（地质工程专业论文）汪家屯低渗透气田优化配产方案研究.pdf

大庆石油学院工程硕士专业学位论文 汪家屯低渗透气田优化配产方案研究 摘要 低压、低渗、低丰度、含水气藏在我国分布极其广泛。据不完全统计，其储量己占所 有气藏的8 0 ，因此，开发好此类气藏具有重要的现实意义。但由于此类气藏具有岩层 致密、渗透率极低、气体渗流具有初始压力梯度，有些气藏具有边底水驱替作用等特征， 常规气藏工程理论不能很好解释低渗透生产动态数据，使得制定的开发技术政策不能很好 适应气藏实际情况。 在大量的文献调研和分析研究基础上，本文建立了气体在低渗透条件下的渗流理论及 数学描述方程，建立了考虑气井井底积液条件下修正等时试井资料的分析方法，在综合分 析了气井各种配产理论与配产方法基础上，建立了考虑起始压力梯度和井底积液条件下的 气井动态配产理论与配产模型及气井优化配产方法：对升5 8 井、汪：1 0 1 4 井、汪3 2 一1 9 井 的实例分析结果表明，建立的气井动态优化配产理论与配产新方法可有效确定出气井的生 产技术界限，为控制气井生产压差、延长气井的开采寿命提供了依据； 关键词：低渗透气田 优化配产井底积液压力梯度 i a b s t r a c t s t u d yo fd y n a m i co p t i m i z i n gp r o d u c i n gr a t e i nl o w p e r m e a b i l i t yr e s e r v o i r a b s 仃a c t l o wp r e s s u r e ，l o wp e r m e a b i l i t y , l o wa b u n d a n c e ，w a t e r - b e a r i n gg a sr e s e r v o i r sa l e 、i d e l v d i s t r i b u t e di nc h i n a a c c o r d i n gt oi n c o m p l e t e l ys t a t i s t i c s a b o u t8 0 r e v e r s ee x i s t si nt h i sk i n do f g a sr e s e r v o i r t h e r e f o r e ，i ti si m p o r t a n tt oe x p l o i tt h i sk i n do f g a sr e s e r v o i rw e l l s i n c et h i sk i n do f g a sr e s e r v o i rh a su n i q u ec h a r a c t e r s ，f o re x a m p l e ，s o m eo f t h e mh a v ec o m p a c tf o r m a t i o n ，s o m eo f t h c mh a v el o wp e r m e a b i l i t y , s o m eo ft h e mh a v ei u i t i a lp r e s s u r eg r a d i e n tw h i l eg a sf l o wi nt h e p o r o u sm e d i a ，s o m ea l e d r i v e nb ye d g ew a t e ra n db o t t o mw a t e r , t h en o r m a lg a sr e s e r v o i r e n g i n e e r i n gt h e o r yc a nn o ti n t e r p r e tt h ed y n a m i cp r o d u c t i o nd a t aw e l l ，w h i l em a k e st h e e x p l o i t a t i o nt e c h n i c a lp o l i c i e sc a nn o tm a t c ht h ea c t u a lc o n d i t i o n so f g a sr e s e r v o i r s “ b a s e do nt h ea b u n d a n tr e f e r e n c es u r v e y sa n da n a l y s e s , t h ep a p e rg i y e so u tt h eg a sf l o w t h e o r i e sa n d m a t h e m a t i ce q u a t i o n si nl o wp e r m e a b i l i t yg a sr e s e r v o i ra n de s t a b l i s h e st h ea n a l y z e m e t h o do fi n t e r p r e t i n gt h em o d i f i e di s o c h r o n a lt e s t sd a t ai nc o n s i d e r a t i o no fa l lk i n d so f p r o d u c t i v i t y - o p t i m i z