如何优选凝析气井试井分析解释模型的探讨

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如何正确选择试井解释油藏模型

2014年第3期内蒙古石油化工61如何正确选择试井解释油藏模型李波1，姜伟华2(1．大庆测试技术服务分公司监测信息解释评价中心；2．大庆油田装备制造集团射孔弹厂研究所，黑龙江大庆163453)摘要：试井解释模型的选择依据主要有两条：①试井曲线形态，②地质动静态资料，两者结合最终确定试井解释模型。

随着油田开发的不断深入，开发井的地层条件差异很大，井距不断缩4、，使得井问、层间干扰日益严重，这就造成了所测得的压力恢复曲线的复杂性。

本文结合实际地质情况对海拉尔油田的一些典型的压力恢复曲线进行了初步分析，说明我们在试并解释油藏模型的运用上，一定要结合测试井的动静态资料进行分析，才能得到较为合理的解释结果。

关键词：压力恢复曲线；油藏模型；解释；分析；边界中图分类号：T E27文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)03—0061一02现代试井解释主要应用图版法，针对各种不同类型的地层，制作了各种各样的理论图版。

这些理论图版的特征，标志着地层特征。

因此从实测曲线与这些图版曲线的对比中，既可以辨别地层类型，划分流动阶段，也可以正确地选择用于解释的图版。

完整的实测压力恢复曲线一般可以分为三个不同阶段：早期段、中期段，晚期段。

不同的阶段反映不同的地层特征。

如图1示：图1压力恢复曲线流动阶段示意图完整的试井解释模型也由三部分组成，即内边界条件，外边界条件和油藏基本特性。

试井解释模型与压力恢复曲线的对应关系如图2所示。

早期段(ET R)，主要反映井筒及其附近的地层特征。

当井筒储集系数c为常数时，这一段的压力曲线和其导数曲线在双对数图上表现为斜率为一的直线(45。

线)。

中期段(M TR)，这一段又称为无限作用径向流段，在单对数坐标系中星直线，直线段的斜率m可用于计算地层参数(流动系数队渗透率k、表皮系数s)，同时这一阶段诊断曲线的形状也可反映出地层的均质、非均质特性，可用于判断油藏类型(均质、双收稿日期：2013—11—09孔、双渗、边界反映等)。

凝析气井异常产能试井资料分析新方法

析气井测试井中的流体包括凝析气和水，因此在测试过程中常常出现测试资料异常现象。目前，凝析
气井产能测试存在的主要问题是有些井的产能试井资料无法进行二项式产能分析，不到无阻流量。得
分析方法
异常产能试井资料特征及原因分析
＜１。
要是二项式产能方程的斜率为负值。通过资料分析认为，其主要原因有以下几方面： ①地层压力下降，使用地层静压值偏高。② 由于高温高压气井井筒中温度压力变化大，使用常规井底压力折算方法所计算井底流压不准所引起的。③ 在高温高压气藏中，由于气井产量高、气体流速快，气藏中出现了单相非
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２０年６０８月
油
气
井
测
试
第ｌ卷７
第３期
凝析气井异常产能试井资料分析新方法
郑威刘日武吴利华。李淑敬。阳彬。
（．１西南石油大学四川成都６００；２中国科学院力学研究所１５０．３华北油田第三采油厂．河北河间０２５）６５２北京１０８；０００
其原因是二项式方程的层流系数和紊流系数都小于０或其中之一小于０。针对上述问题，我们对凝析气井异常产能测试资料的分析方法进行了分析研究。产能试井基本理论的发展已经有近８Ｏ年的历史。１２９９年美国矿业局的Ｐｅｃ和Ｒｗｉｅ＿首先ｉｒｅａｌｓｎ２
异常产能试井资料曲线异常常见的原因有以下几个方面： ①在高温高压气藏中，由于气井产量高、气体流速快，气藏中出现了单相非达西流，加了额增外的惯性阻力；由于高温高压气井井筒中温度压 ② 力变化大，使用常规井底压力折算方法所计算井底流压不准。③相应工作制度下的生产未达稳定，测得的数据不反映测试所要求的条件；新井井壁污 ④ 染，随着生产流量的较大幅度的变化，污染将逐渐排除； ⑤多层合采情况下，随着生产压差增大，新层投人工作。⑥对于高产气井，气体产量大，地层压力下降快，所使用的地层压力偏大。由上所述，异常曲线并非一定是错误的，应根据

