天然气动态气压不稳定_天然气动态压力低的原因有哪些问题分析

2024-07-12 14:34:26

1.降低成本的压力主要体现在以下哪些方面

2.水的静态压力。水的动态压力。求计算方法。以及两者的区别。。

3.汽轮机高压调节阀的阀杆升程与阀门前后压比有怎样的数学关系？

4.　油气田监测与动态分析技术

5.燃气卡有余额，充不进气表是什么原因？

天然气动态气压不稳定_天然气动态压力低的原因有哪些问题分析

李友全　张传宝　李慧　叶良玉　阎燕　张莉

摘要　胜利油区地质构造复杂，反映其动态特征的试井曲线也异常复杂。本文在综合分析了胜利油区15年来的电子压力计试井资料的基础上，研究了不同试井资料的曲线特征，包括变井筒储存的曲线特征及资料解释方法；不同油藏外边界的曲线特征及资料解释方法；以及胜利油区多层、多井试井中存在的问题及解决方案等。在此基础上，总结出了一套适合胜利油区复杂地质特征的试井方法和资料解释方法。

关键词　试井　试井解释　内边界　外边界　多层油藏　胜利油区

一、引言

胜利油区的现代试井工作开始于1985年，经过十五年的引进、发展配套和应用研究，目前已形成油气水井地面直读测试、井底储存测试、海上橇装测试和抽油井环空测试的现代试井技术系列。相继开展了油气水井的压力温度测试、压力恢复试井、压降试井、干扰试井、脉冲试井、系统试井、改进等时试井、探边测试、水平井试井、抽油机井环空测试及压裂、酸化、堵水评价测试、计算热油藏参数测试等。到目前已累计完成电子压力计测试280井（层），为油田的勘探开发提供了重要的动态资料。但由于胜利油区地质构造复杂、油藏储集类型多，反映油藏特征的试井曲线也异常复杂，试井资料的解释难度很大，为提高我局的试井解释水平，增加试井资料的应用价值，应结合油气藏开发过程中的研究成果，对这些资料进行综合分析和应用研究，以推动我局试井技术的不断发展和进步。本文在综合分析胜利油区电子压力计试井资料的基础上，对不同类型内边界、油藏外边界、多层油藏试井资料（包括分层测试）及多井试井进行了研究分析。

二、具有不同内边界类型试井资料的分析研究

内边界模型是由井筒条件决定的，井筒条件包括井筒的动力状况和井的完井情况，井筒的动力状况是指与井筒动力效应有关的物理现象，包括井筒储存效应、井筒相变影响、井温影响、井筒漏失等现象；完井情况是指与井筒本身及井壁附近地层物理结构有关的影响，包括井筒的污染情况、射孔情况、储集层穿透厚度及是否有裂缝、井斜等情况。这些情况对不稳定试井有很大的影响，往往直接影响解释结果的准确性。

1.线源井

在不考虑井筒的动力状况和井的完井情况下，井筒半径与油藏大小相比，井半径非常小，近似地把井半径视为零，此时的井称为线源井。井筒半径为零时，解释模型的解称为线源解。

线源井模型在干扰测试资料解释中应用较多，在无法确定激动井的内边界情况时一般选用该模型[1]。

2.井筒储存

（1）定井筒储存

由于井筒中流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。定井筒储存的特种曲线是压差（p）与时间（t）关系图，其特征是△p与 t的关系曲线为通过原点的一条直线。

（2）变井筒储存

在相重新分布井、相变井等实测井中，井筒储存系数往往表现出增大或减小的特征。19年Hegemen等人提出一种分析井筒储存增大或减小的模型，在Laplace空间内，变井筒储存井压力反映可表示为[2,3]：

胜利油区勘探开发论文集

式中：pD——无因次压力；

S——表皮系数；

CD——无因次井筒储存系数；

pD——无因次变井筒储存压力；

L(pD）——理想储集层模型（S=0,C。＝0）的Laplace空间解；

z——Laplace变量。

Fair给出的变井筒储存压力函数为指数形式：

式中：CφD——常数；

胜利油区勘探开发论文集

tD——无因次时间。

将（2）式进行Laplace变换后代入（1）式再反演到真实空间，即得到指数形式的变井筒储存的典型曲线（图1、图2）。具有变井筒储存的井在早期会表现出与具有定井筒储存并且储存系数为CφD的井相似的特性，接着是变井筒储存占优势的过渡期，然后是晚期，井再次表现出单独受 CD控制的定井筒储存。

在一些实例中，需要比指数形式更急剧变化的井筒储存压力函数。Hegeman给出了另一种变井筒储存函数—误差函数形式：

胜利油区勘探开发论文集

式中：αD——无因次变井筒储存时间；

erf——误差函数。

误差函数的变井筒储存曲线的过渡段更大、更剧烈。使用多个变井筒储存压力函数PφD1、PφD2……，可以产生复杂的变井筒储存模型。如早期井筒储存减小，接着井筒储存又增大的现象。对于一些井筒有积液的气井，在压力恢复测试期间有时出现这类井筒储存特征。早期，天然气压缩系数不断降低，引起井筒储存减小。后来，随着液体回落和相重新分布，井筒储存系数增加。

图1　井筒储存增大的典型曲线图

在胜利油区所进行的280口井的测试资料解释过程中，变井筒储存现象较多，共有105井的试井资料具有变井筒储存效应，其中既有井筒储存系数增大的曲线，也有井筒储存系数减小的曲线和井筒储存系数先减小后增大的曲线。如埕北古4井，该井于1999年7月3日至15日对东营组73、74两层进行测试。关井前油产量313m3/d，气产量26571m3/d。关井后由于井筒内压力升高，部分天然气又溶解到油中，从而引起井筒储存减小，通过拟合，终井筒储存系数为1.08×10-2m3/MPa，初终井筒储存系数比为9.92417m3/MPa，无因次变井筒储存时间为7400。

变井筒储存对资料的解释具有不利的影响，特别是当变井筒储存时间很长且井附近存在外边界时，变井筒储存往往掩盖掉最初的外边界反映，如富111-8井等，从而对外边界及其他参数的解释产生影响，目前这种不利的影响在试井解释理论上尚无法有效解决，但可以通过提高测试工艺来解决，具体方法是通过井底关井器进行井底关井或利用井底流量计计量井底产量变化，从而消除变井筒储存对试井资料的影响。

图2　井筒储存减小的典型曲线图

3.表皮系数

在油田勘探开发过程中，利用不稳定试井方法确定的表皮系数广泛应用于油气层损害评价。但由试井所求得的表皮系数为一总表皮系数，它不仅包括由于钻井液、完井液对井底附近地带油气层的污染与堵塞而引起的真实表皮系数，还包括油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响而引起的拟表皮系数之和[4]。因此为了获取反映地层污染的真实情况，应该对油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响的拟表皮系数进行计算求解。如义941井，该井位于沾化凹陷渤南洼陷渤东斜坡带，油层井段3275.3～3293.3m，有效厚度为16.8m，射开3275.3～3282.0m，射开厚度6.7m。通过试井得到总表皮系数为8.47，由于该井测试层为局部打开，局部打开造成的表皮系数为5.25，因此地层的实际污染系数为3.22，说明本井有污染，但污染程度没有像试井分析的那样严重。

在胜利油区的试井资料中，共有86口井的表皮系数大于0即存在污染，占40%，说明胜利油区的大部分井不存在污染，其中表皮系数大于0小于1的井有16口，表皮系数大于 10的井有 33口，即有15%的井存在严重污染。此外有129口井的表皮系数小于0，占总井数的60%，其值为0～9，通过统计还发现表皮系数跟钻井和完井条件有关，跟地层情况关系不大。

三、具有不同外边界类型试井资料的分析研究

外边界条件是指油藏外边缘的情况，常见的有无限大地层、不渗透边界、恒压边界、封闭系统和组合边界等[1]。在实际油藏中不存在真正的无限大地层，所有地层都是有界的，将地层认为无限大是由于压力波动尚未波及到地层边界，边界压力特征没有反映出来。

目前已进行各种类型的油、气、水井测试中，有83口井见到了边界反映，占测试井的30%，其中单一不渗透边界16口井，两条相交不渗透边界15口井，两条平行不渗透边界3口井，三条不渗透边界14口井，四条不渗透边界10口井，等压边界12口井，组合边界（不渗透＋等压边界）3口井，复合油藏10口井。

1.不渗透边界

不渗透边界指密封断层或岩性尖灭，可以是一条边界或多条边界交叉所形成的较复杂的边界。

（1）单一不渗透边界

当测试井附近有一条不渗透边界时，在半对数图（pwf-lgt）上将出现两条直线段，且前一直线段的斜率为后直线段的2倍。通过两条直线交叉点的时间可求出测试井到断层的距离。在双对数图上，压力导数曲线在井筒储存和表皮效应的影响结束后，稳定于纵坐标值为0.5的水平直线上，遇到断层反映后，压力导数曲线先上翘，最终趋于纵坐标为1.0的水平直线。

