矩形气藏的产量递减规律及动态预测方法

单井的生产动态预测通常分为定产降压和定压降产两个阶段,采用二项式产能方程和物质平衡方程对矩形低渗透气藏进行早期动态预测时,指标总是倾向乐观。针对该问题,将井位于矩形边界某一位置处的压力解与物质平衡方程相结合来预测定产降压阶段的井底流压、地层平均压力的变化,避开了产能方程的时效性问题;根据物质平衡方程和产能方程,建立了定压生产条件下的递减公式,并采用Wattenbarger定压形状因子进行定压降产阶段的动态预测,揭示了压力、产量随时间变化规律。实例计算结果表明：新建模型能够改善早期动态预测结果,各项指标接近生产实际。研究成果对于类似气藏合理有效开发方案的制订具有指导意义。     

苏里格南区特低-超低渗透气藏气井递减规律研究

苏里格南部发育特低-超低渗透砂岩气藏和碳酸盐岩气藏,具有微观孔隙结构复杂、储层非均质性强,气藏低压的特征。受到岩性多样、储层特征复杂、多层系立体开发的影响,气井产量递减规律复杂。本文在前人研究的基础上,充分结合研究区地质特征,运用已有静态、试采、生产动态及监测等资料,对气井递减规律进行深入研究,建立适宜本区块特殊气藏的分类递减计算方法,掌握本区气井生产的递减规律,并合理预测后期递减率。研究成果有效指导了气田开发技术政策的制定与调整。     

基于数值模型的气井现代产量递减分析及动态预测

传统的气井生产动态预测方法常采用拟稳态产能方程结合物质平衡方程来进行,由于低渗、致密储层流动很难达到拟稳态,预测结果可能存在较大误差。现代产量递减分析技术已成为单井动态预测的新技术,但还停留在解析模型阶段,通常采用叠加原理进行全程历史拟合。由于气井生产阶段产量波动大、流动阶段多,历史拟合计算周期长,解析法难以满足现场需求。针对上述问题,以垂直压裂井为例,建立了不稳定渗流数学模型,采用混合有限元方法获得了定产降压、定压降产和变产变压等3种生产模式的数值解。并根据定产降压解绘制了现代产量递减分析曲线,变产变压解进行全程历史拟合以及先定产降压、后定压降产的组合进行气井生产动态预测。模型结果与Topaze商用软件的计算结果一致,且数值模型的全程历史拟合速度具有明显优势,与传统生产动态预测方法的结果对比以及现场实例分析结果表明,新模型结果准确且方法实用、可靠。     

靖边气田气井定产试验和压力递减规律分析

靖边气田进入稳产阶段以来，由于地层压力的逐渐衰竭，部分气井产能已显著降低，目前正面临产量递减。为了进一步加深对气田储层特性、气井产能特征、气藏稳产能力的认识，研究下古生界马五₁₊₂气藏的稳产能力，预测气田增压时机，为合理确定气田开发规模、高效开发气田提供有力技术保障，2004年初选择典型井块开展了气井定产试验和分析。依托现场试验，通过气藏工程、地质建模、数值模拟等方面的研究，基本掌握了气井定产状态下的井口压力递减规律，加深了区块开发动态认识，达到了试验预期目的。     

低渗透气藏水平井产能动态预测模型研究

气藏生产过程一般分为两个阶段：定产降压和定压降产,且真实气体的ＰＶＴ参数随压力变化。针对气藏的生产特征,基于稳定渗流理论,以气体高速非达西渗流为基础,考虑真实气体的ＰＶＴ随压力的变化,结合气 藏物质平衡方程,推导建立同时考虑滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感等因素共同影响的低渗气藏水平井产能动态预测模型,并通过实例分析了各因素对气井产能变化规律的影响。结果表明,启动压力梯度和渗透率变形系数越大,气井稳产期减小幅度越大,而滑脱因子越大,气井稳产期增加幅度越大,同时考虑高度非达西效应时,气井稳产期减小;气藏非均质性越强,气井稳产期减小幅度越大,而水平井长度越大,气井稳产期增加幅度越大;采气速度和 井底压力越大,气井稳产期减小幅度越大,前者产量递减速度越快。     

