

1．利用中途测试技术及早发现油气藏�

延4井位于延吉盆地顶部坳陷德新凹陷南阳东构造带，钻井过程中，从井519m开始多次井 喷。通过对497.0～522.3m中途测试，日产天然气11563m��3�，为工业气层。这是延 吉盆地首次获工业气流，为下步勘探提供了科学依据。�

2．利用中途测试成果确定完井方法�

目前，大庆油田的完井方法有两种，一种是套管完井，一种是裸眼完井，采用哪种方法完井 视井的情况而定。我们利用中途测试在完井方面做了一些工作，收到了明显的效果。和3井 、万111井、渔深1井和延1井，都是根据中途测试结果，采用裸眼完井的，4井口仅套管和固 井费用就节约了222.0万元。�

3．利用中途测试技术取准有关地层参数�

渔深1井，位于松辽盆地北部中央坳陷区黑渔泡凹陷通达鼻状构造带。由于该地区泉一段缺 少水性和压力资料，所以在2304.0～2301.4m进行中途测试，日产水56.2m��3�。本次 测试不仅搞清了水性，而且录取到了地层压力，达到了中途测试目的。�

4．利用中途测试技术提高勘探试油效益�

大庆长垣西部具有多套油气层组合。限期进行中途测试，搞清油气水纵向分布规律，避免套 管完井后的井筒复杂化。�

英41井是大庆长垣西部的一口预探井，先后分别对三个层系进行了中途测试。该井套管完井 后，根据中途测试结果避开油水同层和气水同层，共试油6层，其中有3层获工业气流，获得 了理想的试油成果。如果不搞中途测试，套管完井后可能要搞9层以上试油，这样，不仅井 筒复杂，而且开发无法利用。� （二）地层测试技术�

地层测试工艺具有试油周期短、录取资料全（可以录取压力、产量、温度和高压物性等资料 ） 、效益高的特点，在全国各油田得到了广泛的应用，大庆外围探井地层测试率1983年15.82％ ，1990年以后一直保持在60％以上。�

1、低渗透层测试技术�

针对低渗透层的特点，从试井设计出发，配套完善了低渗透层的测试技术，收得了较好的效 果。�

（1）试井设计方法�

试井设计是试油地质设计编制科学与否的关键，也是取全取准试油资料的保证。从试井理论 可知，试井设计是试井分析的反问题，即通过基本的地层参数，预测出待试层的产量和压力 变化曲线。 所以，根据试井理论，研制开发了试井设计软件，能对自喷井和非自喷井进行 压降、压恢和探边试井设计，特别是非自喷井试井设计功能在国内首次实现。�

（2）试井设计所需参数的预测方法�

我们对长垣两侧探井进行了敏感性参数分析得到，地层压力、有效渗透率、表皮系数、井筒 储存系数和液体粘度对预测的曲线形态及产量影响较大。根据几个主要参数特点，结合钻井 、测井和录井等资料，分别试用了等值图法、多元统计法和交绘图版等方法。主要针对扶、 杨油层和葡萄花油层分区块建立了参数预测公式。

� ①地层压力（Pi）预测�

通过研究表明，一般情况下，大庆外围区块地层压力随深度的关系为：� P=AH+B� 对于异常地层压力区，从压缩数定义出发，通过地层对地层微元体的形成压力分析，推导出 形成压力的增量，所以地层压力通式应表示为：�

Pi=P+△P� △P=E+FlnSX（ψ（1-ψ）SX）�

式中，A、B、E、F是常数，H是油层中部深度，ψ是孔隙度。�

②有效渗透率（e）预测�

在研究过程中，我们试用了四种方法从中选出两种较好的方法，来预测有效渗透率。� a.相对渗透率图版法�

根据有关专家实测的长垣两测不同层位的相对渗透率曲线和相对渗透率定义，可得到不同 层位的有效渗透率预测公式。�

b.地球物理测井方法�

比较有代表性的Watt公式：�

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

如果缺少岩芯分析资料，可用上述公式预测。� ③表皮系数（S）的预测�

目前，表皮系数除了用试油资料计算外，没有看到确切预测公式或图版。在研究中，发现表 皮系数与地层厚度、钻时、泥浆压力与地层压力之差相关性较好，通过回归得到了不同层位 的预测公式。�

④井筒储存系数（C）的预测�

根据井筒储存系数的定义可知，它与产量成正比，与压差成反比。我们选用了27层测试资料 ，在双对数坐标上，以产量与地层压力之比为横座标，以井筒储存系数为纵坐标进行线性回 归，相关系数0.903，公式为：� lgc=0.7221g（Q/P��i�）＋1.989� 我们可以利用该公式预测井筒储存系数� ⑤流体粘度的确定�

流体粘度可以借用邻井同层位同构造的高压物性资料。�

把以上5项参数输入试井软件，便可较准确地进行试井设计，如龙22井（见图1）。�

（3）跨隔测试技术�

跨隔测试具有三个特点：一是试油层序可以灵活调整，依据地质要求和井况条件，任意选层 测试，为老井复查创造了条件；二是减少井筒储存，提高了压力恢复速度和录取资料质量； 三是及时发现并验证层间窜槽。�

由于跨隔测试工艺技术在大庆广泛应用，测试水平不断提高，封隔器最大跨距达190m，座封 卡点小夹层1.6m，上卡点最浅529.2m，下卡点最深3878.84m。�

2．致密气层测试技术�

随着勘探领域的拓展，致密储层逐渐增加，找气难度随之增大，这就要求我们在致密储层试 气工艺技术上有新突破。由于致密储层具有井深（2700～4000m）、地层压力高（30～45MPa ）、 温度高（120～150℃）、储集类型多、自然产能低、气水分布复杂等特点，原有的中、浅 层 测试工艺技术已不能适应致密储层试气工艺的需要。为此，我们开展了致密气层测试技术研 究。�

（1）射孔-测试联作技术�

射孔-测试联作技术具有射孔、地层测试两道工序一次完成、加快试油进度、防止井喷、获 取最佳地质资料等诸多优点。但由于国内外减震器均不过关，压力计易损坏，严重地制约着 该工艺在生产中的应用。因此，我们从压力计损坏的机理入手，找出了造成压力计损坏的主 要原因是射孔弹起爆时产生的机械震动和压力冲击。研制成功了具有纵向减震、径向减震和 过压保护三大功能的压力计减震器，并设计了两种适合不同井况的井下标准管柱。�

第一种是研制成功了开井后环空加压起爆的测试联作技术（见图2）该工艺具有以下优点：

� a、能实现较大的负压值，对地层的回压只是测试管柱内所加的液垫压力；�

b、射孔后即可进行流动测试，有利于解除地层污染；�

c、环空所加的压力不作用在压力计上，有利于保护井下压力计，旁通传压管耐压60.0MPa；

� d、起爆系统仅一个销钉，剪切值变化范围小，环空压力一般可控制在10.0MPa以内；�

e、对井筒条件复杂有严重漏失的层，井口无法加压时，可根据射孔井段深度选择合适的销 钉，靠测试开井后的环空与油管压力之差起爆射孔枪。这项技术已在金396、宋深2等井应用 7层，工艺均一次成功。�

第二种是研制成功了环空加压起爆后加深管柱，� 实现跨测试测试的联作技术（见图3）。该工艺的突出特点是有利于取准致密储层的压力 资 料 ，并且不受已试层的限制。这项技术共应用21井次，在芳深9井，侏罗系，井段3602.0～3737 .6m，采用上述工艺方法测试，获日产CO��2�气4.7×10��4�m��3�，实测地层压 力38.96MPa，温度142.2℃/3638m。�

（2）地层测试工具进一步完善配套�

针对MFE测试工具泄压等问题，对测试工具及管柱进行了封隔器、支撑管柱等6项改造，提高 了测试一次成功率。在生产实践中，由于致密气层测试技术的逐步完善，不断创出了新水平 。在芳深7井封隔器承受正向压差41.7MPa；在宋深2井封隔器承受反向压差42MPa；在宋深1 井3834.2m测试一次成功。� �

二、压后排液求产技术的进步为提高压裂成功率和扩大地质储量提供了先进的手段

�� 压后排液求产技术是压裂改造增产技术的一个关键环节，它不仅影响压裂效果，而且影响资 料录取质量制约试油速度。为此，我们在这方面做了大量的工作，收到了明显的效果。�

（一）低渗透油层压后排液求产技术�

根据大庆探区的地质条件、井况和压后地层流动规律，经过多年的攻关，形成了适应不同井 层的压后排液求产技术。�

1．排液工艺�

（1）封隔器单卡单向闭式气举管柱工艺�

这种工艺的特点是气举效率高，洗井时洗进液不倒灌，对油层没有伤害。�

（2）封隔器双卡单向闭式气举管柱工艺�

这种工艺主要解决多套油层组合的井，压裂改造上部油层后，单排单求压裂层产能。�

（3）封隔器单卡抽汲排液管柱工艺�

这种工艺的优点是解决下部油层老井挖潜压裂改造后的排液技术难题。�

（4）封隔器双卡抽汲排液管柱工艺�

这种工艺采用长尾管和防砂卡封隔器组合的排液管柱，是老井挖潜和复杂井压后排液的主要 工艺。�

2．油井压后排液求产技术方法�

压裂井排液求产技术方法主要是根据压后地层流动规律及产量变化情况，确定不同时期的工 艺和工作制度，实现最优的排液求产方法。该项技术成果现已形成技术标准，经现场应用不 仅提高了资料的录取质量，而且提高了试油效率。以前平均每层压后排液求产19.25天，该 技术应用后缩短到10.97天，平均每层减少8.28天，经济效益十分明显。

� （二）致密气层压后排液求产技术�

经过多年研究，形成了一套适应致密气层特点的压后排液求产技术�

1．氮气助排技术�

氮气助排技术是由国外引进的，它从空气中制取氮气，靠三级压缩达到高的注入压力用以助 排，利用该方法排液速度快，施工安全可靠。它的应用范围是气层排液和气层压裂后不能自 喷井或自喷能力弱井的排液。�

2．自喷排液方法�

自喷排液是利用气层自身能量进行自喷排液的一种方法。这种方法是以自喷条件为基础， 排 液期间根据产气量增大情况，采用地面较长时间关井，待井口压力恢复到一定程度后，油管 短时间开井放喷排液。�

3．压后求产方法�

气层压裂后因改造规模大、压裂液注入多、排液时间长、地层压力下降快，产量变化较大。 我们依据致密储层的特点确定了排液和求产阶段的划分原则：�

（1）排出的液体能定性说明地层产水否；�

（2）压裂液的返排量不影响地层产气时关井恢复压力；�

（3）待地层压力恢复到原始压力的85％或井口压力恢复小于0.15MPa/d时，再开井求产。�

（4）若关井前期测得的产气量小于8000m��3�/d则不必关井恢复，这种方法在生产中应用 见到了理想的地质效果。例如，汪：903井，J61、65号层，井段3037.0～2962.4m，压后开、关 井放喷排液37个周期，然后关井恢复压力8天，井口压力达到23.2MPa，再进入求产，产气量 达到了50518m��3�／d。��

三、资料综合解释技术的进步与发展，为科学评价储层奠定了基础��

自80年代采用地层测试以来，我们始终从生产实际出发，把最新的试井理论研究和计算机技 术有机地结合起来。从多方面开发研究，取得了一系列的成果，使资料综合解释技术日趋成 熟。�

（一）试井软件的开发，为资料解释提供了先进的手段�

在《DS2.0现代试井解释软件》和《GWT试气资料处理软件》基础上，1997年开始在Windows 95环境下开发试油测试综合评价系统，力求在技术水平上跟上国际先进试井软件发展的步伐 ，建立一个开放的试井平台。该软件的四大功能，即试井设计、试井分析、节点分析和产能 试井，现已完成了大部分的研究工作，取得了阶段性的成果。�

（二）以不稳定试井理论为基础，建立油、气井产量计算方法�

1．气井不稳定产量计算方法�

以往的气井产能确定是通过四个不同工作制度条件下的试气资料求取气井二项式方程和指数 式方程进行的。但对低渗透气井，其产量随时间变化而变化，不易测得稳定的产量，为此， 近几年开展了气井产能评价方法的研究。� 对于气井，定井底流压条件，应用Bessel函数和Laplace变换，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）� 对于上面方程进行Laplace数值反演和反复迭代等变换，就可以得出不稳定气井IPR曲线，根 据此理论，编制了软件，适用于均质、双孔、双渗等多种油藏。用试井资料解释出的地层参 数代入相关方程，便可得出不稳定IPR曲线。该方法不仅可以节省试气时间，而且可以为评 价储层提供更多的参数。�

升深2井，登库组，井段2904.0～2571.0m，共20个小层，1995年8月进行系统试气，这是目前大 庆探区深层自然产能最高的一口井，然而，该层的二项式曲线反向，无法求得绝对无阻流量 ，经分析认为主要是层间干扰造成的。用试井软件解释认为，储层为均质气藏，S＝45． 61，D＝1．95e��－6�（m��3�/d）��－1�，经过计算，本层的绝对无阻 流量为130万m��3�／d。� 升深2井在采油八厂开采过程中进行了系统试气，并用指数式方程求取绝对无阻流量为112.1 万m��3�/d。�

2．油井不稳定产量计算方法�

在试油阶段，油井的产量是通过现场计量求取的。由于地层测试开井时间不同，其产量不同 ；常规试油由于其周期不同产量也不同，所以，只通过现场测取产量确定油井产能是不够的 。为此，我们通过把不稳定试井理论与Standing和Vogel等方法相结合，建立了在饱和压力 以下油、气两相流动时不稳定产量计算方法，可给出定流压下产量随时间变化曲线及不稳定 IPR曲线，并形成了计算机软件。不论采用何种试油工艺、实测产量如何，只要能解释出准 确的地层参数，代入软件中即可求出IPR曲线，为准确评价油层提供了科学依据。� 树1井，井段：1363.0～1379.0m，葡萄花1-4号层。抽油试采（连抽），日产油田18.19m� � 3�降至11.0m��3�，解释地层渗透率为0.1511μm��3�，表皮系数为7.603，其理 论产量与实际产量对比见下表，从表中可看出在求产350小时后其理论产量与实际产量非常 吻合，平均相对误差为0.1％。��

5H树1井产量对比表� BG（!BHDFG2，F6，2。11F 时间（hr）38110206278350398422460470494 5185 BHDG45”理论产量� （m��3�/d）11�1211�5711�3211 �2111�1311�0811�0611�0411�03 11�0110�995 BH5”实际产量�（m��3�/d）18�1915�5515�8 413 �9011�2011�2610�0111�2911�46 10�4211�00BG）F�

（三）开展了用温度恢复资料对储层进行解释、评价的研究�

通过研究发现，温度升降与测试开、关井密切相关，为此，经理论研究，建立了气井温度试 井的数学方程，通过对方程求解，计算出了用于温度资料解释的双对数和导数图版（见图4 ） 。利用该图版与实测的温度恢复资料拟合，计算出气井产量和热力的参数，为确定多层气井 产量提供了一种有效方法。�

（四）常规试油资料解释方法的建立，扩大了试井解释领域�

在研究提捞、抽汲和气举情况下流压变化规律的基础上，建立了数理模型并进行求解，得出 了常规试油资料解释图版（见图5），利用该方法结合多周期压力数据即可解释出地层参数 ，从而结束了常规试油资料不能解释地层参数的历史。�

四、今后发展方向�

试油测试技术发展很快，虽然形成了满足不同井况和不同地质条件的试油测试工艺及资料综 合解释技术系列。由于地质条件复杂，新情况不断出现，工艺技术适应地质的需要仍有一段 距离，需要逐步解决。近几年，主要在以下几方面多做工作：�

（一）煤层气试油工艺技术有待于进一步研究�

1998年，鸡西已发现了煤层气。由于大庆油田在这方面处于刚起步的阶段，必须进行大量的 调查研究工作，摸索出一套适应大庆探区的煤层气试油工艺技术，为进一步寻找和利用煤层 气打下良好的基础。�

（二）搞好环保是试油工艺的重要环节�

保护环境，提高人们健康的水平，是国内、外都关注的焦点。现在压裂放喷和抽汲排液等作业 对环境的污染非常严重，这是制约试油技术走出国门的主要障碍之一。我们已经进行HSE贯标工作。�

（三）资料综合解释技术有待于进一步完善、提高�

在现有的基础上，要充分利用地震、测井、录井和区域地质规律进行资料解释，使解释参数 更接近实际，达到建成试井综合评价专家系统的目的。�

（作者单位：大庆石油管理局试油试采公司）

‘玖’ 天然气一级输差定义及计算方法

就是供销差。
计算方法：加气量-卸气量

天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体(包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等)。而人们长期以来通用的"天然气"的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。
天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。它是优质燃料和化工原料。

‘拾’ 油田开发经济政策界限计算方法与应用

尚明忠孙伟孟新华王兴科苏映宏

摘要介绍了新井经济极限初产油量、老井经济极限含水量及经济极限产油量、措施增产油量经济政策界限的研究方法，制作了胜利油区不同类型油田的开发经济政策界限图版，为避免油田开发中的低效工作量和提高油田开发的整体经济效益提供了依据。

关键词经济政策界限经济极限含水量措施经济极限产油量经济效益胜利油区

一、引言

在油田开发过程中，随着油田含水量的上升和开发难度的加大，其产量也会不断下降。当产量降低到一定界限，其产值不能平衡必要的投资和成本时，油田或油井的开采就会没有效益，甚至亏本。因此，研究油田开发经济政策界限，对于提高油田开发经济效益具有非常重要的意义。

1.计算原理及方法

二、新井经济极限初产油量

新井经济极限初产油量是指在一定的技术、经济条件下，当油井在投资回收期内的累积产值等于同期总投资、累积年经营费用和必要的税金之和，即单井投资回收期内的经济效益为零时井对应的产油量，称为新井经济极限初产油量。

单井投资回收期内经济效益表达式为

胜利油区勘探开发论文集

当投资回收期内累计经济效益为0，即P_p=0时，得出新井经济极限初产油量的计算公式为

胜利油区勘探开发论文集

式中：P_p——投资回收期内生产井单井累计效益，10⁴元；

S_p——投资回收期内生产井单井累计总产值，10⁴元；

K——投资回收期内生产井单井累计总投资，10⁴元；

C_p——投资回收期内生产井单井累计年经营成本，10⁴元；

τ₀——油井开井时率，小数；

q_min——新井单井经济极限初产油量，t/d；

w——原油商品率，小数；

P——原油价格，元/t；

R_t——吨油税金，元/t；

T——投资回收期，a；

B——油井在投资回收期内产量平均年递减余率，小数；

I_b——单井地面建设投资，10⁴元/井；

I_d——单井钻井投资，10⁴元/井；

β——油水井系数，小数；

i——经营成本年上涨率，小数；

C₀——单井经营成本，10⁴元/井。

2.参数的确定[1]

(1）投资

投资可分为钻井投资和地面建设投资两部分。

钻井投资是指油气田开发建设期所钻的开发井投资，包括钻前准备工程、钻井工程、测井和完井工程投资。其投资定额主要和井深有关。胜利油区每米钻井投资C_M与井深H有如下回归公式（不包括海上油田）

胜利油区勘探开发论文集

油田地面建设投资主要包括油气集输、注水、供排水、供电、通讯、道路等。根据“九五”期间实际发生的油田地面建设投资，可以确定陆上老区新井、陆上新区新井、海上油井的平均单井地面建设投资。

