高压超高压天然气偏差系数实用计算模型——LXF高压高精度天然气偏差系数解析模型的修正

天然气偏差系数是气田开发中非常重要的一个高压物性参数，是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基础参数。LXF模型是通过对Standing-Katz图版进行拟合得到的高压和超高压天然气的偏差系数的解析计算模型，但直接利用其模型计算的结果存在着较大的误差，在现场难以得到有效的推广应用。文章利用LXF模型的求解思路，在对Standing-Katz图版和Poettmann-Carpenter的Z函数表进行多项式拟合回归的基础上，重新确立了LXF高压和超高压天然气偏差系数计算模型中的各项系数，修正了原LXF解析计算模型。修正后的LXF模型在保持原LXF模型计算方法快捷、简便的特点的同时，有效地提高了LXF模型的计算精度，有利于气藏工程师的现场应用，也有利于LXF模型能够得到更加有效的推广应用。     

高精度全压力全温度范围天然气偏差系数解析计算模型

天然气偏差系数是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基本参数。针对目前工程上利用的计算天然气偏差系数单个计算模型适用的压力范围很小、需要迭代才能计算、精度偏低情况,建立了一种高精度、全压力、全温度范围天然气偏差系数解析计算模型——LXF-RMP模型。该模型适合压力范围0~140 MPa,较其他计算模型计算方便,利于手工或计算机编程计算。相对误差大多在1%以下,由此分析得出,LXF-RMP模型在全压力、全温度范围的精度很高。     

非烃对气藏流体偏差系数的影响

针对我国发现的CO2和N2含量相对较高的无机成因气藏的特征,选取有代表性的非烃类流体进行PVT分析,得到了ｐ-Z关系,并以VB语言和所选取的计算模型为基础,编制了相应的计算程序。对典型的临界参数的校正模型与用密度计算的临界参数模型的不同组合的平均偏差、文献中广泛推荐的DAK8、DAK11、Hall Yarborough方法与笔者推荐的方法在计算此类流体的偏差系数时的平均偏差进行了比较。与实验数据进行对比后认为：对于该类气藏在计算临界参数时,除了考虑CO2的影响外,还不能忽视N2的影响。所推荐的方法在计算高含CO2气藏流体的偏差系数时有一定的优势     

非烃天然气的偏差系数

较详细地讨论了非烃天然气与常规烃类天然气偏差系数的区别。非烃气中含有大量ＣＯ２、Ｎ２,依据热工图件与饱和蒸汽相的密度变化,编绘新的ＣＯ２偏差系数图版。讨论了非烃混合气体偏差系数的求解方法、利用所推笃的图版与简单的计算确定混合气体的偏差系数。     

异常高压气藏偏差因子计算方法

异常高压气藏偏差因子的各种计算方法结果相差较大,针对克拉2异常高压气藏,对比研究了７种常用的天然气偏差因子计算方法,并应用灰关联法对这几种方法进行了优选。结果表明,对于克拉2异常高压气藏而言,可选用张国东法、HTP法或BB法计算偏差因子;特别是在8≤p_pr＜15、1.05≤T_pr＜3.0时,李相方法是计算该气藏偏差因子的最佳选择。研究结果可为异常高压气藏开发提供一定的参考。     

深层超高压气藏气体偏差系数确定方法研究

地层条件下气体的偏差系数是用来计算气藏储量的关键数据，通常使用图版法、经验公式法和实验法进行确定。但由于深层超高压凝析气藏地层温度高、压力高，常用的图版法等方法是否适用，缺乏实测资料的佐证。高温高压实验研究表明，超高压下的气体偏差系数和临界压力均远高于低压气藏，超出Standing―Katz图版范围，常规的方法不适用；高压条件下的气体偏差系数与压力呈直线关系，可由较低压力下的实验结果直线外推得出超高压下的偏差系数，不仅降低了对实验设备的要求，且简化了实验过程     

