产水气井稳定点二项式产能方程及其应用

对于存在底水、边水、层间水的气藏,在开发过程中,易出现气水两相流动。准确评价气井产能对于合理开发气藏具有重要意义。从渗流力学的基本原理出发,结合质量守恒方程,引入水气比参数,建立气水两相拟稳定渗流的数学模型,推导出气水两相渗流的稳定点二项式产能方程。根据此方程,结合不稳定试井解释资料,以及一个稳定点的数据,能够确定气井开始产水时的无阻流量以及生产过程中不同时间段的无阻流量。作出对应的流入动态关系曲线图,只需在生产过程中测得一个稳定点资料即可,无需单独做产能试井,为准确认识产水气井的产能提供了理论基础。     

确定榆林气田气井无阻流量的新方法

榆林气田气井无阻流量的确定多采用传统的“一点法”试井.试井时如果测试时间不够或井底有积液都会使得测试结果失真,影响气井配产和动态预测.为了解决这个问题,通过对榆林气田气井传统“一点法”试井资料的分析,提出利用气井动态数据确定气井无阻流量和产能方程的一种新方法.计算结果表明,用气井动态生产数据确定的无阻流量和产能方程符合气井生产实际,具有重要的应用价值.     

页岩气压裂水平井拟稳态阶段产能评价方法研究

根据页岩气藏的实际特点,以渗流理论为基础,考虑地层向裂缝的变质量流,通过叠加原理建立了多段压裂页岩气水平井拟稳态阶段产能方程,分析了裂缝条数、裂缝半长、页岩基质有效渗透率和裂缝导流能力等因素对页岩气井初始无阻流量的影响。研究结果表明,可以采用新的二项式方程评价页岩气井产能。裂缝参数是影响页岩气井初始无阻流量的主要因素,无阻流量随裂缝条数、裂缝半长和裂缝导流能力的增加而增加。该方法可以在早期通过多工作制度试气资料确定压裂水平井产能方程和初始无阻流量,并已成功应用于涪陵龙马溪组页岩气井的产能评价。     

异常高压气藏产能测试分析方法

南海西部海域莺歌海盆地DFX气田埋深3 000 m,压力系数1.8,地层压力52.7 MPa,为异常高压气藏。目前该区域第一口探井DFX-1井的稳定产能测试资料出现二项式产能方程回归曲线斜率为负,指数式产能方程的指数大于1的异常情况,无法计算气井无阻流量。针对其异常情况,采用了"一点法"、产能方程校正、考虑表皮影响的拟压力产能方程以及考虑应力敏感影响的改进的拟压力产能方程等多种方法,计算异常高压气井的无阻流量。并对比分析"一点法"、产能方程校正的不足,提出考虑表皮影响的拟压力产能方程,能有效计算出合理的异常高压气井无阻流量。同时,采用改进的拟压力方法证实渗透率应力敏感给单井产能带来的影响不容忽视。     

苏X井地层产水对产能的影响分析

苏X井地层产水后,二项式系数A、B均增大,无阻流量降低.若发生水锥,则变化程度更大.针对苏X井地层产水后的动态特征,提出采用复合模型来研究地层产水后的二项式产能方程,进而计算当前无阻流量.推导出了产水气井的二项式产能方程和无阻流量计算公式,求出了苏X井地层产水后的产能方程和无阻流量.该研究成果为确定产水气井的产能方程和无阻流量提供了新方法.     

高压低渗气井产能二项式改进与求解

南海西部乐东X区气藏压力高达100 MPa,渗透率低至0.1 mD,该类高压低渗气井产能测试回归得到二项式产能方程斜率常为负,无法获取真实产能。对气井测试过程进行分析,认为传统二项式法未考虑地层压力变化是造成回归斜率负异常主要原因,建立有效供给范围内的物质平衡模型求解得到测试过程中平均地层压力,认为地层压力随产量和时间变化,且地层渗透率越低压力变化幅度越大。考虑测试过程中有效供给范围内地层压降,回归得到全新二项式产能方程及无阻流量表达式,认为气井实际无阻流量与原始地层压力、测试情况、地层物性均相关。对南海西部LDX-5-A等6口高压低渗井二项式产能方程进行矫正,成功解决该类井产能异常问题,为气田下步合理开发提供了依据,也为该类高压低渗气井产能异常矫正提供了解决思路。     

气井稳定渗流理论的研究与应用

为了解决气井稳定渗流理论对气井稳定试井(亦称产能试井)的影响问题,采用新的气井稳定渗流理论即二次三项式和三次三项式研究气井产能。研究结果表明:在一定条件下,采用该方法可应用二次三项式确定气井的产能方程,该法不仅能确定气井的无阻流量,更重要的是能确定该井的临界产量,从而能更合理的确定该气井的工作制度;用三次三项式建立高压低渗气井产能方程所计算的井底压力、平均地层压力、曲线拟合误差平方和等重要参数均比二项式更精确。该成果为矿场工作人员优选稳定试井资料的处理方法提供了依据。     

