【国家标准】SYT 6108-2004 碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范

】(4060 6108 6108of 6108一12规范性引用文件13气藏开发动态分析的目标和任务，14气藏类型判别，11，。1，115气藏连通性分析.一26气藏渗流特征分析，27气藏产能评价38气藏动态储量计算和分析“39开发方案实施跟踪分析，。，“”310气藏水侵分析，。，一411气藏采收率分析，一“”412气藏开发动态分析报告编写，”“”4附录A(资料性附录)物质平衡法诊断气藏类型5附录B(资料性附录)气藏压力分布剖面分析7附录C(资料性附录)流人流出曲线法确定气井合理产量8附录D(资料性附录)产量递减分析，一9附录E(资料性附录)气藏平均地层压力计算二，。，。， 6108 6108酸盐岩气藏开发动态分析技术规范的应用情况、气藏工程理论技术发展情况及其相关标准化工作进展情况基础上修订而成的，在内容上对原标准作了修改、补充和完善。修订内容主要包括:仅在资料性附录中出现公式，通过注解方式对公式符号作说明，去掉了 6108数符号、代号”的内容;引用 5440天然气井试井技术规范，删除了 6108井产能计算”的内容、附录D“平均地层压力计算”中关于计算单井供给区域地层压力的内容;引用 6098天然气可采储量计算方法，删除了 6108藏动态储量计算”、附录E“采收率计算”的内容;增加了引用 6313. 2油气水界面确定方法气水界面的内容;对附录作了调整，增加了附录A“物质平衡法诊断气藏类型”、附录B“气藏压力分布剖面分析”、附录C“流人流出动态曲线法确定气井合理产量”的内容;增加了对气藏开发不同阶段动态分析工作任务的描述内容;修改了采用探边测试及相关试井分析技术识别气藏边界的内容;增加了对于连通性较好的气藏，在已分析获得各井点地层渗透率、地层压力等参数基础上，采用二维插值算法，可获得这些参数在气藏内的分布参数场，作出参数分布等值线图的内容;增加了对比分析不同时期气井试井曲线形态特征及单井渗流模型参数变化趋势的内容;增加了根据生产动态情况逐步优化而确定气井合理产量的内容;增加了非自然递减生产情况下，应进行综合递减分析的内容;增加了结合计算井区储量，分析气藏剩余可采储量分布情况的内容;增加了开发方案实施跟踪分析的内容;删除了 藏开发阶段划分及开发指标确定”;删除了 藏开发动态分析”。本标准自实施之日起，同时代替 6108录B、附录C、附录D、附录标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口本标准起草单位:中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院。本标准主要起草人:冯曦、贺伟。本标准所代替标准的历次版本发布情况为: 6108标准适用于碳酸盐岩气藏开发动态分析，可供碎屑岩气藏开发动态分析参考。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 5440天然气井试井技术规范 6098天然气可采储量计算方法 6313. 用相关分析技术和方法，分析气藏的开采动态特点，研究不同开发阶段的主要矛盾，不断深化对气藏特征及其内在规律的认识，为实施治理及增产措施、优化控制气藏开发过程、编制气藏开发方案和调整方案、制定生产计划提供依据。断气藏连通性和水动力系统，估算气藏动态储量，确定气井产能，了解流体性质及变化规律，制定气井合理工作制度，为编制气藏开发方案提供依据。析气井生产时的压力下降规律，分析开发过程中流体组分变化情况，掌握开发过程中地层压力的变化和分布，核实气藏储量，评价气藏储量动用程度和剩余储量分布，跟踪分析边水或底水水侵特征和影响，为制定合理开发措施提供依据。析气藏和气井的压力及产量递减规律，了解剩余储量分布，提出挖潜措施，研究提高气藏采收率和开发经济效益的途径和方法。动类型气藏驱动类型分为弹性气驱和水驱两类，可采用物质平衡法进行诊断判别， 6313. 2。