（2）经营成本及费用

经营成本和费用是油气田企业在生产经营活动中按规定发生的一切消耗和费用的总和，包括油气开采成本、管理费用、销售费用和财务费用。原油开采成本包括生产过程中实际消耗的直接材料、直接工资、其他直接支出等。油气勘探开采过程发生的管理、销售和财务等三项费用作为当期损益，直接从当期销售收入中扣除。

按现行会计报表，油气开采成本由15项构成，包括动力费、材料费、燃料费、生产人员工资、福利费、驱油物注入费、热采费、油气处理费、轻烃回收费、井下作业费、测井试井费、修理费、制造费用、折耗及摊销、勘探费用。

（3）税金

主要税金包括增值税、城建税、教育费附加税和资源税。为简化步骤，计算了不同油价下的吨油综合税金。在原油价格为800～1800元/t时，吨油综合税金为99～220元/t。

（4）递减率

为了确定新井产量递减率，统计分析了胜利油区1990～1995年新井的变化规律，按日产油水平分为小于4t、4～6t、6～8t、8～10t和大于10t五个级别进行跟踪分析。统计结果表明，递减率的大小与单井初产油量的高低有关，单井初产油量越高，递减率越大。单井初产油大于10t/d的井递减率约为15%，单井初产油量为8～10t/d、6～8t/d、4～6t/d的井递减率分别为12%、10%、5%左右，小于4t/d的井基本不递减。

3.新井经济极限初产油量计算

通过分析“九五”以来胜利油区的投资、成本，结合单井日产油量的变化规律，分别计算了不同井深、不同油价条件下陆上老区、陆 上新区和海 上新区新井的经济极限初产油量。

根据计算的经济极限初产油量，对胜利油区“九五”以来的新区进行了评价，在综合分析的基础上得出了不同地区不同油价下的低效产量比例。

（1）陆上新区新井经济极限初产油量计算

以井深为1000～3500m，原油价格取900～1700元/t为条件，测算了陆上新区低渗透油田和高渗透油田新井经济极限初产油量，并制作了图件（图1、图2）。从图中可看出，井深相同时，油价越高，新井经济极限初产油量越低；在相同油价情况下，井越浅，对新井初产油量要求越低。

图1陆上新区低渗透油田新井经济极限初产油量图

图2陆上新区高渗透油田新井经济极限初产油量图

高渗透油田对新井的初产要求低于低渗透油田。油价为1000元/t，井深为2000m时，高渗透油田新井经济极限初产为5.65t/d，低渗透油田为6.12t/d。

根据陆上新区新井经济极限初产油量图，对胜利油区1996～1998年所钻陆上新区新井进行了跟踪分析。1996年共钻新区新井317口，平均单井产量11.43t/d，其中低效井78口，平均单井产量3.35t/d，低效井井数占24.6%，但产量仅占4.1%；1997、1998年低效井井数分别占当年钻新井的25.6%、20.2%，产量分别占6.1%、3.5%。

（2）陆上老区新井经济极限初产油量计算

陆上老区井深取1000～3500m，原油价格取900～1700元/t，其低渗透、高渗透油田新井经济极限初产油量计算结果分别见于图3、图4。由于低渗透油田钻井投资、地面建设投资及经营成本等均高于高渗透油田，其新井经济极限初产油量要高于高渗透油田。油价为1000元/t，井深为2000m时，高渗透油田新井经济极限初产为5.3t/d，低渗透油田为5.5t/d。

图3陆上老区低渗透油田新井经济极限初产油量图

图4陆上老区高渗透油田新井经济极限初产油量图

根据陆上老区新井经济极限初产油量图，对胜利油区1990年以来的陆上老区新井进行了跟踪分析，得出了不同油价下其新井低效产量的比例。油价为1000元/t时，1990～1995年陆上老区新井低效产量比例从4.5%上升到13.4%，高于陆上新区新井低效产量的比例，且低效产量的比例上升较快。1995年以后，通过应用精细油藏描述等新技术，不断优化新井井位设计，使得低效产量比例上升的趋势得到控制，基本保持在13%左右。