涪陵页岩气田气井生产阶段划分及动态特征描述

与常规气井生产动态特征相比,涪陵气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征、生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有统一的生产阶段划分标准和各阶段动态特征描述方法。为此,开展了涪陵页岩气田气井生产阶段划分及动态特征描述研究。研究结果表明:①涪陵页岩气田气井在采用动态合理配产生产条件下,根据产量和压力递减特征,将生产过程划分“两大三小”生产阶段,即定产降压阶段和定压递减阶段,其中定压递减阶段又细分为连续自然递减、间歇生产、排采或增压辅助生产阶段;②定产降压阶段主要描述气井压力随累产递减规律、稳产阶段累产气量、气井压力随生产时间递减规律、稳产时间,连续自然递减生产阶段主要描述递减类型、随时间或者累产的递减率、连续自然递减生产阶段累计时间,间歇生产阶段主要描述间开周期平均产量递减率、间歇生产效率、间歇开采有效期,排采工艺或增压开采辅助生产阶段主要描述介入排采或增压工艺的时机、措施增气量、措施后产量递减率。结论认为:明确气井生产阶段划分及动态特征描述内容,能够更好地分析不同生产阶段页岩气井的生产动态及针对性制定措施方案。     

鄂尔多斯盆地子洲低渗透气藏动储量评价方法优选

动态地质储量是指气藏中能够渗流或是流动的那部分天然气地质储量。开展气藏动储量评价,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气田储层渗透率低、非均质性强,关井压力恢复速度慢,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产,不能实现整体关井测压等因素,导致利用常规方法评价气井动储量存在地层压力测试点少,气井工作制度不稳定等难点。针对上述问题,充分应用气藏生产动态资料,在常规压降法评价的基础上,形成了压降法、流动物质平衡方程法、压降速率评价法、产量不稳定法等气井动储量评价方法,并将这几种方法采用可视化程序设计语言在同一平台中实现动储量的计算。应用上述方法评价了鄂尔多斯盆地子洲气田的单井动储量,并进行方法优选,为气井产量及工作制度的制定与开发井网的部署和调整等提供了依据。     

低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分析与合理配产——以苏里格气田某区块为例

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,产量下降快,开采速度和采收率都比较低,经济效益较差。研究工区为大面积分布的岩性气藏,主要产气层位为山1段和盒8段,主要为低孔低渗储层。针对低渗砂岩气藏水平井递减规律与生产指标预测展开研究,根据区块生产动态特征,建立了工区压裂水平井分类标准,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,得出了工区水平井的2种生产模式,进而建立了新的配产指标,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。     

长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术

气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下,已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时,可以从气藏中流出的天然气总量。开展气藏可动储量评价,落实开发基础,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气区储层渗透率低、非均质性强,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产等因素,导致利用常规方法评价气井可动储量存在地层压力测试点少、气井工作制度不稳定等难点。针对上述问题,充分应用气藏生产动态资料,通过重整压力和流量将气井变压力、变流量生产数据转换为等效恒压力或恒流量数据等途径,在常规压降法评价的基础上,形成了产量不稳定分析法、流动物质平衡法、优化拟合法等气井可动储量评价方法。应用上述方法全面追踪评价了长庆气区靖边、榆林等气田单井可动储量及其变化,为气田加密井部署、工作制度优化、储层二次改造井优选等提供了依据,进一步提高了气田储量动用程度。     

低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律及开发对策研究--以磨溪气田雷-1气藏为例

识别低渗碳酸盐岩边底水气藏产水动态规律,为该类气藏有效控水防水提供依据,以四川盆地川中地区磨溪气田雷一¹气藏为例,开展低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律研究。结果表明:气藏产水主要由孔隙可动水、局部封存水和边水构成,其中局部封存水对气藏影响较小。气井生产普遍受到孔隙可动水的影响,几乎没有无水采气期,生产中水气比逐渐增大。气藏中区、东区边翼部位气井受到边水侵入影响。气藏边水沿层均匀侵入,气井距气水界面距离不同,水侵特征也不同。气井距气水界面越近,气井水侵特征出现的越早,水侵越活跃。根据不同产水类型的气井,针对性的提出了控水开发对策。     

L1 区水平井开发效果影响因素分析

长庆油田水平井进入规模开发以来,随着开发配套技术的不断成熟,水平井单井产量大幅度提高,并实现了难动用储量的有效动用,但也出现了部分水平井递减快、产量差异大等问题。以长庆油田低渗透油藏水平井规模开发典型区块——姬塬油田L 1 区为例,结合静态资料及生产动态资料分析,总结了水平井投产初期产能的影响因素、注水见效特征及见效周期影响因素;通过对水平井与直井的含水变化规律及递减规律,对水平井不同见效、见水情况下的含水及递减特征进行分类分析, 明确了影响水平井初期及后期开发效果的主要因素有压裂改造参数、注水方式等,建议应针对问题提出相应的对策。     