考虑井筒积液的凝析气井试井分析

考虑井筒积液的凝析气井试井分析傅　玉　黄全华　陈家晓(西南石油大学　四川成都610500) 摘要　在凝析气井生产中,井筒会出现积液,导致试井资料出现异常,用以前的试井理论图版无法进行拟合解释。

从数学模型表达方法上看,带积液的气井试井模型与井筒相态重新分布的气井试井模型类似,都是在井底增加了一个附加压力。

从此入手,建立了带积液的凝析气井试井分析模型,加以求解,画出了其特征曲线,并对其各个阶段的流动特征进行了分析。

实例分析证明,利用该试井分析模型和相应的理论图版进行凝析气藏解释,可得到较好效果。

关键词　凝析气井　积液　井筒　特征曲线　试井前言几乎所有气藏(包括干气藏)中后期都不可避免有适量水产出。

依据最小卸载量理论,当凝析气井产量qg 高于其连续排液的最小卸载流量q,即q0<q g时,天然气携带液滴以雾状流形式把其排出井筒,此时井底无积液;相反,当q>q g时,气流携带能力会逐渐下降,而气流中的液滴直径不断增大,将下滑回落到井底形成积液。

对于后一种带井筒积液的凝析气井,井筒积液效应会对井底产生附加压力,这种附加压力影响了实测井底压力,有时甚至使井底实测压力超过井筒周围的地层压力,出现通过井筒向地层卸载的现象,即积液倒灌回地层,出现实测过程中井底压力下降的异常现象。

因此,原有的凝析气井试井模型和拟合图版已经不再适用,需要重新建立。

在目前众多的理论研究中,采用Fair提出的指数函数关系式和Hegeman提出的误差函数关系式占主流,而且试验室和现场实测资料均显示出与这些关系式吻合较好。

本文以此两模型为基础,建立凝析气井存在井筒积液的试井模型。

数学模型及其解Fair等人在1981年研究了井筒相态再分布问题,认为这种井筒相态再分布问题就是变井筒储存效应问题,可通过叠加相分布压差函数修正井底压力,并提出一个描述压力不稳定试井过程时,井筒中相分离所产生附加压力指数函数形式的关系式,即p<D=C<D(1-e-t DΠαD)(1)其中　p<D=2πkhp<qBμ　C<D=2πkhC<qBμ　αD=kα<hcμC t r2w 定义其它无因次变量,如下:　tD=kt<hcμC t r2w rD=rr w CD=Cμgi D′h2π<hc hr2w其中 <hc=<(1-S wic)式中:p<———变井储井底压力,MPa;C<———变井储压力参数;α———变井储时间衰减因子,h;t———从开井时刻算起的时间,h;k———渗透率,mD;q———产量,m3Πd;μ———流体的粘度,mPa・s;r w———气井井筒半径,m;<hc———考虑共生水后烃可流动孔隙度,f;C t———综合压缩系数,MPa-1;h———地层厚度,m;<———地层孔隙度,无因次;S wic———共生水饱和度,f;2008年2月油　气　井　测　试第17卷　第1期[作者简介]　傅玉,男,1981年出生,西南石油大学油气田开发工程专业在读硕士,主要从事油气田开发、渗流力学、试井分析研究。

凝析气田气井积液分析

凝析气田气井积液分析摘要：气井积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象，气井积液逐渐积累会导致产量下降，甚至停产。

本文根据苏20区块气井的实际生产情况，对产液气井井底积液的可能性进行分析，提出了判断气井井底积液的几种常见方法，并加以论证。

关键词：气井井筒积液套压产量气井积液一直是影响气井生产的一个很严重问题，詹姆斯.利、Turner、李闽等人对气井积液做了大量的研究，分析了积液形成的原因，提出了携液运动模型，为积液研究提供了理论基础。

