低渗透气藏合理动态储量计算方法

针对低渗透气藏存在启动压力梯度及动态储量求取需要关井测压的问题,将考虑启动压力梯度的产能公式与物质平衡方程相结合,建立多目标函数,通过遗传算法对井底压力和产气量进行拟合,得出计算低渗透气藏合理动态储量的新方法。研究表明,考虑启动压力梯度的影响,新方法计算得到的动态储量值相对传统方法偏小。将新方法应用于孤家子气藏动态储量计算,验证了新方法的准确性。新方法对低渗透气藏动态储量计算具有重要意义。     

正确计算低渗透气藏的动态储量

根据低渗透气藏生产动态及渗流特征,分析应用弹性二相法、压降法确定其动态储量的适用条件。低渗透气井产量过大使气藏供气能力不足时,出现的“假拟稳态”会造成用弹性二相法计算的动态储量偏低。天然气先沿容易渗流的物性好的气层流动,且低渗透气藏关井恢复测压时间有限,得到的当前地层压力值偏低（未稳定）,导致压降-储量曲线呈“多段法、压降法确定低渗透气藏动态储量的方法。     

气藏采收率影响因素研究与启示——以靖边气田A井区为例

以鄂尔多斯盆地靖边气田A井区为例,采用单因素相关分析和数值模拟方法,对比研究了井网控制程度、储层物性及地层废弃压力对气藏采收率影响及其主次关系。结果表明,井网控制程度是影响采收率的首要因素,井网控制程度每增加10%,采收率提高8.5%;渗透率是影响采收率的重要因素,渗透率每增加10%,采收率平均增加6%;废弃压力对采收率亦有较大影响,废弃压力每降低10%,采收率可提高1.6%。三者对采收率影响综合排序为：井网控制程度>储层物性>废弃压力。分析认为,渗透率是储层固有属性,很难从根本改变;而废弃压力受井口外输压力和增压开采成本制约,降低幅度有限。因此,优化井网及增加井网控制程度是提高气藏采收率的有效途径。研究成果具有实践意义,可为改进气田开发方式和提高气藏采收率提供参考。     

致密砂岩气藏储量计算方法探讨——以容积法计算SX区块储量为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田属致密砂岩气藏,其低孔低渗、强非均质性的特点决定了其常规储量计算方法的难度,而致密砂岩气藏储量计算方法的探讨对于气藏的合理开发利用具有重要意义。以SX区块为例,探讨了利用容积法进行储量计算的过程和应注意的问题,并形成一套完整的计算体系。容积法的具体计算方法和步骤如下：①综合测井及解释数据、地震、岩心等资料,分别运用分布函数曲线法、经验统计法、测试法、拟合公式等方法求取了盒8段、山1段的孔渗、含气饱和度下限值|②利用钻井与试气数据,参考地震预测成果,结合砂体展布划定含气区域|③在确定物性下限的基础上,结合“四性”标准划分有效储层,求取有效厚度|④利用气层中温和中压,求取对比温压,得到偏差因子并最终求取气藏储量。研究区储集层的物性和含气区域等因子受沉积和成岩作用的影响,辫状河三角洲沉积体系发育良好的有效砂体展布,河道砂体在沉积过程中可反复迁移,多期叠置,厚度大,分布面积广。压实作用、胶结作用抑制了孔隙发育,降低储层物性,溶蚀作用、压裂作用极大地改善了储层孔渗,对储层油气储集和运移影响较大。     

苏10区块低渗透气藏动态储量预测研究

气藏开发初期气藏工程的重要工作之一是确定气井的动态储量,特别是非均质性较强的低渗透气藏,单井动态储量预测更是一项复杂、困难的工作。根据苏10区块低渗透气藏生产动态及渗流特征,系统研究了压降法、产量递减法和流动物质平衡法3种动态储量计算方法,分析了3种方法的适用条件及应用效果。计算实例表明,3种方法的计算结果都比较接近,但是应用压降法计算气井动态储量需要地层压力测试资料或关井后井口压力恢复资料,要求测试时地层压力恢复程度较高,对于低渗透储层需要花费较长时间和较高费用;产量递减法更适用于持续递减期动态储量计算;流动物质平衡法较其他2种方法操作简单、资料录取容易,更具有适用性。     

