气藏气井生产动态分析题改图
第四章气藏动态分析-1详解
CQUST 概述
气井动态分析是气藏动态分析基础，主要内容： 1.收集每一口井的全部地质和技术资料，编制气井井史并绘制采气曲线； 2.已经取得的地震、测井、岩心、试油及物性等资料是气藏动态分析的重要依据， 这些资料需在气井上取得综合认识的基础上完成； 3.分析气井油、气、水产量与地层压力、生产压差之间的关系，找出它们之间的内 在联系和规律，并推断气藏内部的变化； 4.通过气井生产动态状况和试井资料推断井周围储层地质情况，并综合静态资料分 析整个气藏地质情况，判断气藏边界和驱动类型； 5.分析气井产能和生产情况，建立气井生产方程式，评价气井和气藏生产能力；
6.提供气藏动态分析工作所需的各项资料，包括地层压力、地层温度及流体性质变 化等。
二、气藏驱动方式的类型
油、气藏的驱动方式反应了促使油、气由地层流向井底的主要地层能量形式。
CQUST 概述
地层能量主要有：
1）在重力场中液体的势能； 2）液体形变的势能； 3）地层岩石变形的势能； 4）自由气的势能； 5）溶解气的势能。 1.气压驱动 特点：在气藏开发过程中，没有边、底水，或边、底水不运动，或水的运动速度 大大跟不上气体运动速度，此时，驱气的主要动力是气体本身的压能，气藏的储气 孔隙体积保持不变，地层压力系数P/Z与累积采气量Gp呈线性关系。图（6－7） 2.弹性水驱 特点：由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响就大，气 藏的储气孔隙体积要缩小，地层压力下降要比气驱缓慢。这种驱动方式称弹性水驱， 供水区面积愈大，压力较高的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 3.刚性水驱 特点：侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压 力能保持在原始水平上，这种驱动方式称刚性水驱。
CQUST
采
气藏生产动态分析GPA1.0-GEG2011
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
1、气藏类型划分
设定气藏类型的划分标准，根据气藏的具体指标值，系统就会 自动判断气藏的所属类型。
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
2、温压梯度分析
地层梯度分析
井筒梯度分析
气藏温压系统分析
确定气井内的温压 梯度 分析井筒的积液及 其变化情况 压力系统分析，判 断井间的连通性
TM
气藏生产动态分析系统
（Gas Production Analysis）
GPA TM V1.0
北京金鹰竣业科技有限公司
规规矩矩做人 认认真真做事
TM
引
言
面对日趋复杂的开发对象，只有充分利用丰富的 气井测试与开发生产动态信息资料，通过系统、准确的 动态描述，才能更准确地深化气藏地质认识，把握气藏 开发规律，进而实现气田生产动态的可靠预测，以及气 田开发技术对策的制定与调整。
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
3、产能分析
气井产能分析 气藏产能分析 分类产能方程
根据产能试井数据， 计算气井和区块的产 能，建立相应的产能 方程，绘制IPR曲线 分类汇总、统计分析
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
4、物质平衡分析(MBA)
定容气藏
AG、NPI 流动物质平衡分析
Arps分析
自定义模型分析
估算动态储量 泄气面积 储层渗透率 S或Xf 井控程度 动态预测 加密潜力
Fetkovich分析 Blasingame分析 流动物质平衡分析 （FMB）
油气藏动态分析：-气井生产参数
4.1.1气井生产参数
二、气井分析的内容
(1)收集气井的全部地质和生产技术资料,编制气井井史,绘制采气曲线。 (2)分析气井气、油、水产量与地层压力、生产压差之间的关系,寻求它们之间的内在联系 和规律,推断气藏内部的变化。 (3)通过气井生产状况和试井资料，结合静态资料分析气井周围储层及整个气藏的地质情 况,判断气藏边界和驱动类型。 (4)分析气井产能和生产情况,建立气井产能方程,评价气井和气藏的生产潜力。 (5)提供气藏动态分析工作所需的各项资料,包括地层压力、地层温度及流体性质变化等。
2. 目前地层压力(静压）
定义: 气层投入开发以后，在某一时刻关井，待压力恢复平稳后，所获得的 井底压力称为该时期的目前地层压力，又称为井底静压力，简称为静压。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
3. 井底流动压力(流压）
定义：气井在正常生产时测得的井底压力称为井底流动压力，简称为 流压。它是流体从地层流入井底后剩余的能量，同时也是流体从井底流向 井口的动力。
确定方法：实测法、计算法
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
4. 井口压力
在气井井口测得的井口压力分为油压和套压。 油压：指井口油管头处测得的油管内的压力。 套压：指井口套管头处测得的套管内的压力。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
不同情况下气井油套压的关系
4.1.1气井生产参数
谢谢欣赏
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
