凝析气藏产能评价方法研究

该文从凝析气藏渗流与油气分布“三区”特征出发,建立了更符合实际渗流特征的凝析气藏产能预测方程。首先将凝析油气分布分为单相气无凝析油区、单相气凝析油不流动区及凝析油气两相渗流区,并建立了相对应的渗透率模型。在此基础上考虑了自由凝析气、自由凝析油、溶解凝析气、溶解凝析油的影响,建立了不同区域凝析气藏产能预测方程。最后,结合等组分膨胀试验以及渗流特征,求解两相拟压力,两相高速非达西系数以及平均自由油气比,得到两相产能方程系数,实现对产能方程求解。研究不同凝析油含量下的产能特征发现,与低凝析油含量相比,高凝析油含量下的拟压力小、高速非达西系数大、IPR曲线有明显的拐点,气井无阻流量显著减少。实例证实近井地层凝析油析出对气井产能有巨大影响,即使少量的凝析油析出,也会造成产能方程系数增大,并大幅度减少产能。该文的研究对凝析气藏的产能评价有指导意义。     

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凝析气井产能主要受近井区域的渗流动态控制。在近井区域，压力损耗较高，凝析气的流动压力常常会低于露点压力而导致凝析油在此区域逐渐累积；该区域明显地呈低压、高凝析油饱和度、高界面张力和高流速的特征；常规理论过高估计了高凝析油饱和度带来的堵塞效应，却忽视了高流速对凝析油的剥离效应，研究发现高速流动对近井油气相对渗透率的影响并非象常规理解那样简单，而是呈现出综合效应；如何准确理解高速效应的影响，对于凝析气藏渗流动态分析以及生产动态预测有很重要的意义。文章建立了油气两相渗流的定解问题，得到了拟稳态形式的流入动态方程，在三区渗流机理上首次综合考虑了毛管数和非达西效应对相对渗透率的影响，揭示了高速流动下油气相对渗透率变化及油气分布状态新特征，对不同流入动态模型的对比分析表明，该方法较之现有方法更有助于正确预测生产动态，评估气井产能。     

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在凝析气藏开发过程中，凝析油在地层中析出将导致气相渗透率和产能降低，研究凝析气井流入动态必须综合考虑析出的凝析油对油气相渗透率的影响。文章在Sarfraz等人研究的基础上，提出了将凝析油气两相拟压力积分分解为两个积分函数之积，一个积分函数与流体高压物性有关，另一个积分函数与有效渗透率有关。利用实际凝析气井不稳定压力恢复试井数据确定拟有效渗透率函数，从而解决了凝析气井产能方程中的真实有效渗透率问题，进而求出两相拟压力，然后利用产能试井数据求出凝析气井流入动态方程。这取代了过去用岩心实验确定的油气两相相对渗透率曲线确定产能方程的方法。     

凝析气藏两相拟稳态模拟方法

长期以来,凝析气藏合理、高效的开发一直是困扰业界与学术界的难题。由于传统模型对地层油气相态估计不足,造成了对凝析气藏气井产能分析与计算的误差,影响其合理经济的开发。凝析气藏油气两相拟稳态模拟方法能够真实地反映凝析气藏开发过程中的流体渗流状态,针对地层流体的相态变化,优化地层拟压力的计算方法,从而准确反映出凝析油的分布和饱和程度对气井产能的影响。通过凝析气藏实例,将此方法与“一点法”经验公式和无限导流径向模型进行对比,可以看出此模型更加适合于凝析气藏气井产能分析。     

凝析气藏三区渗流模型及试井分析研究

根据凝析气在多孔介质中渗流时的相变特征,建立了凝析油-气在多孔介质中的渗流方程,并引入凝析油-气两相拟压力函数使渗流方程线性化;建立了适合于凝析气藏实际情况的三区油气渗流新模型,并求出了凝析气藏油-气拟压力分布的解析解,确立了凝析气井压力恢复试井资料的解释方法;通过某凝析气井的压力恢复实际资料的应用,证明了该模型在凝析气田开发中的实际应用价值。     

考虑相变的凝析气井产能方程

凝析气井生产过程中,出现反凝析后储层表现为油气多相渗流特征,单相气井的产能方程已不适应凝析气井。在凝析气藏稳态理论基础上,建立了考虑相态变化的凝析气井多相流产能方程,在产能方程中引入油气两相拟压力函数,并可以计算凝析气藏中压力剖面,从而计算随压力分布的合理储层参数。结果表明,随地层压力的不断降低,由于凝析油的析出,降低了气相渗透率。考虑相变的凝析气井产能方程的计算结果小于单相气井的产能方程,并且差值不断增大。     