在胜利油田的试井中遇到单一不渗透边界的情况较多，如埕北 12井，该井的压力恢复资料在压力导数曲线后期上翘，表明遇到了不渗透边界，通过拟合得不渗透边界的距离为153m。后经进一步探明构造，发现埕北大断层在本井以北约150m处，可见电子压力计在探边测试中具有较高精度。

（2）两条平行不渗透边界（渠状储集层）

若井位于两条平行断层中，在井到最近断层距离大约是两断层间距的10%或更小时，半对数图上可显示出一条断层的存在，并可计算其距离，在双对数图上，压力导数曲线可反映出两条断层的存在，可用典型曲线拟合法求得井与每条断层的距离。若井位于两条断层的中间，半对数图上曲线的斜率一直在增长。在晚期边界之间的流动变成了线性流动，此时压力与时间的平方根成正比，在双对数图上，压力曲线与压力导数曲线相平行，且沿斜率为二分之一的直线（倾角26°）上升。如夏70井，该井解释得到两条平行断层，到井的距离分别为54.6m和55.7m，即两平行断层间距离为100.3m。

（3）两条相交不渗透边界（楔型储集层）

当井处于两条相交断层附近时，在双对数图上，其压力曲线形态与两条断层的夹角及井到两条断层的距离有关：当井到两个断层的距离相差较大时，压力导数曲线表现出两个依次上升的台阶，如夏326井，该井通过拟合得断层距离分别为687.0m和312.0m；若井处于两断层夹角的角平分线上，随两断层夹角的减小，压力导数曲线上翘幅度变大，最终稳定于纵坐标值为N=180°/θ的水平线上（θ为两断层的夹角）。如曲10井，经解释该井到两条边界的距离分别为148.0m和156.0m。若井处于两条正交断层之中，压力导数曲线最终将稳定于纵坐标为2.0的水平线上；单对数图上前后直线段斜率之比为1:4。

（4）多条不渗透边界

井周围有多条不渗透边界（两条以上）但并不完全封闭，在双对数图的压力导数曲线上的反映与两条相交断层反映很类似，都是上翘后变平，只是上翘的距离和幅度稍大些，故在判断是否为多条不渗透边界时，应参考地质资料，而不能只凭试井曲线来判断，在胜利油田的探边测试中这类井遇到的较多，如孤北30、孤南24等。

（5）断层全封闭边界

胜利油区的油气藏多为断块油气藏，故常遇到断层全封闭边界。这类边界反映在压力恢复曲线上，一般先表现各边界的特征，即压力曲线和压力导数曲线上翘，然后表现总特征，压力曲线稳定而压力导数曲线下跌。

盐16井的压力恢复双对数图中，压力导数曲线上翘后下跌，利用封闭边界解释的圈闭面积为0.41km2，后来该层位上报的Ⅲ类储量面积为0.4km2，与试井解释结果吻合较好。

2.等压边界

等压外边界主要发生在很大的气顶、边水供给充足或注平衡的储集层系统中。若井附近存在定压边界，不论是压降还是恢复都会由于定压的存在使压力稳定下来，而压力导数曲线则很快下降。

（1）单一等压边界

对于单一等压边界，其压力导数曲线在见到边界后将沿45°（斜率为－1）的直线下降，如义941井。该井压力导数曲线在径向流水平段后期出现下降，通过拟合得到等压边界距离为299.0m。从构造图知该井距油水边界的距离约300m，与测试结果一致。

（2）圆形等压边界

在胜利油区的探边测试中圆形等压边界（即边水圈闭）的井例不多，从实测资料看这类井的曲线特点是：当压力激动波达到圈闭后，压力导数曲线呈90°下降，如利371井。该井压力导数曲线进入径向流水平直线段后不久迅速以90°下跌，用圆形等压封闭边界拟合，得圆的半径为850m。

3.不渗透边界和等压边界的组合

井附近既有不渗透边界又有等压边界时，分以下两种情况：①井距等压边界近而距不渗透边界较远，此时压力导数曲线先表现等压边界的特征，沿45°直线下降，再表现不渗透边界的特征，压力导数曲线停止下降，甚至回升（视边界的组合情况而定），如官7井，该井具有上述特征，通过拟合得等压边界距离为111.0m、不渗透边界距离为287.0m；②井距不渗透边界近而距等压边界远，这时压力导数曲线先上翘，遇到等压边界后又下降，如胜海8、孤岛中37-311井等。

四、多层油藏试井资料的分析研究

由于胜利油区构造复杂，多数油田具有多套油水系统及多套产油层系，因此很多井都是多层合，在所测试的试井资料有38井为多层油藏试井资料，这些油藏是由性质相同或不同的两层或多层油层构成，层间为低渗透或不渗透的夹层隔开。对这些资料的研究发现，若各层性质相同或相差不大时，可用均质油藏模型解释；若各层性质不同，用均质油藏就不能得到较好的拟合，此时就必须用多层油藏模型解释。

1.无窜流双层油藏解释模型与曲线特征

图3　无窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

这种模型的基本设条件为：两层组成油藏中心一口井，油藏上下封闭，两层具有无限大外边界，层间为不渗透隔层分开，仅在井筒连通。油层均质，各向同性，流体微可压缩，压缩系数和粘度为常数，忽略重力影响。根据Boudet给出的Laplace空间解反演到实际空间后即得双层油藏解释模型的典型图版[5]。

多层油藏典型曲线具有明显的蛇曲形状，图3是带有封闭边界的无窜流两层油藏的压力及导数双对数图，该曲线大致可分为几个流动阶段：

早期为井筒储存影响段（a—b—c段），这一段的形状主要受组合参数CDe25的影响。由于S在指数上，所以早期段受S的影响比较大。

然后是高渗层的径向流段（c—d段），这时主要是高渗层生产，无因次双对数坐标中，c—d段是纵坐标为0.5的水平线，半对数图上出现斜率为二分之一的直线段，这与单层油藏情况类似。

d—e段为过渡段，也是高渗层的边界反映段。曲线开始偏离直线段的无因次时间为0.1，这也正是恢复较快层（高渗层）的边界反映无因次时间，边界影响使压力曲线和导数曲线上翘。e—f段为过渡段。

压力传播到恢复较快层的边界后，当井底压力趋于该层的平均压力时，该层停止生产，此时流体完全从低渗层生产，导数曲线出现第二径向流段（f—g），一般在无因次双对数坐标下的压力导数值为0.5/(1-k）（k为地层系数比），半对数图出现第二直线段。若第二直线段明显，且第二层为封闭边界，则第二层的边界反映无因次时间也为0.1。g—h段为低渗层的边界反映段。

由于储集层的复杂性和测试时间的局限性，在实际测试中可能只能测到其中的一段或某几段，此时就只能了解其中的一部分参数。

图4　有窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

2.具有层间窜流的双层油藏模型及曲线特征

对于具有不同表皮系数的两层油藏中心一口井，定流体由低渗层（下层）向高渗层（上层）窜流；各层均质，各向同性，微可压缩单相流体流动；油藏无限大，顶、底封闭；各层的初始压力相同，井产量q为常数，忽略重力影响[7,8]。

该类油藏模型的曲线特征如图4所示，主要表现为四个流动期。

早期（曲线A）为井筒储存影响段。

小时间期（曲线B）：流体仅从高渗层流入井筒，与无窜流的多层油藏特性类似，在双对数图上压力导数曲线呈水平段。

过渡期（曲线C）：低渗层开始生产，层间窜流发生，产量曲线和压力曲线均趋于平缓变化。

晚期（大时间期，曲线D）：当时间足够大时，两层生产达到平衡，流体流动类似单层油藏情形，压力导数曲线反映总系统的径向流水平直线段。

3.实例分析

胜利油区的多层油藏试井资料中，大多数表现为均质油藏的特征，即各层性质相近，但也有一些井表现为明显的多层特征，如孤东10-13、胜海8等井。对于这些井，利用上述两模型一般也难以得到各小层的参数，其解决方法是利用分层测试，下面利用孤东10-13井为例简单介绍该方法。孤东10-13井有三个生产层段，1999年9月8日将储存式电子压力计和智能分层装置下入井底，根据预先编好的程序逐层开关井和自动记录井底压力变化，该井的测试中，先开第三层（关一、二层）测流压5天，然后关第三层测恢复1天，依次对第二、一层进行测试，最后三层全开测流压3天，再关井测恢复1天。测试前三层合的液量为16.6m3/d，油量为0.7m3/d，含水96.6%，分层测试时第一、三层100%产水，第二层厚度虽仅有2.0m，产油量却高达34.2m3/d，是主力产油层。通过解释得到第一、三层的渗透率分别为11×10-3μm2和10×10－3μm2，表皮系数分别为44.4和55.3，表现出高污染低渗透的特征；第二层得到的渗透率和表皮系数分别为574.88×10-3μm2和－0.15，可见第二层的油层特性较好。从测得的压力来看，第一、二、三层的静压分别为13.2031、14.9668和19.5335MPa，压力系数分别为0.、0.94和1.00，说明第三层和第二层压力较高，在低速三层合时，主要由这两层供液，故三层合时产油量极低，因此应封堵第一、三层，以获得高产油流。