a t i o nd e s i g nt h e o r i e sa n d m e t h o d s t h ep a d e rs e tu pan e wp r o d u c t i v i t y o p t i m i z a t i o nd e s i g nm e t h o di nw h i l ei n i t i a lp r e s s u r eg r a d i e n ta n dl i q u i dl o a d i n gi nt h eb o t t o m h o l eh a v eb e e nt a k e ni n t oa c c o u n t t h ea p p l i e a t i o nr e s u l t si ns h e n g5 8 w a n g1 0 - 1 4 w a n g3 2 一1 9 s h o wt h a tt h en e wp r o d u c t i v i t yo p t i m i z a t i o nd e s i g nm e t h o dc a nd e t e r m i n et h eo p t i m i z a t i o n 一 p r o d u c t i o n o f t h eg a sw e l l i k e yw o r d s ：l o wp e r m e a b i l i t yg a sr e s e r v o i r , o p t i m i z i n gp r o d u c t i v i t yd e s i g n ，l i q u i dl o a d i n gi n t h eb o t t o mh o l e ，p r e s s u r eg r a d i e n t i l 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 - t l 。 刖昌 一研究的目的和意义 低压、低渗、低丰度、含水气藏在我国分布极其广泛。据不完全统计，其储量已占所 有气藏的8 0 ，因此，开发好此类气藏具有重要的现实意义。但由于此类气藏具有岩层 致密、渗透率极低、气体渗流具有初始压力梯度，有些气藏具有边底水驱替作用等特征， 常规气藏工程理论不能很好解释低渗透生产动态数据，使得制定的开发技术政策不能很好 适应气藏实际情况。 二国内外研究概况、水平及发展趋势： 低渗透气藏合理开发的关键技术之一是确定出气井合理工作制度。目前矿场确定合理 产气量的方法也比较多，采气指示曲线配产法；绝对无阻流量配产法；流入流 出动态曲线交汇法：数值模拟法；神经网络法等。这些方法都从不同的角度反映了 气井的合理产能，具有相应的适应条件，但各种方法都具有自身的局限性，如气井绝对无 阻流量法对井筒产气管柱和气井稳产时间难以做出可信的回答，采气指示曲线法不能反映 时间对合理产量的影响，流入流出动态曲线法是一种节点分析优化配产方法，但交汇点产 量仅是目前地层条件下的静态优化配产量，不是整个生产过程中的最优产量，数值模拟法 考虑了整个生产动态的影响，但配产结果准确度与地质的认知程度关系密切，神经网络法 是一种数值演绎方法，配产结果的准确度与早期的动态分析与预测精度关系密切。 在低渗透气藏中，气体渗流常具有启动压力梯度，它的存在会使气井的无阻流量变小， 使气藏的废弃压力提高，造成气藏采收率的降低。罗兹等人提出描述这种非达西低速渗流 的运动方程：冯文光分析了天然气非达西低速渗流的各种因素，建立了理想气体、真实气 体非达西低速不稳定渗流的数学模型，并通过拉普拉斯变换求得了相应解及长时渐进解， 吴凡等人利用天然岩心进行了实验室试验，探讨和研究了不同压差条件下的气体流量和渗 透率变化规律，建立了启动压力梯度与气体渗透率的室内统计规律。 修正等时试井是传统试井的一个重要方法，由于具有测试时间短、耗气量少、经济效 益和社会效益好的优点，它在低渗透气藏测试中运用十分广泛并成为认识气藏特征的重要 方法。1 9 5 9 年k a t z 首先提出了修正等时试井理论与方法，之后许多研究者对修正等时试 井理论进行了大量的研究，拓宽了修正等时试井理论与方法的应用范围，b r a r ，g s 等人 提出了两种在没有稳定流动资料情况下通过分析修正等时试井资料预测气井稳定供气能 力的新方法；许敏等人提出可在常规的修正等时试井基础上增加一个等时距的短关井，以 改变以往修正等时试井仅限与确定气井产能的局限性：a g d d i s e z e u d e m b a h 等人提出了 前言 解释修正等时试井各个开、关井时间段内压力降落、压力恢复资料的方法，但这些修正等 时试井理论仅是针对早期的纯气井而言，对处理生产一段时间后存在井底积液情况下系统 试井资料的处理方法，其基本思想为我们研究存在井底积液时的修正等时试井理论提供了 思路“1 。 三研究的技术路线及技术关键： 对于低渗透气藏气井产能的研究，目前已积累了一些经验，但在考虑启动力梯度及 井底积液对低渗透气井优化配产影响研究方面的工作较少。因此，针对汪家屯低渗透气田 特点，开展低渗透砂岩气藏气井优化配产方法研究的目标为是：以单井作为研究对象，从 渗流力学基本理论出发，建立考虑启动力梯度及井底积液条件下的描述低渗透气藏渗流基 本理论，建立新的低渗透气井动态优化配产理论与低渗透气井动态优化配产方法。