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。     

多因素影响下低渗透气藏动态储量计算新方法

低渗透气藏渗流过程中,受滑脱效应、应力敏感性和启动压力梯度等因素影响,且通过传统流动物质平衡法进行低渗透气藏动态储量计算时需要关井恢复获得地层压力参数.针对低渗透气藏的实际问题,文中运用考虑多因素影响的产能公式与物质平衡方程相结合建立多目标函数的方法,通过遗传算法时井底压力和产气量进行拟合,得到计算低渗透气藏合理动态储量的新方法.研究表明,考虑多因素的影响,新方法计算得到的动态储量值较为准确,将其应用于实际低渗透气藏动态储量的计算,取得了较好的效果.新方法对低渗透气藏动态储量计算具有重要意义.     

流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量

气井动态储量的确定是单井合理配产和开发方案制订的重要依据,但对低渗透气藏,由于地层的低渗透性及强非均质性特征,很难准确计算出气井的动态储量。针对此问题,结合低渗透气藏单井的动态生产数据,统计分析了大量气井生产指示曲线,将其划分为3种类型,即标准型、波动型、分段型,并描述了不同类型气井生产指示曲线的表现特征及形成的原因,最终提出了正确利用流动物质平衡法计算气井动态储量的方法。实例分析表明,利用流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量所需数据量少,计算结果合理、可信,可为低渗透气藏单井动态储量的确定起到一定的指导作用。     

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间,长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益,近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验,取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破,增产效果显著,以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越;水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录,自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验,试气产量为邻近直井平均产量的3~5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破,其中气井分压分试工艺实现了２层快速试气快速评价,连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。     

岩性气藏型储气库封闭性评价技术研究——以长庆靖边气田SH224储气库区为例

储气库封闭性研究重点评价气藏盖层、底板及侧向地层的封闭能力,是储气库能否建设及安全运行的前提。与常规构造气藏型储气库相比,岩性气藏圈闭边界不明确,封闭性论证难度大。在总结国内外储气库封闭性论证研究成果的基础上,综合地震、地质与生产动态分析技术,应用大量生产动态数据及实验数据,采用气藏精细描述、突破压力试验、生产动态分析等手段,多学科综合开展储气库盖层、底板及侧向封闭性评价,建立了岩性气藏型储气库封闭性评价技术和盖层封闭性评价标准,综合形成了岩性气藏型储气库封闭性论证的方法和技术流程,指导了长庆气区SH224储气库方案论证,对国内外其他同类型储气库评价具有借鉴意义。     

靖边气田陕62井区气藏压力系统分析及动态法储量计算应用

根据气藏地质上形成的复合储集体,选择地质、开发资料较充分的陕62井区,详细分析了该区各井的关井测压资料,通过压力剖面图、不同时期的等压图及观察井(G41-7井)的压力递减状况分析,基本弄清了研究工区压力系统与压降场的分布,并应用研究成果分析了动态法储量计算结果的可靠性,为本区块开采动态分析、动态储量计算、提高采收率研究创造了条件,也为该区单井产量调整、补井挖潜提供了十分重要的依据。图7参4     

气藏流体判识方法──以长庆气田为例

长庆气田靖边区马五1储集层中地层水的分布与一般油气藏完全不同,既非边水,也非底水,也不同于缝洞系统中的气、水分布特征。区域“相对富水区”的形成主要受区域构造和储集层非均质性的影响。根据马五1储集层的测井、分层测试及试气资料,利用常规测井判识方法和多项式自组织网络方法,分别建立了出水层判识标准和气层、含气层＋干层、气水同层＋水层的判别式及判别条件。其判识效果良好,工业性气层判别符合率达97％．     

