考虑油环带影响的凝析气藏试井模型研究

凝析气藏在井筒压力低于露点压力生产时,井筒附近出现两相流区,使得地层中析出的液体大大影响开发过程中的流动特性。本文在前人研究的基础上,针对传统凝析气藏渗流存在的主要问题,从微元法入手,建立了一种新的考虑油环带影响的凝析气藏渗流数学模型。通过拉氏变换并求解,获得考虑油环带影响的气藏气井井底压力响应数学模型,对凝析气藏气井井底压力响应的流动阶段和影响因素展开分析和讨论,并对某凝析气井的实际压力恢复资料进行了精细解释。     

利用井口压力初步诊断气井井底流动状态

对于纯气井压力恢复试井 ,井口压力与井底压力存在一定的关系。通过对两口井实测压力资料的分析表明 ,井口压力恢复曲线与井底压力恢复曲线近似平行 ,只是井口测压数据出现径向流时间略迟于井底。利用井口压力资料绘制各种曲线 ,可以粗略诊断其井底流动状态 ,实现对整个测试过程进行监测     

双重介质压裂直井非稳态井底压力分析

精确求取压裂直井非稳态井底压力,有助于实时监控和预测油井产量。基于渗流控制方程,考虑裂缝与基质的窜流,引入双重介质流体交换系数,建立双重介质油藏非定常流的瞬时压力数学模型。通过数学变换方法、数值反演和轴对称变换解相似方法,求取了井底流压的实数域数值解,并对井底流压进行了敏感性因素分析。分析结果表明:压力曲线可以分为早期线性流、中期径向流、晚期球形流、边界控制流四个阶段;裂缝半长和渗透率比主要影响早期线性流,弹性储容比(基质)和交换系数主要影响中期径向流,表皮系数则主要影响晚期球形流。井底压力的动态分析,为油井的合理配产,提供了一定的技术支持。     

裂缝性砂岩污染储层井底压力响应特征

通过双孔介质裂缝性砂岩污染储层的研究,建立了以污染区储层渗透率呈指教变化的数学模型。采用不均匀网格的差分方法,由高斯消元法对模型求解,绘制出双孔裂缝性砂岩污染储层井底压力响应特征曲线,并分析了影响井底压力的主要因素。结果表明：井底压力响应特征曲线各阶段特征明显;污染半径越大,污染区内窜流现象越明显,外区响应越晚,压力导数曲线下凹越深;窜流系数越小,压力导数曲线下凹越深.     

低速非达西流垂直裂缝井试井模型

低渗透油藏流体流动不符合达西定律,为低速非达西流。根据低渗油藏渗流规律,建立了考虑启动压力梯度的封闭或定压外边界低渗油藏无限导流垂直裂缝井线性流渗流数学模型及无限大低渗油藏有限导流垂直裂缝井双线性流渗流数学模型。对模型做拉氏变换,利用叠加原理、镜像反映原理和格林第二公式求解模型,得到拉氏空间中的井底压力计算公式;利用改进的Stehfest算法计算得到实空间中的井底压力解。在MATLAB上编写程序并绘制了井底压力及压力导数理论曲线。对启动压力梯度、裂缝导流能力、外边界等因素进行分析,区分启动压力梯度与外边界对井底压力的影响。     

考虑观察井生产情形下的干扰试井研究

利用压力叠加的方法求解了考虑观察井开井生产时观察井井底无因次压力拉氏解，通过stehfest数值反演方法求得了井底无因次压力响应曲线，并作了激动井无因次距离和无因次产量对井底无因次压力响应的影响因素分析。通过分析发现考虑观察井开井测试的干扰试井压力响应曲线存在早期段、中期段，晚期段等三个流动阶段。该方法可以较真实的求取地层井间连通渗透率等参数，从而更好地指导油田生产。     

马西凝析气藏试井解释方法研究

由于凝析和反凝析现象的存在,凝析气藏流体在渗流过程中极易出现两相渗流,增加渗流阻力,压力恢复曲线呈现内区差、外区好的现象。针对传统凝析气藏渗流存在的主要问题,从渗流力学的微元法思想入手,建立了新的凝析气藏两区复合渗流数学模型;通过拉普拉斯变换方法和根据贝塞尔函数的基本性质,结合内外边界条件进行求解,获得了两区复合气藏气井井底压力响应数学模型;通过Stephest数值反演技术,获得了井底压力响应曲线,并对凝析气藏气井井底压力响应的影响因素展开分析和讨论;同时利用建立的数学模型对某凝析气井的实际压力资料进行了精细解释。研究结果表明,两区复合渗流数学模型与实际的试井测试资料吻合度高,对凝析气藏试井资料的精细解释具有一定的指导意义。     

