采气工程 第八章气藏动态监测、分析和管理

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编 号
分析项 目
分析内容
分析目的
主要分析手段
1.钻井井斜、井眼变化，井底污染状 况
钻井， 完井与 采气工 艺措施 效果分 析 2.完井方式、射孔完善程度 3.产液、带液能力与管柱摩阻损失
1.为修井作业 提供依据
1.工程测井
2.试井分析
7
பைடு நூலகம்
4.井下油套管破裂、井壁垮塌与产层 掩埋情况
5.修井、增压、气举、机抽、泡排、 水力、喷射泵、气流喷射泵等工艺措 施效果
2.为增产、提 3.井口带出物 高采收率，采 分析 取适当的工艺 措施提供依据
二、气藏动态分析的主要技术
气藏动态分析技术是提供气藏开发全过 程动态信息技术，目前国内外主要应用地震、 地球物理测井、地球化学、气水动力学和气 藏数值模拟等技术来分析气藏生产动态，并 由点（气井）的监测、分析发展到整个气田 乃至成组气田开发过程实施全面监测和分析。
开 发 方 案 设 计
区域地质及油气田概况 构 气藏 静态 地质 特征 研究 储 造 层
储集空间 流体性质 渗流物理特征 地层压力和地层温度 气藏类型
气藏压力系统
气藏动态地 质特征研究
试井分析
试采分析
气藏工程研究
采气工程设计 气田地面建设工程 研究 动态法核实储量
开 发 方 案 设 计
生产管理及劳动组 织
第三节
气藏类型的分析判断
根据地层烃类体系的组成和相态性质，气藏可 分：干气气藏、湿气气藏和凝析气藏。 根据驱动方式，气藏可分：气驱气藏、弹性水 驱气藏和刚性水驱气藏。 根据储层结构的不同，气藏又分为：孔隙性碎 屑岩气藏和裂缝性碳酸岩气藏。
根据纵向剖面上产层的多少可分：单层气藏和
多层气田。
法国对油气藏分类（1）：
第八章
气藏动态监测、分析和管理
开发方案编制流程
气藏动态分析总论
气藏类型的分析判断
气藏驱动方式分析
核实气藏的天然气储量 气井生产工作制度分析 气藏动态监测、分析信息系统
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第一节 气田、凝析气田开发方案编制流程
（《油藏工程》课程已讲）
气藏静态地质特征研究 气藏 描述 气藏动态地质特征研究 国外同类气田开发经验 调整 容积 法计 算储 量
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法国对油气藏分类（2）：
油气藏类型 项 目 原始生产气油比（m3/m3） 油罐油相对密度 油罐油（°API） 储层中相态转化点 油罐油色泽 C7+ %（摩尔） 原油泡点体积系数 黑 油 挥发油 312—570 <0.8215 >40 泡点 有色 20—12.5 >2.0 凝析气 >570 <0.8251 >40 露点 色淡 <12.5 — 湿 气 干 气
1、储层、井间是否连通？压力、水动力系统是 否统一？油气水边界是否确定？
2、开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？ 如果存在边水或底水，水体活动规律如何？它对开发 过程有何影响？
3、对于裂缝性气藏，裂缝的发育特征与规律是什 么？在开发过程中起什么作用？
4、井网、井位、井数等布井方式是否合理？是否 既能控制住可采储量，又能符合少井高产的原则？ 单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？


四、气藏驱动类型的分析
1、传统的地层压力系数（P/Z，有称视地层 压力）法
该方法对气藏的水驱作用不太敏感
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P/Z Pi/Zi
定容封闭气藏 0 P/Z Pi/Zi
22
Gp
0
Gp
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水驱气藏
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P/Z
0
G 异常高压气藏
Gp
一个气藏的驱动方式用这种方法来识别，要弄得比较清 楚，只有在开发的基本阶段，即采出30-40%原始储量以后。
t
dwe qe Cs ( pi p) dt
水侵系数， m3/(MPa.d )
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2）修正稳态公式（赫斯特---Hurst公式）