考虑毛管数和非达西效应的凝析气液两相流入动态

近期的大量理论和实验研究发现,高速流动导致的毛管数和非达西效应对近井油气相对渗透率有显著影响,而目前仅仅考虑非达西效应无法准确描述油气真实渗流状态。如何准确理解并考虑这两种效应的影响对于凝析气藏渗流动态分析以及生产动态预测有很重要的意义。本文建立了油气两相渗流的定解问题,得到了拟稳态形式的流入动态方程。在三区渗流机理上,首次综合考虑了毛管数和非达西效应对相对渗透率的影响。实例分析揭示了高速流动下油气相对渗透率变化及油气分布状态新特征。对不同流入动态模型的对比分析表明,本文方法较之现有方法更有助于正确预测生产动态,评估气井产能。     

凝析气藏水平井井底压力动态分析

根据凝析气在多孔介质中渗流时的相变特征，建立凝析油-气两相渗流方程。通过引入凝析油-气两相拟压力函数，将渗流方程线性化，得出适合于凝析气藏水平井实际情况的三区油气渗流模型，并求出凝析油-气拟压力分布的解析解。考虑不同水平和顶底边界情况，并对井底压力动态变化及影响因素进行分析和讨论。该方法更符合凝析气藏水平井开采过程的真实情况，对凝析气藏开采具有指导意义。     

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文章在对气液两相渗流理论调研的基础上，考虑了凝析气藏反凝析和产水的三相流特点，从达西渗流定律入手，根据物质守恒原理，引入气、油、水多相流拟压力，建立了三相流产能方程，给出了无阻流量计算公式，详细描述了根据产能试井数据建立产能方程的步骤。文章提出的方法既适用于地层压力低于露点压力的反凝析气井两相流，也适用于产水凝析气井的三相流，目前气水或油气两相流产能方程只是新方程的特例。对某凝析气藏实际产能试井数据进行了分析计算，表明由于出水凝析气井不仅要克服凝析油的渗流阻力，还要克服水相渗流阻力，多相流产能远远低于单相流，对产水量较大的凝析气井而言，在流动压力大大低于露点压力时，不能采用单相流产能方程配产。实例中的多相流产能曲线表明：在同一井底流压下，随气水比的增加，气体产量将减少；在相同气产量下，随着水气比的增加，生产压差将增大。     

低渗透气藏气水两相渗流模型及其产能分析

开发实践与室内实验表明,低渗透气藏的气、水渗流规律不遵循达西定律。为此,建立了符合低渗透气藏气水耦合渗流特征的广义达西渗流模型,推导得到了低渗透砂岩气藏气水两相稳态径向渗流问题的半解析解。利用该模型对广安低渗透气田气水同产气井建立了单井气、水两相流入动态关系理论曲线,模拟计算了气井的合理井距及生产压差。算例表明,含水饱和度是影响气井产能的主控因素,当含水饱和度达到40%时,气井无阻流量的损失幅度约为70%;低渗气井的合理生产压差应该控制在5～10 MPa,井距以600 m内为宜。实验和计算结果可以为低渗气藏气水同产气井产能预测及井距评价提供科学、适用的依据。     

凝析气井流入动态预测方法

根据天然气和反凝析液在地层中的渗流特征, 结合凝析油气体系相态理论及闪蒸计算方法, 考虑流体相态和组分变化, 引入稳态理论计算的两相拟压力函数, 建立了凝析气井油、气两相均服从达西渗流的产能方程和气相服从非达西渗流、油相服从达西渗流的产能方程以及油、气两相均服从非达西渗流的产能方程。通过实例得到: ①考虑相态变化的产能方程所得的流入动态曲线在井底压力为露点压力处均有一拐点, 符合凝析气井的特点; ②凝析气井流入动态预测应采用气服从非达西渗流、油服从达西渗流的产能方程。     

一点法在锦州20-2凝析气田的应用与改进

目前常用的一点法产能公式在预测具体气藏无阻流量时存在一定的局限性,计算结果与二项式结果偏差较大。基于锦州20-2异常高压凝析气田丰富的系统试井资料,对一点法产能公式进行了改进,建立了体现该气藏地质油藏特征的产能公式。实例计算表明,新产能公式简便易行,计算结果可靠。     

生产水气比对气井产能影响规律研究

气藏开采过程中,地层水的侵入以及凝析水在井底的聚集,会导致近井地带含水饱和度的增加,降低气相渗透率,严重影响气井产量和产能。从气井生产水气比的变化角度出发,将气井拟稳定流动状态产能方程与气水相渗曲线结合,利用等效表皮系数对不同生产水气比时的产能方程进行修正,得出了生产水气比对气井产能的影响规律,并通过实例计算验证其准确性与可靠性。     