在有补给的河道型气藏中气井产量递减规律

河道型气藏是我国气藏中的一种典型类型，研究这类气藏中气井的产量递减规律具有现实意义。通过不稳定渗流理论首先给出了该类气井的定产条件下压力分布公式，然后利用Laplace变换空间中定产解式和定压解式的关系给出了井底定压条件下的气井产量曲线，再通过渐近分析得到了晚期产量递减的两种渐近公式；还计算了不同河道宽度和不同补给系数下的无量纲产量递减曲线。分析表明，若存在边界补给，则河道型气藏中气井的产量在晚期将保持一定程度的稳定，其稳定幅度与补给系数无关；若无边界补给，则气井无量纲产量和无量纲时间平方根近似成反比关系。研究结果能够直接应用于矿场气井产能评价和预测。     

基于分形理论的页岩气分支水平井产能数学模型

利用分形几何法,研究了页岩储集层内水平井分支数目和长度的分形维度,以及水平井各分支井段压降扰动的传播规律,得到压降漏斗边界随时间变化的关系,考虑了页岩储集层解吸吸附、扩散系数和启动压力梯度的影响,建立了页岩气分支水平井产能数学模型。采用拉普拉斯变换法,求解了水平井外边界定压条件下的不稳定渗流的产能方程。结合四川某海相页岩气藏储集层参数,计算分析了页岩气分支水平井产能特征及影响因素。研究表明:在页岩气生产过程中,同一分形维度下,水平井分支数目越大,气井的产量增大越快;分支井的井段长度越大,对主干井的流量影响越大。吸附页岩气的解吸使得压降漏斗的边界传播速度减慢,地层压力下降缓慢;产气量越大,井底压力随时间下降越快,但是下降的趋势随时间逐渐减缓。     

低渗透油层非达西渗流单井产能计算

低渗透油层渗流阻力大,存在启动压力梯度,常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。合理计算和评价低渗透油层油井产能,科学分析产能的影响因素,对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。运用渗流理论,根据低渗透油层的渗流物理特征,考虑非达西渗流特征,结合计算机辅助计算,推导了低渗透油层平面径向流和一源一汇注采井之间压力分布及产能计算公式,分析了压力分布特征及产能影响因素。由于低渗透油藏油井大部分压裂求产和投产,因此利用坐标变换方法推导了低渗透油藏直井、压裂直井的单井产能公式。产能公式可对低渗透油藏油井产能进行定量评价和影响因素分析,为提高单井产能及油田开发效果提供理论依据。     

煤层气合层开发上部产层暴露的伤害机理

煤层气开采过程中,上部暴露产层伤害对煤层气井产能的影响短期内有可能被下部未暴露产层产气能力的提高所掩盖,因此未引起研究人员的重视。为此,依托于贵州西部土城区块煤层气勘探开发工程实践,结合15号煤启动压力梯度、气水两相渗流及应力敏感性测试,分析了上部产层暴露的储层伤害机理,探讨了合层开发煤层气井高产、稳产的排采控制措施。结果表明:1随着低渗透煤储层中游离气量增多、气泡变大,气水两相渗流产生的贾敏效应增强,导致水相渗流的启动压力梯度增大,水相渗透率快速下降;2合层开发煤层气井上部产层被动暴露后,套压持续回升导致气体"反侵"进入已经暴露的煤储层,井筒周围依次形成高含气带、液相滞留带、应力敏感带、高含水带,近井地带形成液相低渗区,使地层水、压裂液难以排出,将导致上部暴露产层产水、产气量快速衰减。结论认为,为了提高合层开发的效果,可在套压降至0.5 MPa后主动缓慢暴露上部产层,而在上部产层主动暴露后,应尽量避免套压的快速波动,杜绝套压的大幅回升,以免对近井地带煤储层造成永久性伤害。     