1. 原始地层压力
定 义 ： 气藏未开发前的气藏压力称为原始地层压力,即当第一口气井完钻后,关 井稳定后测得的井底压力,它表示气藏开采前地层所具有的能量。
气井气藏生产异常分析
1、起下钻过程中为什么要灌泥浆？答：①保护井壁以避免井内垮塌造成的复杂情况。
②平衡地层压力，避免发生井喷，保护钻井安全。
2、钻井过程中钻井液的功用是什么？答：冷却润滑钻头，携带岩屑、向井下动力钻具传递动力平衡地层压力，依据钻井液性能变化判断和处理井下复杂情况、钻井液录井。
3、气井在生产过程中，未动操作油、套压均上升，请分析主要原因。
答：①.井底附近赃物，积液带出，渗透性改善；②.井下带出污物在节流阀或输气管中形成堵塞，产量下降、井口压力上升；③.单井生产中因用户用气量减少，引起产量下降，使油套压上升；④.针形阀等水合物堵塞；⑤.连通好的邻井关井或减少气量。
4、某井生产时套压、油压、气量均同时下降的原因可能是 CA、导压管内有水B、油管在井下断落或穿孔C、井底坍塌堵塞D、输气管破裂5、某井生产时油套压差突然下降，几乎持平的原因可能是 BA、导压管内有水B、油管在井下断落或穿孔C、井底坍塌堵塞D、输气管破裂6、井底大裂缝不发肓；水显示阶段长；出水后氯根稳定，水量不大；出水后，气量和井口压力大幅度下降，产气方程中摩阻Ａ，惯阻Ｂ剧增；关井后水不能全退回地层，具有此现象特征属于（ b ）。
a.断裂出水；b.水锥型出水；c.横向水窜型出水；d.阵发型出水7、造成气井（藏）产量递减的主要地质因素是（a ）a.地层压力下降；b.边水进入；c.地层水活动；d.双重介质的差异性8、气井过早出水，产层受地层水伤害，造成哪些不良后果？答：a.加速产量递减。
气层的一部分渗流通道被水占据，单相流变为两相流，增大了气体渗流阻力，使产气量大幅度下降，递减加快。
b.地层水沿裂缝，高渗透带窜进，气体被水封割、遮挡，气体流动受阻，部分区块形成死气区，使采收率降低。
c.气井出水后水气比增加，造成油管中两相流动，使压力损失增加，井口流动压力下降，严重时会造成井筒积液，产气量下降，甚至造成气井过早停喷，大大缩短了气井寿命。
9、有边、底水气藏气井，出水早、迟，主要受哪些因素影响？答：a.井底距原始气水界的高度。
致密气藏水平井动态分析方法及生产规律
致密气藏水平井动态分析方法及生产规律摘要：低渗致密气藏类型复杂，不同类型气藏水平井开发动态差异性大，水平井的合理开发对策针对性较差。
在气藏分类研究的基础上，采用动态分析及数值模拟技术，定量分析了不同类型气藏水平井在不同开发阶段的储量动用及采出情况，揭示了导致不同类型气藏水平井存在动态差异性的原因。
结果表明，储层厚度主要影响水平井初期的线性流阶段，储层越厚，则阶段动态储量越高、产量越高、稳产期越长、递减越慢、阶段采出程度越高；储层展布主要影响中后期径向流阶段，储层越连续、泄气半径越大，则生产期越长、阶段采出程度越高。
关键词：低渗致密气藏；水平井开发；动态特征低渗致密气藏普遍具有“低、小、散、差”的地质特点：储量品质普遍偏低、单砂体控制储量规模小、储量空间分布零散、砂体连片性差。
前期采用直井开发，井控储量小，单井产量低、产量及压力递减快、气藏稳产期短、开发难度大。
经过开发调整逐步尝试利用水平井开发，随着水平井开发瓶颈技术的不断突破，储量动用程度得以大大提高，实现低渗致密气藏的效益开发。
由于低渗致密气藏类型复杂、储层非均质性强、含气性差异大等特点，不同类型气藏水平井开发动态及开发效果差异性大。
为正确认识不同类型气藏水平井的开发动态特征，有针对性地设计合理的水平井开发对策，本文根据低渗致密气藏储层展布特点及砂体厚度特征，开展了气藏类型划分；利用动态分析方法及数值模拟技术，解剖不同类型气藏气井的生产过程，定量分析不同开发阶段的储量动用及采出情况，揭示开发动态存在差异性的原因。
1气藏地质特征低渗致密气藏发育气层多，埋深跨度大，主要分布在上侏罗统蓬莱镇组、遂宁组和中侏罗统沙溪庙组地层中。
单个气藏由多套含气砂体叠置而成，气藏埋藏浅、中，埋藏深度一般为400~2800m；纵向上储层由浅层常规储层、近常规储层向中深层低渗致密储层变化，砂体连片或不连片分布，含气面积差异大，储量丰度低，一般低于3×108m3/km2。
储气库井生产动态分析方法及应用
储气库井生产动态分析方法及应用随着天然气的普及和消费量的不断增加，地下储气库的建设越来越紧迫，在数据库设计建设过程当中，存在着很多技术挑战，以保证数据库的安全，注采井的安全是地下储气库安全运行的重要依托，国内外有大量对于储气库安全的研究，而且很多研究着眼于井下的管串安全，储气库注采经验表明出砂对储层的长期有效运行造成威胁。
笔者根据自身的工作经验，分析了储气库井生产动态分析方法和应用。
标签：储气库井；生产动态；分析方法；应用近百年以来，地下储气库经过不断的建设发展，已经成为各国天然气的主要存储方式和重要调峰手段，2000年，我国建立了第一座储气库，保证了京津地区的天然气的稳定供应，随着我国对于天然气需求量的不断增加，储气库建设必须紧随时代发展，满足日益增长的消费量。
我国的储蓄库建设面临着很多的技术挑战，例如，建设管理体系处于起步阶段，缺乏研究和实践经验，在储气库注井井筒温度压力调整的过程当中，周期性变化不均，缺乏完善的管理体系与监督体系。
因此，在储气库的建设和管理过程中，我们需要借鉴其他国家的先进经验，及时发现我国存在的问题，在生产运行过程当中重视技术的创新，来保证储气库的安全和有效运行。
1 储气库井生产动态研究现状我国的储气库建设技术，包括地质方案，施工技术，废弃井封井技术，钻井、固井、完井技术，钻井液技术和储层保护技术，这些技术对于储气库建设的每一个环节都会产生很大的影响。