一种确定低渗透气藏储量的简单方法

在Blasingame和Rushing提出的半解析方法(产量—累计产量模型)与Ilk等人提出产量递减模型的基础上,推导出适合低渗透气藏地质储量计算模型——无因次产量—累计产量关系和无因次指数递减典型曲线。通过实例分析得知,计算出的地质储量与产量累积法计算出的地质储量很接近,说明该方法具有一定的适用性与可靠性。     

川渝低渗透气藏储量计算参数确定及评价方法（下）

主要针对“可采储量计算”、“储量评价方法”进行了详细介绍，对“地质认识程度”、“井控程度”等影响储量可靠性因素进行了分析与探讨，对“储量经济可采性”提出了评价指标，为从事储量计算与评价工作的读者，提供借鉴与参考。     

川渝低渗透气藏储量计算参数确定及评价方法（上）

文章分上、下两篇。上篇以新的《石油天然气储量计算规范》为依据，从储量报告编写及储量评审的两重角度，详细阐述了在容积法储量计算过程中，需要研究解决的“含气面积的确定”、“有效储层下限的确定”、“储量计算参数的确定”等技术及方法问题，并以川渝地区的储量计算为实例来说明这些方法的具体应用。     

基于启动压力梯度的亲水低渗透储层物性下限确定方法——以蜀南河包场地区须家河组气藏为例

储层物性下限研究是客观合理认识气藏的基础,常规的研究方法在亲水低孔低渗透储层物性下限的研究中具有较大的局限性。为准确界定该类储层的物性下限,以气体低速渗流机理为指导,以气体低速渗流实验为基础,研究了气体在亲水低孔低渗透储层中的渗流规律,并建立了应用启动压力梯度确定该类储层物性下限的方法,即利用气体低速渗流实验查清研究区储层气体的渗流规律,建立孔隙度、渗透率与启动压力梯度的关系,界定启动压力梯度的临界点,进而确定储层的物性下限。应用该方法对蜀南河包场地区须家河组气藏亲水低孔低渗透储层物性下限进行研究,确定了河包场地区渗透率下限为0.05×10-3μm2,须二段、须四段、须六段有效储层孔隙度下限分别为8.61%,4.67%,5.21%。     

多层合采气田层间采收率及影响因素——以靖边气田A井区为例

靖边气田多层合采气田层间动用不均衡,落实层间采收率状况、明确采收率影响因素对气田均衡开采、调整挖潜和提高采收率具有重要意义。利用钻井、测井解释及生产动态资料,在地质储量和动储量计算基础上采用动储量分析法及相关分析技术研究了靖边气田A井区层间采收率及其影响因素。结果表明,多层合采条件下小层采收率差异很大,小层采收率呈现一高多低的格局,层间采收率主要受控于储层物性、尤其是渗透率,而与有效厚度、含气饱和度关系不密切。     

四川盆地香溪群有水气藏的天然气储量计算方法

四川盆地香溪群储层为低孔低渗的致密砂岩，地下气水储集体为局限发育的裂缝-孔隙系统，储集空间有限，气井为互不连通的单井系统，因而地层水为局限水体且能量有限，其驱动能量主要来自局限水体上方的天然气弹性膨胀。在进行储量估算时可忽略水侵量，采用考虑局限水体的物质平衡方法计算储量。     

应用气井压力恢复资料确定产能的方法—以靖边气田为例

天然气井绝对无阻流量是反映气井潜在产能的重要指标,是科学、合理地确定气井产量的重要依据。气井绝对无阻流量通常由系统试井获得,对于低渗透气藏,用常规的系统试井方法确定二项式产能方程往往比较困难。在对气井产能二项式方程分析的基础上,考虑储层类型及特性对产能试井资料的影响,基于靖边气田20多口气井修正等时试井资料建立了应用压力恢复资料确定气井产能的经验方法,经实例分析,方法可行、有效。