为低渗 透凝析气藏的科学合理开发提供依据。 本文研究的技术路线与方法是：从渗流力学理论和低压、低丰度、含水气藏具有的特 殊性开发，围绕影响气井单井生产动态优化配产理论与动态优化配产方法研究。 技术关键： 结合井底渗流条件及储量的预测，确定气井的合理产气量，提高气井的采收率。 四本文完成的主要工作 通过对大量的文献调研和分析研究基础，建立起气体在低渗条件下的渗流理论及数学 描述方程，计算出升5 8 井、汪1 0 一1 4 井、汪3 2 1 9 井的最大泄气半径。 建立井底积液条件下修正等时试井资料的分析方法，并求出升5 8 井、汪1 0 1 4 井、 汪3 2 1 9 井的绝对无阻流量。 在综合分析气井各种配产理论与配产方法基础上，建立存在起始压力梯度和井底积液 条件下的气井动态优化配产理论与配产模型及气井动态优化配产方法。分析计算汪家屯气 田最小携液速度和最小井底流压。 通过研究确定渗透率、配产量对气井井底流压及有效生产时间的影响程度。 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 第1 章汪家屯气田地质及开发基本概况 汪家屯气田位于黑龙江省安达市升平镇和该市畜牧场境内。构造位置位于三肇凹陷安 达一州裂带上一组长期继承性发育的构造中，属于低渗、低丰度气藏，气田含气面积 4 8 2 k m 2 ，天然气储量4 0 3 3 1 0 8 m 3 ，动态储量2 0 xl o a m 3 。 1 1 气田开采简况 汪家屯气田钻探工作始于1 9 6 7 年钻升4 井，但未获油气显示。1 9 8 5 年在升6 1 井f m y j 层获得8 1 4 6 6 m 3 天然气流( 无油嘴) ，次年4 月又在扶余层获得日产2 4 0 7 1 m 3 天然气流( 无 油嘴) 。该气田于1 9 8 7 年1 0 月投产。到目前为止，全气田在含气面积内共投产气井3 7 口， 累积生产天然气6 3 0 x1 0 8 m 3 ，累积产水3 1 4 8 2 m 3 ，采出程度为3 1 5 。2 0 0 5 年1 2 月份汪 家屯气田开井2 9 口，日生产天然气1 7 2 9 3 3 x 1 0 m 3 ，日产水1 3 2 m 3 ，日产油5 4 k g ，年累 积生产天然气3 5 9 0 9 i 0 4 m 3 ，采气速度为1 8 。1 1 2 气田开采特征 ( 1 ) 产量不高，稳定产量一般低于3 o x1 0 3 ； ( 2 ) 含气砂体小而分散，井控可动储量少，气井的地层压力下降较快； ( 3 ) 井口产水。产水量虽不高，且较稳定，却对气井产能有重大威胁； ( 4 ) 气井产量下降较快等特征。 1 3 汪家屯气田构造特征 按目前的构造研究成果和钻探成果，全气田由十个分离的含气区块组成，它们分布 在长约1 7 k m ，宽约7 k m 的一组断裂中。断裂的走向在气田的中部发生了扭曲，六个含气 区块可由此分成南北两组：北组四块，合称气田北块，属于汪家屯背斜构造；南组六块， 合称气田南块，为升平鼻状构造的根部。南、北分属两个三级构造。总构造面积约5 3 4 k m 2 。 主力含气层系白垩纪系下统泉头组第四段及第三段的砂岩，在本区称扶余油层( 泉四段和 泉三段的中、上部) 和杨大城子油层( 泉三段下部) 。为一套河流相砂岩。属拜泉一明水 沉积体系和纳河一依安沉积体系。整套沉积物的底层厚度约4 2 0 4 5 0 m 。其顶部埋藏深度 一般为1 7 0 0 1 7 6 0 m 。”1 1 4 汪家屯低气田储层分布特征 根据本区沉淀相研究结果和邻近的升南试验区钻井结果，本气田储层沙体的形态和 规模大致可分如下四种： 1 、较厚条带砂。属水流能量较强的河道亚相，一般厚8 m 左右，此类砂体数量较少， 第l 蕈汪家屯气田地质及开发基本概况 只占砂体总数的1 8 。只在杨大城子层中发育。 2 、中厚条带砂。属河流能量中等的河道亚相沉积。一般厚2 4 m ，宽约3 0 0 8 0 0 m ， 长约1 o 1 5 k m 。此类砂体占钻遇砂体总数的3 8 5 ，发育在扶、杨各河流相小层中。 3 、小块透镜砂。属水流能量较弱的河道亚相及河漫滩亚相。其中河道亚相砂的厚度 一般2 0 m 左右，宽不超过6 0 0 m ，长不超过1 0 k m ；河漫滩亚相砂的厚度一般不足2 o m ， 长宽均不超过3 0 0 m 。此类砂体数量较多，占钻遇砂体总数的4 5 6 ，广泛发育在扶、杨 各河流相小层中。 4 、小型片状砂。属滨浅湖相沉积，一般厚1 o 2 0 加，宽6 0 0 m 以上、长1 0 k m 0 4 0 k m 。 此类砂体占钻遇砂体总数的1 4 1 。发育在扶余层5 个滨浅湖相小层中。整个气田除了 砂体的规模不大外，砂体的空间分布密度也不大。据统计，在8 0 0 m 1 0 0 0 m 的井网中，小 层钻遇率最高仅4 8 9 ( f 1 7 ) ，钻遇率 4 0 的仅两层，占5 7 。钻遇率 2 0 的共2 3 层，占6 5 7 。在厚达4 2 0 m 4 5 0 m 的地层中，砂岩总厚度平均只有3 5 7 m ( 砂地比约0 0 8 5 0 0 7 9 ) ，且一般分为1 4 层出现。“1 1 5 汪家屯气田储层渗流物性特征 汪家屯低渗透气田扶、杨储层属岩屑质长石砂岩。碎屑颗粒粒度中值在0 0 5 0 2 0 衄 之间，属粉细砂岩。