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.     

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。     

蜀南地区S井气水产出特征及储量变化研究

蜀南地区茅口组有水气藏储层非均质性强,气水关系复杂,气藏采收率偏低。本文以该地区S井为例,在气藏地质特征及开发动态特征相结合的基础上,对研究区储层地质模型、气水关系等进行细致分析,认为缝洞型储层基质低孔低渗,不具备储渗能力,溶洞和裂缝是主要的储渗空间,储层地质模型可以描述成洞穴系统和裂缝网络的组合;水体自身能量有限,气体驱动是气藏产水的主要驱动力,生产过程中一般存在多个气水空间相互进行能量补充,表现为气井气水产出特征极为复杂;气井生产后期存在压力下降缓慢甚至上升的现象,直接进行储量计算带来较大的误差,根据生产特征划分为多个阶段进行储量计算,后期增加的储量即为被水体分隔的气体空间储量。     

徐深气田气井多因素动态配产方法研究*

火山岩气藏储层岩性岩相变化快,气水关系复杂,若配产不合理,会造成能量损失、储层伤害、井底积液甚至水淹等问题,严重影响气井产能和气藏采收率。徐深气田单井控制储量小,产能低,开采过程中压力下降快,产量递减快,产水现象普遍。传统的单因素配产方法已不能满足生产需要。根据系统试井产能分析、节点系统分析、出水动态分析、单井动态储量分析以及携液临界流量和底水锥进临界产量的计算,以能量合理利用、压降均衡、采气速度均衡、有效控水、携液安全为原则,综合考虑地层压力、井底流压、生产水气比等对配产界限的动态影响,对气井配产进行优化,形成了一套适合火山岩气藏气井开采的多因素动态配产方法。     

苏里格气田单井生产动态分析与管理

苏里格气田地质条件复杂、储层物性差、天然气丰度低、单井产量低,甚至不压裂就无自然产能,并且产量下降快,稳产期短,开采速度和采收率都比较低,经济效益较差,这类气藏国内外尚未形成一套完整成熟的开发技术。针对这些情况,根据气井生产动态特征,建立了苏里格气田单井分类标准,综合运用气藏工程方法分析了各类气井的动态特征和递减规律,通过压降法、产量递减法和累计产量法对气井动态可采储量进行了准确评价,并针对性地提出了井下节流保持稳产,合理配产以提高可采储量,后期间歇生产以动用外围低渗透储量的单井管理方法,以期为类似于苏里格气田的低渗透强非均质性气藏的高效合理开发提供理论基础和技术支持。     

气井控制储量计算方法在大牛地气田的应用

大牛地气田属低渗透封闭气藏,且储层非均质性强,单井控制储量计算难度大。在理论研究、方法学习和现场验证的基础上,总结了利用动态监测资料计算单井控制储量的方法,包括压降法、流压法和压力历史拟合分析法。单井控制储量的计算为气井的合理生产提供了依据。     

超深层裂缝性致密砂岩气藏水侵动态特征分析——以库车坳陷克深2气田为例

为了研究水侵对超深层裂缝性致密砂岩气藏生产的影响,把库车坳陷克深2气田为对象,利用日常生产数据,采用现代气井生产动态分析方法,通过分析该类气藏/气井的水侵动态特征,从而建立产水预警模式。根据气井产气指数变化特征,将产水气井生产划分为清井期、无水侵期、水侵初期和产水期四个阶段。在水侵初期,产气指数因能量补给而明显增大,成为水侵预警的标志,水侵一旦突破井底,产气指数将快速降低。位于气藏不同部位的气井,其各阶段持续时间不同,水气比、产水指数等亦有差别。与氯离子浓度监测、地面气水分离计量等方法相比,产气指数判别法能够更早识别气藏/气井水侵,并且经济方便,这对及时调整开发对策、保障气田控水稳产具有积极作用。     

羊塔1气藏生产动态资料判断水侵模式方法

气井出水严重影响气井正常生产,分析气井产水来源和水侵模式是开发后期调整开发方案的基础和依据.以羊塔1气藏为例,提出判断气藏水侵模式的方法.首先用产出水矿化度判断产出水来源,再利用含气饱和度、产液剖面、试井结果等生产动态资料分析气藏水侵模式,判断出羊塔1气藏水侵模式为边水推进、底水绕进的复合模式.运用数值模拟对比验证,得到的判断结果与其保持一致.该方法分析过程简单,结果准确,为以后分析复杂气藏产水模式提供了依据.     