五、多井试井

多井试井目的是确定井间连通情况和求解井间地层特性。干扰试井是最常用、技术最成熟的一种多井试井方法。试井时，以一口井作为激动井，另一口或数口井作为观察井；也可以一口井作为观察井，另一口或数口井作为激动井。激动井改变工作制度，造成地层压力的变化（常称为“干扰讯号”）；在观察井中下入高精度的测压仪器，记录由于激动井改变工作制度的压力变化。从观察井能否接收到“干扰”压力变化，便可判断观察井与激动井之间是否连通，从接收到的压力变化的时间和规律，可以计算井间的流动参数。

笔者以高17断块干扰试井为例进行分析。高17断块是高青油田的主力含油断块，该断块自1990年1月注水开发10个月以来，除高17-22井受到高17-26井的注水效果外，无其他明显受效井，分析原因，可能与东部断层有关。为了验证该断层的密封性及油水井的连通情况，以便于调整注结构，对该断块进行干扰试井。

图5　高17-9井实测线性图

本次测试选高17-9井为观察井，高17-51井（注水井）为激动井。测试自1991年1月11日开始，于1991年1月21日结束。期间停注2次，开注 1次。图5为本次测试线性图。

试井以前，高 17-9井进行过洗井作业，因而压力随液面下降而减小，见图5。测试开始时，高17-51井一直注水，经过20.38小时停注，观察井压力继续减小，然后压力自然恢复上升。激动井停注40小时后，又以302m3/d的注入量开注，持续96小时后停注。这期间观察井压力值仍然按原来趋势上升，上升了0.044MPa，停注以后又观察了71.86小时，压力仍然上升，无下降趋势。整个测试期间压力恢复了0.093MPa。由曲线可以看出，高17-9井的压力恢复未受到高17-51井几次激动的影响，分析原因为该断块东部有断层，密封性良好，导致两井间不连通，从而证实了断层具有良好的密封性。

六、结论

井筒储存对资料的解释有不利的影响，应尽量通过施工工艺的改进来减少其影响；由压力恢复或压降试井求得的表皮系数往往不代表油藏的污染程度，应根据井的打开程度、井斜等情况将表皮系数分解，从而确定油藏的真实污染情况。

利用试井方法确定油藏的外边界有较高的精度，因此符合试井条件的井都应进行探边测试。由于试井解释具有多解性，在进行边界解释时应尽可能多的参考其他地质资料。

多层油藏的试井资料目前仍为试井解释的难点，若需获得各小层的参数应进行分层测试，但分层测试具有现场施工工作量大、测试条件苛刻等缺点。

主要参考文献

[1]林加恩.实用试井分析方法.北京：石油工业出版社，1996.

[2]唐雪清，刘华强.具有变井筒储存的试井分析.天然气勘探与开发，19,20(4).

[3]M A Vasquez,R A Camacho-Velazquez.Analysis Of ShortTransient Tests Affected by Changing Wellbore Storage.SPE.1998.

[4]李克向.保护油气层钻井完井技术.北京：石油工业出版社，1993.

降低成本的压力主要体现在以下哪些方面

鄂尔多斯盆地上古生界自下而上可划分为上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组、中二叠统下石盒子组以及上二叠统石千峰组，主要为一套海陆过渡相的含煤碎屑岩沉积地层。烃源岩为煤系发育的本溪组、太原组和山西组，工业气层在各组地层中都有分布，以下石盒子组和山西组为主。上古生界天然气丰富，已发现苏里格、榆林、大牛地、乌审旗和子洲-米脂等5个储量超过1000×108m3的大型气田。上古生界大面积致密砂岩储层以石英砂岩为主，平均孔隙度8%～10%，渗透率多小于1×10-3μm2，以低渗、低压、低丰度为特点，一般无自然产能，不经过压裂等工艺改造很难获得工业气流。

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，横跨伊陕斜坡和伊盟隆起两个构造单元，勘探面积4×104km2。上古生界发育多套含气层系，主力层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，目前已探明地质储量3.2×1012m3，具有勘探面积大、含气层系多、致密低压低丰度等典型特征，勘探开发潜力大(王道富等，2005；杨华等，2005；邹才能等，2006，2007；刘新社，2008；付金华等，2008)(图3.11)。

(1)致密岩气地质特征

1)含气层系多，分布面积大。鄂尔多斯盆地致密气主要分布在上古生界石炭系本溪组和二叠系太原组、山西组、石盒子组及石千峰组碎屑岩中，发育19个含气层组。自上而下，本溪组划分为本1、本2、本3三个含气层段，太原组划分为太1、太2两个含气层段，山西组划分为山1、山2两个含气层段，石盒子组划分为盒1至盒8八个含气层段，石千峰组划分为千1至千5五个含气层段。主力含气层段为下石盒子组盒8段、山西组山1段和太原组太1段，单井平均发育气层5～10段，单个气层厚3～8m(图3.12)。

在平缓的区域构造背景下，致密岩气主要分布在盆地中部斜坡部位，气藏埋深从西向东逐渐变浅，西部地区2800～4000m，东部地区1900～2600m。气层纵向上相互叠置，平面上叠合连片分布，大面积含气，钻井证实盆地含气范围达18×104km2。在大面积含气背景下，局部相对富集。如苏里格气田含气面积超过4×104km2。

2)煤系烃源岩发育，气藏甲烷含量高。上古生界致密岩气藏中δ13C1，值主要为-3.5%～-2.9%，δ13C2值基本大于-2.7%。伴生凝析油均呈姥鲛烷优势，Pr/Ph(姥鲛烷/植烷)值变化在1.64～2.41之间，具有典型的煤成气特征。上古生界煤系烃源岩大面积分布，西部最厚，东部次之，中部薄而稳定，煤岩厚6～20m、有机碳50%～90%，与煤岩伴生的暗色泥岩厚40～120m、有机碳1.0%～5.0%。烃源岩热演化程度已普遍进入高成熟阶段，RO值为1.3%～2.5%。计算总生烃量563.11×1012m3，生烃强度大于10×108m3/km2的区块占含气范围总面积的75%以上，具有广覆式生烃的特征，丰富的气源条件为大面积致密岩气藏的形成提供了物质基础。

图3.11 上古生界沉积综合剖面图

图3.12 苏里格气田苏20区块苏20-16-13～苏20-16-22井气藏剖面图

(据杨华等，2012)

由于上古生界天然气主要来源于高演化的煤系烃源岩，成烃以气为主。因此，天然气组分主要以高的甲烷含量为特征，甲烷含量为90.08%～96.78%.平均为94.10%；乙烷含量为1.29%～7.38%.平均为3.78%；天然气相对密度为0.565 9～0.624 7，平均为0.5 6；二氧化碳含量为0～2.48%，平均为0.43%；各致密岩气藏中无论是天然气组分，还是相对密度均有较好的一致性，天然气组分分析中未见H2S，属无硫干气。

3)储层物性差，非均质性强。上古生界致密岩气储层岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，以中—粗粒结构为主，主要粒径区间分布在0.3～1.0mm范围内，结构成熟度和成分成熟度较低。孔隙类型以次生溶孔和晶间孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量收缩孔和微裂隙。地表条件下砂岩孔隙度小于8%的样品占50.01%.孔隙度为8%～12%的样品占41.12%，孔隙度大于12%的样品只占8.87%；储层渗透率小于1×10-3μm2的占88.6%，其中小于0.1×10-3μm2的占 28：4%。覆压条件下，基质渗透率小于 0.1×10-3μm2的储层占89%，具有典型致密岩气储层特征。

上古生界储层主要形成于陆相沉积环境，由于物源区岩性复杂，河流—三角洲水动力能量多变，决定了沉积物成分、粒度变化快，后期成岩作用复杂，储层在三维空间表现出了强的非均质性。作为多期叠置的砂体规模很大，但作为连续的储集体却有限。如石盒子组盒8段储层，叠合砂体南北向延伸可超过300km以上，东西向宽10～20km，砂体厚度20～30m；连续储集砂体南北长2～3km，东西向宽1～1.6km，有效砂层厚度3～10m。

4)非浮力聚集成藏，圈闭界限不清。鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层致密化时间为晚三叠世—中侏罗世，而天然气的大规模生、排烃时间为晚侏罗世—早白垩世末，储层致密时间要早于天然气运聚成藏期，在区域构造非常平缓的背景下，天然气浮力克服不了储层毛管阻力，天然气难以沿构造上倾方向发生大规模的侧向运移，以一次运移或短距离的二次运移为主，构造对气藏的控制作用不明显，天然气就近运移聚集成藏。在强的储层非均质性控制下，渗透率级差影响了天然气的富集程度，相对高渗透储层天然气充注起始压力低，运移阻力小，气容易驱替水，而渗透率较低的储层天然气充注起始压力高，运移阻力大，气较难进入，储层非均质性控制下的差异充注成藏造成天然气主要富集于相对高渗砂岩储层中。