储气库井注采出砂预测研究：储气库建设的过程中，储层未被打开之前，内部系统处于力平衡状态，储层一旦被打开，周围的应力系统会发生变化，岩石颗粒所承受的应力也会变得不平衡，这时如果应力超过岩石，自身的抗压和抗剪程度变小，延时就会发生变形，在进行油气井生产时，流体流入井底，将地层砂带入井底，导致出砂现象的出现，岩石破坏导致储层出砂的机理包括三种：滑移次生破坏、剪切破坏和拉伸破坏。
油井地层的出砂原因有很多，一是地层中充填砂在流动粘滞力和惯性作用的影响下被动的流入井底，引起油气井出砂现象，二是由于岩石超过其及耐受强度而被破坏，产生的松散砂，被地层流体带入到井底之中，也引发油气井出砂现象，滑移次生破坏是导致充填砂进入井底出沙的重要原因，而剪切和拉伸的影响，则导致延时超过极限强度，出现松散砂流入地层的现象。
气藏工程与动态分析方法t
K 20q 0scpscZTL Ap12 p22 ZscTsc
方
法
K 200qscpscairL A p12 p22
第一章 气藏基本特征描述 第三节 气藏岩石物性参数计算及实测数据处理
一、储层岩石物性参数计算与分析 3.岩石压缩系数计算
(1)岩石有效压缩系数
气 藏 工 程 与 动
Tpc yiTci
T pr
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0 27ppr ZTpr
第一章 气藏基本特征描述
第一节 天然气高压物性参数计算
三、天然气的压缩系数
Cg
1 V
V p
T
气 藏 工 程 与 动 态
1
Cg
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Z
Z
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分
析
方
法
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气藏工程与动态分析方法
气
藏
工
程
与
动
态
分
析 方
黄炳光主讲
法
第一章 气藏基本特征描述
第一节 天然气高压物性参数计算 一、天然气的组成
气
1.质量组成
藏
工
k
程 与 动
mm1m2 mk mi
态
分 析 方 法
Wi
mi m
mi
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i1
i 1
质量百分 i 数kmi 10% 0
析
方
法
w 0 .99 5 .9 84 4 14 3 0 p 3 6 .53 14 5 0 p 2 2 wi
油气藏动态分析： 气井产水分析
层水(气层下面水层的水)。 ✓ 地面水：由于井下措施等把地面上的水泵入井筒，部分被渗入气井周围，随着气
井生产被天然气带出地面。
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
2. 非气层水
气井产水分类及其典型特征
4.2.1气井产水分析
谢谢欣赏
4.2.1 气井产水分析
4.2.1气井产水分析
【学习目标】
1.掌握气井产水的类别及特征； 2.能根据生产数据进行产水分析。
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
1. 气层水
气
边水
层
水
底水
层间水
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
2. 非气层水
✓ 凝析水：由于温度降低，天然气中的水汽组分凝析成的液态水。 ✓ 钻井液：钻井过程中钻井液渗入井附近岩石缝隙中，天然气开采时，被带出地面。 ✓ 残酸水：酸化措施后，未喷净的残酸水，滞留在井周围岩石缝隙中，气井生产时，
4.2.1气井产水Hale Waihona Puke 析二、根据生产数据进行产水分析
1. 根据气井生产资料分析是否有边(底)水侵入
(1) 根据钻探资料证实气藏有边(底)水存在，气井 则易有边(底)水侵入。 (2) 井身结构完好，排除有外来水窜入的可能，气 井出水则可判断是边(底)水。 (3) 气井产水的水性与边水一致，如边水舌进。
边水舌进
4.2.1气井产水分析
二、根据生产数据进行产水分析
1. 根据气井生产资料分析是否有边(底)水侵入
(4) 采气压差增加，可能引起底水锥进。水锥 高度升高，气井产水量增加。
不同气井生产动态分析方法对比分析研究
不同气井生产动态分析方法对比分析研究陈济宇;魏明强;段永刚【摘要】气井生产动态特征分析是气田开发过程中重要的基础工作.长期以来,动态分析方法在油气田产量预测、可采储量计算、地层参数的确定中得到广泛应用.为此,在调研大量国内外文献的基础上,系统介绍了传统的Arps、Fetkovich方法和现代的Blasingame曲线、Agarwal-Gardner (A-G)、规整化压力积分(NPI)方法的基本原理及适用条件,进一步对比了不同气井生产动态分析方法的优缺点.把握不同动态分析方法的原理及其优缺点,为气藏工作者选择合适的动态分析方法提供了依据.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2012(035)004【总页数】4页(P56-59)【关键词】动态分析;Arps方法;Fetkovich方法;Blasingame方法;A-G方法;NPI 方法【作者】陈济宇;魏明强;段永刚【作者单位】西南石油大学;西南石油大学;西南石油大学【正文语种】中文0 引言单井动态资料的研究始于19世纪20年代，但早期仅是基于经验公式，后来许多学者结合渗流理论不断丰富生产动态分析方法，形成了多元回归、迭代求解、曲线位移、最佳拟合和典型曲线拟合等多种成熟方法。