1、积液形成的原因在气井生产的初期，由于气井能量充足，流速较高，液滴分散在气体中被携带出地面，井底不会产生积液。

而随着气井产量的下降，气体携带液体的流速降低，液体逐渐凝结，形成段塞流，重力作用下落至井底，容易形成积液。

2.5、压力计测试液面怀疑井底积液最直接证实的方法就是利用压力计进行压力测试，直接确定液面位置。

由于气体的密度远远低于水的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化，可以根据计算数据精确确定油管中液面的深度。

3、结论1）根据李闽提出的气井气井携液临界流量公式可以算出不同压力和不同油管直径下气井携液的最低流量，在对气井进行配产时就要充分考虑到这一因素，满足气井的携液条件，提前预防气井积液。

对静态资料分析产能较差井，可以考虑下入小油管生产。

2）由于苏20区块开发采用节流器生产，因此判断气井积液的方法具有局限性，只能定性的分析气井是否积液，而不能定量的判断积液情况。

3）通过分析压力和产量的变化关系的方法只能初步判断井底是否有积液，而不能准备判断出积液位置，具体积液位置只能靠流压测试来确定。

4）对部分低产井，要定量判断积液情况，须采取打捞节流器后通过流压测试后判断。

5）根据前期经验，积液严重井（节流器以上积液），打捞节流器较为困难，需要加强积液井打捞相关研究。

6）用∮73mm油管生产气井，当单井产量小于0.96万方/天（即小于气井临界携液量）时，气井有积液条件。

13第十三章-凝析气井试井分析

2C1 K Krg M λ = ψspi −ψspwf (t =1) −ln St qm RT rw
(
)
凝析气井试井分析方法
复合气藏模型（压恢）复合气藏模型（压恢）
q RT 1 C K∆t ψ (∆t) −ψ (0) = 2 KhM 2 ln Φ µc r C
m 1 2 i spb spb gi
凝析气井试井分析方法
两相拟压力方法
压力恢复试井
4.2415×10−3 qt RT t p + ∆t ∆ψ2 pws =ψ2 p (P) −ψ2 p (P ) = lg i ws Kh ∆t
K= 4.2415×10−3 qt,mol RT mh
S' =1.151(
Ψ p (P 1) − Ψ p (P ) ws wf 2 2 m
单相气体拟压力方法
p
ρ ψsp = ∫p µ dP
r
ψ
µ
ψ
内区
∂ψ ∂
外区
ψ ψ
ψ ψ
1 ∂ ∂ sp Φ i cgi ∂ sp r = r ∂r ∂r K ∂t sp 2πhK =q m r r= rw (r →∞,t) = spi sp sp (r, t = 0) = spi
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
两相表皮系数：两相表皮系数：
pdew 2 p 2pkrg L kh S2 p = −3 ∫p µg zg − µg zg V +1dp 3.684×10 qt,mol RT
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
单相气体拟压力方法
1 λ tp S + 0.80907 + + −1ln 2 Krg Krg rw w

如何优选凝析气井试井分析解释模型的探讨

如何优选凝析气井试井分析解释模型的探讨Ξ张智强(西南石油大学,四川成都　610500) 摘　要:在进行凝析气井试井解释时,多解性是十分常见的,而其中的原因之一是进行曲线拟合的试井解释模型不唯一。

为了能得到更准确、更可靠的试井解释结果,在进行现代试井分析时如何选择凝析气井试井模型呢?这是试井工作者常常头痛的问题。

在对大量凝析气井进行试井解释的基础上,本文选出具有代表性的D20凝析气井作为例子,并在参考地质的情况下,分别用5种不同的凝析气井试井解释模型进行曲线拟合。

通过比较最终得出结论,在进行凝析气井试井分析时,建议最好优先选用考虑相态变化的复合试井模型进行解释,这样得出的结果更准确、更具有可靠性。

关键词:凝析气井;试井解释;模型;曲线拟合试井分析作为油气藏测试的基本途径,通过试井解释可以确定出储层渗透率、表皮系数、边界距离和气藏平均压力等重要的动态分析参数。