在近距离运聚成藏条件下，一方面，天然气主要富集于紧邻烃源岩的储集层中，本溪组、山西组源储共生，含气饱和度平均为70%；石盒子组盒8段紧邻烃源岩，含气饱和度为65%；石盒子组上部及石千峰组远离烃源岩，含气饱和度平均为50%。另一方面，由于浮力不起控制作用，油气水分异差，气藏无边、底水，无统一的气、水界限，在不同期次砂体中，存在上气下水、气水倒置以及气水同层等多类型气水赋存状态，气藏圈闭边界不清晰。

5)气藏具有典型三低特征，单井产量低。上古生界致密岩气藏具有典型的“低渗、低压、低丰度”特征。地层条件下，89%的储层基质渗透率小于1×10-3μm2，同时，在开发过程中发现，储层渗透性随着气藏压力降低而下降，并具有不可逆性。渗透率越低，应力敏感性越强，渗透率下降得越快；地层压力系数0.62～0.9，自然能量不足；气藏储量丰度低，含气面积大，储量丰度一般为(0.8～1.5)×108m3/km2，含气范围呈大面积连片分布。

天然气井一般无自然产能，经储层压裂改造后，直井平均日生产量(1～2)×104m3，水平井平均日生产量5×104m3，气井在生产动态中表现为初期递减快，中后期递减慢，在较低井底流压下，表现出一定的稳产能力。

6)气水性质与分布。以高甲烷含量为特征，重烃(C2+)组分含量一般小于10%，凝析油含量低一极低。大部分天然气样品的甲烷含量大干93%，反映了以“干气”为主、“湿气”为辅的特征。纵向上，烃气含量从太原组到石盒子组逐渐增大，从.55%→.87%→98.23%，显示出垂向运移过程中非烃气逐渐被过滤、烃气相对富集的特点。天然气中非烃组分主要为CO2和N2，氢气、氦气等组分的含量极低，一般小于0.1%，未检测到硫化氢。

天然气的稳定碳同位素分析结果显示，绝大部分样品的甲烷及重同系物具有相对富稳定同位素13C的煤成气特征。苏里格地区石盒子组和山西组2个含气层位的烷烃气碳同位素都较重，具有煤成气的特点。对应分子的C2～C4碳同位素值，山西组普遍高于石盒子组，也表明天然气来源于下部地层，显示近源的同位素重、远源运移来的天然气轻的特点。

苏里格地区天然岩性气中存在有不同程度的产水现象，无连片水体和明显的边底水，多数井以气水共存为特点，水夹在气田内或气层中。平面上主要分布在两部和东部地区，西部地区探井产水量(约9m3/d)高于东部地区的产水量(小于5m3/d)，纵向上主要分布在盒8段，其次是山1段，盒8段产水量比山1段高。

苏里格地区盒8段、山1段地层水基本都为CaCl2型，总矿化度为1.61～114.27g/L。，平均矿化度为40～58g/L之间，高于海水的盐度35g/L，表明矿化度较高。其中，石盒子组(主要为盒8段)总矿化度在1.61～114.27g/L之间，平均矿化度为43.13g/L.；山西组(主要是山1段)总矿化度在4.03～101.72g/L之间，平均矿化度为47.27g/L；太原组的平均矿化度最高，达57.62g/L。

依据矿化度、水化学特征系数和苏林水型综合判别标准，将水型分为3类，即正常地层水、淡化地层水和凝析水，统计发现本区地层水主要为正常地层水和淡化地层水，少部分为凝析水。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北部，主要含气层位为上古生界石盒子组盒8、山西组山1，气层埋深3200～3900m，储层平均孔隙度8.68%，平均渗透率0.91mD。2007年开始进入二次整体勘探，在深化储层精细评价和成藏富集规律研究的基础上，以提高单井产量为突破口，地震勘探实现了由常规地震勘探转向全数字地震勘探，叠后储层预测转变为叠前有效储层与流体预测储层改造实现了不动管柱一次分压四层以上的技术突破。苏里格地区致密岩气勘探取得重大进展，连续5年新增天然气储量超5000×108m3，目前该区天然气储量累计达到3.17×1012m3，成为我国第一大气田。

7)潜力大。截至2011年年底，鄂尔多斯盆地累计完钻古生界天然气探井1367口，进尺451×104m，其中工业气流井664口，平均探井密度0.55口/100km2。靖边、榆林、苏里格等地区探井密度最高，达到了2.4口/100km2。环县、吴起、宜川等地区探井密度最低，为0.1口/100km2。根据国际通用标准，预探井密度大于0.1口/km2为高勘探程度区，0.1～0.01口/km2为中等勘探程度区，小于0.01口/km2为低勘探程度区，鄂尔多斯盆地仍具有较大的勘探潜力。从已探明地质储量的分布来看，在层系上90%的探明储量分布在石盒子组盒8段和山西组山1段，而紧邻烃源岩层的本溪组和太原组勘探还未取得大的突破；在区域上致密岩气含气范围达18×104km2。而目前探明储量的98%分布在苏里格、榆林、镇川堡等不足6×104km2的区域范围内，发现不均，勘探潜力较大。

苏里格致密气田成功开发主要体现在两个方面：一是相对高效井的比例由评价初期的60%提高到规模开发阶段的80%以上，并持续保持；二是通过气田开发方式的转变，在提高单井产量方面取得重大突破。2009年以来，气田开发大力推动水平井规模开发，单井平均产气量达到5×104m3/d，为直井产量的3-5倍。目前投产水平井192口，日产水平910×104m3，占总井数4%的水平井产量达到总产量的20%左右。

(2)技术集成创新，形成一套适用的勘探开发技术

鄂尔多斯盆地在致密岩气勘探开发过程中，经过长期探索和技术攻关，形成了适合致密岩气勘探开发的配套技术系列，主要技术如下。

1)全数字地震技术。鄂尔多斯盆地地表主要为沙漠和黄土区，地震波能量衰减强烈，目的层反射信息弱，气层厚度相对较薄，常规二维地震预测可以找到砂体，但预测含气性效果一般，全数字地震由于集资料品质的提高，满足了用叠前地震资料直接预测气层的条件，实现了储层预测由砂体预测转为含气砂体预测，使直井的有效储层预测成功率由初期的50%提高到80%以上。全数字三维地震不但可以满足叠前地震弹性波反演和含气性预测，而且可以精细刻画和预测储层岩性、物性、含气性以及小幅度构造的空间展布，克服了二维地震不能满足储层空间变化的预测，实现丛式井、水平井的规模化开发。

2)优化钻井技术。根据致密气田地层特点和低成本开发要求，形成了以井身结构优化、国产油套管应用、PDC钻头复合钻井提高钻速、优化泥浆体系等技术集成的快速钻井技术，机械钻速不断提高，钻井周期不断缩短，PDC钻头的钻速是同井段牙轮钻头机械钻速的2～3倍，大幅度缩短了钻井周期，直井由平均45d缩短到l5d左右，丛式井由平均35d降低到20d左右，水平井钻井周期由202d缩短到71d左右。

3)压裂改造技术。通过直井多层、水平井多段的体积压裂改造，实现了致密储层改造的重大突破，为致密岩气有效开发提供了技术手段。直井改造工艺技术形成了以不动管柱机械分层压裂工艺为主体的增产工艺体系，实现了直井6层及以上的连续分压合求，有效节约了施工周期，减小了储层的伤害程度，直井单井产量较早期增产2～3倍。水平井改造技术中自主研发了水力喷射分段压裂改造工具和裸眼封隔器分段压裂改造工具，实现了10段以上改造。改造后水平井平均无阻流量62.4×104m3/d，生产井日产气量平均达到5.4×104m3/d，与直井相比，增产3～5倍。

4)井下节流技术。井下节流工艺是依靠井下节流器实现井筒节流降压。充分利用地层热能加热，使节流后气流温度基本能恢复到节流前温度，取代了传统的集气站或井口加热装置，有效抑制了水合物的生成。井下节流与井口加热节流开方式对比，一是有效降低了地面集输管线压力等级，节流后平均油压3.88MPa，不到节流前的20%，为中低压集输模式的建立、降低地面建设投资夯实了基础；二是有效防止水合物生成堵塞，气井开井时率由67.0%提高到.2%；三是不加热、不注醇，有利于节能减排，目前已累计推广应用4000余口井，每年减少甲醇消耗1.8×104t标准煤、加热炉燃气消耗28.8×104t标准煤。

5)排水气技术。致密砂岩气藏气井产能低，携液能力差，尤其是生产后期，井筒积液明显，影响气井的正常生产，针对局部含水生产井“低压、低产、含凝析油”的特点，从开发初期就开展了大量的排水气技术攻关试验，初步形成了以泡沫排水气为主体，速度管柱、柱塞气举、压缩机气举、合理工作制度为辅的排水气工艺技术系列，确保了气田平稳生产。