致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例

致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强,其渗流特征较之于常规砂岩储层存在着较大差异。为此,以四川盆地西部地区上侏罗统蓬莱镇镇组致密砂岩储层为研究对象,基于物性、压汞、核磁等实验数据,在分析储层孔隙结构的基础上,结合相渗实验和可视化微观驱替模型,模拟油气成藏与开发过程中不同类型孔隙结构致密砂岩储层的渗流特征及气、水两相运移机理和分布状态。研究结果表明:1不同孔隙结构储层的气体前缘推进特征均出现类似于树杈状的黏性指进现象,储层孔隙结构越好,束缚水饱和度越低,束缚水状态下的气相相对渗透率越大,气藏更易被开发;2开发后期残余气主要以绕流、卡断以及孔隙盲端等方式形成的封闭气存在于储层中;3不同类型储层的气、水两相相对干扰均较强,生产过程中容易产生气、水同出的现象;4封闭气的存在会严重降低气井产量,而水相的存在则会极大地降低气相相对渗透率,导致低渗透致密砂岩含水气藏后期产水严重,开发难度大,采出程度低,进而严重影响到气井的有效开发生产。     

海上异常高温高压气藏产能评价方法

储层应力敏感性对气藏开发具有一定的影响,随着敏感性的增强,产能表现出明显降低的趋势。目前关于海上高温高压气藏考虑应力敏感性的产能研究较少,且海上气田受制于生产平台的限制,生产井一般为大斜度井,井斜产生拟表皮因数对产能也有较大影响。从渗流力学的基本理论出发,建立了综合考虑应力敏感性和高速非达西效应的大斜度井稳态产能方程, 并对中海油某高温高压气藏进行了实例分析,验证了产能方程的可靠性。通过研究可知,高温高压气藏在开发初期应尽量降低采气速度,保持地层压力,防止产能过快下降。     

低渗透双重介质油藏垂直裂缝井压力动态分析

低渗透双重介质地层压裂后会形成有限导流垂直裂缝井。结合沃伦-鲁特模型,利用质量守恒定律和椭圆流法,建立了低渗透双重介质油藏椭圆流数学模型,求得了在拉普拉斯空间井底压力表达式,并对影响井底压力动态的主要因素进行了分析。结果表明:启动压力梯度对低渗透垂直裂缝井试井曲线影响显著,无因次压力及其导数曲线后期呈上升趋势。且随启动压力梯度的增大,压力及其导数曲线抬升越高,上升得也越早。并对一口低渗透油藏垂直裂缝井进行了实例解释。     

异常高压气藏采气速度与稳产期定量关系——以阿姆河右岸B-P气田为例

针对阿姆河右岸B区中部异常高压气藏生产动态预测难度大的问题,从气藏实际出发,以物质平衡方程和气井产能公式为基础,结合气藏工程分析及数值模拟方法,建立了异常高压气藏稳产期预测模型。通过分析气藏开发过程,研究了地层流体特征参数随气藏压力下降的变化规律,确定了气藏压力特征值,将异常高压气藏的开发过程划分为高压期与常压期两个阶段,并采用分段函数对预测模型进行求解,得出了不同阶段采气速度与稳产期末采出程度的定量关系。实现了不同采气速度情况下气藏稳产期的快速预测。将该方法应用于B-P气藏并与数模结果相互验证,稳产期预测的绝对误差小于2 %,满足工程计算精度要求。同时,采用该定量关系也可对异常高压气藏递减期产量进行预测。     

四川盆地川西坳陷深层致密砂岩气藏富集规律

四川盆地上三叠统须家河组深层致密砂岩气藏有效井比例低、储量动用率低、天然气规模有效开发难度大。为了弄清该气藏的成藏过程和富集规律、明确天然气高产的主控因素,以该盆地新场构造带须家河组二段(以下简称须二段)气藏为研究对象,应用流体包裹体均一化温度、单井埋藏史和热史恢复、古构造恢复、孔隙度演化历史分析等方法,厘定油气成藏关键要素的时间序列,结合构造演化分析,建立气藏的成藏模式,剖析了该区天然气的富集规律;然后基于对单井产能与断裂、裂缝、岩石相等地质参数关系的统计分析,确定了气井高产稳产的主控因素,进而提出了高效勘探开发该类深层致密砂岩气藏的对策。研究结果表明:(1)新场构造带须二段气藏圈闭形成关键期早于气藏主要成藏期、主要成藏期早于储层致密化关键期;(2)须二段气藏具有“先成藏、后致密、晚期调整”的成藏模式和“早期定型、中间致密、晚期控产”的富集规律;(3)气井初期产气量主要受构造裂缝发育程度的控制,气井稳产期产量主要受有利岩石相厚度的控制,高角度构造裂缝的发育程度是决定气藏是否高产的关键因素。结论认为,古今构造均为隆起的部位及南北向断裂发育区是该构造带寻找天然气高产区的首选对象;南北向构造裂缝欠发育或不发育的Ⅲ型储层,需要通过储层改造提高单井产能才有可能实现天然气的有效开发。