这些是油田制定开发方案、措施及评估的重要依据,但由于其的多解性严重制约着现代试井解释结果的准确性和可靠性,从而降低了使用价值。

由试井分析原理可知试井解释的多解性主要是由以下几方面造成的:试井设计、资料录取、模型选择、数学算法等。

在对大量的凝析气井进行试井解释的基础上,本文选用最具有代表性的D20凝析气井作为例子,并在参考地质的情况下,分别用了5种不同的凝析气井试井解释模型进行曲线拟合。

最后,分析在进行凝析气井试井解释时,应该优选哪类试井模型进行凝析气井试井解释较好,并阐述了其主要原因。

1　D20井测试概况与基本参数取值为了搞清气层产能,气层物性和地层流体性质,为气田动态储量计算和开发动态分析提供参数, 2006年4月对D20井5126.00-5132.00m井段进行了相应的压力恢复测试。

表1D20井天然气组分、组成分析数据组分CO2N2C1C2C3IC4NC4IC5NC5C6C7+摩尔组成(mol%)0.450.1784.85.09 2.570.57 1.140.370.470.16 4.19表2D20井基本参数取值表参数数　值单　位数据来源油管内径0.062m实际完井地层孔隙度Υ15%测井解释有效厚度h6m射孔井段地面原油密度Θ0.7836g cm3油分析天然气相对比重0.698气分析地层体积系数Bg3.7×10-3m3 (标)m3PV T外推地层压力42.93M Pa测点4950m地层温度137.5℃测点2　选择试井解释模型从地质情况来看,D20井东边部位有一断层存在,且压力导数后期段略有上翘迹象,因此在选用模型时选用了封闭外边界模型。

凝析气井试井分析及动态预测

(初始条件)
kro (o Rs og ) krg g
k
Dh
o (o Rs og )So
gSg
g
aSa
kro (o Rs og ) krg g
Dh
o (o Rs og )So
gSg
g
aSa
k Dh
mt qoo qg g
气井地面质量流量(产量)
两相拟压力：
( p)
P P0
kro
(o
Rs
o
og
)
krg g g
dP
不稳定渗流数学模型：
1 r
r
r r
1 Dh
t
k
Dht
r mt r rrw 2kh
(内边界条件)
0 r rre
(封闭外边界)
(re ,t) i (定压外边界)
lim
r
(r
,
t
)
i
(无穷大地层)
(r,0) i
1 Dh
t
hc
k
Dht
其中：
kro (o Rs og ) krg g
Dh
k
hc
o (o Rs og )So
g gSg
aSa
kro (o Rs og ) krg g
Dh
o (o Rs og )So
gSg
g
aSa
hc
k
Dh
再引入无因次变量：
D
1
r
r
rk
kro
o
(o
Rs og
)
krg
g
g
P r
hc
t
(o Rs og )So

凝析气井产能试井解释中的阻塞表皮系数校正法研究

月
ＤＯＩ１．９９ｊｉｓ．１０：０３６／．ｓｎ０６—６３．０１．４００５５２２０．２
凝析气井产能试井解释中的阻塞表皮系数校正法研究
熊钰孙安培张雅玲阳建平肖缇，，，，
测试曲线斜率为负，同井反映出的负斜率差别较不大，何正确计算阻塞效应，如以及在处理产能测试
数据时如何考虑它，正确分析气井产能有一定的对
工程应用价值。
应根据稳定生产时的气油比，结合ＰＴ计算。并Ｖ
凝析气井产能试井曲线斜率为负的问题，能正确获得气井产能。并
关键词：凝析气；产量校正；产能试井；凝析现象；反阻塞表皮系数；凝析油阻塞
中图分类号：Ｅ７；Ｅ１Ｔ３３Ｔ３９文献标识码：Ａ文章编号：０６— ５５２１）４—０８一３１０６３（０２００ｌ０
有不同的结果ｊ。而在循环注气凝析气井的产能测试中，由于其保压作用，致较早期阶段，凝析导反
ｍ；气藏有效孔隙度；为气藏的有效渗透率，西为Ｋ１ｍ；为地层压力，ａＴ标准地面温０～月ＭＰ；ｓ为
收稿日期：０１８２改回日期：１０２２１００；２１９３０基金项目：国家重大科技专项“ 大型油气田及煤层气开发 ” 子课题 “ 塔里木盆地库车前陆冲断带油气勘探开发示范工程” ２０Ｚ００６（０８Ｘ５４）作者简介：熊钰（９８，，１６一）男教授，９１５年毕业于西南石油大学油气田开发专业，９现从事油气藏工程、油气藏流体相态理论与测试及注气提高采收率方面的教学和研究。

