含累积产量三次方项的异常高压气藏物质平衡新模型及计算

基于异常高压气藏物质平衡方程式, 假设异常高压模型参数为累积产量的线性函数, 提出含有累积产量三次方项的新的物质平衡方程。此方法不需要考虑地层及流体压缩系数, 仅需历史生产数据, 采用多元回归分析即可确定回归分析式中的各项参数, 进而求出异常高压气藏的原始地质储量和累积有效压缩系数。通过实例应用和对比分析, 证明该新方法是实用而有效的。     

低渗透气藏动态储量计算新方法

由于低渗透气藏的特殊性,传统的压降法、弹性二相法等动态储量的计算方法在低渗透气藏中不适用,或者适用条件苛刻,需要经过复杂的修正,应用复杂.提出了一种计算低渗透气藏动态储量的新方法--产量不稳定法,该方法基于Blasingame等人的物质平衡方程与拟稳态方程相结合的理论,利用单井生产历史数据(产量和油、套压),计算动态储量.给出了低渗透气井的应用实例,综合分析表明该方法比传统方法更适合低渗透气藏的动态储量评估.     

存在水锁时水驱气藏的动态储量计算新方法①

在研究水体比较活跃的水驱气藏动态时,首先关心的是有多少气量被水封锁,即水锁,水锁气量的水有多少,所以应研究气藏中被水锁气量、未被水锁气量以及侵入的水量。其中未被水锁气量的多少决定了该气藏在将来采取强排水时的采收率,而水侵量决定了为采出被水锁气量的排水强度。通过对物质平衡方程的分析,提出了利用地层压力及产量等数据建立目标函数,利用最小二乘法进行自动拟合,直接计算水驱气藏动态储量、被水锁气量及水侵量的方法,通过对HB1井的计算,证明该方法比以往方法计算结果更准确、可靠,计算方法简单、实用。     

异常高压气藏偏差系数计算方法筛选与推荐

随着油气勘探技术的提高,越来越多的异常高压气藏被发现和开发。异常高压气藏偏差系数的确定非常重要,直接影响到气藏储量计算和动态分析的正确性。目前,确定气藏偏差系数的方法主要有实验测定法、图版法和经验公式法,各种计算方法结果差别很大。针对迪那2异常高压气藏,对比研究了7种常用计算偏差系数的方法,根据实测值对常用7种计算异常高压气藏偏差系数方法进行优选。结果表明,对于迪那2异常高压气藏,当3≤Pr15时,BB法适用性最好,与实测值平均相对误差最小为1.159%;当15≤Pr≤30时,DAK法适用性最好,与实测值平均相对误差最小为1.604%。所研究结果为此类异常高压气藏偏差系数计算和气藏开发提供一定指导意义。     

计算异常高压气藏地层压缩系数的一种新方法

准确的地层压缩系数在开发异常高压气藏的过程中有着重要意义.为了正确获得随气藏开发而不断变化的地层压缩系数,在研究现有方法的基础上,通过分析异常高压气藏地层压缩系数随地层压力动态变化的特点,从天然气体积系数与地层压缩系数定义出发,运用产量递减律和采气指数概念,推导了地层压缩系数动态变化的表达式.将本方法与经验公式法计算的地层压缩系数进行了对比,结果表明,本方法计算的地层压缩系数更合理、准确,并且是一个能够正确反映气藏开发特征的动态值.     

异常高压油（气）藏物质平衡新方法的应用评价

在前人研究的基础上,对一种异常高压油气藏地质储量计算及动态预测的物质平衡新方法进行了分析和应用。与传统物质平衡方法不同,它无需对流体组分、压力梯度、水侵以及定孔隙体积等作限制,尤其是考虑了挥发油和反凝析的影响。通过引入挥发油和凝析油气体系的相平衡计算,使这种方法不仅适用于一般油气藏,也适用于挥发油藏和异常高压凝析气藏的动态预测和储量计算。通过实例分析,证明了上述方法对异常高压凝析气藏的适应性和准确性。     

异常高压油（气）藏物质平衡新方法的应用评价

在前人研究的基础上,对一种异常高压油气藏地质储量计算及动态预测的物质平衡新方法进行了分析和应用。与传统物质平衡方法不同,它无需对流体组分、压力梯度、水侵以及定孔隙体积等作限制,尤其是考虑了挥发油和反凝析的影响。通过引入挥发油和凝析油气体系的相平衡计算,使这种方法不仅适用于一般油气藏,也适用于挥发油藏和异常高压凝析气藏的动态预测和储量计算。通过实例分析,证明了上述方法对异常高压凝析气藏的适应性和准确性。     