6)数字管理技术的适用技术系列。致密岩气田由于单井产量低，大规模开发后，必然面临井数多、面积大的管理难题。数字化管理用现代成熟的信息、通信、自控技术，实现数据源头自动集，自动加载到生产企业的指挥中心数据库，为各级管理部门应用提供开放的数据平台。一是通过建立地质专家系统、工艺专家系统、气田管网管理系统，实现气田配产自动化；二是利用井下节流技术和远程可控开关截断装置，实现开、关井远程控制；三是建立电子巡井系统，对井场进行不间断的图像和工况分析，实现对气井运行的安全监控。

(3)管理创新，建立了致密岩气田开发模式

苏里格气田作为致密岩气低成本开发的试验田，充分运用市场机制条件下的合作开发，建立了既不同于国内的边际效益油田合作开发的模式，也不同于国际合作P SC产品分成合同模式，是以“六统一、三共享、一集中”为核心的管理模式和以“标准化设计、模块化建设，数字化管理，市场化运作”的建设模式。“六统一”是指各开发生产单位“统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤支持”；“三共享”是“共享、技术共享、信息共享”；“一集中”是“集中管理”。

1)标准化设计。根据井站的功能和流程，设计了一套通用的、标准的、相对稳定的、适用于地面建设的指导性和操作性文件。管理方按照“统一、简化、协调、最优化”的标准化原理全面开展厂、站标准化设计及与之相适应的物资购、施工建设、工程管理、造价预算等方面的标准化工作。标准化设计的实施使设计效率显著提高，例如，单座集气站的设计周期由原来的30～45d，缩短到10d以内；50亿处理厂设计周期由原来的5个多月缩短到2个月。

2)模块化建设。以场站的标准化设计文件为基础，以功能区模块为生产单元，在工厂内完成模块预制，最后将预制模块、设备在建设现场进行组合装配。模块化施工内容主要包括“组件工厂预制、工序流水作业、过程程序控制、模块成品出厂、现场组件安装、施工管理可控”6个方面。模块化建设加快了致密岩气田大规模建设的速度，如集气站安装施工工期由原来的30d降低到10d，总体有效工期由原来的111d降低到30d。处理厂建设周期由14个月降低到9个月。

3)数字化管理。将数字化与劳动组织架构、生产工艺流程优化相结合，按生产流程设置劳动组织架构，实现生产组织方式和劳动组织架构的深刻变革。以基本生产单元(井、站、集输干线)为核心的数字化生产管理系统降低了劳动强度、提高了生产效率，大幅度减少了一线用工总量，同时数字化管理系统改善了员工工作方式，满足了一线员工的心理需求。如苏里格气田按照数字化集气站管理模式，较常规集气站定员减少56.25%。适应了气田大规模、快速建设和管理的需要。

4)市场化运作的创新型管理体系。市场化运作培育了市场主体，强化了市场管理，完善了工程服务标准，提供了低成本、高质量、高速度的发展模式，解决了致密岩气大规模开发中钻井、材料等配套短缺的问题，实现了优化配置。同时市场化加强了竞争机制，对钻井队伍实施“甲乙丙”分级管理制度，业绩不好的队伍予以清退，推进工程队伍管理由“数量型”向“质量型”转变，有效保障了生产建设的安全平稳运行。

(4)勘探新领域与潜力

1)苏里格南部。勘探面积约1.3×104km2，目的层主要为石盒子组盒8和山西组山l，气层埋深3700～4000m。发育三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道砂体，是苏里格气田向南的延伸，砂体纵向上叠置厚度大，平面上复合连片，砂体厚15～30m。储层岩性以中一粗粒石英砂岩为主，孔隙类型以溶孔为主，晶间孔及粒间孔次之，平均孔隙度8.7%，平均渗透率0.83×10-3μm2。钻井均见含气显示，气层厚14.6m，气藏呈大面积复合连片，未见边、底水。该区预计可新增储量7000×108m3。

2)靖边-高桥.勘探面积1.1×104km2，主要目的层为石盒子组盒8和山西组山l、山2，气层埋深3300～3900m，三角洲前缘水下分流河道砂体发育，岩性为中一粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙类型以岩屑溶孔、晶间孔为主。石盒子组盒8段气层厚8.8m，平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.85×10-3μm2；山西组山l段气层厚5.3m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.68×10-3μm2；山西组山2段气层厚5.6m.平均孔隙度6.8%，平均渗透率0.79×10-3μm2。以盒8、山l、山2为重点层系，预计该区可新增储量5000×108m3以上.。

3)神木-米脂。勘探面积1.5×104km2，具有多层系复合含气特征，勘探目的层主要为石盒子组盒8、山西组山2和太原组，气层埋深1800～2600m。该区处于上古生界生烃中心，生烃强度达40×10850×108m3/km2，气源充足。石盒子组盒8段气层平均厚13m，平均孔隙度8.4%，平均渗透率0.51×10-3μm2；山西组山2段气层平均厚7.5m，平均孔隙度7.4%，平均渗透率0.65×10-3μm2；太原组气层平均厚10m，平均孔隙度8.0%.平均渗透率0.64×10-3μm2。预计该区可新增储量6000×108m3以上。

4)盆地西南部。该区处于盆地南部沉积体系，勘探面积1×104km2，主要目的层为石盒子组盒8和山西组山l，气层埋深3800～4600m。石盒子组盒8气层平均厚度7.5m，平均孔隙度9.2%，平均渗透率为0.71×10-3μm2；山西组山l 气层平均厚度6.3m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.54×10-3μm2。镇探l井山西组试气获5.46×104m3/km2的工业气流，庆探l、莲1、合探2井在盒8、山l均钻遇石英砂岩气层，展示了该区良好的勘探前景。

水的静态压力。水的动态压力。求计算方法。以及两者的区别。。

造企业的产品成本管理,主要包括七个环节,即成本预测、决策、、控制、核算、分析和考核,其核心的内容是以成本核算为基础的成本控制和成本预测管理。1961年范根堡提出了全面质量管理,70年代日本丰田公司创建了适时生产系统,年美国罗伯特等共同创立了作业成本法。笔者提出制造企业降低成本的六字诀管理办法,即“人、市、物,连、算、测”。

下面就六字诀进行阐述和分析。

一、降低成本,“人”的因素第一

“人”的因素是一个动态的概念。首先,它是具有规范动作、富有责任心的人;其次,是自主行动,独立创造价值。作为企业来说,首先应由具有规范动作、有组织观念、富有责任心,具有群性本质的“人”,这是最基本的;其次是通过企业持续不断地检验,使人逐渐升华为主观能动、富有创业智慧的人。这一过程是一个不断进步、没有止境、无限延续的过程。

以 “企业的全员全面质量管理”为例。全员全面质量管理,是企业员工面对具体的产品质量提出来的。传统的质量成本管理,其重点放在生产过程中要求人员严把质量关,如发现零部件、材料制作、加工精练程度有缺陷,在可能的条件下,追加人力、物力、财力,尽量进行质量缺陷的弥补。随着生产技术的发展,取而代之的是全员全面质量管理理念。这就是以产品质量零缺陷作为产品成本的出发点,它把重点放在操作人员的每一个加工程序的连续性的自我质量控制上。一个操作环节上发现问题,立即进行纠正,不允许有问题的产品转移到下一道工序。它要求每一个员工具有 “讲节约,事事讲节约,时时讲节约”的管理意识。它贯穿于整个工艺流程的每一个环节,每一个程序,并充分发挥操作者的主观能动性。这就是笔者所说明的“人”的概念和要求。它在上世纪的六七十年代的日本运用推广,创造了极其可观的经济效益。我国是上世纪八十年代末引入全员全面质量管理理念,为我国的企业改制和市场经济建设提供了行之有效的运行理念。

本文所说的“人”就是在成本控制的企业行为的大前提下,自主作业、自主控制成本的新型的人。

二、降低成本的“市”的因素

“市”指市场应根据“市场需求”安排生产。这里的市场需求包括变化着的市场容量、市场潜力、市场承载弹性等因素,这里主要指某种产品的市场占有或者控制份额。它既是一个静态的量——现实的量,也是一个不断转化为现实的量。适时生产系统要求实现“零存货”。这既是一个前提,又是一个基础。只有这样,才可以大量降低存货成本和仓储成本,节约支出。

“市”的因素,首先是一个量的因素;其次是一个动态的量的因素;再次是一个以“利”来衡量的量的因素,三者结合才是一个完整的“市”的因素。

三、降低成本的“物”的因素

“物”是指产品设计所涵盖的全部需要的物化成本。即产品性能、用的材料、工艺流程和生产成本都有关键性影响的设计方案所花费的产品成本,这都属于“物”的因素。根据某一权威部门统计,某一产品的成本有60%-80%在产品的设计阶段就已经基本确定,产品投入生产以后,降低成本的潜力并不是很大。因此,成本管理模式的重心应放在产品的设计阶段。