（3）海上油田新井经济极限初产油量计算

依据海上油田经济参数分析结果，计算了不同油价、井深情况下海上油田新井经济极限初产油量，并制作了图件（图5）。在原油价格为1000元/t时，海上油田新井经济极限初产油量为35.7t/d（井深2200m）。1999年，胜利油区的平均原油销售价格为931元/t，所对应的海上新井经济极限初产油量为36t/d。

图5海上油田新井经济极限初产油量图

根据上述经济极限初产，统计了海上油田近几年新井低效产量的比例。当油价为1000元/t时，1995～1998年低效产量比例分别为11.08%、7.87%、4.36%、7.36%。海卜油田自1995～1996年馆陶组油藏全面投入开发以来，不断应用地震约束反演、油层保护等新技术，优化方案设计，钻井成功率高，新井低效产量的比例明显降低。随着动用储量难度加大，1998年以后低效产量比例上升。

三、老井经济极限含水及经济极限产油量

研究油田的经济极限含水量及经济极限产油量，可以及时判别低效井，并对之采取关闭或转注、改层等措施，以提高经济效益。

1.计算原理及方法

经济极限含水量及经济极限产油量，是指油田（油井）开发到一定的阶段，其含水量上升到某一数值或产油量下降到某一数值，投入与产出达到平衡，含水如再升高、产油量如再下降，油田开发就没有利润了，油田（油井）此时的含水量称为经济极限含水量，其对应的产量称为经济极限产量。

老井经济极限含水量、新井经济极限初产油量的计算都是采用盈亏平衡原理，但不同的是，新井经济极限初产油量的计算是指一定阶段（投资回收期）的投入产出平衡，而老井经济极限含水量的计算是指瞬时（一般取一年）的投入产出平衡。

由于老井一般都认为经历了8年以上的开采时间，在计算老井经济极限含水量及经济极限产油量时，可以不考虑其投资，仅计算它的经营成本。对原油经营成本不同的考虑方法，可以得出不同概念的经济极限含水量及经济极限产油量。常规成本分析法是考虑老井开采时所需的全部经营成本；而最低成本分析法，则是按油井主要的维持生产的费用来计算的。

计算老井经济极限含水量及经济极限产油量的投入产出平衡式为：

胜利油区勘探开发论文集

由（4）式可导出求老井经济极限含水量及经济极限产油量的表达式：

胜利油区勘探开发论文集

式中：q_o,min——经济极限产油量，t/d；

f_w,min——经济极限含水，小数；

q_L——单井产液量，t/d；

C_v——吨液可变成本，元/t；

C_g——固定成本，10⁴元/井；

t——预测年相距基础年的年数，a。

2.吨液成本与平均单井产液量关系

单井生产成本分固定成本和可变成本。（5）、（6）式中准确求取单井生产成本非常关键。为提高该方法的可操作性和实用性，经研究可简化成本分析项目，直接通过平均单井产液量、吨液成本求取单井生产成本。

按最低成本统计分析了1998年胜利油区40个陆上水驱开发油田的吨液成本 C_L和油田的平均单井产液量q_L有很好的相关关系，其回归关系式为：

胜利油区勘探开发论文集

将（7）式代入（5）、（6）式，可得新的经济极限产油量和经济极限含水量的表达式：

胜利油区勘探开发论文集

3.老井经济极限产油量及经济极限含水量计算

（1）陆上老井经济极限产油量及经济极限含水量计算

油价选800～2400元/t，单井产液量取10～160t/d，利用式（8）、（9）计算了老井的经济极限产油量和经济极限含水量（图6，图7）。从图中可以看出，在相同单井产液量条件下，油价越高，单井经济极限产油量越低；相同油价下，单井产液量越高，单井经济极限产油量越高。油价为1000元/t，单井产液量为10t/d时，单井经济极限产油量为1.15t/d，经济极限含水量为88.5%；单井产液量为160t/d时，单井经济极限产油量为1.68t/d，经济极限含水量为98.9%。