水平井多段压裂非常规裂缝压力动态特征

为了解决复杂地层压裂过程中裂缝关于井筒不对称的试井解释问题,通过点源函数基本理论,建立有限导流垂直裂缝试井解释数学模型,利用压降叠加原理获得水平井多段压裂非常规裂缝试井解释模型,采用积分变换获得该模型的半解析解。对压裂裂缝进行数值离散,结合半解析解与杜哈美原理,根据Stehfest数值反演方法绘制考虑井储和表皮效应的井底压力及压力导数曲线。研究表明:该模型总体上划分为井储、双线性流、早期线性流、第一径向流、第二线性流、过渡流和系统径向流阶段;不对称因子主要影响双线性流阶段持续时间的长短;裂缝导流系数主要影响双线性流阶段和早期线性流阶段井底压力及压力导数曲线特征,导流能力越大,双线性流阶段井底压力导数曲线特征越不明显。     

多层合采气藏井底压力响应模型通解

为了提高单井产能和降低生产成本,许多生产井都是按多层合采方式进行生产的。多层气藏的开采规律有别于常规气藏,研究其井底压力变化规律对开发此类气藏具有重要的意义。为此,在分析研究多层气藏渗流机理的基础上,建立了以单井为研究对象的多层气藏渗流数学模型;然后通过拉氏变换对该数学模型进行求解,获得多层合采气井拉氏空间井底压力动态响应数学模型;通过Stephest数值反演技术获得真实空间下的井底压力响应解,通过编制计算机程序,获得了井底压力动态响应曲线,从而分析了响应特征及其影响因素,进而研究了分层流量剖面的变化规律。该研究成果对合理、高效开发多层气藏具有指导意义。     

低渗透油藏压裂井井底压裂动态

根据低渗油藏渗流规律,建立了考虑启动压力梯度的封闭或定压外边界低渗油藏无限导流垂直裂缝井线性流渗流数学模型及无限大低渗油藏有限导流垂直裂缝井双线性流渗流数学模型。对模型做拉氏变换,利用叠加原理、镜像反映原理和格林第二公式求解模型,得到拉氏空间中的井底压力计算公式。利用改进的Stehfest算法,计算得到实空间中的井底压力解。在MATLAB上编写程序并绘制了井底压力及压力导数理论曲线。对启动压力梯度、裂缝导流能力、外边界等影响因素进行分析,区分启动压力梯度与外边界对井底压力的影响。     

凝析气井流入动态模型研究

相态变化对凝析油气体系在多孔介质中的流动有较大影响。根据相态分布特征，将凝析气井中从地层到井筒的径向渗流划分为三个区域：无凝析油析出的单相气区，凝析油析出但不流动的过渡区，近井地带凝析油气两相区。分别考虑三个区域的相态特征及过渡区和两相区中凝析油析出对流体流动的影响，建立了凝析气井的流入动态预测的改进模型。结果对比表明，本文考虑过渡区的方法比通常使用的二项式模型和不考虑过渡区的两区模型结果更加合理。     

统一函数关系的凝析气井流入动态模型

凝析气井流入动态曲线反映了凝析气藏向生产井供液的能力,研究凝析气藏的流入动态曲线,可以更好地进行生产参数优化设计,提高凝析气藏的最终采收率。针对不同井底流压下凝析气藏三区渗流的特点,推导建立了统一函数关系的凝析气井流入动态数学模型,并编制了相关的计算程序,进行了实例计算和流入动态曲线特性分析。研究结果表明,不同井底流压下的凝析气井流入动态曲线方程是一个以地层原始压力、露点压力、临界流动压力为端点的连续性函数,在充分考虑相关影响因素后,所推导建立的数学模型更接近实际情况。     

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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。     

一个新的凝析气井试井解释模型及其应用

在凝析气的渗流过程中，当井底压力低于体系的露点压力时，凝析油、气共存而凝析油不流动区域的流度和储存系数随径向距离的变化可以用幂律形式来描述。文章基于气体单相渗流理论，建立和求解了过渡区流度和储存系数呈幂律变化的三区径向复合油藏试井解释新模型，利用Stehfest反演算法计算了井底压力响应典型曲线，分析了流度和储存系数变化指数对井底压力动态的影响。通过理论图版拟合和试井曲线的模拟检验，可以获得流度和储存系数变化指数，确定过渡区的流度和储存系数随径向距离的变化关系。实例计算表明，该模型能够更好的反映凝析油在近井地带的析出和累积规律，可推广到注气井和热采井的试井分析中。     

双重介质地层的凝析气井定流压分析模型及应用

在凝析气井生产过程中地层流体会产生复杂的相变,如果井底析出凝析油会造成严重的井底污染,影响气井产量。为了避免这种现象,凝析气井多以定流压的状态进行生产,因此,从凝析气井生产的这一实际情况出发,改变了以往传统的常产量试井分析理论,建立了适应于凝析气井试井分析的定流压渗流模型,绘制了试井理论图版,以适用于凝析气井的试井分析,可以通过凝析气井的产量历史解释出地层参数,还可以进行产能预测,并给出了应用实例。     