异常高压气藏产能测试分析方法

南海西部海域莺歌海盆地DFX气田埋深3 000 m,压力系数1.8,地层压力52.7 MPa,为异常高压气藏。目前该区域第一口探井DFX-1井的稳定产能测试资料出现二项式产能方程回归曲线斜率为负,指数式产能方程的指数大于1的异常情况,无法计算气井无阻流量。针对其异常情况,采用了"一点法"、产能方程校正、考虑表皮影响的拟压力产能方程以及考虑应力敏感影响的改进的拟压力产能方程等多种方法,计算异常高压气井的无阻流量。并对比分析"一点法"、产能方程校正的不足,提出考虑表皮影响的拟压力产能方程,能有效计算出合理的异常高压气井无阻流量。同时,采用改进的拟压力方法证实渗透率应力敏感给单井产能带来的影响不容忽视。     

裂缝性凝析气藏物质平衡方程计算新方法

裂缝性凝析气藏是一种极其复杂的气藏,其物质平衡方程与常规气藏差别较大。以物质平衡基本原理为基础,考虑岩块系统和裂缝系统压缩系数、束缚水饱和度的不同,建立了考虑双孔隙系统的裂缝性凝析气藏新的物质平衡方程,通过该方程的诊断直线可分别求得裂缝系统和岩块系统的凝析气地质储量。通过建立单井数值模拟概念模型,使用模拟计算的压力、产量数据,采用新方法计算裂缝和岩块系统凝析气储量,与概念模型实际储量对比误差很小,从而验证了方法的正确性。采用某裂缝性凝析气田实际生产数据,应用新的物质平衡方法计算结果表明,该方法可以准确计算裂缝性凝析气藏裂缝及岩块系统的凝析气储量。     

低渗透气藏储量早期预测

气藏早期地质储量的确定对开发方案的制定、开发设施的设计以及气藏价值的评估十分重要,低渗透气藏早期地质储量的确定一直是一项比较难的工作。针对此问题,提出了利用流动物质平衡法、油藏影响函数法以及采气曲线法来早期预测低渗透气藏或单井控制地质储量。经过实例分析说明以上三种方法切实可行,还对三种方法自身的适用条件以及各自的优缺点进行了简要分析。     

物质平衡方法在气藏开发中的应用

物质平衡方法在气藏开发中占有重要位置。对于水驱气藏来说,水侵主要维持地层压力,直到水突破之后,将会直接影响到气藏的采收率。因此如何在早期识别气藏的类型,从而进行开发的部署显得相当重要;另外气藏地质储量、采收率的确定已经动态指标的预测也贯穿了整个开发历程。目前不少学者对于气藏物质平衡进行了大量的基础性研究工作,为了更深入的了解物质平衡方法在实际气藏开发中有哪些应用,从水驱气藏的早期识别、水驱气藏水侵量的计算、地质储量的确定、采收率的确定、动态指标的预测等五个方面进行详细综述。针对水侵气藏早期识别时,综合对比了视地层压力法、采出程度法和视地质储量法,并给出不同方法的优缺点和使用范围。对于地质储量的确定,以异常压力气藏为例,说明了单单利用p/Z-Gp外推法得到的储量是不准确的,从物质平衡角度出发,给出了新的计算异常压力气藏地质储量的方法,并用实例进行了验证。     

一种求解定容封闭气藏任意时刻地层压力的实用方法

地层压力是气藏地质研究和评价、储量计算、产能计算和评价、动态分析等多项科研工作的重要参数.依据定容性封闭气藏物质平衡方程,在已知天然气密度、原始地层压力和地层温度等条件下,通过偏差因子软件计算得到地层温度恒定条件下地层压力与偏差因子的关系以及地层压力与气藏的拟压力之间的关系曲线,利用累积产量数据得到计算任意时刻气藏地层压力的新方法.生产实践表明该方法简单实用,计算结果精度高,从而减轻了测试工作量,同时为科研工作和生产管理带来方便.     