海上高温超压气藏产能评价异常处理

D-x-1井位于莺歌海盆地,为高温超压高产气井。出于海上作业安全考虑,测试时对最大产量予以限制,从而导致该井产能计算出现异常,二项式、指数式方程无法应用。首先分析了异常原因,认为是实测的井底流压偏低,并在此基础上进行了产能方程校正。由于该井试井解释质量好,故采用试井解释的井底流压替代实测的井底流压进行产能计算。此外,还在二项式产能方程的基础上进行改进,提出了稳定点(拟压力)法,该方法能达到跟正常的回压试井计算无阻流量同样的效果,只要有一个稳定测试点,就能应用。结果表明,产能方程校正具有不确定性,稳定点(拟压力)法与试井解释校正法结果近似,最终确定该井的产能为862×104m3/d。研究结果为后续井的产能评价提供了新的方法和参考。     

不同凝析气井米无阻流量预测方法

凝析气藏开发过程中,气井的绝对无阻流量会随着地层压力的降低而降低。当地层压力降至露点压力以下时,凝析气体的组成将会发生变化,不仅导致凝析气的黏度、密度和偏差系数发生变化,同时凝析油的析出也会降低储层的气相渗透率。考虑凝析气藏的相态变化对凝析气高压物性、气相相对渗透率的影响,以及不同气井间产气厚度、井点渗透率、泄气半径等参数的差异性,基于二项式气井产能方程的系数变化,建立了不同凝析气井在不同地层压力下的米无阻流量预测方法。应用实例表明,与不考虑相态变化影响的预测方法对比,该方法得到的米无阻流量更接近实际产能试井结果;而且考虑相态变化影响时得到的不同地层压力下的气井米无阻流量偏低。同时绘制出了不同渗透率条件下气井米无阻流量与地层压力的关系图版。     

地层系数法确定气井的产能方程

气井产能方程是认识气井生产规律和分析预测气藏动态的重要依据,是确定合理的气井产量或气藏产量的基础.目前用于确定低渗透气井产能方程的方法存在诸多局限性.本文提出一种简便的确定气井产能方程的方法——KH值法.该方法将修正等时试井资料得到的无阻流量与单点法二项式公式计算的无阻流量进行对比,当二者相等时,可以获取非达西系数D,然后根据同一区块上的测试资料得到其他的储层物性参数,从而求得该区块的产能方程通式,进而根据每一口单井的实际地层系数得到该单井的产能方程.与实际生产数据对比表明,采用该方法得到的单井产能方程符合气井的实际生产规律.     

气井产能递减分析与预测研究

在分析气藏压力变化后气井储层渗流参数和流体参数变化特征的基础上,利用实例井测试和实验分析数据,分别提出了不同类型气井产能变化规律,对其递减规律进行了理论预测,并使用矿场数据进行了定量分析,且对比了常规研究方法,着重于对产能方程系数的变化分析,尝试利用先前获取的稳定试井资料分析储层压力大幅下降后的产能动态。结果表明,常规气井产能变化主要受流体状态参数的影响;储层压力低于露点压力后,凝析气井组分变化和凝析液析出控制着气井产能的递减;变形储层开采期间储层渗流参数的变化会加快气井产能的递减速度,用修正的勘探阶段测试数据来预测产能递减能够满足工程需要。研究可为优化不同类型气井工作制度提供参考。     

R油藏改建地下储气库单井注采能力分析

单井注采能力分析是改建地下储气库优化单井产能参数的一项重要研究内容。以R油藏建库为研究对象,采用节点分析方法,模拟计算管流动态。根据协调点、冲蚀临界流量、携液临界流量以及地层压力、地层破裂压力和地面压缩机额定功率的边界限制分别预测了不同油管尺寸的采气能力和注气能力。为合理选择完井油管尺寸和在注采过程中控制井口压力提供了参考。研究结果表明：R油藏改建库采用国际上目前普遍采用的184.2mm油管,其采气能力在185×10⁴～390×10⁴m³/d,注气能力在25×10⁴～295×10⁴m³/d。     

确定气井二项式产能系数的新方法

气井二项式产能方程是计算气井无阻流量的常用方法,其关键在于确定系数值。分析推理得出了一种简单的方法来确定气井二项式产能方程,不需要地层静压,只通过井底流压和产气量的数据,利用线性回归法,即可建立二项式产能方程,同时还能够反推确定地层压力。在塔里木盆地牙哈凝析气藏的实际资料计算结果表明提出的方法计算结果可靠。具有较为广阔的应用前景。     