水侵常数 Cs 与天然水域的储层物性、流体物性、边界 形状等有关。开采实践表明：Cs 并不是一个常数，而是一 个与时间有关的变量。Hurst 于1943年提出如下修正式：
二、决定气藏驱动方式的主要因素
1、地质因素
1）原始地层压力
2）含气区和供水区的岩性和储层物性 （如孔隙度、渗透率等）特征。
3）含水区的均质程度和连续性
4）气水界面附近的情况
2、工艺因素
1）采气速度 2）开发方式
三、水驱气藏的物质平衡方程式
Cw S wi C f G p Bg Wp Bw G( Bg Bgi ) We GBgi 1 S wi p
一、气藏动态分析的主要内容、目的和手段
编 号 分析 项目 分析内容 分析目的 主要分析手段
1.储层纵、横向连通性
1 气藏 连通 性分 析 2.断层分布及分隔情况 3.压力与水动力系统 4.油气水分布边界
1.综合应用地质、物探、测 1.计算储量（容积法和压 井、录井、试采和试井等成 降法） 果 2.确定开发单元与布井方 2.干扰试井、压力恢复试井、 式 修正等时试井等
编 号
分析项目
分析内容
分析目的
主要分析手段
1.日常油气水生产动态资料
5 1.气井绝对无阻流量、采气 气井、气 指数 藏生产能 2.气藏高、中、低渗透区产 力分析 能分布特征 1.为气井、全气藏合 理配产提供依据 2.确定井网合理性及 调整井井位 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
（1）径向供水区系统
无因次水 侵量
We B
p
D
Q (t D )
t D 8.64 10 2
kt ' wCe rg2
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水侵系数： B
2 ' 2rg hCe
水侵角
（2）线性供水区系统
We B
p
D Fk (t D )
t D 8.64 10
气藏开采 1.压力系统变化、层间窜流 状况、储 及地层水活动情况 量动用程 2.单井、分区块全气藏采气 度及剩余 量、采出程度 资源潜力 3.剩余可采储量分布与未动 分析 用潜力预测 1.分井 、分区产量统计分析 1.复核动态储量 调整产能布局 3.确定稳产年限、阶 段采出程度和最终采 收率 2.测出结果分析不同时期的 压力等值图 3.利用生产测井、水淹层测 井、油气水界面监测成果， 绘制生产剖面 4.压降曲线
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对于定容封闭气藏:
F G E g E fw
水驱
记为：视 地质储量Ga
Ga
定容封闭 0
Gp
定容封闭气藏的Ga与Gp之间关系为一条水平线；若有水驱 作用，则We不断增加，Ga与Gp为曲线
4.水侵量的解析计算 1）稳定状态公式 最简单的是薛尔绍斯（Schilthuis）稳态模型 它适用于：当气藏有着充足的边水连续补给的 情况，或因采气速度不高，气藏压降能相对稳定、 水侵速度与采出速度几乎相等的情况。
气藏 数值 模拟 和对 比方 案技 术指 标计 算
技 术 经 济 分 析 和 方 案 优 选
推 荐 方 案 的 实 施 要 求
第二节
气藏动态分析总论
（结合一些气田开发（动态分析）实例讲解）
气藏动态分析的核心内容是通过对气田开发全 过程的跟踪模拟和优化，达到全气藏开发指标总体 最优和单井开采工艺参数组合的最优，重点要求回 答以下问题：
假定：气藏中压力降很快波及到整个天然水域，水侵速度 正比于压力降，其中压力 P 是气水界面处测定的压力；水层 外边界压力为常数，且等于初始压力 pi ；进入气藏的流体流 量与压差呈正比，即符合达西定律；水的粘度、水区的平均渗 透率和几何形状都保持恒定。
We Cs
( p p)dt
0 i
某时间t时气水边界 处压力（一般用气 藏平均压力代替）
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附：油藏物质平衡方程通式
N N p Bt ( R p Rsi ) Bg (We W p ) Bw Bt Bti mBti ( Bg Bgi ) Bgi Cf S wc (1 m) S Cw S Bti ( pi p) oi oi
<312 >0 <46 泡点 黑 >20 <2.0
>2670 <0.7022 >70 — 无 <4 —
>17800 无液 无液 — 无 <0.7 —
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第四节 气藏驱动方式（类型）分析
（大部分内容在《油藏工程》课程中已讲）
一、气藏驱动方式的类型
1、气压驱动 2、弹性水驱
3、刚性水驱
4