结合地质分析和井位分布分析，确 6108展以探边为目的的试井工作，根据试井曲线后期特征可确定以下几种边界类型:强水驱定压边界，天然弱水侵边界、封闭断层或岩性尖灭边界、渗漏断层边界、储层物性逐渐变差的模糊边界。闭类型、断层发育情况、储层展布、储集岩和非储集岩划分、储层岩性、分层以及储渗空间类型与结构的研究认识，分析气藏内各部位连通关系的地质基础。分析在开发过程中各井流体组分和流体物性变化情况，掌握气藏内流体物性分布规律，可作为判断气藏各部位连通性的一种参考依据。为判定各井是否属于同一压力系统的一种参考依据。实施千扰试井，定量确定井间连通关系;对不同时期投产的气井，分析这些井初测地层压力与气藏原始地层压力的差异，判断其井间连通关系;实施全气藏关井，测试并计算各井同一海拔深度的地层压力，分析气藏压力分布，以判断井间连通程度，参见附录B,据不稳定试井曲线诊断方法，诊断地层流体向单井渗流的流动模式、井底附近地层污染或改善状况、储层特性、储层物性变化、边界类型、井间干扰效应，见5440,据试井曲线特征直线段计算方法及曲线拟合分析方法，定量确定单井渗流模型参数，见 5440,采用曲线拟合分析方法、展 已分析获得各井点地层渗透率、地层压力等参数基础上，采用二维插值算法，可获得这些参数在气藏内的分布参数场，作出参数分布等值线图。一步了解气井生产过程中井底附近地层污染或净化情况、非均质气藏产层中高渗介质与低渗介质对当前产量的贡献情况、底水和边水活跃情况、影响气井当前产能大小及产量变化趋势的主要因素。 计算气井的绝对无阻流量，确定气井产能，见 5440,井流人流出曲线的交点可作为气井合理产量参考点，参见附录C。根据生产动态情况进行调整，逐步优化而确定气井合理产量。对于无稳定试井或修正等时试井资料，并且无完井测试资料的气井，选择具有相同地质条件并已确定合理工作制度的气井作为参服，采用储层物性条件类比分析确定初定产量。分析气井措施前的产能，评价气井增产潜力:分析增产措施后井底污染状况改善程度，评价气井无阻流量和稳定产量的提高程度，综合评价气井措施后的增产、稳产能力;分析压裂、酸化措施对边水或底水水俊状况的影响。对工艺技术措施进行综合评价。不改变开采方式及生产制度的情况下，可进行气井、气藏产量自然递减分析，参见附录D;在实施了挖潜措施的非自然递减生产的情况下，应进行综合递减分析。合分析评价气藏产能。于低渗透地层的气井，可通过测压力恢复资料，采用试井分析方法计算单井区域地层压力，见 算到基准面深度后，可采用算术平均法或加权平均法计算气藏平均地层压力，差曲线法、弹性第二相法、不稳定晓期法、算各井区控制范围内的剩余可采储量，见5440,性第二相法、数值摸通减分析法、水驱特征曲线法等计算气藏储量，具体见 析气藏剩余可采储量分布情况。同方法计算的储量结果，分析差异原因，对储量计算结果的可靠性和分布进行评价，作为气藏开发工作的依据。，验开发方案与实际情况的符合程度。3 压、套压、气水产量、流体性质、采出程度随时间变化的趋势。量数据与开发方案预测数据的符合情况，分析所监测指标出现异常的原因，提出相应对策。采用物质平衡法和数值模拟法计算气藏水体分布及大小。侵速度、水侵方向和水侵机理。踪监测和分析采气曲线所显示的指标变化情况、产出水的矿化度变化情况及试井曲线形态特征变化情况。藏深度、地层水活跃程度、开发成本的不同，确定最终废弃条件，见值模拟法、递减分析法、平均产率法、罗杰斯蒂函数法、水驱特征曲线法计算气藏采收率，见 析提高气藏采收率的途径和措施。量计算报告、产能评价报告、工艺措施效果分析报告、流体取样分析化验报告等单项技术分析报告。质特征描述、流体物性分布及变化规律研究、储量计算、产能评价、试井分析、生产动态分析、有水气藏水侵状况分析、递减期产量递减规律分析、采收率预测等内容。 6108料性附录)物质平衡法诊断气藏类型A. 1压降图诊断对于定容封闭气藏，物质平衡方程式为:赵二1 Z;、一G (A. 1)式中:藏平均地层压力，,气藏原始地层压力，一气藏温度和平均地层压力条件下天然气的偏差系数;乙气藏温度和原始地层条件下天然气的偏差系数;G,气藏累积采气量，108m;08 根据式(A. 1)，作压降分析图，可诊断气藏类型(见图A. 1)，常高压气藏是下掉特征。