异常高温气井凝析水产出机理及动态研究

基于油气水多相相平衡理论,模拟了异常高温气藏地层原始条件和生产过程中地层和井筒的烃水相态变化特征,分析了气井凝析水的采出过程和机理.计算了不同温度压力条件下凝析气中饱和凝析水含量,得出了气井凝析水产出动态规律曲线.最后对两口实例凝析气井早期产水规律和产水来源进行了分析.结果表明,凝析水产出机理是烃水在不同温度压力条件下的多相平衡,凝析水产水规律可用于气井产水来源和气井产水动态的初步判定和分析.这对于正确认识高温气井产水规律,编制合理的气田开发方案具有重要现实意义.     

大牛地气田气井合理工作制度确定

大牛地气田为多气层叠置的弹性驱动定容无边(底)水致密砂岩气藏,具有孔隙度低、渗透率低、含水饱和度高、非均质性强等特点;大牛地气田前期多数生产井初期配产偏高、压力递减快、生产压差较大,气井的工作制度发生变化,使得目前确定气井合理工作制度成为一个急需解决的问题。本文利用气井稳定二项式产能方程,通过IPR曲线法结合套压压降率来预测气井开发过程中的合理工作制度,为提高开发经济效益提供依据。     

S气田合理井距研究

S气田储层渗透率较低,断层发育,砂体横向上连续性差,气藏规模较小,存在单井点控制的断块气藏,且气藏储量丰度低,导致井控动态储量低,为低压、低产气田.结合气田实际情况,运用单井产能法、产能动态预测法以及井控动态储量公式法等,确定出S气田的合理井距范围,对气藏合理开发有一定的指导意义.     

水驱气藏生产数据分析方法研究及应用

水驱气藏动态储量核算和水体大小的研究一直是此类气藏动态分析的重要内容。常规生产数据分析技术主要针对定容封闭气藏,而对于水驱气藏适应性差。为此,以气藏不稳定渗流理论为基础,考虑气藏水侵特征建立了水驱气藏渗流模型,利用Laplace变换法推导获得了水驱气藏不稳定产量响应解,计算并绘制了现代产量递减典型曲线。根据曲线特征将产量递减过程划分成4个典型流动阶段,讨论了无因次水侵量和无因次水侵时间对产量递减典型曲线的影响。结合现代生产数据分析技术,利用气井产量与压力的相互关系,提出了定量评价水侵强度和水侵开始时间,求取动储量、渗透率等气藏参数的方法。现场实际生产数据分析结果表明,该方法满足水驱气藏动态分析的工程实际要求,对于指导此类气藏的开发具有重要意义。     

底水油藏水侵量计算新方法

针对底水油藏的开发,在缺乏试井数据的情况下采用常规油藏物质平衡法以及试井分析方法均难以确定水驱控制储量,进而无法获得水体参数和特征来计算油田的水侵量。为了更加准确的预测水驱油田水侵量,本文结合生产动态资料,选择符合的水驱特征曲线计算水驱控制储量。在此基础上,考虑油环油、溶解气、水体等因素,建立物质平衡方程,通过亏空体积曲线法计算获得水侵量。利用Fetkvoitch拟稳态模型,采用试错法,优化计算水体体积和水侵系数,保证Fetkvoitch拟稳态模型求解的水侵量和亏空体积曲线法求解的水侵量最接近,得到最优的水体体积和水侵系数对未来生产动态中水侵量进行预测。运用油藏数值模拟软件建立的模型与本文提出两种的计算方法拟合结果对比可知的水体体积的误差为2.6%、水侵指数的误差为2.2%,计算结果准确,为底水油藏计算水侵量提供了可靠的依据,并为预测水侵量提供了新的方法。     

高CO2含量气藏物质平衡方程及其动储量评价

针对高CO₂含量天然气在气藏衰竭式开发过程中存在的溶解气释放效应导致动储量无法得到有效评价的问题,建立了考虑水侵、应力敏感效应、水蒸气含量以及溶解气释放效应的物质平衡方程。采用PVT实验研究了CO₂含量分别为3.18%~53.90%的天然气混合物在压力由53.01 MPa降低至3.01 MPa的溶解度变化情况,回归得到了溶解度的预测模型。为了研究高CO₂含量对气藏的动储量评价方面的影响,分别利用压降法、考虑应力敏感储量计算模型、考虑应力敏感、水蒸气含量及水蒸气膨胀量的储量计算模型,以及针对高CO₂含量提出的计算模型对A气藏动储量进行计算。研究结果表明,不考虑高CO₂含量天然气的释放效应计算得到的动储量结果普遍偏高,误差范围在（0.69~2.55）×10⁸ m³,因此,高CO₂含量天然气的释放效应在气藏的动储量评价过程中不能被忽略。     

东坪基岩气藏气水相对渗透率的确定方法

东坪基岩气藏储层岩性差异大,非均质性强.孔缝发育区岩石松散,无法钻取完整的岩芯,而致密带几乎不渗透,无法通过驱替实验获取相对渗透率曲线,这成为困扰气藏动态分析和开发指标计算的难题.基于水驱气藏物质平衡原理,建立了不依赖水侵量的储层含水饱和度计算方法,避免了水侵量计算方法中的不确定因素,提高了含水饱和度计算的准确性.建立...     