分选系数5 1 ，风化程度中一一深。碎屑中长石占3 1 9 ，石英占 2 6 2 ，岩屑占2 7 8 。胶结物以泥质为主。泥质含量1 0 2 0 ，平均1 3 4 ，扶余层 含量略高。胶结坚硬。胶结类型以再生一孔隙式、孔隙再生式及再生薄膜式为主。粘土 矿物的组成在各层组中有所不同。扶一组以高岭石、伊利石为主，绿泥石次之。扶二组中 高岭石含量大大减少，伊利石和绿泥石含量增加。杨大城子层中，高岭石的含量进一步减 少，蒙脱石绿泥石混合层明显增高。杨二组还出现了1 5 4 的蒙脱石。杨三组中出现了 浊沸石胶结，标志着本区储层经历过中等程度的成岩后生作用。 本气田储层岩样的分析结果中，9 0 左右样品的有效孔隙度都集中在1 0 一2 0 这个范 围杨大城子层物性却略好于扶余层。 扶、杨间物性的差异更明显地表现在渗透率上。扶余层的空气渗透率一般为0 1 5 1 x 1 0 3 府，平均仅2 5 5 1 0 。3 “方，杨大城子层空气渗透率则在0 4 3 0 x 1 0 4 “方之间，平 均值达1 4 4 4x 1 0 一u g 。 1 6 汪家屯低渗透气田流体性质 根据取样分析结果，汪家屯气田天然气相对密度为0 5 7 3 4 0 5 9 9 8 ，甲烷含量为 9 2 1 9 6 4 ，乙烷含量为1 0 1 2 4 6 ，丙烷含量为0 0 7 0 6 8 ，氮气含量为1 - 4 3 4 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 6 2 1 ，含2 - 2 甲基丁烷、丁烯、戊烯微量。 据气田周边外7 口产水井1 0 个层和气田原上交含气面积内三1 ：3 井4 个产水层的水样 分析结果，本气田地层水的总矿化度约在3 1 4 0 9 6 6 0 9 6 0 6 m g l 之间，平均4 2 9 0 9 m g l 。 第2 章天然气非达西低速不稳定渗流的规律研究 第2 章天然气非达西低速不稳定渗流的规律研究 2 1 天然气非达西低速不稳定渗流的影响因素分析 与常规油气藏渗流过程相比较，气体在低渗多孔介质中的渗流是一个相当复杂的过 程，有许多特殊的因素影响其渗流机理。 2 1 1 流体与岩石表面间两相表面作用的影响 流体在多孔介质中渗流时，流体与岩石表面两相间始终存在表面作用。非达西低速流 动不是由于流体质点间的内部附加阻力所致，而是由于相问表面的物理化学现象产生的外 部附加阻力所致。在小的压力梯度下，因岩石固体颗粒表面分子作用滞留的束缚水在最狭 窄的孔隙中是不运动的，它妨碍了自由水在孔隙中的运动。” j 2 ：1 2 有效应力的影响 有效应力是围压或上覆地层压力于岩石孔隙压力之差。由于岩石性质是岩石有效应力 的函数，有效应力的增加会造成岩石孔隙度和渗透率的急剧减少。砂岩和其它碎屑岩的弹 性比碳酸盐达，石灰岩常具有塑性。随着油藏压力( 孔隙压力) 下降和有效应力的增大而 迫使岩石的格架变形，造成孔隙度、渗透率减小。当有效应力增加道某一足够高的值时， 岩石格架变形可能导致格架被破坏而出现塑性变形，造成孔隙度、渗透率急剧减小，而塑 性变形导致的孔隙度、渗透率减小不会因为岩石中的压力恢复而完全恢复，表现为油气藏 的渗透率在不同时期的测试结果逐步减少。 2 1 3 孔隙的大小，孔喉的几何结构及其分布的影响 喉道狭窄，孔隙分布不均匀，连通性差，渗透率极低，均是造成非达西低速渗流的重 要地质因素。无论是致密的页岩、泥岩、还是致密的碳酸盐岩，如果其孔隙很小，孔隙喉 道极为狭窄，无论是液体或气体在其中流动，其阻力都会很大，致使流速很低。i r m a y 认 为，流体通过岩石孔隙时，压力梯度如果不能大于起始压力梯度，流体将不能流动。 2 ：1 4 井底附近污染效应的影响 首先，钻井后会使井壁附近地应力的平衡状态遭到破坏。 其次，钻井和完井作业会造成泥浆侵入，粘土分散，出现泥饼，或使地层部分打开， 或使射孔不足，或使射孔孔眼堵塞。而砂、泥浆等堵塞都会使井壁附近岩石的孔隙度、渗 透率降低，表皮流动阻力增大，流速减小。 把气体和储层多孔介质视为一个相互作用的完整系统，考虑启动压力梯度对渗流规律 及气井产能的影响，才能真实地反映气体在储层多孔介质中的渗流机理与渗流特征8 “1 。 6 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 2 2 汪家屯气田启动压力梯度研究 2 2 1 气体渗流启动压力梯度理论分析 根据达西定律，气体渗流时，其体积流速与驱替压差之间存在如下关系 v ：叟：1 0 k ( p 1 2 - p 0 2 ) ( 2 1 ) a 2 咒儿 式中：v 气体通过岩心的流速，c m s ； q 气体通过岩心的流量，c 方s ： 4 岩心横截面积，c 月f s ； k 岩心渗透率，u r , f ： 晶、墨岩心上游和下游压力，, y p a ； u 空气年度，m p a s ； 三岩心长度，册。 由式( 2 1 ) 式可以看出，当气体渗流符合达西渗流定律时，v - - ( e , 2 一露) 为通过原点 ， 的线性关系。但大量实验研究表明，1 ，- - ( p , 2 一譬) 并不满足( 2 一1 ) 线性关系，而是满足 一如下关系式。 j ； v = a ( 只2 一p 。2 ) 一6 ( 2 2 ) ( 2 2 ) 式中，a 、b 是与流体性质、孔隙结构和渗流条件相关的常数。