其中典型曲线拟合法是目前运用的最为广泛的方法，被集成到多种商业软件(如Topaze, Fast.RTA等)中。
然而不同的生产动态分析方法无论从原理还是适用条件均有所差异，各有其优缺点。
目前广泛应用的生产动态分析方法主要有：传统的Arps分析方法、Fetkovich方法、现代的Blasingame分析方法、 Agarwal-Gardner(A-G)、规整化压力积分(NPI)等方法。
1 传统分析方法1.1 Arps方法1945年，J.J.Arps根据矿场实际资料的统计研究，将油气井的产量递减规律分为三种类型，即指数递减、双曲递减和调和递减，并提出了确定递减参数以及产量预测的图版拟合方法。
气藏动态分析
采 状 况 、 层间窜流及地层 量
储 量 动 水活动情况
调整产能布局
6 用 程 度 2.单井、分区块 3.确定稳产年
及 剩 余 全气藏采气量、 限 、 阶 段采储
资 源 潜 采储分布与未动 程 度 和 最 终 采
力分析 用潜力预测
收率
2021/4/9
1.日常油气水生产动态 资料 2.关井压力恢复试井、 系统试井 3.地层测试成果 4.压降曲线
列不稳定试井方法。
2021/4/9
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4）音响试井技术
该技术能弥补由于岩性、泥浆等因素给测井 带来的困难。深部音响水动力试井仪器不受岩性 影响，也不受下油、套管的限制。气或水单相流 动，以及气与水两相流动的声谱均不相同，通过 井与地层连通的部位时，能接收到较大音响程度， 以此来辨别气、水层位和能量大小。国内还未见 用此类试井技术。
2021/4/9
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4）标度计算图快速监测法
已找出微量盐（溴、碘、钾、钠、铷、铵、 锂等）之间的关系和相应的地层水中百分含量制 成标度计算图，应用该图快速分析从井内带出液 相中的微量盐浓度，从而对产出水进行有效的监 测。
2021/4/9
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4、水动力学方法
1）应用P/Z—Gp关系监测气藏动态 定容封闭气藏开发过程中含气孔隙体积保持不
29
（三）储量核实
1、分析内容 ◆地质储量 ◆可采储量 ◆单井控制储量 2、分析目的 ◆提高储量级别 ◆确定开发规模 ◆为数模、动态分析与预测、开发
效果评价提供依据
2021/4/9
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3、分析手段 ◆综合确定构造形态、圈闭大小、油气水分布、
容积法计算地质储量。 ◆物质平衡方法确定可采储量。 ◆压降法确定动态储量与单井控制储量。 ◆压力恢复曲线法求取单井控制储量。 ◆凝析气藏根据高压物性分析确定组分储量。 ◆含H2S气藏确定H2S储量和开发过程中含量
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。
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。
[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]。
油气井生产动态分析
五、单点测试
常规的多点稳定流动测试不但需要较长的稳定流动测试 时间，而且也常因探井测试缺少集输流程和装置，而将 大量天然气放空烧掉，同时也会由于地质条件等原因而 得不到正确的能成线性关系的数据，达不到预期目的。
为改进这一状况，陈元千提出了单点产能测试方法，该 方法只需在关井测得地层压力的条件下，开井取得一个 工作制度下的产量和流动压力。
油气井生产动态分析
第四章 油气井生产动态分析
主要内容 第一节 生产动态分析的内容 第二节 油井的产能 第三节 气井的产能 第四节 产量递减规律分析
第一节 生产动态分析的内容
❖生产动态分析亦称单井生产动态分析，是油田生产 管理经常性的基础工作，国家标准中生产动态分析包 括以下内容： 1、注水状况分析：
等时试井要求每一个气嘴开井生产的时间相等。在开井之前，把 压力计下入井底，首先测量气井的静压数据，一般为原始地层压 力（pi=pe）。
等时试井的测试程序为：第一步，让气井以较小的气嘴生产一定 时间（未稳定），然后关井让井底压力恢复到原始状态；第二步 ，把气井换成较大的气嘴继续生产，生产时间与第一个气嘴相同 ，然后关井让井底压力恢复到原始状态；如此进行3~4步；由于流 量是逐步增大的，因此每个流量的关井恢复时间也是逐步加长的 ；最后把气井换成一个适中的气嘴继续生产，直至井底压力稳定 为止；最后一个流量被称做延时流量，延时流量的测试时间最长 。
二、油层产能指1油井生产指示曲线
第三节 气井的产能
气井的产能，即气井的产气能力，是指在特定的压力条件下气井的日产气 量，包括气井的绝对无阻流量和不同井底压力下的产量。
要确定气井的产能，首先必须确定气井的产能方程（气井产量与气井压力 之间在稳定条件下的关系方程）。
三、油田产量递减分类
X气藏气井的合理配产分析
X气藏气井的合理配产分析摘要：X气藏处于开发初期阶段，但由于气藏的开发过程，任何气井的生产，都是在一段时期的稳产之后进入递减生产阶段。
因此，我们为了获取最大的经济利益就需要最大限度维持气井稳产的时期。
这就需要根据气藏的地质条件和气井前期的生产资料，对气井进行合理配产。