异常高压气藏开发特征的解析研究

异常高压气藏开发过程中,在视地层压力与累积产量之间的关系曲线上常出现上凸拐点现象,正确认识异常高压气藏的开发特征对合理规划异常高压气藏的开发具有十分重要的意义.为了系统研究异常高压气藏的开发特征,通过将储层流体及岩石物性参数的变化特征引入圆形封闭气藏数学模型,求得了分析异常高压气藏开发特征的平均地层压力解,并就物性参数变化对开发特征的影响,分析研究了异常高压气藏压力衰竭式开发过程中,视地层压力与累积产量关系曲线可能出现的各种特征.流体、岩石、水体等参数变化的敏感性研究结果表明,异常高压气藏视地层压力与累积产量之间的关系曲线可以表现为一条直线、或者上/下凸的曲线等多种可能的形态.为全面认识异常高压气藏的的开发特征提供了一种解析方法,为合理编制异常高压气藏的开发方案提供了理论参考.     

异常高压气藏开发特征的解析研究

异常高压气藏开发过程中,在视地层压力与累积产量之间的关系曲线上常出现上凸拐点现象,正确认识异常高压气藏的开发特征对合理规划异常高压气藏的开发具有十分重要的意义.为了系统研究异常高压气藏的开发特征,通过将储层流体及岩石物性参数的变化特征引入圆形封闭气藏数学模型,求得了分析异常高压气藏开发特征的平均地层压力解,并就物性参数变化对开发特征的影响,分析研究了异常高压气藏压力衰竭式开发过程中,视地层压力与累积产量关系曲线可能出现的各种特征.流体、岩石、水体等参数变化的敏感性研究结果表明,异常高压气藏视地层压力与累积产量之间的关系曲线可以表现为一条直线、或者上/下凸的曲线等多种可能的形态.为全面认识异常高压气藏的的开发特征提供了一种解析方法,为合理编制异常高压气藏的开发方案提供了理论参考.     

超高压气藏气体偏差因子的求取方法

利用气体分子运动论和流体状态方程理论证实,超高压下气体偏差因子与拟对比压力呈线性关系。将DAK拟合方程与其他高压拟合方程计算结果进行了对比,实际气体高压物性实验数据和高压图版验证结果表明,在超高压下,当气体拟对比压力大于15时,运用DAK方法外推求取高压范围的气体偏差因子和按Standing-Katz图版线性外推求取气体偏差因子的方法可行,且Standing-Katz图版外推方法适用于干气、湿气以及凝析气藏。     

异常高压气藏应力敏感性实验研究

异常高压气藏压力系数高,渗流机理不同于常规气藏,开发过程中存在岩石形变,对气藏开发动态及开发效果影响很大,因此开展应力敏感性研究对异常高压气藏的开发具有重要意义。利用超高压岩心驱替流程分别对基质型、充填裂缝型和裂缝型岩心进行了应力敏感性实验,研究结果表明:异常高压气藏具有很强的应力敏感性,随着净围压的增加,渗透率初始下降比较快,逐渐趋于平稳,渗透率的变化规律符合幂指数形式;基质型岩心的应力敏感性最大,充填裂缝型岩心次之,裂缝型岩心的应力敏感性最小;异常高压气藏岩石在应力作用下弹性变形很小,主要发生塑性变形,岩心的应力敏感性是不可逆的。     

超压异常对东濮凹陷深层油气成藏的控制作用

东濮凹陷层超压异常十分突出，局部地区达到超高压。超压异常的形成与不均衡压实、水热增压、烃类的生成及存在较好的封闭层有关。超压异常控制了深层油气聚类，表现在对油气藏有较好的封盖作用，促进异常高孔隙的产生与保存。同时超压异常造成幕式排烃与晚期成藏特征，对深层生烃的抑制作用增加了深层资源基础。在这些认识的基础上建立了东濮凹陷深层超压流体封存箱控制的成藏模式。     

