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：
22
()/()
0.472ln
sc sc R wf i i sc g e
w
KhZ T p p Z p T q r r πμ-=
式中：K ———————气层渗透率， 10-3μm 2；
h ———————生产层有效厚度，m ； Z SC ———————标准状况下的气体偏差因子； T SC ———————标准状况下的温度，K ； P R ———————地层压力，MPa ； P wf ———————井底流压，MPa ；
μi ———————初始条件下的气体粘度，mpa.s Z i ———————初始条件下的气体偏差因子；
P SC ———————标准状况下的地面压力，MPa ； r s ———————气井泄气半径，m ； r w ———————气井井筒半径，m ；
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
通过计算，得到了3口井的理论产量（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
2）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：
图6.3-1 斜井示意图
' 2.06' 1.865
'1(/41)(/56)log(/100)/tan )s D D w
S h h h r αααα-⎧⎪=--⎪⎪
⎪
=⎨⎪⎪
⎪=⎪⎩
该方法适用于75α≤
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：
22
()/()
h k hZ T p p Z p T q πμ-=
⎢⎥⎣⎦
式中：β=Van den Vilis 等人提出了在非均质储层中钻一口水平井时，其有效井筒半径的表达式为：
'4sin(90)cos(/180)4hL
w w
r L r h h δ⎡⎤=⨯⨯⎢⎥
⎣⎦
式中：δ——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水平井产能计算参数表
表6.3-4 不同水平段长度下水平井的产能计算成果表
图6.2-2 水平井与直井产能比和水平段长度关系图
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
表6.3-7 不同井斜角度下斜井的产能计算成果表
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。
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。
图6.3-4高产井区压力-产量结点分析图
图6.3-5中产井区压力-产量结点分析图
图6.3-6低产井区压力-产量结点分析图
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：
高产井区：
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。
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6.3-8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
6.3.3 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。
=112.3305×104×D5/2×SQRE(Pwf/(M×Twf×Z2))
q
min
表6.3-9 不同内径管柱最小携液流量表
不同内径油管的临界流量（×104m3/d ）井口压力
（MPa ）
62mm76mm 99.6mm
17 5.778.6714.35
15 5.448.1813.53
13 5.087.6312.63
11 4.687.0311.63
9 4.23 6.3510.52
7 3.72 5.599.25
5 3.13 4.707.78
3 2.41 3.62 5.98
1 1.38 2.07 3.43
6.3.5注采井产能确定
根据文23气库预期安排，注采气井产能按管网压力(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。
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11万方，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72×104m3/d，老井为48×104m3/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。