产品设计的第一步,就是根据市场需求估计出产品的销售价格,再由企业的目标利润和它的盈利率确定产品的目标利润和目标成本。确定目标成本后,设计人员和各个环节的操作人员就可以根据市场调查的结果进行设计。如果产品的全部作业成本低于目标成本,则该产品的设计是可行的;反之,则应重新设计作业链,对成本进行一次又一次的挤压,直到可行为止。第二步必须考虑产品的科技含量(主要指性能、寿命、专利技术)。这就是全部的需要物化的成本,即“物”的因素。

四、降低成本管理的“连”的因素

“连”是指全面降低作业成本链的管理。建立理想作业链,这就必须对企业的作业进行分析,在用先进的技术基础上,减少链的长度。实现成本共享、共用、程序简化、操作流畅、环环相扣、耗费最低,并且使整个作业链在动态中仍能不断地获得更新和改进。这就是一个动态的“连”字。既指具体的工艺、车间、厂房连接,又指管理上的各个职能部门的连接与指令的绝对畅通。当然“连”应建立在安全的基础之上。总之,各个工艺“连”得越紧凑,利用越充分,程序越简化,操作环环相扣,成本就越低,竞争优势就越大。

五、进行成本核“算”,确立科学的会计成本核算的对象和核算的程序

成本核“算”,主要指“算”的对象和程序。在作业法下,成本用多种标准,以作业为核算对象,对同质成本库分别进行分配。计算过程与程序:确定作业,划分作业中心-按作业中心设成本数据库-将成本按成本动因分配到各个产品上-确定产品的生产成本-建立成本反馈制度。成本数据库按成本中心进行设计,每一个成本数据库代表那个成本中心,同质动因的成本可以进行合并,并进行相应的成本归集和分配。月末各个作业成本中心的成本进行汇总和归集,有序地分配到已完工的产成品和尚未完工的在产品上,确定单位生产的成本和企业生产的总成本。

首先,明确会计成本核算内容和服务对象,改革生产成本核算体系。一是成本内容应包括科技价值。凡外购的专利或专有技术,都有实际价格,应根据成品的寿命和周期进行分配,计入相应的产品成本中;自创的专利,也应评估进行计算。二是产品成本不应包括数量巨大非正常的停工损失和废品损失。产品废品损失涉及材料购、材料检测等问题,更应看到工艺和操作的问题,甚至有些废品损失也很难分清具体原因。至于停工损失,在很多企业普遍存在,把停工损失计入产品成本,那么成本的真实性就值得怀疑。三是改变对定额成本的变动及其差异的分摊。目前企业对实际成本和定额成本的差异处理方法主要取直接分摊,由于定额的标准是过去生产成本数字,不随物价上涨、流程的改进、技术的运用而得到及时的修正,因而不能准确计算生产成本。建议用定额标准时结合实物量,再换算成货币量,从而能及时修正。

其次,关注准确计算已发生的成本和费用的同时,及时释放生产成本的准确信息。

六、为降低成本而“测”

是指成本反馈和成本报告制度基础上的总体测算。用意是将成本支出、成本变化和成本动态,及时而准确综合地反映到企业管理者手中,从而使“测”有的放矢。这里的“测”主要是指企业决策者或管理者对未来事物的运行规律和轨迹进行测算和评估,趋利避害,及时抓住经济运行的规律,为企业谋求发展、有目的地降低产品成本消耗而“测”。传统的成本报告只反映或着重反映生产过程中的成本信息。实际上,生产成本只是成本发生的一个环节,在产品市场调查阶段、产品生产阶段、产品销售阶段和后续服务阶段都将发生成本或者费用,只报告生产阶段是不够的。为了彻底控制企业的成本和费用,必须将各个阶段发生的成本都报告上来,并按每一环节、每一阶段来累计产品生产引发的总生产成本,这种成本报告方法被称为“产品生命周期报告法”,即以产品寿命周期作为成本报告的全部内容,能够使企业管理者重视产品成本的各个环节,从全局上控制企业的一切成本支出与支出细节,并能将整个产品成本支出降至最低。

通过以上六个字的分析,从管理的角度看,笔者认为降低产品成本的途径就是对六字诀的理解和运用,说起来抽象用起来实际。它能提高企业决策水平,完善业绩核算和考核系统,而且能使企业改变组织结构,重视企业的战略管理和过程管理,适应市场竞争和高新技术的发展。

汽轮机高压调节阀的阀杆升程与阀门前后压比有怎样的数学关系？

先定义一下，方便后面计算的解释，嗯静压力：指的就是流体受到地心引力的大小。相对静止的流体受到地心引力的大小就是它的重力，而流动的流体受到的地心引力会变小。动压力：简单的说就是物理学上说的动力，由于流速的大小和其流体本身的密度导致动能的不一样。比如说：相同流速的水和浓硫酸，浓硫酸的动压力比水大得多，因为浓硫酸的密度比水大得多。如何计算？1738年有个男人就给我们铺好路了，很简单，伯努利方程式能量守恒：　　P1/ρg+V1^2/ρg+Z1=P2/ρg+V2^2/ρg+Z2 (简化版，该约掉的都约掉了)第一项P1/ρg：动能第二项V1^2/ρg：静压能第三项Z1：位能（势能：主要取决于料位高度）等号后面的为改变（三种能中的任一一个能）后的但是，楼主你的问题意思是只考虑静压能和动能之间的关系么，我们可以认作为水平管内的流体，那么·· P1/ρg+V1^2/ρg=P2/ρg+V2^2/ρg OK，总之静压能和动能之间是反的关系，一个大了另一个会小，计算么，代进去就行了，至于问这个方程怎么来的，那是个长篇大论了，想交流的话我发你邮件。因为涉及到高等数学的很多知识。以上知识来源：我的工程技术专业书《化工原理》

　油气田监测与动态分析技术

1。概述

调节阀属典型的机械或机电类产品，但它跟手动的阀的最大区别在于其结合了现代信息技术后可通过现场总路线技术对其进行精确调节，极大地增强了调节阀的控制系统中和重要地位。调节阀的主要功能是通过改变流通部分的面积进而改变阀后压力，温度，流量等参数以适应不同工况的需要。在某些工况，调节阀内可能由于流体流动强烈的非定常性而影响阀门工作的稳定性，甚至引起阀门的振动。仅就调节阀门安全性而言，阀杆振动和断裂等事故曾经发生。这些现象基本上与流体诱发的阀门不稳定有关，即调节阀内气体（液体）流动的不稳定导致阀门的振动，其中阀杆-阀芯的振动表现比较明显。本文试验利用微小型高频动态压力传感及其集系统，对引起调节阀杆振动或不稳定的工况进行数据集，处理和分析，通过动态压力变化和阀杆振动特性测试及相应的结果，研究阀内流场对阀门工作稳定性的影响。

　2。调节阀模型及其试验系统

调节阀的型腔复杂，流程曲折，试验是在不同压比和相对升程下进行的。

压比定义为

ε=P1/P0

式中：P1－阀后压力，Mpa

P0－阀前压力，Mpa

相对升程定义为

L（相对）＝L／Dn

式中：L－调节阀的阀杆提升高度，mm

　Dn－阀芯-阀座间的配合直径，mm

　在阀杆升程较大或全开工况，阀内最小通道是阀座的节流断面处。如果阀杆升程较小，阀芯和阀座形成的环形通道面积也可能小于阀座节流断面处的通流面积。一般将阀芯和阀座上部形成的环形通道称为第一个喷管通道，在升程很小时环形通道的面积是最小通道。将阀座称为第二个喷管通道，其节流断面处是第二个喷管通道中面积最小处。

为了全面认识阀门内的复杂流动特性，在阀腔进口，阀腔顶端，阀座节流断面处，阀座渐扩段和阀芯头部等部位设置了测点，还在阀座节流断面处和阀芯头部布置多个测点。通过对各测点的测量，进行各点测量数据的处理和结果的关联分析，可以得出在不同工作条件下阀内流动特性。

　试验系统所用介质为空气。为使进口气流均匀性较好，由高压气源来的空气经过扩压段，稳压段，收敛段后进入调节阀，气流经阀芯和阀座间的环形通道后注入阀座，经阀座渐扩段压后进入排气管道，将排气管道引入地下排气室外，以降低噪音。气流进口和出口方向成90度。试验中气体流量，压力和温度均有专门的测量管段。

　3。动态压力传感器及数据集系统

（一）微小型动态压力传感器

　为了尽可能减小接触测量对调节阀内的流畅的干扰，用了美国Kulite传感器公司生产的压阻式动态压力传感器，该传感器集成硅敏感元件，并用光刻法制成微小尺寸，从而使传感器具有很高的固有频率，低迟滞和优良的热性能和环境性能，优越的静态性能和动态性能，并且牢固耐用。

　压力传感器在标定时，校准的方法一般包括静态校准和动态校准，而且应该先进行静态校准以确定传感器是线性的，然后才能进行动态校准。但是要给出一些标准的动态压力是比较困难的，所以目前对于动态压力的测量，一般仍用静态标准。经验表明，只有整个测压力系统的响应频率足够高，用静态标定过的测压系统来测量动态压力，结果有足够的精度。