适用于凝析气藏压裂的双介质多相多组分渗流模型

含水凝析气藏压裂后,随着生产过程中压力不断降低,地层各个烃类组分不断发生相间传质,并且由于裂缝的存在使得地层流动状态从径向流变为拟径向流或双线性流,凝析气藏形成双重介质多相多组分未饱和流动,需要建立渗流模型来了解产能动态变化。为了计算结果的准确性,当井底流压低于上露点压力时,必须对每个时间步长的压力分布进行判断,确定区域的边界,并对不同的区域采用不同的渗流模型进行计算。基于凝析气藏数值模拟的基本理论,通过高斯积分通量的基本思想对３个不同渗流区域进行了物质平衡与相态变化过程中组分摩尔物质量的综合计算和判断,得到了３个区域在双重介质条件下的渗流模型。对Ｋ-13井的模拟和计算结果表明,模型能较为精确地模拟计算含水凝析气藏压裂后的产能动态变化,具有较强的可靠性、实用性和参考价值。     

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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。     

天然气在复杂气藏内渗流问题的新模型及应用

针对形成不同流体区域的气藏、有边水气藏、岩性尖灭气藏及井底存在污染或改善的气藏等情况,建立了考虑井筒相态重分布的复杂气藏的渗流新模型,求出了３种典型外边界条件下的气藏拟压力分布解析解,并绘出了井底压降曲线。给出的气藏无量纲压力表达式及压降曲线,还可适用于凝析气井及井筒带积液的气井。结合实例分析给出了本理论在油田开发中的应用。     

Long-Term Performance of Hydraulically Fractured Layered Rich Gas Condensate Reservoir

Compositional simulator has been used to investigate the effect of hydraulic fracture on the performance of a layered rich gas condensate reservoir in Saudi Arabia. The reservoir consists of five layers having permeabilities ranging from 0.08 to 115 md with about 68% of the gas reserve located in the lowest permeability layer. The fracture is assumed to penetrate all layers. The results of this investigation showed that hydraulic fracturing of such a reservoir is effective in improving the productivity of the gas condensate wells. The productivity index (PI) of the cases investigated was found to increase by as much as 3.6 folds. Hydraulic fractures were also found to delay the onset of the dew point pressure and consequently extend the production plateau above the dew point pressure. The production plateau above the dew point pressure was found to increase with increasing the dimensionless fracture conductivity. The results of this study also showed that once the dew point pressure is reached, the flowing bottom hole pressure was found to drop sharply to the specified minimum flowing bottom hole pressure in the fractured and nonfractured cases. However, the drop is less severe in the fractured case. This sharp drop in the flowing bottom hole pressure results in dropping the productivity of the gas condensate wells. Condensate build up along the fracture faces was found to be more significant in the high permeability layers. At early times after reaching the dew point pressure, the highest condensate saturation was found to be in the highest permeability layer. However, at late times (after reaching pseudo steady state) it decreased to a certain level above the critical condensate saturation. Finally, formation cross-flow is found to improve the productivity of the fractured and the nonfractured gas condensate wells. However, the improvement is more pronounced in the fractured cases.     

Long-Term Performance of Hydraulically Fractured Layered Rich Gas Condensate Reservoir

Abstract

Compositional simulator has been used to investigate the effect of hydraulic fracture on the performance of a layered rich gas condensate reservoir in Saudi Arabia. The reservoir consists of five layers having permeabilities ranging from 0.08 to 115 md with about 68% of the gas reserve located in the lowest permeability layer. The fracture is assumed to penetrate all layers. The results of this investigation showed that hydraulic fracturing of such a reservoir is effective in improving the productivity of the gas condensate wells. The productivity index (PI) of the cases investigated was found to increase by as much as 3.6 folds. Hydraulic fractures were also found to delay the onset of the dew point pressure and consequently extend the production plateau above the dew point pressure. The production plateau above the dew point pressure was found to increase with increasing the dimensionless fracture conductivity. The results of this study also showed that once the dew point pressure is reached, the flowing bottom hole pressure was found to drop sharply to the specified minimum flowing bottom hole pressure in the fractured and nonfractured cases. However, the drop is less severe in the fractured case. This sharp drop in the flowing bottom hole pressure results in dropping the productivity of the gas condensate wells. Condensate build up along the fracture faces was found to be more significant in the high permeability layers. At early times after reaching the dew point pressure, the highest condensate saturation was found to be in the highest permeability layer. However, at late times (after reaching pseudo steady state) it decreased to a certain level above the critical condensate saturation. Finally, formation cross-flow is found to improve the productivity of the fractured and the nonfractured gas condensate wells. However, the improvement is more pronounced in the fractured cases.