本文结合X油藏气井的生产资料，分经验法、节点法和采气曲线法分析了X气藏气井的合理配产产量，主要分析了采气曲线法，最后综合三种方法，确定了X气藏前期布置的气井合理配产产量。
关键词：气井合理配产采气曲线法1 气田概况该区块位于M市B区C村东北约10公里。
区块构造位置处于XX盆地XX斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。
下伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高；总体近南北向的NPEDC9、NPEDC10砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。
区块内共钻探10口井（M1、M2、M3、M4、M5、M6、M7、M8、M9、M10），气藏埋深约-3624～36694m。
其中M4、M5、M6、M9井试气证实为工业气流井。
目前，全区投入开发井4口（M4、M5、M6、M9），累计产气6341.6195×104m3，累计产水2781.0880m3。
2 合理配产的原因从严格意义上讲，气井一旦投入生产即始了产量递减。
气田开发实践表明，对任何类型气井都可以维持一段产量稳定的生产时期，然后进入产量递减阶段，而且稳定生产的产量愈高，生产时间就愈短，愈早出现产量递减。
所谓气井合理产量，就是对一口气井而言有相对较高的产量，在这个产量下有较长的稳定生产时间，这不是一个严格的定义，对不同气田、不同区域、不同位置、不同类型的气井，在不同的生产方式下，有不同生产压差与合理产量的选择。
影响气井合理产量的因素，包括气井产能、流体性质、生产系统、生产工程以及气藏的开发方式和社会经济效益等。
从不同的角度出发有不同的确定方法，结论也不相同。
第4章 凝析气藏开发
凝析气藏
pf p C pf p m axs C
p m axs
Tmaxs Tmaxs psep psep Tf T Tf T psep Tf T Tmaxs
近临界态凝析气藏
挥发性油藏
黑油油藏
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法
１）干气藏 不含常温常压条件下液态烃 （Ｃ５以 上）组分，或者很少（0.0001—0.3% ），甲烷以上气体同属物（C2—C4） <5%（摩尔）。 相图很窄 开采过程中地下储层内和地面分离器 中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于 ９５％，气体相对密度小于0.65。
表中的平均分子量由加和原则求得，即
M = ∑ M i Zi
i =1 n
4.1.3 烃类类型的判别方法
3、地层流体密度和平均分子量判别法
地层条件下的流体密度ρ由取样测得,若无实测资料,可用经验公式计 算： 当 M＜20时:
ρ =( M − 16) /13.3
当20＜ M ＜250时:
ρ=(lg M －0.74)/1.842
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法 3） 凝析气藏
与油藏的差别是： 1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。烃类体系处 于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。而在凝析 气藏中，当地层压力高于初始凝析压力时，油、气处于单相气相态，C5以 上组分（凝析油）也处于气相。 2）油藏原始气油比一般不超过600—700m3/t，凝析气藏的气油比大，且 在衰竭式开发过程中变得更大。 与纯气田的差别是： 1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气。 2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，出现反凝析，当地层压力处于初 始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，部分残留在储层 中，造成凝析油的损失。
气藏动态分析
开发动态分析的方法
数值模拟方法
利用数值计算软件建立气藏模型，通过模拟气藏开发过程中压力、产量等参数的变化， 预测气藏未来的动态趋势。
统计分析方法
对气藏的实际生产数据进行分析，提取有用的信息，如气井的生产曲线、气藏的压力分 布等，为气藏的开发和管理提供决策依据。
气藏动态分析的重要性
提高气藏开发效果
通过气藏动态分析，可以了解气 藏的动态特征和变化规律，优化 开发方案，提高气藏的开发效果 和采收率。
降低开发风险
气藏动态分析可以预测气藏的未 来变化，及时发现和解决潜在问 题，降低开发风险。
提高经济效益
通过气藏动态分析，可以优化气 藏的开发策略，降低开发成本， 提高经济效益。
目的
气藏动态分析的目的是了解和预测气 藏的动态行为，包括气藏的产量、压 力、温度等参数的变化，以及这些变 化对气藏开发效果和经济效益的影响。
背景
随着全球能源需求的不断增长，天然 气作为一种清洁、高效的能源，其开 发和利用越来越受到重视。气藏动态 分析是实现天然气高效、经济、安全 开发的关键手段之一。
气藏生产动态分析是通过监测气藏生 产过程中的压力、温度、产量等参数， 分析气藏的动态变化规律，为气藏的 优化开发和生产管理提供依据。
气藏生产动态分析的原理基于流体力 学、热力学和传热传质学等基础理论， 通过建立数学模型，对气藏生产数据 进行处理和分析，揭示气藏的动态变 化规律。
生产动态分析的方法
数值模拟
对未来研究的建议