气井常规试井解释方法

Kh
Sa
附加拟压力降
s
12.734
10 3 qscT Kh
Sa
14
2、气井常规试井分析方法
早期井筒储存阶段
pwf pw2f
wf
m
lg pwf lg pw2f
lg wf
PW D
tD CD
m=1
0
t0
lgt
15
气井常规试井分析方法
早期井筒储存阶段
处理方法
特征公式
P
Δpwf
qsc 2.4 103
3
气体渗流模型
c
3.6k
( p)
z
p t
( p )2
z
p
p ( p )
z
pt 0 pi
pr
,t
pi
r
p r
r r w
6.367103 qscZT
khp
4
可压缩流体的径向流方程
气体的粘度和密度受压力影响大，因此，前面的可压缩流体的径向流方程假设条件不适合气藏。
为了导出气藏中可压缩流体的径向流方程，必须考虑以下2个附加的气体方程：
CK
0.042824 qscT
1
Xfh
Cii K
裂缝半长
0.021412 qscT Z
mh P
CK
0.042824 qscT Z
mh
CK
0.042824 qscT
1
mh
Cii K
18
气井常规试井分析方法
早期裂缝双线性流
有限导流
PwD
2.45 K fDW fD 4 tDf
K fD
Kf K
W W fD X f

凝析气井压力恢复试井解释的新认识

含油饱和度不断增加，当含油饱和度达到临界液体饱和度后，凝析油将会开始流动，而不再滞留在地层
中，反凝析污染系数将会变小。这一过程随着凝析液不断析出与产出是一个不断重复的过程。因此，
凝析气井的污染系数在整个油气井测试过程中是不
出，致使地层中流态从单相流变为多相流，并且随着时间的变化，析油饱和度是不断变化的。针凝
对凝析气井压力恢复试井解释中存在的特殊问题，从变井筒储集、变表皮系数以及地层中相变三方面进行了分析，出了新的认识，提并应用到实际中，获得了符合地质油藏特征的试井参数。
第１卷９
第１期
朱绍鹏等：析气井压力恢复试井解释的新认识凝
２９
力的不断降低，导致凝析油的不断析出，使凝析油致
径（的大小上。当整个气井测试过程都未达到Ｒ）过渡区的时候，压力导数曲线特征，将不会表现出过渡区的特征，而表现出具有０５直线径向流动阶段．
的均质油气藏的特征（见图３。）
断发生变化的，析气井试井解释应该考虑这一变凝
化因素，建立动态的变表皮系数（既表皮与产量的关
系曲线）才能正确拟合压降过程中的压力变化，，提高解释的精度。
３复合模型．
当凝析气井井底流压降到露点压力以后，由于凝析油析出和累积的影响，地层中将形成三个特征区域＿凝析油气两相流区（】 ’ ：内区）、析油气共存凝而凝析油不流动区（渡区）、相气体流动区（过单外区）（图２，见）针对这样的流动系统，目前较可行的