但是，上述诊断特征仅仅是判别气藏驱动类型的必要条件，不是充分条件。例如，出现后期数据点上翘现象，不一定都是水驱气藏，还应根据气井产水情况、产出水矿化度情况以及水产量变化情况作进一步诊断，综合分析而确定是否是水驱气藏。、盯1一水驱气藏特征;A, 61082非均质气藏的特殊性对于非均质性很强的气藏，在气藏开发早期和中期，可能会分别出现斜率不同的直线段，晚期出现上翘段，见图A. 2,曦G 10n1一直线段，2非均质气藏压降图 6108料性附录1气藏压力分布剖面分析根据全气藏关井测压资料，计算各井对应于气藏三分之一高度的基准面处的折算压力值，然后根据气藏开发研究关心的问题，选定连井剖面，进行压力对比分析。 6108料性附录)流入流出曲线法确定气井合理产定一个地层压力，可计算一组井底流压与产量的关系数据，从而绘制一条曲线，称为流人动态曲线;根据垂管流计算公式，给定井口定压条件，也可计算一组井底流压与产量的关系数据，绘制另一条曲线，称为流出动态曲线。结合考虑气井地面集输管线压力条件、气藏开采废弃条件、气藏开采方式，可选定不同的地层压力和井口定压条件，制作流人流出曲线图版(见图C. 1)。流人流出曲线的每一个交点，是对应于相应地层压力及井口定压条件的合理产量点。对于不能够稳产的低渗透地层的气井，或低储量丰度气藏中的气井，可将流人流出曲线法确定的产量作为初定产量，在生产过程中根据生产动态进行调节，逐步优化而确定气井合理产量。汀 门U ，曰目J 20q，10m/生产时的井底流压，0 d;7一与当前地层压力相关的流人曲线示意;2一与井口定压条件相关的流出曲线簇;3一对应于当前地层压力和井口定压条件的合理产量点示意。图 6108料性附录产1产井及气藏的产量自然递减类型可以用以下三个公式概括。指数递减:Q= .(D. 1)双曲递减:1 + Dt)一。，.，.(D. 2)调和递减:Q,1+ (D. 3)凡2式中:析气藏产量递减规律时用气藏产量，分析气井产量递减规律时用气井产量，数据单位可取104d，或10 ，或104 ，或10;Q递减期刚开始时的产量，分析气藏产量递减规律时用气藏产量，分析气井产量递减规律时用气井产量，数据单位与上述距递减期开始时刻的时间，数据单位与上述Q、Q;单位中包含的时间单位相同;e自然对数的底;刀指数递减规律的系数;D,双曲递减规律的系数，单位为时间单位的倒数;位为时间单位的倒数;n双曲递减规律的指数系数;. 2递减期产实际数据作最优化拟合分析，通过比较而选定拟合程度最好的，即可认定气藏或气井的产量递减规律。然后，再根据所对应递减规律的公式以及拟合分析所确定的公式参数，可预测今后的产量及最终累积采气量。 6108料性附录)且已测得这些井的地层压力资料，将这些井的地层压力统一折算到气藏高度三分之一处的基准面深度，然后就可以计算气藏平均地层压力。. 2算术平均法算术平均法计算气藏平均地层压力公式如下:(E. 1)式中:万气藏平均地层压力，气藏内测压的气井井数;气一各井区的折算地层压力，求和运算符号;i在求和运算中代表各井。E. 3孔除体积加权平均法一E(v) p、一(Ah; V (中:矶单井控制区域孔隙体积，104 m;V气藏孔隙体积，10 m ;A;单井控制区域面积，100 h;单井控制区域内储层平均有效厚度，m;六单井控制区域内储层平均孔隙度。在各井一些参数相同的情况下，孔隙体积加权平均法可衍生出有效厚度加权平均法、单井控制面积加权平均法、单井控制体积加权平均法、有效厚度与孔隙度乘积加权平均法、单井控制面积与有效厚度乘积加权平均法、单井控制面积与孔隙度乘积加权平均法等。E. 4产中:4;各井的产量，10 m/d, 61085皿积产. 4)式中:味各井的累积产量，t,)一夕(艺Z(t,)一户、(2)4i(E. 5)又9i (式中:万(t,)第一时间点时气藏的平均地层压力，(第二时间点时气藏的平均地层压力，(t, )第一时间点时各井区的折算地层压力，(第二时间点时各井区的折算地层压力，第二时间