对( 2 ) 式，令 v = 0 ，则可获得岩样的启动压力( 只) 和启动压力梯度( a ) 为： ( 扣 j ( 2 3 ) 阻计一r p 五：。- p o ：重：! ：兰协4 ， 根据( 2 1 ) 、( 2 2 ) 式，气体线性渗流时的平均渗透率为： k ：u z a p o ( 2 5 ) 2 2 2 汪家屯气田启动压力梯度实验研究 根据气体渗流启动压力梯度理论，我们共完成1 9 块典型岩心的气体渗流启动压力梯 度实验研究，典型岩心实验测试结果如表2 - 1 、图2 - 1 图2 - 1 9 所示 第2 章天然气非达西低速不稳定渗流的规律研究 8 表2 - 1 岩心启动压力梯度实验测试结果 t a b l e2 - 1t e s te f f e c to fi n t i a lp r e s s u r eg r a d i e n t 、吧，p z o ) 叫p 一) 4 01 6 03 6 o6 4 01 0 0 01 4 4 0 v ( c i i l ，s ) 、 岩心1 0 21 32 8 5 s8 1 1 0 9 岩心20 51 95 2 8 51 4 81 8 6 岩心3 1 24 18 51 7 62 6 33 2 4 岩心4 1 46 o1 8 7 2 4 93 5 5 5 6 0 岩心5 2 5 7 9 2 2 73 7 75 0 68 3 2 岩心6 2 91 4 92 6 75 1 58 6 81 0 5 6 岩心7 4 11 5 53 4 7 6 9 91 0 0 11 3 6 1 岩心8 4 52 2 3 4 8 7舳01 3 4 41 7 6 2 岩心9 5 11 8 74 0 18 8 51 4 1 11 8 5 3 岩心1 0 6 。92 5 56 3 4 1 2 2 41 7 2 22 5 6 9 岩心1 18 42 3 4 7 8 51 2 7 32 2 5 62 8 5 2 岩心1 2 8 54 8 71 0 5 5 1 4 1 32 7 4 93 4 2 1 岩心1 3 1 5 83 7 5 9 7 62 0 6 12 7 5 44 3 5 7 岩心1 4 1 2 56 6 21 2 8 92 2 1 8 2 9 7 94 3 2 1 岩心1 5 1 0 94 8 61 0 4 6 2 2 3 33 5 6 34 5 7 4 岩心1 6 1 2 0 4 7 81 4 3 72 6 0 33 9 8 55 2 6 4 岩心1 7 1 8 15 3 _ 31 6 3 62 3 5 9 3 7 5 65 8 9 7 岩心1 8 1 5 17 9 21 7 3 92 9 5 8 4 2 7 86 4 4 9 岩心1 9 1 5 1 8 5 61 7 5 32 8 4 3 4 4 8 86 8 3 6 图2 - 1 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 ) f i g 2 - 1 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 图2 - 2 体积流速与压力平方差的关系( 岩心2 ) f i g 2 - 2 r e l a t i o no f va n dp 1 2 伽2 ， 图2 - 3 体积流速与压力平方差的关系( 岩心 f i g 2 - 3 r e l a t i o no f va n dp 1 2 p o z 9 第2 章天然气非达西低速不稳定渗流的规律研究 l o - 念 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 图2 - 8 体积流速与压力平方差的关系( 岩心8 ) f i g 2 - 8 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 图2 - 9 体积流速与压力平方差的关系( 岩心9 ) f i g 2 - 9 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 图2 1 0 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 0 ) f i g 2 - 1 0 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 第2 章天然气非达西低速不稳定渗流的规律研究 1 2 图2 1 1 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 1 ) f i g 2 - 1 1 r e l a t i o no f va n dp i 2 - p 0 2 图2 - 1 2 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 2 ) f i g 2 - 1 2 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 图2 13 体积流速与压力平方差的关系( 岩心13 ) f i g 2 - 1 3 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 图2 - 1 