凝析气藏水平井产能计算模型及方法研究

ｔｅａｔｏｓｐｔｆｒｒｈｒｄｃｉｉａｃｌｔｎｍｅｈｄｆｒｔｅｏｉｏｔｌｗｅｌｏｏｄｎａｅｇｓｈｕｈｒｕｏｗａｄｔｅｐｏｕｔｔｃｌｕａｉｔｏｏｈｈｒｎａｌｆｃｎｅｓｔａｖｙｏｚ
ｒｓｒｏｉ，ｗｈｉｈｐｒｖｅｉｈａｃｒｔａｅｉｈｅｃｓｓｅｅｖｒｃｏｓａｈｇｃｕａｅｒｔｎｔａｅ．Ｋｅｒｓ：ｏｅａｅｇｓ；ｈｒｚｙｗｏｄｃｎｄｎｓｔａｏｉｏｎｔｌｗｅｌａｌ；ｐｒｄｔｖｔａｃｌｔｏｏｕｃｉｉｙｃｌｕａｉｎ；ｏｎｆｏｃｐｃｔｐｅ — ｌｗａａｉｙ
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第１９卷１期
２００７年３月
岩
性
油气
藏 Leabharlann Ｖｏ１９Ｎｏ．１．１
Ｍａ．ｒ２７００
ＬＩＴＨ０ＬＯＧＩＲＥＳＥＲＶＯｌＣＲＳ
文章编号：６３８２（０７０ —１００１７ —９６２０）１０２ —４
稳态理论，求解了气液多相流动产能方程。在比较了适合于油藏水平井产能计算公式的基础上，提
出了凝析气藏水平井产能计算方法，通过实例计算，正确率较高。关键词：析气；平井；凝水产能计算；阻流量无中图分类号：３２ＴＥ７文献标识码；Ａ
ｗｅ１Ａｃｏｄｎｏｔｅｓｅｄ —ｔｔｈｏｙｏｈｏｄｎａｅｇｓｒｓｒｏｒｈｒｄｃｉｉｙｅｕｔｏｆｌ．ｃｒｉｇｉｈｔａｙｓａｅｔｅｒｆｔｅｃｎｅｓｔａｅｅｖｉ，ｔｅｐｏｕｔｖｔｑａｉｎｏｇｓｌｕｄｍｕｐａｅｆｏｗａｕ．Ｏｎｔｅｂｓｓｏｏｐｒｎａｉｕｒｄｃｉｉｙｃｌｕａｉｎｆｒｕａ，ａ —ｉｉｈｉｈｓｌｗｓｒｎｑｈａｉｆｃｍａｉｇｖｒｏｓｐｏｕｔｖｔａｃｌｔｏｏｍｌｓ

凝析气藏水平井产能预测及生产系统优化设计的开题报告

凝析气藏水平井产能预测及生产系统优化设计的开题报告1. 研究背景凝析气藏是一种复杂的气藏类型，具有高压高温、高含气量、低渗透性等特点，给开发带来了诸多挑战。

水平井是一种能有效提高气藏采集效率的井型，凝析气藏水平井的产能预测和生产系统优化设计对于提高凝析气藏的采收率和经济效益具有重要意义。

2. 研究目的本研究旨在探究凝析气藏水平井产能预测和生产系统优化设计的方法，提出改善凝析气藏开发效率和经济效益的策略。

3. 研究内容本研究将分为以下两个方面进行探究：（1）凝析气藏水平井产能预测方法研究在该方面的研究中，将探究凝析气藏水平井的产能预测方法，包括单井产能计算、长期生产预测等方面。

将研究不同情况下的产能计算方法，并验证预测效果，分析影响预测误差的因素，提出改进方案。

（2）凝析气藏水平井生产系统优化设计在该方面的研究中，将探究凝析气藏水平井的生产系统优化设计，包括井间距、固井方式、完井策略等方面。

将分析这些因素对产能的影响，并提出相应的优化策略，改进凝析气藏开发的效率和经济效益。

4. 研究方法本研究将采用以下研究方法：（1）收集大量文献资料，对凝析气藏水平井产能预测和生产系统优化设计方面进行梳理和总结。

（2）在现有采集数据的基础上，采用数值模拟软件对产能预测和生产系统进行模拟分析，并验证模拟结果的可靠性。

（3）根据分析结果，提出相应的优化策略，对研究成果进行相应的评估和优化，完善研究结果。

5. 预期成果通过对凝析气藏水平井产能预测和生产系统优化设计的研究，预期可以得到以下成果：（1）建立凝析气藏水平井产能预测模型，提出预测方法和改进方案，为凝析气藏开发提供科学依据。

（2）根据实际生产情况，提出针对凝析气藏水平井的生产系统优化设计策略，并验证优化效果。

（3）为提高凝析气藏的采收率和经济效益，提出优化建议，为相关部门提供参考。

采油气工程中凝析气藏的开发技术分析

采油气工程中凝析气藏的开发技术分析摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。

凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。

在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。

凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。

虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。

对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。

关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施1、凝析气藏开发井的参数设计1.1井网井距凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。

