现代产量递减分析目前研究进展及展 PPT课件

长庆油田勘探开发研究院二 六年七月 现代产量递减分析目前研究进展及展望 主要介绍目前国外正在大力研究的现代产量递减分析技术 PDA 以及这项技术目前在长庆低渗气田应用情况 同时结合我们对这项技术的初步理解 指出其下一步发展方向 请各位领导 专家批评指正 研究的目的及意义目前研究进展长庆低渗气田应用实例下一步发展方向 汇报提纲 为了获取可靠的储层参数和地质储量 常需要关井测压 对于低渗透油气藏 可能需要关井长达数月 严重的影响生产 由于关井不能太长 对于低渗气藏 大多仅仅反映了裂缝特征 不可能对储层特征进行深层次的解读 然而Holditch等人发现在Burgos气田有大约1 3的压裂气井在生产表现出拟稳定状态 如果采用非稳定数据计算储量 偏低 研究的目的及意义 显然 生产数据是边界条件 储层物性等等因素的综合反映 如果仅使用生产数据就能够精确地描述储层特征无疑具有十分重要的意义 因此 世界著名试井专家GeorgeStewart教授指出 生产数据的分析将是试井发展的一个重要方向 他称该项技术为PDA ProductionDataAnalysis 研究的目的及意义 因为在多数情况下 生产数据可能也是唯一能够获得的数据 特别是对于一些低渗压裂气井 边际经济效益井 目前已经形成了一套全新的产量递减分析技术 为了区别于过去仅用来确定气井动态储量的传统递减分析技术 称之为现代产量递减分析技术 研究的目的及意义目前研究进展长庆低渗气田应用实例下一步发展方向 汇报提纲 对于一个定容封闭的气藏 当气井以稳定产量开井生产时 按其压力变化的动态 压降曲线可以划分为非稳态 过渡态和拟稳态三个阶段 非稳态阶段指压降漏斗呈圆形向外扩展 而尚未达到边界影响之前的压力动态 确定K S Xf等参数 拟稳态阶段指压降漏斗业已达到边界 并在气井控制范围内的压力动态达到等速下降的阶段 确定OGIP 渗流特征 指数递减 b 0 调和递减 b 1 双曲递减 0 b 1 1945年Arps根据矿场资料的统计研究 提出了油气藏在进入定容衰竭过程后 达到拟稳定流动状态 将遵循三种递减方式 即指数递减 调和递减 双曲递减 Arps递减图版 不稳定阶段 拟稳定阶段 在不稳定阶段 汇成一条线 0 2 0 3 在拟稳定状态遵循三种递减方式 如果采用非稳定数据进行Arps递减分析 可能会出现b 1的情况 在低渗透油气藏比较常见 Fetkovich递减图版 Fetkovich在收集了Moore Hurst等人发表的定井底压力下产量递减的不稳定数值解 创建了无因次流量和无因次时间的标准曲线图版 圆形油藏定压开采时无因次解 曲线分为两个部分 在不稳定流动期间 对于不同的re rw均汇聚为一条曲线 当达到拟稳定状态时 就等同Arps的指数递减曲线b 0 此时曲线也可分为两个部分 在不稳定流动期间 对于不同的re rw变成了为曲线族 当达到拟稳定状态时 不同的re rw就汇聚为一条Arps指数递减曲线 Fetkovich递减图版 Fetkovich利用Moore等人发表的通过联合不稳定曲线和Arps递减曲线 形成了Fetkovich递减曲线图版 克服了Arps关系式仅能够用于拟稳定生产数据的弱点 但是Fetkovich图版不能分析存在多次关井以及变井底压力的生产数据 引入拟等效时间处理变压力 产量生产数据 将其等效为定流量生产数据 然后再利用类似试井的典型曲线拟合方法进行拟合 实际生产时间 拟等效时间 实际变压力 产量生产 等效定产量生产 液体 气体 重整压力 重整压力积分 重整压力积分导数 NPI递减曲线 现代产量递减分析图版 重整流量 重整流量积分 重整流量积分导数 Blasingame递减曲线 1999年 Agarwal进一步发展了现代产量递减技术 给出了具有有限导流能力 无限导流能力的低渗透压裂气井产量 时间递减标准曲线 具有有限导流能力的压裂井递减曲线 具有无限导流能力的压裂井递减曲线 解释参数 研究的目的及意义目前研究进展长庆低渗气田应用实例下一步发展方向 汇报提纲 G32 4井位于陕西省靖边县镇定乡旧城村 该井于2002年5月4日开钻 完钻井深3950 0m 之后通过射孔 酸化 试气无阻流量为62 0209 104m3 d 气层中深3636 60m 2002年12月17日投产 原始地层压力32 71MPa 投产前油 套压均为25 70MPa G32 4井历年累计产气6783 383 104m3 在压恢试井关井前以10 0 104m3 d生产 2004年6月4日油套压分别为16 80 17 00MPa 关井39天后 7月13日压力恢复试井结束时油套压恢复到18 80MPa 井底压力由21 47MPa恢复到24 69MPa 且仍以0 0173MPa d的速率在恢复 G32 4的Blasingame递减曲线 运用Blasingame等人提出的典型曲线 拟合得到G32 4井的参数如下 渗透率K 10 3 m2 10 18mD 表皮系数 4 54 单井控制储量 108m3 2 864 单井控制面积 km2 4 59 对G32 4进行试井解释 图12 13 拟合参数为 渗透率K 10 3 m2 11 7mD 表皮系数 6 同时G32 4井在累计采出气量为6783 383 104m3时地层压力约降低了7MPa 因此 计算单井控制储量约为3 180 108m3 对比结果 两者是基本吻合的 利用现代产量递减技术研究流动状态对单井控制储量计算的影响和地层压力变化趋势分析 陕215井开采曲线 分别设定四个点 2003 3 1 2003 12 31 2004 12 31 2006 4 30 研究陕215井的渗流特征 泄流半径和地层压力的变化 气井处于不稳定渗流状态 单井控制面积S 1 8km2 天然气地质储量OGIP 2 38 108m3 地层压力PR 25 6MPa 应该偏低 2003 3 1 应用原模型 早期能够较好拟合 但是后期模拟压力明显低于实测压力 说明波及面积增大 2003 12 31 气井已经初步进入拟稳定渗流状态 单井控制面积S 5 5km2 天然气地质储量OGIP 7 35 108m3 地层压力PR 25 7MPa 应该准确 气井已经进入拟稳定渗流状态 单井控制面积S 5 5km2 天然气地质储量OGIP 7 35 108m3 地层压力PR 24 4MPa 2004 12 31 气井已经进入拟稳定渗流状态 单井控制面积S 5 5km2 天然气地质储量OGIP 7 35 108m3 地层压力PR 22 9MPa 年压降1 15MPa 2006 4 30 通过现代产量递减分析 准确地判断气井所处的渗流状态是正确计算动储量的关键 否则 就可能导致计算结果偏低 当气井渗流达到拟稳定状态时 连续跟踪地层压力变化是气井生产潜力分析的有效技术途径 研究的目的及意义目前研究进展长庆低渗气田应用实例下一步发展方向 汇报提纲 现代产量递减分析技术不仅可以确定气藏动态储量 还可以确定储层物性参数及完井效率 这项技术具有以下特点 不需要关井 对于低渗透油气藏 压力恢复试井需要长时间关井才能确定储层物性参数及动态储量 不需要连续测量井底流压 仅需要油气井几个月的生产数据即可 不需要太多的数据准备 克服了单井数值模拟的弱点 这为