4 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 4 ) f i g 2 5 1 4 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 2 - 1 5 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 5 ) f i g 2 - 1 5 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 图 1 3 第j 章天然气非迭西低速不稳定渗流的规律研究 1 4 图2 - 1 7 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 7 ) f i g 2 一1 7 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p 0 2 图2 一1 8 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 8 ) f i g 2 - 1 8r e l a t i o no f v a n dp 1 2 - p 0 2 图2 - 1 9 体积流速与压力平方差的关系( 岩心1 9 ) f i g 2 - 1 9 r e l a t i o no f va n dp 1 2 - p o z 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 ， 利用图2 1 图2 1 9 测试的1 9 岩样v 一( 量2 一譬) 关系曲线和( 2 2 ) 式，可回归求出 各岩心的a 、b 值，并通过( 2 4 ) ( 2 5 ) 式可计算出各岩心的启动压力梯度和平均渗 透率，如表2 2 所示，启动压力梯度与平均渗透率的关系如图2 - 2 0 所示。” 表2 2 19 决岩心的启动压力梯度和平均渗透率的关系 t a b l e2 - 2r e l a t i o no f i n i t i a lp r e s s u r eg r a d i e n tv e r s u sa v e r a g ep e r m e a b i l i t y k ( r o d ) 0 30 50 91 422 93 7 启动压力梯度( k p a )0 0 2 7 2 0 0 1 7 90 0 1 170 0 0 8 90 0 0 7 40 0 0 6 30 0 0 5 8 k ( m d ) 4 54 86 27 69 11 0 6 启动压力梯度( k p a )0 0 0 5 50 ，0 0 5 4 0 0 0 5 00 0 0 4 80 0 0 4 70 0 0 4 6 k ( m d ) 1 1 3 1 2 13 71 4 415 81 6 6 启动压力梯度( k p a )0 0 0 4 5 0 0 0 4 50 0 0 4 4 0 0 0 4 40 0 0 4 3 0 0 0 4 3 图2 - 2 0 启动压力梯度与渗透率关系图 f i g 2 - 2 0r e l a t i o no f i n i t i a lp r e s s u r eg r a d i e n tv e r s l i sp e r m e a b i l i t y 由图2 2 0 不难得出，岩心渗透率对启动压力梯度有明显影响，但仅当渗透率小于1 毫达西后，启动压力梯度才急剧增大。因此，对低渗透油气藏而言，应考虑启动压力梯度 对渗流规律的作用和影响。1 利用表2 2 、图2 2 0 的测试分析结果，可以回归出启动压力梯度与平均渗透率的关系 如( 2 6 ) 所示，启动压力梯度与平均渗透率呈典型的倒数关系。 a = 0 0 0 7 置+ 0 0 0 3 9 ，= 0 9 9 3( 2 6 ) 第2 章天然气非达西低速不稳定渗流的规律研究 1 6 图2 - 2 1 启动压力梯度与i k 的统计关系 f i g 2 2 1c a l c u l a t e r e l a t i o no f i n i t i a lp r e s s u r eg r a d i e n tv e r s u s1 k 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 第3 章低渗透气田气井优化配产理论与方法研究 配产即为合理产量预测。气井得合理产量，就是对一口气井而言，有相对较高的产 量，在这个产量上有较长的稳定生产时间和较高得采出程度。确定合理的气井产量是实现 气田长期高产、稳产的前提条件。气藏合理工作制度的确定，可以获得满意的产气量和较 长的稳定期，使气藏开采有较高的采收率和最佳的经济效益。目前，可以用于气田的配产 方法很多，以下就针对气田分析影响因素以及提出配产方法。 3 1 气田配产模式建立时需考虑的地质因素 3 1 1 气藏有无边底水 有边、底水的气藏单井配产过高时，就会引起边水舌进和底水锥进。一是造成死气 区；二是由于气层均为水湿性，孔隙、孔洞、裂缝的周壁都存在薄膜状水，边底水的侵入， 使得水膜加厚，气相渗透率急剧降低；三是导致气井过早水淹最终降低气藏采收率。 