柴达木盆地西部第三系异常高压与油气成藏

柴达木盆地在一定深度及区域上普遍存在异常高压.一方面,异常高压是油气运聚的一种重要动力来源;另一方面,异常高压在一定地质背景下是控制油气分布的重要因素.在油气运移中,可以使上覆封隔层产生大量微裂缝,油气向上运移到在较低压储集层中,也可以使封闭性断层开启,通过断层进行侧向运移;异常高压形成的流体势能驱动流体从凹陷中心向凹陷边缘流动,最终形成油气藏围绕生油凹陷分布的格局.该区与异常压力有关的油气成藏模式可以概括为3种类型,即:位于异常高压体系内部裂缝型高压油气藏,异常高压体系下部孔隙型高压油气藏,位于封隔层之上的孔隙型常压油气藏.这些模式对油气勘探与开发具有重要的意义.     

异常压力与油气藏的同生关系——以库车坳陷为例

以库车坳陷克拉2气田为例，研究挤压背景异常压力与油气成藏的关系。大规模抬升早期阶段是天然气注入的主要时期，同时也是气藏压力急剧增加的时期。克拉2气藏的成藏模式总体为深大断裂沟通储集层和烃源岩层，在深部超压的驱动下油气运移至储集层成藏。储集层在成藏早期不是强超压，并且不完全封闭，可以存在流体排出过程。随着天然气替换构造圈闭中的地层水和成岩作用逐渐进行，储集层封闭性加强，气藏压力不断升高，最后形成超压气藏，气藏强超压形成于距今2Ma以来。异常高压与气藏的形成均是构造作用和保存条件演化的结果，二者本身不具备因果关系。气源断层与盖层完整的匹配是控制天然气成藏的关键因素。图4参16     

异常高压气藏动态地质储量计算方法综述

文献中有关利用物质平衡原理确定异常高压气藏储量的方法很多,这些方法选用的数据段和求解方法也不尽相同,导致对于同一组数据得到的储量计算结果有时差异明显,因此不便于现场研究人员使用。综合分析了近年来发展的6种动态分析方法,对各种方法进行综合评价,并提供实例比较了各方法的计算结果,从而为气藏储量计算方法的正确选用提供理论指导。     

富含CO_2天然气偏差因子研究

常规天然气CO2含量低,应用理论图版、经验公式计算偏差因子在一定范围内能够满足精度要求。但是,目前相继发现富含CO2天然气藏,由于CO2与烃类气体性质的差异,气体中CO2含量的增加将会影响计算精度。为此从计算偏差因子经验公式入手,对比了甲烷、乙烷、CO2纯气体的偏差因子。通过室内实验测定了不同CO2含量天然气偏差因子,分析了富含CO2天然气偏差因子随温度、压力的变化规律以及CO2含量对偏差因子的影响。     

莺歌海盆地高温超压气藏控藏要素与成藏模式

南中国海莺歌海盆地上中新统黄流组一段高温超压、高产岩性气藏天然气成藏主控因素有3点：①重力流沉积优质储层;②气藏处于盆地东、西部物源交汇区西侧,上覆优质浅海相泥岩盖层;③气藏位于底辟构造外围,其下部存在沟通深部中中新统梅山组、下中新统三亚组超高压、高成熟烃源岩的断裂/裂隙系统。莺歌海盆地高温超压气藏成藏模式有2种：①岩性型,气藏分布于底辟背斜翼部、外围甚至向斜底部,圈闭形成早,气藏不受底辟构造控制;②背斜型,气藏分布于底辟背斜上,构造定形、天然气聚集受控于晚期的底辟活动,气藏受底辟构造控制。其中,岩性气藏储层孔渗好,规模大。     

异常高压有水气藏水侵特征

在异常高压有水气藏开采过程中,地层水的侵入会形成"水封气",造成气井单井产能下降和单井动态控制储量急剧减少,严重影响该类气藏的最终开发效果。利用异常高压有水气藏水侵机理数值模拟模型,在研究水侵影响因素基础上,总结出一套异常高压有水气藏的水侵规律。研究结果对于制订合理的异常高压有水气藏开发技术对策,尽量降低"水封气"对气藏开发效果的影响,最终提高该类气藏的采收率意义重大。