进一步研究气藏动态分析的新理论、新 方法和新技术，提高分析的精度和可靠 性。
油气井生产动态分析_图文
施意见。
第一节 生产动态分析的内容
5、油田生产能力变化分析
分析采油指数、采液指数变化及其变化原因； 分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影
响； 分析（自然或综合）递减率变化及其对油田生产能力的影
响； 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响； 分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力
三、油田产量递减分类
五、递减规律的应用
表2 生产数据和计算数据
等时试井要求每一个气嘴开井生产的时间相等。在开井之前，把压 力计下入井底，首先测量气井的静压数据，一般为原始地层压力（ pi=pe）。
等时试井的测试程序为：第一步，让气井以较小的气嘴生产一定时 间（未稳定），然后关井让井底压力恢复到原始状态；第二步，把 气井换成较大的气嘴继续生产，生产时间与第一个气嘴相同，然后 关井让井底压力恢复到原始状态；如此进行3~4步；由于流量是逐步 增大的，因此每个流量的关井恢复时间也是逐步加长的；最后把气 井换成一个适中的气嘴继续生产，直至井底压力稳定为止；最后一 个流量被称做延时流量，延时流量的测试时间最长。
根据测点数据，很容易确定出方程（7）的产能曲线常数c1和产能曲线 指数n。由于前4组测点并没有稳定，因此，方程（7）并不是气井的真 正的产能方程。
然后，把由前4组测点数据得到的产能曲线平移到第5个测点（图4-14 ），将得到气井的稳定产能曲线。由于两直线的斜率不发生变化，只 是截距发生了变化，因此很容易由第5个测点数据确定出产能方程的截 距c。将c和n代回到式（5），即得到气井的指数式产能方程。由产能 方程，可以计算出计算出气井的绝对无阻流量。
然后，把由前4组测点数据得到的产能曲线平移到第5个测点 （图4-17），将得到气井的稳定产能曲线。由于两直线的斜 率不发生变化，只是截距发生了变化，因此很容易由第5个 测点数据确定出产能方程的截距c。将c和n代回到式（5）， 即得到气井的指数式产能方程。由产能方程可以计算出计算 出气井的绝对无阻流量。
气藏气井生产动态分析题改图
气藏气井生产动态分析题令狐采学一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。
该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。
1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。
4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。
请结合该井的采气曲线和压力计原始记录：1、计算该井压力梯度；2、分析判断气井采气参数变化的原因。
**井井下压力计原始测压记录答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。
（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。
二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。
1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。
气藏动态分析
2)油田静态
指油藏面积、储量、油层厚度、孔隙度渗透率等在 开发过程中基本不变的参数或地质条件。动态室主要 担负油田动态分析、制定开发生产计划和指导油田开 发生产的任务，而静态室主要承担油层细分对比、沉 积微相研究、小层和单井储量计算、油藏内部断层和 油气水界面等油藏地质的深入认识研究工作。
1.4 动态分析的资料
从勘探到
投入开发所
1
录取的全部
资
地质资料
料
类
型
开发过程
中录取的全
部地质资料
①全部钻井、录井、测井资料； ②所有岩心分析化验实验资料； ③所有试油试采和开发试验资料； ④所有油气水性质包括高压物性资料； ⑤所有地震解释资料。
①油水井全部生产动态资料； ②油水井和观察井全部动态监测资料； ③油水井全部井下作业和增产增注资料
3 气藏动态资料
这里所指的气藏动态，是指与生产动态相对应的 气藏地下动态。是指反映地下气藏动态变化和地下油 气水分布运动态势的资料，也称动态监测资料 。
4 气藏动态分析常用图件
气田开发动态分析内容丰富，看问题的角度也各不相问，应用图件也 很多，随着动态分析技术的发展，应用图件的种类还在增加。常用的动 态分析应用图件大致有四类： (1)现状图：包括小层平面图、气层连通图(栅状图)、开采现状图、压力分 布图、水淹状况图(剩余气分布图)等； (2)综合曲线类：包括综合开采曲线、构成曲线、生产运行曲线等； (3)关系曲线类：包括压降曲线、IPR曲线、压力、温度梯度曲线、采气 (液)指数、气油比、产量、含水随时间变化曲线等。除此以外，还有单位 产量(采气强度)变化曲线、注入一产出剖面变化图、方案调整效果分析综 合团、措施效果分析综合图、机采井泵况、控制图等： (4) 各类静态图：厚度、孔、渗、饱 等值图；四性关系图、井身结构图等