凝析气井生产系统分析方法

根据天然气和反凝析液在地层中渗流特征,结合凝析油气体系相态理论及闪蒸计算方法,考虑流体相态和组分变化,引入稳态理论计算的两相拟压力函数,建立凝析气井流入动态预测新方法,通过与系统试井的结果对比,认为该方法适用于凝析气井的流入动态预测.利用垂直管流公式,结合流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,给出凝析气井流出动态预测新方法,通过三口井12组实测数据的实例计算,其计算精度较高且比不考虑相态变化的方法更为精确,说明适用于凝析气井流出动态预测.将凝析气井流入动态和流出动态预测方法相结合,给出更为符合实际的凝析气井生产系统分析方法,能更好地指导凝析气井的生产.     

不同压力下确定凝析气井二项式产能方程的一种新方法

凝析气藏在低于露点压力的情况下，地层中的流体将由单一的气相变成气液两相。这种相态变化对凝析气井产能存在两方面的影响：一是气相流体相对密度降低，其粘度、偏差因子等也随之发生变化；二是重烃液化后吸附于岩石表面并在近井地层中富集，降低了含气饱和度及气相相对渗透率，严重影响了气井产能。从气井二项式产能方程的主要影响因素出发，利用初期凝析气井测试资料获得的二项式产能方程，依据凝析气藏气相流体组成、相对密度、粘度及偏差因子随压力的变化情况，结合凝析气藏油、气相渗实验结果，提出了对初期二项式产能方程系数的修正，便可获得在不同压力下符合凝析气井实际的二项式产能方程，实例验证该方法具有良好的预测效果。     

富含凝析水的凝析气井产能分析新方法

常规凝析气井产能分析常沿用单相气井的产能分析进行经验性修正或在此基础上结合常规烃类流体相态研究方法建立的考虑地层油气两相相态变化的产能分析方法，没有考虑地层凝析水对产能的影响。随着天然气勘探开发向地层深部的发展，一些特殊的如异常高温、高压富含气态凝析水的凝析气藏不断涌现，并且所占的比例越来越大，当温度较高时，地层束缚水、边底水和可动间隙水与烃类流体的互溶能力就较强，烃类流体中含水量就会增加，再用常规的烃类流体相态研究方法去指导开发这些特殊的凝析气藏，就致使凝析气藏在开发方式、油气藏工程设计和动态分析方面产生一定的误差。因此，有必要建立考虑多相流体复杂相态变化的凝析气井产能分析新方法，以便得到更为精确的凝析气井生产动态。文中结合气-液-液三相流体相平衡热力学闪蒸计算，建立了考虑近井地带反凝析液饱和度分布以及动态污染影响的凝析气井产能分析新方法。根据文中给出的凝析气井产能预测模型在数值求解的基础上，编制了相应的计算程序，可准确预测不同时期凝析气井的地层流入动态。     

凝析油膜的存在对气井产能的影响分析

根据等值渗流阻力原理推导了凝析油膜对储层渗透率的影响关系，并在此基础上，运用气体稳定渗流力学理论。建立存在油膜情况下的气井产能计算公式，并将之运用到实际井的生产资料上进行计算。计算结果表明，凝析液析出后附着在孔隙表面上形成油膜，油膜的厚度不同对气井产能也有不同的影响。此项研究对正确认识凝析气井的产能变化提供了依据，也对正确指导凝析气井的生产具有重要意义。     

Use of Two-Phase Pseudo Pressure Method to Calculate Condensate Bank Size and Well Deliverability in Gas Condensate Reservoirs

This paper introduces a novel approach in the use of two-phase pseudo pressures for the calculation of condensate bank radius and productivity index of wells and the interpretation of gas condensate well test data. It is shown that knowledge of the relationship between condensate saturation and pressure is necessary for the integration of pseudo pressure in all regions of the reservoir. In the region of the reservoir where immobile condensate saturation develops, an equation that is valid for the region far from the wellbore has been used. While for the region where condensate is considered to be mobile, an equation has been used based on the steady state method. This method is tested using a data set that was generated by a compositional simulator for radial homogenous. A set of real PVT data from a producing gas condensate field is used for simulation of the gas condensate reservoir. Using this approach, it is possible to calculate condensate bank radius and total skin, mechanical skin, and permeability of the reservoir, yielding answers that are extremely close to those of the simulator. It is also shown that the condensate saturation profile in the reservoir produced using this method is also similar to the one produced by the simulator. An inflow performance curve is calculated using two-phase pseudo pressures. In this curve, the impact of the presence of condensate around the wellbore on productivity is studied.