异常高压气藏气井产量递减自动拟合模型

根据Fraim导出的考虑岩石和水压缩性的定井底流压生产拟稳态气井产量和标准化时间关系,文章建立了异常高压气藏气井产量递减自动拟合数学模型。通过编制的气井产量递减自动拟合软件,可以确定异常高压气藏地层参数。用数值模拟预测的异常高压气藏气井产量递减数据,对模型的有效性进行了对比。对比研究表明,对异常高压气藏,用考虑岩石和水的压缩性气井产量递减自动拟合模型,比用不考虑岩石和水的压缩性的气井产量递减自动拟合模型计算结果更精确。此外,文章还给出了异常高压气藏标准化时间计算步骤。     

气井产量递减自动拟合方法适用条件研究

运用单井模拟器，模拟得到了不同储层物性的正常压力气藏气井生产史数据。采用这些数据．研究了LM自动拟合方法在正常压力气藏气井产量递减分析中的适用条件。研究表明，LM产量递减自动拟合对于特低渗气藏的计算结果偏差很大；LM模型适用于拟稳定时间相对较长的气藏，其计算结果比较准确。为了便于实际应用中得到正确的计算结果。提出了用标准化时间和标准化压力的半对数图来检验。     

异常高压下气井产量递减分析方法的应用

确定气藏参数的方法常常是关井测压。然而,我国有许多气藏渗透率特别低,压力恢复所需时间特别长,有时长达几个月。因此,有必要研究根据气井生产史确定气藏参数的方法,避免关井给生产带来的损失。对具有生产记录的气井,可以采用现代产量递减分析方法反求地层参数,并用标准化时间和标准化压力半对数图,作为检验计算结果正确与否的标准。实例对比表明,对于没有关井测压的气井,可以用该方法反求气藏参数。     

HB1区块异常高压气藏气井合理产量研究

HB1区块气藏属于典型的异常高压、低孔低渗、海相碳酸盐岩薄层气藏。由于异常高压气藏的特殊性,气井合理配产对气藏高效开发具有十分重要的作用。针对HB1井的地质特点,利用前期研究成果,采用合理生产压差法、气井流入与流出曲线法、无阻流量法、试采分析法和数值模拟法等5种方法对HB1合理产量进行了研究。通过综合分析认为,HB1井在试采初期的合理产量是48×104m3/d,如考虑在试采过程中压力敏感性、气藏压力变化对异常高压气藏开发效果影响较大,则这一阶段的合理产量应为30×104m3/d。按照这一思路与方法,确定了后续几口气井的合理产量。     

气井产量递减与产能递减

产能递减规律和产量递减规律是气田制定工艺生产措施的重要依据，但具有不同的意义，目前国内对产量递减规律与产能递减规律的研究有相互混淆的状况。对产量递减规律与产能递减规律进行了对比分析，给出了产能的时间递减率、压力水平递减率和采出程度递减率的工程定义。实例分析表明，采用产能递减分析气藏（井）生产动态对气田生产具有更符合实际的指导意义。图3表1参7     

低渗透气藏产量递减规律分析

从 Arps 的基本递减规律出发,提出了一种低渗透气藏递减规律的简单分析方法。指出了低渗透致密气藏气井递减率并非恒定不变,对衰减递减方程进行变形并推导出产量预测模型,对模型中的系数进行修正,使其能很好地拟合实际生产数据。此方法以月为单位使计算更加准确、合理。通过油田实际应用表明,该方法简单、可靠、实用,对于产量波动较大的低渗透和特低渗透气藏尤为适用。     

气井产量曲线递减趋势影响因素及产量预测

油气田产量的变化要经过产量上升一产量稳定一产量下降的全过程.常规气井经过投产以后,产量稳定到一定时期就进入到递减阶段,预测此阶段的产量,对开发方案的调整、地面工程建设、气井的经济评价、增产措施的决策等具有重要意义.在近年来油气井产量递减研究成果的基础之上,研究了不同Arps产量递减曲线的关系,得出了常规气井产量递减符合双曲线递减,总结了影响气井产量递减的主要因素,分析了这些因素的改变对产量递减曲线趋势变化的影响,并通过气井递减曲线变化的趋势来指导气井递减阶段的产量预测.     

异常高压特低渗透油藏产量递减规律预测方法

异常高压特低渗透油藏多采用人工压裂开采,以获得较高的产能.此类油藏一般注水困难,多依靠较充足的天然能量开发,开发过程中油井产能受地层能量衰减、压敏效应、启动压力以及压裂裂缝导流能力衰减等因素的影响.在充分考虑其影响因素的基础上,以稳态渗流为基础,建立了产量递减规律的半解析方法和流固耦合渗流数学模型,实现了利用数值模拟方法来预测异常高压特低渗透油藏产量递减规律.应用这2种方法对博兴洼陷高89区块的12口井产量递减规律进行拟合和预测,根据预测的产量递减规律,优化出井底压力保持在13MPa时,累积产油量最高.     