西非某深水浊积砂岩油藏动态储量评估方法探讨与应用

系统地阐述了美国证券交易委员会(SEC)关于油气储量的定义及分类标准,比较了SEC准则下的储量与国内储量定义的异同。总结了SEC准则下5种常用的储量评估方法及适用条件,并着重分析了目前国际上最为常用的动态分析法——递减曲线分析法。随后以西非某深水浊积砂岩油藏为例,结合该油藏不同生产井的产量、压力、含水率、工作制度等油藏动态生产形势,分别选取了不同储量评估方法,并结合该油藏单井经济极限产量,最终确定了SEC准则下的储量。本文对已开发油藏SEC准则下动态储量评估方法及实际应用进行了总结与探讨,对于同类型海相浊积砂岩油气藏SEC动态储量评估具有一定的指导和借鉴意义。     

启动压力梯度对压裂井生产动态影响研究

低渗透油藏往往不遵循达西定律,具有启动压力现象,常规的方法难以实现该类油藏的高效开发.通过室内实验,研究了大庆肇源油田不同渗透率岩心启动压力梯度,建立了启动压力和渗透率关系式,并应用黏度和渗透率组合参数来判断流体的渗流形态;应用数值模拟的方法研究了启动压力梯度对压裂油井日产量、累积产量、含水率、采出程度、地层压力分布等的影响.结果表明,启动压力梯度对压裂油井各项生产参数的影响很大.因此,在低渗透油藏的开发过程中不能忽略启动压力梯度的影响.     

低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策

系统的提高采收率技术对策是改善低渗碳酸盐岩气藏进入开发中后期效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于早期的变化,围绕气田挖潜与提高采收率,梳理了该类气藏在面临侵蚀沟槽发育、储层低渗非均质性强、低压低产井多等特征时,剩余储量挖潜、提高储量动用程度和井网完整性评价中的关键技术问题。并在复杂岩溶储层描述、低渗气藏精细动态评价技术的基础上,提出以"沟槽挖潜、井网优化、增压开采、排水采气"为核心的提高采收率技术思路与对策,并将研究成果应用于鄂尔多斯盆地M气田。结果表明:M气田可新增动用储量220.3×10~8 m~3,增产气量303.4×10~8 m~3,提高气田采收率6.8%。研究结果对国内同类气藏的开发与实践具有指导意义。     

基于多评价参数的海上低渗气藏分类方法

中国海上低渗透天然气资源探明储量逐年增加,为了经济高效地动用这部分储量,对低渗透气藏进行合理的分类至关重要。以莺歌海盆地东方区黄流组气田群为例,优选米无阻流量、渗透率、主流喉道半径、可动流体饱和度、含气饱和度、气层厚度6个评价参数,综合应用于海上低渗透气藏分类,建立了海上低渗透气藏的分类评价方法。综合考虑目前海上气藏的开发特点,各分类参数之间的相关性等因素,把低渗透气藏细分为4个亚类,确定了各评价参数的分类界限,并提出了各（亚）类低渗透气藏的开发建议。分类评价方法细化了对海上低渗透气藏的认识,避免了针对不同类型的低渗透气藏采用固定的分类标准带来的分类误差,可以较好地筛选出在目前海上开采技术和经济条件下适合开发的气层,对类似气藏的分类评价也具有一定的借鉴意义。     

低渗含水气藏非达西渗流规律及其应用.

气藏开发实践和室内实验研究均表明低渗含水气藏气体渗流存在启动压力现象,研究启动压力梯度的影响因素和变化规律对气藏开发具有重要意义。通过长岩芯多测点气藏物理模拟实验方法,研究了低渗含水砂岩气藏气相启动压力梯度变化规律,对该参数与储层渗透率、含水饱和度进行了相关性分析,建立了低渗含水气藏启动压力梯度计算通式。结合气藏渗流理论,采用建立的启动压力梯度表征方法,针对典型气藏进行应用分析,确定了气井有效动用半径,形成了有效动用半径与储层渗透率和含水饱和度的关系图版,为类似气藏开发早期井网部署以及开发中后期井网加密提供了技术指导。