基于状态方程的溶解气回注油藏物质平衡计算方法

传统物质平衡方法计算溶解气回注的过程中,油气体积系数和溶解气油比等物性参数难以准确测定,当分离器温度、压力等计算条件变化时又需重新进行高压物性实验,过程繁琐且成本较高。针对以上问题,从物质平衡原理出发,分别在油藏压力高于和低于饱和压力条件下推导出物质的量形式的溶解气回注物质平衡方程,同时给出油藏采出程度和含油饱和度表达式;结合PR状态方程和闪蒸计算方法编制了相应的程序,预测了实际油藏地层压力和平均流体饱和度等开发动态特征,并运用组分模型对计算结果进行验证。结果表明：该物质平衡方法能够准确预测溶解气回注开发特征;对于异常高压油藏,原油主要的可采储量来自弹性气驱开发阶段,应保持地层压力高于原油泡点压力。     

徐深气田盖储压力配置类型与天然气聚集

通过气藏盖层排替压力与储层剩余压力特征研究,对徐深气田盖储压力配置类型及与储量丰度关系进行了研究,得到盖高储低压力配置类型最有利于天然气富集,其次是盖高储低压力配置类型和较强聚弱散配置类型,徐深气田19个气藏盖储压力配置类型有5种,以盖高储较高压力配置类型最多,盖高储中压力配置类型次之。徐深气田19个气藏以中等储量丰度的气藏个数最多,高、低储量丰度的气藏个数相对较少。盖高储中压力配置和盖较高储中压力配置类型是徐深气田形成高储量丰度气藏的主要盖储压力配置类型。     

油气藏开发阶段储层地质模型的建立及优选方法

针对目前国内油气藏开发阶段储层地质建模存在的问题,提出了基于模型概率储量分析及生产历史拟合的模型建立及优选方法。该方法首先综合应用测井、地质、开发动态等研究成果,以相控建模思路为指导,分步建立构造模型、沉积相模型以及沉积相控制下的储层参数模型。重点分析了影响储层地质建模的不确定因素,并采用蒙特卡罗模拟对随机变量进行取值,得到多个模型实现并对其进行储量计算,优选一系列地质模型。最后对所优选的模型进行生产历史拟合,通过区块累产气量与实际生产数据的均方根误差分析,选取与实际生产数据最为符合的模型作为最终的模型。通过对榆林气田陕215井区北部山西组2段的地质模型的建立及评价可知,该方法适合油气藏开发阶段的地质模型重建,输出模型能更好地反映油气藏实际并能较好的应用于油气藏数值模拟。     

致密砂岩气藏稳产后期动用效果评价与动用潜力分析：以子洲气田山2气藏为例

以子洲气田山2气藏为例,利用钻井及生产动态资料,通过对地质储量、动储量、累产气、累产水和动静储量比的计算与分析,采用综合评判指数法和类比法,详细评价了山2致密砂岩气藏动用效果和动用潜力。结果表明：山2气藏平面动用严重不均衡。7个井区中,主砂体带中部的榆30井区动用效果最好,属Ⅰ类动用区;主砂体带南部的洲3和北部榆81井区动用效果中等,为Ⅱ类动用区;主砂体周边的榆69、榆48、麒麟沟和榆29井区动用效果差,属Ⅲ类动用区。初步预测山2气藏整体动用潜力198.1×108m3。其中,Ⅲ类区的动用潜力174.7×108m3,占88.2%,是山2气藏后续挖潜重点。     

神木气田太原组气藏开发低效性主控因素

鄂尔多斯盆地东部的神木气田太原组在储层特征上不同于相邻榆林气田山西组,近年来勘探证实其具有良好开发潜力,但已完钻的气井总体呈低产、低效特征,无阻流量主要分布在(2～4)×104m3/d.为实现神木气田的有效规模开发,根据常规薄片、常规物性分析、压汞曲线特征、岩性描述等系列资料从沉积环境、砂体展布特征及储层物性等方面入手,深层次剖析了该区太原组气藏低效性的原因.认为区域上构造运动,生、排烃时间与储层致密化时间不匹配,沉积相主导下的储层非均质性强,砂岩储层岩屑含量高等因素是导致神木气田太原组气藏低效性的主要因素.在此基础上,通过分析有代表性实验样品的核磁共振结果发现:一定情况下岩性与可动流体饱和度之间存在相关关系.提出水平井是该区有效开发手段之一.     

利用物质平衡法评价气井井间干扰

在对气藏投产过程中气井流动边界变化、单井动态储量变化和压降曲线变化分析的基础上,本文提出了五种不同压降特征曲线的物质平衡模型。反映了气井受到井间干扰后的不同压降特征。并利用某区块内一口典型气井进行了计算。结果表明,干扰后气井动态储量比干扰前明显减少。为利用气井生产数据准确判断气井的干扰程度和动态储量的准确计算提供了实用的方法。