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气藏气井生产动态分析题一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝一孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7"X 2890.3米，油管2%〃X 3023.3米，井段2880.6〜2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2〜2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38 x 104m3/d，产水2.1m3/d （凝析水）为纯气藏。
该井于1986年2月23日10: 30开井投产，定产量25 x 104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。
1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。
4月22日9: 00〜11: 00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。
请结合该井的采气曲线和压力计原始记录：1、计算该井压力梯度；2、分析判断气井采气参数变化的原因**井井下压力计原始测压记录答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。
（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。
二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m ,油层套管7"X 1203.4米油管21/2"X 1298.8米，衬管5"X 1195.2〜1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4 X 104m3/d，产水微。
1978年2月3日10: 00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2 X104m3/d，产水0.4m3/d。
1990 年12 月，套压3.82MPa，产气4.3 X 104m3/d。
请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述岀该井各生产阶段的生产特征。
答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段：(1)上升阶段(产层净化阶段)：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。
(2)稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现岀产量平稳而压力下降的生产过程。
(3)递减阶段：随差开采，当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时，产气量明显下降，递减速度快。
(4)低压低产相对稳定阶段：产量、压力都很低，递减速度大大减慢，生产相对稳定，开采时间延续很长。
三、X井位于*气藏的北翼2号断层附近，该气藏为碳酸盐岩孔隙一一裂缝性边水气藏。
该井于1974年7月23日完井，钻井过程中，钻井至井深2985.3 —2985.42m，放空0.12m，完井测试时，地层压力29.15Mpa，井底流动压力28.13Mpa，套压22.5Mpa，油压21.8Mpa，产气30.5 X04m3/d，产水1.8m3/d。
该井于1975年8月20日投产，定产25X104m3/d，气井井口压力、气量、水量、氯根含量均较稳定，75年12月14日将产气量从23 X104m3/d加至28 X04m3/d，12月19日，气井生产参数发生突然变化(说见该井采气曲线图)。
请利用该井采气曲线图结合完井资料，(1)分析气井生产参数变化的原因。
(2)划分气井生产阶段，并描述出各阶段的生产特征。
衬并米气曲线HG7S^^2C3-lS7e^lt A15 0?答：该井位于构造北翼2号断层附近，钻井过程中放空0.12m，孔隙、裂缝发育，完井测试时，生产压差小，产气量大，是一口高渗高产气井。
12月14日加气后，气井油压、产气量下降，产水量、氯根含量上升快，套、油管压差大，反映气井为断裂性水特征。
因此，气井生产参数变化为气井产地层水所致，气井产地层水的原因是加大气量不合理生产。
根据该井的采气曲线特征，大致将该井划分为两个生产阶段：一是1975年8月20日一12月19日为无水采气阶段，主要特征为：气井生产套压、油压、气量、水量、氯根含量稳定，套、油压差小，产水量、氯根含量低。
二是1975年12月19日一1976年1月15日。
为带水生产阶段，其生产特征为：油压、气量下降快、稳定快，产水量、氯根含量上升快、稳定快，套油管压差大，垂管中流体阻力大。
四、**井位于**气藏西南翼，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩孔隙一一裂缝性气藏。
该井于1985年3月24日完井，井深2980.5米，油层套管7"X 2850.3米，油管2%〃X 2940.1米，衬管5"X 2830.2〜2980.1米，井底距离原始气水界面-6.32m，完井测试套压18.0MPa，油压17.0MPa，产气量6.5X 104m3/d，产水量17.0m3/d (地层水)。
该井于1986年3月28日10:00开井投产，投产初期套压18.51MPa，油压17.20MPa，产气量5.6 X 104m3/d，产水量16.3m 3/d，气井井口压力、气量基本稳定。