3 1 2 是裂缝性气藏还是孔隙式气藏 裂缝性气藏单井配产不宜太高，否则生产压降过大会造成缝宽减小甚至完全闭合， 导致气层渗透率降低甚至气流通道堵死，采收率降低。而孔隙型气藏在气藏压力下降后， 岩石的孔隙体积变化可以忽略不计，因而配产高低对气藏采收率几乎没有影响，只是影响 到采气速度进而影响全气田的稳产年限。 3 1 3 储层岩性及胶结程度 碳酸盐岩由于是化学成因，岩性致密，骨架结构是一个整体，大压差生产时，不存在 岩石颗粒脱落堵塞储层，而碎屑岩则不同，当为钙质胶结时胶结紧密，也不会发生岩石颗 粒脱落，泥质胶结的碎屑岩储层颗粒容易脱落，堵塞喉道，储层渗透率降低，气井产量降 低，严重时形成死气区，降低采收率“”“1 。 3 1 4 压力系数级别的高低 按压力系数高低气藏可分为超高压( 压力系数大于1 8 ) 、异常高压( 1 8 1 2 ) 、 常压( 1 - 2 0 8 ) 和低压( 小于0 8 ) 四个级别。对于常、低压孔隙气藏，生产压差对其 采收率影响不大，对于超高压、高压气藏开采过程种岩石骨架体积膨胀，从而使孔隙体积 减小，且以裂缝体积减小最为显著，所以超高压、高压气藏采收率都较低。 3 1 5 是否为凝析气藏 凝析气藏开发必须研究气藏烃类相态特征，配产时要尽量考虑地层压力高于上露点压 力，若配产过高地层压力下降快，压力低于上露点压力后，天然气中的重烃组分( c 5 以 i - ) 则会在储层析出，造成气相渗透率下降，气井产量下降。“”1 1 7 第3 章低渗透气田气井优化配产理论与方法研究 3 2 常见的气井配产方法 3 2 1 采气指示曲线法 从气井产能二项式方程中可以看出，在气体从地层边界流向井的过程中，压力平方 差由两部分组成；右端第一项克服气流沿流程的粘滞阻力，第二项用来克服气流沿流程的 惯性阻力。当气井产量较小时，地层中气体流速低，主要时第一项起作用，表现为线性流 动，气井产量与压差之间成直线关系，当气井产量增大，随着气流速度增大，第二项逐渐 起主要作用，表现为非线性流动，气井产量和压差之间不成直线关系：而是呈抛物线关系。 在图中，如果气井配产超过了直线段，即在图中a 点以外，气井生产就会把一部分压力降 消耗在非线性流动上，降低了生产时率。因此，把直线段上最后_ 点a 的产量作为气井的 合理产量。 ： f i g 3 - 1d i r e c tc u r v eo f n a t u r a lg a sd e v e l o p m 。n t 3 2 2 系统分析曲线方法 气井生产时一个不问断的连续流动过程，井口所得到的气体时经过这样几个流动过程 而来的，气体从气层流向井底并通过射孔段流入井筒，再从井筒底部经垂直管流到井口。 若选择井筒底部作为分析点，从地层流动至改点称为改点的流入，从改点流到井口称为改 点的流出。流入流出都可以作为压力随产量的变化曲线，称为流入和流出曲线，在同一坐 标系下两条曲线的交点对应的产量就是气井协调工作的合理产量；气井的流入曲线可采用 产能方程计算得到，气井的流入曲线采用垂直管流公式计算。 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 图3 2 以井底为节点的流入流出动态曲线 f i g 3 - 2d y n a m i cc h i v eo f i n f l o wa n do u t f l o wa c c o r d i n gw e l lb o t t o m 3 2 3 数值模拟法 为了准确地确定气井的合理产量，应当采用数值模拟计算，特别是对有边底水的气藏 更是如此。树枝模拟方法不仅可以同时对各井配产效果通过生产史计算进行检验，而且可 提供多种生产指标给予选择，这样选定的产量更为合理。 数值模拟方法是从全气藏出发，每口井的配产都同气藏的开发指标相联系，同时考虑 了气藏开发方式和气井的生产能力，以及各井生产时的相互干扰。因此，用这种方法配产 更符合生产实际。 数值模拟方法实际上就是利用能代替气藏的数学模型，不断地演绎气藏生产过程，以 此调整气井产量，同时满足生产的需要和气井的生产能力。“” 3 2 4 无阻流量配产法 根据国外资料介绍，在胶结较好的砂岩和碳酸盐岩储层中，在边底水不活跃的气藏中， 气井合理产量可定位在1 6 1 3 绝对无阻流量上。这种定产方法虽然十分简便，但却没 有考虑气井的稳产年限及气井开采过程中地层压力变化对产量的影响。 通常人们普遍认为气井开采过程中稳定产能方程系数是基本不变的，并由此来确定不 同地层压力下的无阻流量，甚至采用原始地层压力下的稳定产能方程预测废弃条件等。事 实上，随着地层压力的下降，与产能方程系数密切相关的多项参数如天然气偏差系数、粘 度、气层渗透率、有效厚度等都是变化的，只不过渗透率、有效厚度的变化甚微，相比之 下可以忽略不计，但天然气偏差系数和粘度的变化却不同忽视，两者之乘积不断变小，由 此，引起气井两项式系数a 、b 也不断减小。如果已知二项式系数a 、b 随天然气偏差系数 和粘度对应变化的关系式。那么，当已知气井某一时刻的稳产产能方程，便可根据任意地 层压力下的天然气偏差系数及粘度求得对应地层压力时的稳定产能方程，从而更精确的确 1 9 第3 章低渗透气田气井优化配产理论与方法研究 定对应地层压力时的无阻流量，同时在气井开采过程中得以科学、合理地应用稳定产能方 程，避免了气井开采过程中重复试井工作，节约了人力、物力，提高了经济效益。