（2）海上老井经济极限含水量及经济极限产油量计算

由于资料所限，海上油田未建立起吨液成本与单井产液量的关系，其原油成本通过分项统计获得。利用公式（5）、（6），油价为1000元/t，单井产液量为30t/d时，计算得老井经济极限含水量为87.2%，经济极限产油量为3.8t/d；单井产液量为80t/d时，计算得老井经济极限含水量为89.1%，经济极限产油量为8.7t/d。从计算结果看，海上油田由于原油生产成本高，其经济极限含水大大低于陆上油田，而经济极限产量大大高于陆上油田。

（3）胜利油区老井低效井情况

依据绘制的老井经济极限产油量及经济极限含水量判别图，对2000年6月开井的13028口老井进行了分析，其中低效井有1293口，占总井数的9.9%；月产油1.94×10⁴t，占全部老井产量的0.83%；平均单井日产油0.5t；综合含水量98.2%。这批低效井2000年6月的最低生产成本为3365×10⁴元，同比产值为1982×10⁴元，亏损1383×10⁴元，建议该部分井进行关停并转。

图6陆上老井经济极限产油量图

图7老井经济极限含水量图

四、措施增产油量经济界限^[2]

1.计算原理及方法

措施增产油量经济界限是当油井在措施有效期内的投入与产出平衡时，措施后比措施前累积增产的油量，其计算公式为：

胜利油区勘探开发论文集

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——措施增油量经济界限，t/d。

2.计算实例

利用公式（10）测算了埕东油田下电泵、防砂、补孔改层、下大泵、卡堵五项措施的日增油量经济界限值。其下电泵措施的有效期为半年至两年，单井日增油界限值为2.29～0.57t，累计增油量经济界限值364t；防砂、补孔改层、下大泵、卡堵的累计增油量经济界限值分别为111t、158t、95t、142t。

五、稠油蒸汽吞吐热采井经济极限油汽比

1.计算原理及方法

对于稠油注蒸汽开采来说，设备工艺的要求要比稀油开采高，设备投资额较大，原油成本也较高。因此，应特别注意蒸汽吞吐热采井开采中的经济界限问题。当油汽比达到某一数值，使总成本高于总销售收入时，注蒸汽开采便无经济意义了，收入与支出平衡时的油汽比即为经济极限油汽比。

测算经济极限油汽比的公式为：

胜利油区勘探开发论文集

式中：OSR_min——经济极限油汽比，小数；

C_ig——平均每注1m³蒸汽的成本，元/m³；

C_wdf——单井平均分摊的固定成本，元/d；

C_g——吨油可变成本，元/t；

q_o——平均单井产油量，t/d。

2.计算实例

据1998年孤岛油田稠油成本实际发生值，与注汽量有关的费用按注汽费和部分热采费计算，按照公式（11）测算的孤岛稠油油田单井日产分别为4t、5.2t、6t、7t、8t、10t情况下，当油价为948元/t时，经济极限油汽比分别为0.71、0.25、0.19、0.16、0.14、0.12。

六、结论

本文分析研究了不同类型油藏成本、投资分类，建立了老井吨液成本与单井产液量的函数关系，简化了老井经济极限含水量的计算方法和步骤，提高了方法的实用性。

全面而系统地研究了新井、老井、热采井及措施井的经济界限值，并制作了胜利油区不同类型油田开发的经济界限图件，为关停并转低效和无效井提供了依据。

致谢本文集中了地质科学研究院开发综合规划室最近几年在经济政策界限方面的主要成果，是集体智慧的结晶。胜利有限公司副总地质师、地质院院长孙焕泉和开发管理部总地质师方开璞给予了悉心指导。参加本文工作的还有凡哲元、杨勇、邴绍献、吴作舟、侯春华、王道祯、王星等，在此一并致谢。

主要参考文献

[1]中国石油天然气总公司计划局，中国石油天然气总公司规划总院编.石油工业建设项目经济评价方法与参数（第二版）.北京：石油工业出版社，1994.

[2]岳立，岳登台.老油田高含水期可采储量及增产措施经济评价方法.石油学报，2000,21(5).