试井技术在陕甘宁盆地中部气田产能评价的应用

陕甘宁盆地中部气田利用试井方法，有效地评价和预测产能，对气田的开发方案的设计有重要作用．文中阐述了在陕甘宁盆地气田所采用的试井法，重点说明了修正等时试并法的原理，给出了两种形式的产气方程，即指数式和二项式；还说明了稳定产气方程的确定过程和如何利用不稳定试井曲线研究地层渗透性及其他性质，最后给出了综合产能评价的几个具体方法．这些方法对低渗透油藏的开发有着普遍参考意义．     

低渗气藏水平井二项式产能方程修正

低渗气藏普遍存在启动压力梯度和应力敏感现象,而目前低渗气藏水平井二项式产能方程却未完全考虑这两个因素的影响,导致计算出的无阻流量出现较大偏差,单井合理产能认识不准。从低渗气藏渗流理论出发,在 Forchheimer 渗流方程中引入启动压力梯度和应力敏感系数,推导了含启动压力梯度和应力敏感的低渗气藏水平井产能修正方程。以川西某气藏岩芯实验数据和某水平井试井资料为基础,在考虑启动压力梯度时,采用修正方程计算出的无阻流量较常规二项式产能方程降低了9.44%;而在考虑应力敏感时,其无阻流量降低了35.08%;同时考虑两个因素影响时,无阻流量更是降低了43.41%;计算结果表明,运用修正后的方程计算的无阻流量与常规方法计算结果存在一定的差异性,建议使用修正的方法进行无阻流量计算与产能预测。     

深水近临界油藏动态分析及产能评价探索研究

深水近临界油藏是近年来不断发现和投入开发的一类特殊油藏,国内外对其开展的研究工作还相当有限。而在高投入、高风险的深水环境下,近临界流体的特殊性使油藏的高效开发更具挑战性。到目前为止,未曾见到针对该类油藏经济高效开发方面相关的公开研究成果。本文从实际油藏丰富的流体和生产资料出发,首次对深水近临界油藏复杂生产动态及深水油藏稀井高产高速流动下单井产能评价进行了探索研究。通过在Forchheimer高速流动产能模型中引入生产表皮系数,有效的考虑了该类油藏线性流动和非线性流动不同流动形态对单井产能的影响及其在各生产阶段中的变化,为确定合理生产压差和产能提供依据和指导。通过研究发现保压开采是该类油藏的首选,保持合理生产压差生产是该类油藏长期高产稳产的重要保障。研究成果对深水近临界流体油藏开发具有重要的指导意义,且能对同类油气藏的开发提供很好的借鉴。     

南海深水高产气井测试分析及产能评价技术

莺歌海盆地深水气井LS17-X1井的测试成功,创造了中国海油自营气井单层测试日产量最高纪录,但是其稳定产能测试资料出现二项式产能方程和指数式产能差异大的情况,难以确定其无阻流量。结合测试工艺流程,分析各流动段压力波动原因,采用各流动段相对稳定点的压力数据回归二项式产能方程确定该气井的合理产能;同时,针对未测试砂体的产能,通过岩性、物性、电性定性类比,结合模块式地层动态测试器(MDT)流度等多参数定量预测综合分析确定其产能,形成了深水区域产能定性和定量预测综合分析技术,产能的合理预测,减少类似油气藏基础资料录取,节约大量测试成本。     

毛细管数效应对碳酸盐岩凝析气井产能的影响

反凝析现象对地层污染严重,而毛细管数效应则弱化了凝析油的堵塞作用。随着国内塔中I号碳酸盐岩凝析气田投入开发,迫切需要开展相关研究,从而指导气田的开发。介绍了毛细管数效应的定义及其对相对渗透率曲线的影响,通过建立双重介质单井径向模型,研究了毛细管数效应在不同流体性质、地层渗透率、地层压力降落速度情况下对产能的影响。结果表明,毛细管数效应使气井产能明显得到了改善。当地层压力高于露点压力时,毛细管数效应对产能没有影响;地层压力低于露点压力以后,毛细管数效应的影响最为明显,之后对产能的影响逐渐变小。基本规律为初始生产气油比越大、地层压力降落速度越快、岩块系统和裂缝系统渗透率越低,毛细管数效应对产能的影响越大。     

应力敏感气藏产能方程研究

针对应力敏感气藏开发存在变渗透率的问题,定义了新的考虑应力敏感的拟压力,并从气体多孔介质渗流力学理论出发,建立了考虑应力敏感影响的气藏二项式产能方程,讨论了该方程参数