气井稳 定产能方程是确定无阻流量和合理工作制度、预测生产动态及其它气藏工程研究的重要手 段和依据，而且已得到广泛应用和推广。 气井稳定二项式产能方程为 瑶一焉= 一q + b q ：( 3 - 1 ) 式中： 彳= ! 兰等 ，g 号+ 。4 ，4 s s c 。， 丑：型三丝丝壁f 上一土1 ( 3 3 ) k h 2 瑶l o j 从式( 3 - 2 ) 、( 3 3 ) 可以看出，在气井开采过程中若不考虑视表皮系数( s ) 的变化 随着地层压力的下降，影响二项式系数月、占的主要参数有天然气偏差系数、粘度、气层 渗透率、有效厚度等。通常气层渗透率、有效厚度随地层压力的变化甚微，可以忽略不计， 但天然气偏差系数及粘度的变化却不容忽视。假设气井两个不同开采阶段的二项式系数分 别为 、晶和, 4 2 、拐，且对应的天然气粘度和偏差系数分别为以。、石和以：、易，那么根 据式( 4 - 2 ) 、( 4 3 ) 有： 由式( 4 - 6 ) 得 垒：z 2 a 9 2 ( 3 4 ) 4 z 1 以， 。t? 一b 2 ：丝 。( 3 5 ) 墨五层 ： ：0534104ysp”kd口= 口 0 心0 r f l = 1 8 7 x 1 0 8 警。 ( 3 7 ) 由于不考虑气井视表皮系数( s ) 得变化，则对应湍流系数( d ) 的变化亦不考虑， 于是由式( 3 7 ) 有： 将式( 3 8 ) 代入式( 4 5 ) 得 辱：堕 ( 3 8 ) a 以 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 堕一垒堑 且 z l 以。 ( 3 - 9 ) 式中：只为地层压力t c l p a ；为天然气相对密度；岛为井底流压，m p a ；心为天然 气粘度m p a s ；z 为天然气偏差系数：r 为通用气体常数，m p a ( k m 0 1 k ) ；t 为地层温度， k ；h 为有效厚度，m ：为气井产量，1 0 4 m v d ；r e 为气井控制半径m ；a 、曰为二项式系数； 0 为井底半径m ：s 为视表皮系数；d 为湍流系数；k 为渗透率，1 0 1 “谚：为湍流引起 得惯性阻力系数。 从式( 4 4 ) 、( 4 9 ) 可以看出，在气井开采过程中随着地层压力下降，二项式系数a 、 占主要随心、z 得变化而变化。天然气得以、z 的变化可用相关经验公式计算。 通常人们采用固定不变的稳定产能方程系数来计算气井开采过程中( 地层压力下降) 的无阻流量。若以原始条件下的二项式系数a 。、最来计算不同地层压力下的无阻流量，则 根据式( 4 - 1 ) 得： r g 一霉盟掣 浯 “ 由式( 4 1 0 ) 可知，地层压力( p r ) 得下降，本身就引起无阻流量降低。在气井开采 过程中产能方程将产生一定的变化，二项式系数a 、b 逐渐减小，采用变化的二项式系数 a 、b 对应计算的无阻流量为： ：巫型掣 仔m 式中：a 、届为原始地层压力( 只) 时的二项式系数，矾，为不同地层压力( b ) 下 、 最对应的无阻流量，1 0 4 3 d ：o ，为不同地层压力( b ) 下a 、b 对应的无阻哲茁量，1 0 w d 。 由于a a ，、口编，故在同一开发时刻( 即同一地层压力下) ，式( 3 一卜1 6 ) 计算的无阻流 量高于式( 3 - 1 0 ) 计算的无阻流量，尤其在气井开采中后期更为明显。因此，在气井开采 过程中，特别在开采中后期，仍然采用初期建立的稳定产能方程计算无阻流量，必将带来 较大误差。 因此，随着地层压力的下降，影响气井产能方程系数的天然气粘度和偏差系数的变化 不容忽视，两者乘积逐渐减小，从而引起二项式产能方程系数不断减小，由此对应计算的 无阻流量大于采用原始地层压力下稳定产能方程计算的无阻流量。若已知气井某一时刻的 稳定产能方程，便可根据不同地层压力下的天然气粘度和偏差系数计算对应地层压力下的 第3 章低渗透气田气井优化配产理论与方法研究 稳定产能方程系数，进而求得相应无阻流量。可以避免气井开采过程中重复试井工作，节 约人力、物力，提高经济效益。气井开采的相对短期内，即地层压力降相对较小的阶段， 产能方程系数变化不大，可以近似认为不变，这符合人们通常的普遍观点。但是，以开发 初期同中后期相比，产能方程变化较大，对应无阻流量变化亦较大。所以，在气井开采过 程中，尤其开发末期，若始终采用初期建立的稳定产能方程，不仅计算的无阻流量误差较 大，而且由此开展的其它工作同样误差较大恤“。 3 2 5 神经网络法在气井产能预测中的应用 目前，气井产能预测的方法有多种，但各种方法都有一定的先决条件限制。近年来j 神经网络方法在油气田开发领域得到广泛应用。这种方法的优越之处就在于它能充分考虑 客观实际问题的多个复杂因素，以及因素与因素间的非线性复杂联系和因果效应的传播过 程，达到对客观问题的最佳拟合，这是以前的其它任何方法所不及的。 ： 气井产能通常用无阻流量的大小来描述，因此气井产能预测的实质就是气井无阻流量 的预测。只要预测出气井的无阻流量，就相当于知道了气井的产能。 气井二项式产能方程式、无阻流量计算式以及a 、b 系数表达式如式( 3 - ；) 、( 3 1 1 ) 、 ( 3 2 ) 、( 3 3 ) 所示。显然，对于气井无阻流量大小产生直接影响的参数有：地层渗透率、 气层有效厚度、流体粘度、排驱半径、气井半径、