1989年4月17日开始，气井生产参数发生明显变化(采气曲线)4月30日10：00~12 : 00下井下压力计实测井筒井压力梯度了解井筒压力，变化情况见井下压力计测压原始记录。
(1 )根据该井井下压力计测压数据计算油管中流体压力梯度；(2)根据该井采气曲线和压力梯度分析气井生产参数变化的原因。
答：该井4月17日以后，生产数据中套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，4月30日下井下压力计实测油管中流体压力梯度、井深2400m以下，压力梯度从0.141MPa/100升至0.5 MPa/100以上，反映该井井深2400 以下的油管中有积液存在，说明该井在4月17日发生的变化主要原因是井筒（油管）积液所致。
五、**井位于**气藏南翼，该气藏为底水衬托的碳酸盐裂缝一孔隙气藏。
该井于1983年6月17日完钻，井深2935.6m，井底距原始气水界面为27.6m，井身结构良好未进行酸化增产措施，完井测试套压19.51MPa，油压19.20MPa，产气24.0 X 104m3/d，产水0.8m3/d （凝析水、纯气井）。
1985年9月18日8: 30开井生产，定产量24X 104m3/d，产水1.0m3/d，氯根含量、产水产气及井口压力发生缓慢变化，7月中旬气井生产参数基本稳定，具有明显的水锥型岀水的基本特征（详见该井采气曲线图）。
请利用采气曲线将该井3月2日~7月31日，戈U岀三个岀水阶段，并描述岀各岀水阶段的生产特征。
答：该井采气曲线反映该井为水锥形岀水气井，依据其特征大致分为1986年3月2日一4月10日为岀水征兆阶段，此阶段特征为：氯根上升，气井产量、产水量、压力稳定。
1986年4月10日一5月20日为岀水显示阶段，其特征为：氯根含量、产水量均有上升，井口压力、产气量、产水量、氯根含量均有较大波动。
1986年5月20—7月3日为气井岀水阶段(或气井岀水产能递减阶段) ，此阶段气井井口压力，产量下降，水量上升，套油压差增大，各生产参数于7月20日以后基本趋于稳定。
六、**井位于构造长轴北段偏东翼，临近①号断层，产气层位：P132，岩性；石灰岩、钻井中在P132层曾放空0.5m，漏失泥浆70m3，岩芯分析，储层基质孔隙度2%，渗透率K v 0.01 x 10-3um2。
完井测试6小时，稳定0.5小时，P cf16.0MPa，q g：70 x 104m3/d，不产地层水。
一点法计算绝对无阻流量200x 104m3/d，井口最大关井压力31.0MPa，原始地层压力：43.0MPa。
该井为一单裂缝系统，含气面积及气水关系不清楚。
投产后先定产30 x 104m3/d生产两个月，之后定井口压力生产1个月，然后关井复压3个月，井口最高关井压力23.0MPa，尚未稳定，其生产及关井动态特征如图所示。
请根据气井静、动态资料分析判断：(1)气井生产及关井动态特性；(2)储集层类型；幽井采气曲线(-1 3年月)(3)单井控制储量大小。
Lgt定产30 x 104m3/d生产阶段，井口套压由30 MPa下降到20MPa，下降10MPa，平均降6MPa，压力月递减为16.7%。
定井口油压18MPa生产阶段，井口产量由30下降至10x 104m3/d，月降20 x 104m3/d，产量月递减率平均高达66.7%。
关井压力恢复速度很慢，关井3个月尚未稳定，最高关井压力为23.0MPa，较投产前井口最大关井压力31.0MPa低8.0MPa。
(2)储层岩芯分析基质中和K均很低，不具备储渗条件，但该井孔洞，裂缝十分发育，表现在：气井位于断层附近，钻井中有放空和大量井漏现象，测试产量高、无阻流量大(一点法)压力恢复曲线初始段平缓，综合分析认为，该井储层属裂缝〜洞穴型。
(3)气井压力恢复曲线呈凹型，生产中压力、产量递减有规律，不产地层水，储集层为裂缝隙一一洞穴型，分析气井压力，产量不稳定，不是地层水推进或泥浆污堵影响，而是该井裂缝系统控制储量较小的反映。
七、根据下述资料和图件分析*井压裂酸化工作是否有效果)酸化施工综合曲线图答：1、酸化施工综合曲线上明显可见，t1时刻泵压开始突降，排量和吸指同时上升，反映地层有压开的显示。
到t2时刻后泵压、排量和吸指趋于相对稳定，地层吸收指数较高，反映井底附近堵塞已基本解除，地层渗透性能得到改善。
2、酸化后压力恢复曲线直线段斜率明显比酸化前变小且试井分析A、B值都大大下降，都反映井底附近和稍远地带地层渗透性变好，流动阻力减小。
3、生产参数对比，在井口套压相同条件下，酸化后日产气量较酸化前增加8.2万方，增幅2.5倍。
综上所述，本次压裂酸化增产效果明显，近井地带产层污堵被解除，地层渗透性能得到较大改善。
八、*井产层为TC4I~TC33岩性为白云岩、灰岩，孑L隙一一裂缝储层，钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3，完井后，中型解堵酸化一次（40m3盐酸）测试井口产量35.0 X 104m3/d，稳定1 : 00。
该井投产即进行稳定试井1次，随后定产30~35 X 104m3/d，生产半年后关井复压稳定后，又进行第二次稳定试井，两次测试产量相同，由小到大进行测试，两次测试资料整理作二项式指示曲线（如图所示），请根据上述资料和图件分析该井投产半年后，井下渗透条件有何变化？答：该井完钻试测和第1次稳定试井均表现岀测点稳定程度差的现象，这是钻井和酸化进入产层的泥浆和残酸液末排完，生产中聚集井和进入井筒干扰所致。
经过半年的大产量（30〜35 X 104m3/d）生产，分析井底附近和井筒中泥浆和残酸已基本排岀到地面。