（二）数据集系统

　高频动态集和分析系统可以进行多通道并行动态集，具有高速，大容量和瞬态数字化的优点，是集测量，分析和结果输出为一体的高性能综合性测量系统。它具有高度稳定的电路设计和仪器结构设计，优良的硬件和软件模块化特性，可方便的应用于瞬态集和动态过程监测纪录等测试领域，同时可作并行多通道数据集。各集通道把数据分别存入各自的缓冲器中，内部计算机通过统一的总线处理这些数据。

　由于各个通道都自带A／D和缓冲器，因而不会因为通道扩展而使最高集率下降或储存深度下降，整个样通道是并行进行的，因而可以不考虑通道间的时差。它的基本工作方式是按集，处理，再集和再处理的顺序进行工作。动态分析时，主要是利用它较深的缓冲器储存足够的数据以供处理之用。系统最高样率为1.25MPa，样精度为12bit，能够及时响应阀内非定常流动的参数及其变化。

（三）压力信号调节仪

压力信号调节仪是一种对压力信号进行调节的仪表，通过调节最后获得的输出信号可供显示与数据集，在试验中作为高频动态集系统的前置放大器使用。调节仪主要由压力传感器，传感器供电电源，测量仪用放大器，限波线路以及整机供电电源五部分组成，可同时对十二路压力信号进行调理，不仅可以满足对于不同型号的压力传感器信号进行的调理，同时还可以对其他的电压信号进行调理。为减小工频交流信号的干扰，其输出部分设有限波线路，其限波频率为50±5Hz，因此大大提高了整个调节电路的抗干扰能力。

微型动态压力传感器将感受的动态压力测量信号先经过高频前置放大器将mV级信号放大，然后输入高频动态集系统快速并行集并存储。再经过各种时域，频域和滤波信号处理得到真正的有用信号，最终绘制出其特征曲线，进而得到阀内非定常流动特性。

　4。静态压力测量集和频谱分析

（一）表态压力测量及其集系统

静态压力测量及其集系统由3051CD-BC智能型压力变送器，1151系列压力变送器，35951C数据集板和35954B数据集接口板以及计算机组合而成，在试验中主要进行调节阀进，出口流量和静态压力等参数的测量。由于用实时集，使压力等参数的测量数据及时得到均值，减小了测量误差。

　（二）频谱分析

频谱分析系统由计算机，打印机，显示器，信号放大器，滤波器，数据集器和分析软件等构成。该系统通过计算机集系统，将零件在外力冲击作用后的振动特性转换为数字信号，对其进行频谱分析，获得振动信号的各阶谐波频率，即可得到的各阶自振频率。由于调节阀振动形式主要表现为阀杆－阀芯的振动，所以试验中利用频谱分析系统进行阀杆－阀芯振动信号的频谱分析。

5。动态信号处理

调节阀内的流动具有典型的非定特性，动态混同能够准确及时地确定其内部流场的瞬时及其随时间而变化的量值。动态测试中数据处理分析内容广泛，涉及的问题很多，必须得到真实可靠的数据和结果，以便找出规律，其中频谱分析和波形分析就是动态数据处理中最重要的和最基本的方法。频谱分析和波形分析既相互独立又密切相关，它们之间有明显的区别，通过傅立叶变换可以相互转换。频谱和波形分析与随机数据处理方法已经成为信号分析中最常用的方法。

6。结语

　将试验数据处理结果和数值模拟结合起来分析研究，可以得出结论：

（1）由于研制和使用了整套研究调节阀工作稳定性的试验系统，包括调节阀高频动态压力测试试验平台，微小型压阻式高频动态压力传感器等测试设备和技术，可以研究阀体内液体诱发振动机理。

（2）试验中，将微小传感器直接插入阀座节流断面处和阀芯头部等阀体内的各关键部位，利用高频动态集系统进行多工况范围和多方位的测量。对阀内高频动态压力试验数据，用频谱分析和相关分析方法进行数据处理和分析，该方法简便，实用，可靠。

（3）试验中，调节阀的阀杆－阀芯的振动具有复杂的成因及形式，与阀内非定常气体流动的脉动有关。从振型分，有平等与垂直来流两个方向的横向振动和轴向振动。从振动性质分，有共振和强迫振动。从引起振动的因素分，有旋涡脱落诱发的振动等，以及这些不同性质振动的组合。

燃气卡有余额，充不进气表是什么原因？

一、动态监测技术要求

中国海洋石油制定的《海上油气田开发井动态监测技术要求》，规定了公司所属油气田的油、气井，注水井，观察井动态监测资料录取内容及要求。其内容及要求：单井生产能力监测；取油样要求及油井含水监测；液体性质监测；井口资料录取要求；地层压力监测；油井产液剖面监测；注水井监测要求。

二、油气田监测技术

目前海上人工举升的油井占有很大比重，由于受到海上生产平台条件的限制，主要用的人工举升方法有电潜泵油和气举法油，少部分井用螺杆泵、射流泵、增压泵等油方法。因此，用的监测技术亦不同。

（一）自喷井电缆过油管测井监测技术

惠州21-1、惠州26-1油田及西江30-2油田自喷井用国际上先进的井下作业监测系统，通过电缆过油管作业技术与一系列仪表工具配套使用，进行生产测井（PLT），获得井温、分层含水、产量、井底压力等数据。

定期的生产测井可以用来确定油井的产液部位、流体类型和比例、井下温度、井下压力、流体的流动速率，监控储层消耗进程，发现水侵部位、气侵部位、油水界面变化等，为油井配产提供重要的依据。

通过系统的生产测井资料分析，可以掌握储集层变化情况，取相应措施，使油井（或油田）维持在最佳状态下生产，解决油田高产和提高收率等问题。

西江30-2油田根据生产测井资料发现，影响油田产量的主要原因是水层的水向油层中倒灌，为此取了相应的措施保证油田高速生产。

目前已建立了几种三相斜井、水平井模型，并依据经验公式编出了解释软件。可以定性解释所有的井下情况，对90%以上的井况做出定量解释。

（二）电潜泵井监测技术

通过海上油田开的实践，逐渐形成了一套适用于不同油层特点、不同开方式（分、合）、不同管柱结构的电潜泵井监测技术系列：“Y”管柱测试技术；测压阀测试技术；井下测压装置（PSI和PHD）测试技术；毛细管测试技术；无线电波传递测试技术；液面测试技术等。

1．“Y”管柱测试技术

“Y”型管柱是电潜泵井油和测试的一种特殊管柱，只适用于油层套管的油井。“Y”型管柱顾名思义，是指在油井生产管柱上端安装一个“Y”型接头，其一侧悬挂电潜泵机组，另一侧悬挂可以通至油层部位的测试管柱。测试管柱这一侧有一工作筒，筒内安放堵塞器，测试时通过钢丝作业，先捞出生产堵塞器，后将组合好的测试工具串和测试堵塞器一起下入井内，测试堵塞器在工作筒内被挡住，测试工具串继续下行到达预定的测试位置并进行测试。这种方法可以测试任何位置的油井温度、压力和出液剖面，既可以进行分层测试，又适用于单或多层分油井测试，解决了电潜泵井不起泵便可分层开和随时进行测试作业的难题。该项技术是目前渤海湾地区电潜泵井测试的主要方法之一。

2．测压阀测试技术

是一种机械式测压装置，装置本身不能进行测压，必须通过钢丝作业下入压力计才能完成测压工作，故不能连续监测，但可以准确测试泵出口和入口压力和温度，适用于有自溢能力的单或多层合的油井。具有测试时操作方便、作业时如发生事故也易处理、费用较低等特点。该项技术在渤海湾及南海西部北部湾地区部分电潜泵油井被使用。

3．井下测压装置（PSI和PHD）测试技术

属于电子式测压系统，是一种随完井管柱一起下入的测压装置，可以进行连续监测，在平台上随时读取泵挂处的压力、温度，PSI测试系统在停机后还可以测试井下机组系统的绝缘性能。适用于单或多层合油井。这项技术在渤海湾、南海西部北部湾部分电潜泵油井用。

4．毛细钢管测试技术

通过毛细钢管传递压力，可以连续工作和监测。其装置的井下部分通过充满工业氮气或氦气的毛细钢管将井下压力传至平台（地面），平台上的仪器由压力变送器和数据集系统组成。特点是可以在平台上随时直读井下压力和压力恢复数据，并具有数据储存功能。一般用此项技术进行电潜泵井长期生产监测、压力恢复测试、压降测试、干扰试井等。另外，毛细钢管测压装置可以下到油层部位，测得油层段的压力数据。该测试设备由于井下无电器元件，一般来讲经久耐用，可重复使用，而且测试精度高。毛细管测试技术适用于单或多层合油井。例如绥中36-1油田J区是一座无人驻守平台，用此技术的监测井占该平台开发井总井数的一半。现场应用情况表明，它比PSI、PHD等测压设备经久耐用。