驱动 1.分析确定气藏驱动类型 类型 2.水驱气藏边界条件分析， 产水观测井产量、压力及水 的确 面变化，分析判断水源、侵 定 入机理、水侵速度，计算水 侵量
1.压降曲线、生产曲线对比、 2.确定气藏采气速度、布井 分析采气速度与压降速度 方式和气井合理生产工作 2.分析观测井地层压力变化趋 制度，制定技术政策 势，气水界面变化趋势 3．为动态监测、数值模拟 3.生产测井 提供依据
1 水驱 ψ 定容 封闭
0
R
1
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3、视地质储量法（Havlena—Odeh法） 由物质平衡方程
We F G Ga Eg E fw Eg E fw
F G p Bg W p Bw
E g Bg Bgi
Cw S wi C f E fw Bgi 1 S wi p
5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力 与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？ 6、气井工程有什么问题？采取何种措施？效果和经 验教训？ 7、对处于不同开发方式的气井、气藏在不同开发阶 段，应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高开发 效果？各种工艺措施的效果评价？
8、如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础 上，对单井及全气藏开采动态进行模拟？对开采动态 进行预测，并给出最佳的开发、调整及挖潜方案。
We Ch
t 0
pi p dt lg at
时间换算 系数
dwe pi p Ch dt lg at
Hurst水侵系数， m3/(MPa.d )
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3）非稳态公式
（赫斯特和范.艾弗丁根：Hurst—van Everdingen公式）
当气藏天然水域较大时，在压力降尚未传递到天然水域 外边界时，且一般气藏中压力降不可能很快波及到整个天 然水域，是一个非稳定渗流过程。非稳定水侵量的计算， 视不同流动方式和内外边界条件，分以下几种情况求解：
3.建立地质模型
1.流体组成及性质分布差 异性分析
3.裂缝性气藏的地层倾角测 井和压力恢复试井等
1. 常规取样 2.凝析气藏流体井口取样及 地层条件下流体容积性质和 相态性质实验分析
2
流体 性质 分析
2.开发过程中流体组成变 化特征分析
3.特殊气藏气体组成分析
1.为开发部署、地面工程 设计、下游工程规划提供 依据 2.提出开发调整与采气工 艺措施类型
油=∈（C1—C4）+（C5+ ） 地 下 稀油：相对密度（d）<0.86 常规油： 0.86<d≤0.92 稠油：d>0.92 气=C1+C2－C4+ ∈（C5+ ） 地 下 干气：C1 mol%≥90% 湿气：80%<C1<90% 地 表 气 气/∈轻烃液
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（∈表示微量之意） 地 表 气/油 生产气油比（GOR）<<稀油 GOR ∈气/油
编
号
分析项 目
分析内容
分析目的 1.提高储量级别
主要分析手段
地质储量 储量 3 核实 可采储量 单井控制储量
1.根据综合方法和不断加深的 2.确定开发规模、地面工程 资料用容积法计算储量 和下游工程准备 2.用物质平衡法核实动态储量 3.为数模、动态分析、开发 3.用试井法确定单井控制储量 效果评价提供依据 1.为制定开发方案提供依据
水侵系数：
2
kt ' 2 wCe L
无因次水 侵量
B
' bLhCe
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4）实例 (自学，见教材P200—202) 5.水驱气藏储量和水侵量计算新方法探索 水驱气藏储量、水侵量计算和动态分析预测较难。
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2．水侵体积系数法 由物质平衡方程，忽略压降所引起的束缚水膨胀 和孔隙体积减小时：
1 R 1
R
Gp G
pZi pi Z
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对于定容封闭气藏，采出程度（R）和相对压力系数 （Ψ）为45°下降直线；而对于水驱气藏，由于ω<1，因 此R与Ψ的关系曲线为大于45°的线。