对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。

模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。

就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。

凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。

模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。

虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。

因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。

技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。

青海油田东坪凝析气藏气井产能试井异常曲线的校正方法和解释模型的建立

青海油田东坪凝析气藏气井产能试井异常曲线的校正方法和解释模型的建立发布时间：2022-04-22T04:05:56.331Z 来源：《中国科技信息》2022年1月中作者：吴朝全马明谢碧波[导读] 凝析气藏在生产中表现出的产能递减现象促使人们去了解储层中的真实流动状态，而相态变化对不稳定试井测试压力响应有较大影响。

现场生产中主要采用试井方法来获得气井产能计算参数，而测试中因地层静压缺失、流压不稳、井底积液、井口计量不准确等原因导致部分井产能测试点异常，无法准确求取地层参数，预测产能。

笔者认为，通过剖析凝析气藏产能测试曲线异常的主要原因，提出产能曲线异常校正方法，编制产能异常矫正程序，建立凝析气藏不稳定试井解释理论模型，可以提高求取参数的准确性，准确预测产能，为后期气田高效开发提供科学依据。

青海油田测试公司吴朝全马明谢碧波青海茫崖 816400[摘要] 凝析气藏在生产中表现出的产能递减现象促使人们去了解储层中的真实流动状态，而相态变化对不稳定试井测试压力响应有较大影响。

[关键词]产能试井；凝析气藏；产能曲线；校正方法；建立模型 0 引言青海油田东坪气藏位于柴达木盆地阿尔金山前东段，区内发育基岩风化壳、中生代与新生代三套地层，有效储层包括滩坝沉积细砂岩、扇细砂岩和基岩段三种储层类型，非均质性强，储层流体属轻质低粘凝析油。

为了进一步研究储层参数及储层动态，更好地指导东坪气藏开发，在该区域开展了不稳定试井（单井和多井）及产能试井资料录取工作，针对在试井资料解释和总结分析中存在一些问题，提出了异常曲线的校正方法，编制了校正软件，建立了解释模型，提高求取参数的准确性，提出下步工作思路[1-2]。

凝析气藏两相流不稳定试井分析的开题报告

凝析气藏两相流不稳定试井分析的开题报告开题报告一、选题背景凝析气藏是一种具有高压、高温、高含硫等特点的气藏，其开发面临着诸多挑战，其中之一是凝析气藏两相流不稳定现象。