5．无线电波传递测试技术

这是20世纪90年代中后期研制的一种新型电潜泵井监测系统，系统分井下和地面两部分。井下部分随完井管柱下入，管柱下部安装具有温度、压力、流量、密度等感应测试功能的高温耐蚀元件，并将测得的参数调制成无线电波信号，以无线电波形式传递到地面（平台）。地面（平台）上安装有信号接收和解调的监测器，它能将接收到的信号解调还原，并具显示、储存和远传功能。此项技术已用于惠州32-2油田、惠州32-3油田电潜泵井的监测，并获较好的效果。

6．液面测试技术

液面测试技术用来监测电潜泵井的动液面深度，分析油井供液状况。测试方法又可分为回声法液面测试（式双频道CJ-2型、WSC-1型计算机综合测试）和物质平衡法液面测试。它能在不影响生产的情况下随时测试电潜泵井的动液面，分析供应状况。当用WSC-1型计算机综合测试仪测试时，其数据通过计算机以曲线形式显示出来。该项技术操作简单，在渤海湾地区的电潜泵井中广为使用。绥中36-1油田、埕北油田等主要应用电潜泵油的油田，每年动液面监测井数都不下几十口。

（三）气井监测

气井监测系统主要用静压监测来观察地层能量损失情况。

位于海南岛南部海域的崖城13-1气田，自1996年1月1日正式投产以来，平均每年进行2次系统压力测试。19年5月还利用气田设备维修改造的时机，对全气藏关井5d对气井进行测试、测压及测压力梯度。获得气藏地层压力并估算开发区气藏储量动用情况，取得了极为宝贵的资料，为其后的增产措施提供了可靠的依据，保证该气田稳定供气。

三、油气田的动态分析（一）查明油井低产原因，实施有效的增产措施

缓中36-1油田J区有16口开发井预测投产初期平均单井日产油94m3，全区日产油1500m3左右，年产油量50×104t。油井全部用电潜潜泵开，见图10-31。

图10-31　绥中36-l油田已开发区井位图

19年12月该区投产，平均单井日产油47m3，全区日产油751m3，远远低于方案预测。个别油井还因供液不足而欠载停泵。通过动态分析，查明造成油井低产的主要原因。研究工作是从两个方面入手的：一是根据16口井的资料与相邻（已投入开发）A、B区分析对比静态上的异同，二是进行钻井完井作业施工情况分析查找可能影响的因素。

1．静态资料分析

油层有效厚度（m）:J区56.8、AⅠ区73.2、AⅡ区65.8、B区62.4。

油层孔隙度（%）:J区32.6、AⅠ区31.5、AⅡ区32.2。

平均地面原油密度（g/cm3, ）:J区0.962、AI区0.4、AⅡ区0.957。

可能影响油井产能的几项数据，都不至于造成J区如此低产。

2．油井对比

选择与J13井相距350m的A2井比较，结果见表10-26。

相邻油井对比证明J区低产绝非储层因素所致。

表10-26　J13与A2对比表

3．钻井、完井作业

在J区作业时首次应用“屏蔽暂堵”技术，为的是在井壁周围形成强而韧的保护层，但是由于缺乏经验，选用的“屏蔽暂堵”架桥粒子的粒径不妥和数量不足，致使泥浆中部分固相微粒在作业时侵入近井地带，堵塞了孔道，严重伤害了油层。另外与J区相邻的A区由于投产多年，造成J区地层压力的下降，在作业过程中容易造成钻井、完井液浸入油层深部污染油层。

针对以上分析结果用了酸化解堵和酸化后更换大排量泵等措施。

J区酸化后效果明显，参见绥中36-1油田酸化效果统计表10-27和对比图10-32。各井产量均有大幅度提高，其中半数井单井增产超过100m3d。1998年仅J区酸化增产一项就增产原油22×104t。

表10-27　缓中36-1油田酸化效果统计表

另外，通过J区酸化增产这一事实联想到与本区相邻的AI区。AI区尽管投产初期产量达到配产要求，但其油强度仍不如J区酸化后的油强度（2.47m3/d.m），因此1998年12月对AI区4口井进行了酸化作业，作业后平均单井日增原油34m3。

（二）研究调整措施，优化注水方案

1993年埕北油田已进入高含水产量阶段，边部油井含水率已达90%以上，尤其是B平台污水处理已满负荷。为了改善油田的开发效果，提高油田的收率，利用数值模拟方法对边部高含水油井进行堵水及关井研究。数值模拟研究的结论是，关井或封堵高含水层都能起到增油降水作用，从而减少平台污水处理量，降低油田开发成本。

图10-32　绥中36-1油田J区油井酸化前后油强度对比图

1994年，利用数值模拟方法，在获得较为理想的油田生产历史拟合成果（见图10-33）的基础上，对油田内部点状注水进行了全面研究，并优化了注水方案，方案设计4口注水井。1995年开始进行了稳油控水的产液结构调整和油田内部实施注水，油田开发效果明显改善，注水井周边油井压力回升、油田内部低压区消失、低压区油井气窜得到控制，东部气顶区多年未开的气窜井也恢复生产，注水井周边油井产量上升，油田产量递减速度减缓。

图10-33　埕北油田油藏模拟生产历史拟合曲线

（三）实施气层补孔，提高气田储量动用程度

崖城13-1气田位于海南岛南部海域，气田储量907.9×108m3，是迄今为止在我国海上发现的最大气田。一期开发气田北块，动用储量602×108m3，设计6口气井，日产气量981× 104～990×104m3。每年向香港输气29×108m3，向海南省输气5.2×108m3。

气田于1996年元旦正式投产，其生产动态特征：生产稳定、气油比和产水均较稳定、气田压力有规律地下降。在19年5月一次利用气田设备维修改造关井5d的时机，对气井进行静压测量并在A5井进行测试、测压，A1、A3井关井测压力梯度，测量结果压力值高低不一致。

经过对崖13-1气田静压及动态资料分析认为，造成以上现象的原因是：崖城13-1气田主要含气砂岩在纵向上分成的4个气层组，其间存在薄层（1～3m）泥岩、粉砂岩的夹层，在纵向上起到了一定的封隔作用，气井射孔时上部2个气层都已射开，但有些井下部2个气层没有全部射开。解决的办法是对未全部射开下部2个气层的井实施补孔。

1998年10～11月对Al、A4、A5井实施补孔作业，取得较好的效果。通过补孔，气井井筒压力明显上升，气田压降减缓。补孔不仅使下部产层储量得到充分动用，也将延长崖城13-1气田稳产年限。

（四）认清油田动态特征，改善开发效果

涠洲10-3北油田位于南海北部湾盆地，是一个小型碳酸盐岩潜山底水油藏，油田石油地质储量仅500×104t。1991年8月投产，其中5口油井日产油量500～1100m3，由于油井过早见水，含水上升速度快，产量迅速下降。1993年，针对油田动态特征进行系统的油田动态分析。内容包括：水体体积大小、底水活跃程度、驱动类型、极限水锥高度与油层厚度及油层射开程度的关系、油速度与产量递减及含水上升速度的关系等。结论是该油田水体体积大（估计水体体积为石油体积的100倍）、能量充足，属弹性水压驱动。充分利用天然能量可以不注水开发油田，但需要引起重视的是，带水锥生产是普遍现象，生产过程中油井产量和生产压差不要超过极限产量和极限压差，产量应控制在极限产量30.0%～50%为宜，油速度为2%较合理，油层射开程度控制在10%为宜。

油田1993～1995年期间油速度过高，都在3.0%以上，综合含水也从5.1%猛增至34.6%，到19年底，由于油田含水较高（80%左右）、产油量较低难以维持平台操作费而废弃。通过油田生产实践，更加清楚地认识到，只有充分认清油藏动态特征，加上科学的管理，才能实现这类油藏最佳开发效果。

燃气卡有余额充不到表上的原因为：有可能是由于用户卡的问题所导致的情况。燃气是气体燃料的总称，它能燃烧而放出热量，供居民和工业企业使用。燃气的种类很多，主要有天然气、人工燃气、液化石油气和沼气、煤制气。

基本特性

1、密度：指单位容积所含有的重量。液化石油气的气态密度为2.0—2.5kg/Nm 3

2、比重：燃气的比重指单位容积的燃气所具有的密度，同相同状态下空气密度的比值，也叫相对密度或相对比重。

3、热值：单位容积燃气完全燃烧所放出的热量，成为该燃气的热值。

热值分为高热值和低热值。

高热值是指单位燃气完全燃烧后，其烟气被冷却到初始温度，其中的水蒸气以凝结水的状态排出时，所放出的全部热量。

低热值是指单位燃气完全燃烧后，其烟气被冷却到初始温度，其中的水蒸气以蒸气的状态排出时，所放出的全部热量。

4、理论空气量：指单位燃气按燃烧反应方程式完全燃烧所需要的最小空气量。

液化石油气燃烧所需空气量是天然气的3倍；是人工燃气的6倍。

5、膨胀与压缩