CO2 气藏气井产量递减预测方法的应用

在Fraim 提出的CO₂气藏气井产量递减模型的基础上,结合非线性回归分析方法和CO₂气藏的高压物性随温度、压力变化关系,根据CO₂气藏气井的生产史确定出CO₂气藏单井控制储量和地层参数的计算公式,并应用这些公式计算了花沟气田高53 块井的单井控制储量,从而弄清了花沟气田的储量动用程度,为气田下一步开发决策提供了重要依据。同时还提出了用标准化时间和标准化压力的半对数图是否呈直线作为检验计算结果正确与否的标准,为获取准确的储量和地层参数提供了依据。     

川西梓潼地区高压异常气藏合理采气速度研究

在分析采气速度对气井采气指数的影响、对可采储量的影响和对单位地压系数采气量的影响的基础上,结合各采气速度所处的压力阶段,提出了高压异常气藏生产分为高压阶段和常压阶段,并通过对各井各阶段不同采气速度下的效果对比分析.认为高压异常气藏的合理采气速度为4%～6%,因过渡阶段压力敏感对地层的伤害,应尽量降低气井的采气速度.同时,周期性的关井复压可恢复地层部份孔隙度和渗透率,从而使高压异常气藏的生产管理得到不断完善.     

衰竭式开发油藏产量递减规律预测方法及应用

为满足新油田选择采油方式时对不同时期油井产能数据的需要，从油层岩石的压力敏感性试验结果出发，首先导出采液指数变化规律的预测方法，从而确定出油井的供液能力；再结合井筒举升能力预测不同举升方式下油井的产量变化规律。给出了应用实例。     

异常高压对四川盆地龙马溪组页岩气藏的影响

四川盆地下志留统龙马溪组黑色页岩主要为浅海—深水陆棚相沉积,分布面积广,厚度大。龙马溪组页岩气高产层段地层压力均为异常高压,研究认为,欠压实增压、矿物成岩作用、构造挤压和有机质热演化增压,是造成该层异常高压的主要因素。异常高压对页岩气藏的影响,一方面,能够全面抑制烃源岩热演化,使生气镜质体反射率下限上移;另一方面,能减缓压实等成岩作用,使储集层保存相对较高的孔隙度和渗透率,并通过诱导有机酸的溶蚀和岩石有效应力的减小,形成次生孔隙和微裂缝,提高了储集层的渗流能力,但对压裂改造提出了更高的要求。此外,随着地层压力的增高,吸附气的含量也会随之增加,使得页岩气藏含气性更佳。总体来说,异常高压有利于页岩气的富集。     

双重-均质复合油藏产量递减模型研究

针对近井地带与远井地带性质不同的油藏,建立了内区双重、外区均质的复合油藏数学模型并求解,绘制产量、产量积分和产量积分导数双对数样板曲线,对每个流动阶段物理渗流机理和曲线特征进行分析。当内区的渗透率较好时,内、外区交接处的产量积分导数曲线向上翘,反之则向下掉;弹性储能比影响窜流的强弱和时间的长短。当压力传播到油藏边界时,产量递减加剧,产量积分、产量积分导数曲线在边界处为一条斜率为-1的直线段,表现为调和递减。通过现场实例计算分析,得了油藏递减期的主要参数,符合生产实际。     

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本文基于异常高压气藏的物质平衡方程式,提出了确定异常高压气藏原始地质储量和有效压缩系数的新方法。该法可称为二元回归分析法,用它可求得OGIP和Ce的唯一结果。     

廊固凹陷异常压力与天然气的分布和产出关系

重点阐述异常压力对天然气的分布影响关系。以冀中地区廊固凹陷第三系地层为研究对象，对异常压力的分布特征、天然气聚集区的异常压力与天然气产量关系等进行了分析。通过分析认为，异常压力与天然气分布聚集规律有着密切联系，分析的天然气分布聚集与产出规律对勘探开发有指导作用。     

异常高压超深凝析气井生产动态异常分析及对策

我国有丰富的深层天然气资源,深层气藏普遍存在高温和异常高压的特点,在试井、生产及井下作业方面都存在很大难度,且国内可借鉴的经验很少。柯深101井从开始试井投产起出现了一系列异常生产状况。以其为例,对异常高压超深气井的生产状况进行综合分析,认为应力敏感造成的近井地带应力损伤、凝析液造成的渗透率损害以及井筒积液、井内落物是造成生产异常的主要原因。针对以上原因提出了相应对策在进行产能试井及制定生产工作制度时,应综合考虑应力敏感及反凝析因素,压差不能过大;采用重复酸化或酸压措施改善近井地带的地层渗透率;当井筒积液严重后可采用气举方式排液,应用电磁加热技术减轻近井积液对产能的影响;井内掉入落物后应及时打捞,以免造成重大经济损失。