凝析气藏在生产过程中，由于温度、压力等因素的变化，容易发生气液两相流现象，其中的凝析液会附着在管道或孔隙中形成阻塞，导致气井产量下降、甚至枯竭。

因此，对于凝析气藏两相流不稳定现象的研究具有重要意义。

二、研究内容和目的凝析气藏两相流不稳定现象繁多，包括凝析液附着、液塞、液柱、液波等。

本文拟针对凝析气藏两相流不稳定现象进行试井分析研究，主要包括以下内容：1.构建凝析气藏两相流试井数学模型，由试井数据得到气液含量、流动参数等重要参数。

2.通过试井观测、数据统计，分析凝析气藏两相流不稳定现象的类型、程度和影响因素。

3.运用试井分析方法，对不同类型、程度的凝析气藏两相流不稳定现象进行识别、评估和预测，并提出相应的措施和建议。

三、研究方法和步骤本文将采用试井分析方法，通过多项试井数据的收集和分析，与井下模型模拟相结合，得到气藏物性参数、气液含量、有效渗透率、流动参数等相关参数。

具体步骤如下：1.收集凝析气藏试井数据，建立数学模型。

以该凝析气藏为研究对象，根据储层性质、地质条件、井身状态等要素构建数学模型，建立凝析气藏两相流试井数学模型。

2.深入剖析凝析气藏两相流不稳定现象。

通过试井观测和数据统计，分析凝析气藏两相流不稳定现象的类型、程度和影响因素，掌握该凝析气藏两相流不稳定规律。

3.综合分析试井数据，评估气液含量及产能受限程度。

将收集到的气藏物性参数、气液含量、有效渗透率、流动参数等参数进行分析、整理和综合，以确定该凝析气藏气液含量及产能受限程度。

4.对凝析气藏两相流不稳定进行识别、评估和预测。

将试井数据与模型模拟相结合，对凝析气藏的两相流不稳定进行识别、评估和预测，并探讨相应的控制措施。

四、研究意义和社会价值凝析气藏的开发是当今能源领域最具有挑战的领域之一，而凝析气藏两相流不稳定现象是影响产出和开发成功的一个关键因素。

凝析气藏试井技术评价与研究

ｄ（）ｔｈ
将凝析油折算成当量气，即
ＧＥ＝２０ｏＭ。＝２０４１７Ｆ／４１７×０．／１７４１３
测试时问较长，２个多月。回放压力数据显达
概
况
示在１月１０３压力满点。０日１：７计采
昌３井位于伊通地堑岔路河断陷梁家构造带６上。该区油气层分布主要受断层和岩性控制，断属
层一岩性油气藏。岩性为厚层杂色砂砾岩夹灰绿色泥岩、层灰绿色粉砂质泥岩、薄泥质粉砂岩。由于成岩较晚，深较浅，使该区储层较疏松，易出砂。埋致容
密度为０７４／ｍ，度为１１ｍａＳ含蜡量为．４４ｇｅ粘．Ｐ・，２９，质含量０６，．％胶．％沥青质含量００％，水：．３含
痕迹，固点： ℃ 。凝一５从以上原油化验结果分析，层原油粘度低、该少
ｍｍ
喜１０
至
１，０
孔板，日产气２．９ｍ／，３０１ｋｄ日产油量为１．５１３
耋１０：
ｌＯｌ０ｌ０ｌ０ｌＯｌ。Ｏｌ‘ ０ｌ０
ｍ
。５５ｈ（．产油量为２６ｍ折算）．。。由于本层为凝析气藏，在进行试井分析时，需要
摘要昌３６井试油井段属于凝析气藏。该井施工中要防止结冰，释时要考虑凝析气的特解点。通过对该井的施工得到了一些经验和初步认识，以后的施工起到一定的指导作用。对

现代试井解释模型及应用探究

现代试井解释模型及应用探究现代试井解释模型及应用探究【摘要】试井解释就是根据试井中所测得的资料，包括产量和压力变化等，结合其他资料，来判断油藏类型、测试井类型和井底完善程度，并计算油层及测试井的特性参数，如渗透率、表皮系数、储量、地层压力等，以及判断测试井附近的边界情况、井间连通情况等。

在本文中，笔者对现代试井解释模型及应用进行了分析和论证。

【关键词】试井解释；试井解释模型；应用中图分类号：TE932常规试井解释方法尽管还在起着很好的作用，但也有很大的局限性。

譬如，当测不到半对数直线段时，常规试井解释就无能为力了。

到底半对数曲线是否出现了直线段，直线段从何时开始，延续多长时间，在似乎出现两条以上直线段的情形，到底哪一条才是真正的直线段，有时也很难判断。

如果直线段判断错了，解释结果自然就不正确了；而判断是对是错，又无法进行检验。

20世纪70年代后期，随着科学技术的飞速开展，特别是计算机和高精度测试仪表的开展，试井解释方法，在原来的常规试井解释方法的根底上，得到了很大的进步和开展，建立了一套比拟完整的所谓“现代试井解释方法〞，并且经过不断补充，到80年代早期已经相当完善。

一、现代试井解释方法的特点分析运用了信号理论的概念和数值模拟的方法，大大丰富了试井解释的思想方法和实际内容。

建立了双对数分析方法，用以识别测试层的类型及划分流动阶段；确立了早期资料的解释，从过去认为无用的数据中得到了许多很有用的信息；通过图版拟合分析和数值模拟，从试井资料的总体上进行分析研究，得出比用常规试井解释方法内容更丰富、精确度更高的可靠的分析结果。

如今，根据试井解释实践的要求，已经陆续建立了许多种试井解释模型，根本上可以满足试井解释的实际需要。

包括了并进一步完善了常规试井解释方法，可以判断是否出现了半对数直线段，并且给出了半对数直线段开始的大致时间和延续时间，提高了半对数曲线分析的准确性和可靠性。

使用了直角坐标图，以进一步验证各个“局部〞或“单元〞。