水驱气藏的分类与驱动方式
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
3气藏物质平衡方程式
气藏物质平衡方程式正常压力系统气藏的物质平衡方程式当原始气藏压力等于或略大于埋藏深度的静水压力时，称之为正常压力系统气藏。
下面按其有无天然水驱作用划分的水驱气藏和定容气藏，对其物质平衡方程式加以简单推导。
一.水驱气藏的物质平衡方程式对于一个具有天然水驱作用的气藏，随着气藏的开采和气藏压力的下降，必将引起气藏内的天然气、地层束缚水和岩石的弹性膨胀，以及边水对气藏的侵入。
由图3-1看出，在气藏累积产出(GpBg+WpBw)的天然气和地层水的条件下，经历了开发时间t，气藏压力由pi下降到p。
此时，气藏被天然水侵占据的孔隙体积，加上被地层束缚水和岩石弹性膨胀占据的孔隙体积，再加上剩余天然气占有的孔隙体积，应当等于在pi压力下气藏的原始含气的体积，即在地层条件下气藏的原始地下储气量。
由此，可直接写出如下关系式：(3-1)式中：G—气藏在地面标准条件下(0.1OlMPa和2O℃)的原始地质储量；GP—气藏在地面标准条件下的累积产气量；其他符号同油藏物质平衡方程式所注。
由(3-1)式解得水驱气藏的物质平衡方程式为：(3-2)对于正常压力系数的气藏，由于(3-2)式分母中的第2项与第1项相比，因数值很小，通常可以忽略不计，因此得到下式：(3-3)将(2-5)式和(2-6)式代入(3-3)式得：(3-4)由(3-4)式解得水驱气藏的压降方程式为：(3-5)由(3-5)式看出，天然水驱气藏的视地层压力(p/Z)与累积产气量(Gp)之间，并不存在直线关系，而是随着净水侵量(We-WpBw)的增加，气藏的视地层压力下降率随累积产气量的增加而不断减小，两者之间是一条曲线(见图3-2)。
因此，对于水驱气藏，不能利用压降图的外推方法确定气藏的原始地质储量，而必须应用水驱气藏的物质平衡方程式进行计算。
图3-1 水驱气藏的物质平衡图图3-2 气藏的压降图将(3-3)式改写为下式：(3-6)若考虑天然水驱为非稳定流时，即，则(3-6)式可写为：(3-7)若令：(3-8) (3-9)则得(3-10)由此可见，与油藏的物质平衡方程式相似，水驱气藏的物质平衡方程式，同样可简化为直线关系式。
水驱气藏的分类与驱动方式
水驱气藏的分类与驱动方式一、水驱气藏的分类水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。
前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。
从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。
不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。
通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。
另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。
根据压力系统分类法，压力系数0.8〜1.2为正常压力，大于1.2 为高压异常，小于0.8 者为低压异常。
气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9〜1.5 之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5 〜2.23 之间。
水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。
对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。
二、水驱气藏驱动方式的分析在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。
目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。
弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。
供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。
刚性水驱是指侵入气藏的边、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原始水平上的驱动方式。
第05章-气藏物质平衡
降低p, 可提高Rg
4. 采收率
ppi
•最终的采出程度
•废弃压力 pabn 0.15 pw 矿场
pabn pt g gD 不产水 pabn pt m gD 产水
pp
•GR:
可采储量
ER
GR G
1 ppa ppi
ppa
abandon
Gp GR G
5. 剩余地质储量
Gp: 采出气量
pp
ppi 1
p Z
cc
pi
p
pF m a x
cc pi2 4Z
p pi 2
开发早期 pF pp
pp pF
✓ 用早期pp线预测开发晚期的动态误差较 大；
✓ 气藏都不是定容气藏，用拟压力进行 物质平衡分析，尤其是异常高压气藏 偏差会更严重；
✓ 正确：把拟压力校正成F压力，绘制气
藏的pF曲线，进行分析。
Gp
G
G
Vci
Vci
cp 1 swc
p
Vci
cw swc 1 swc
p (We
WpBw )
Vc
Vci1
cp cw swc 1 swc
p
We
Wp Bw Vci
Vc
Vci1
ccp
We
Wp Bw Vci
We WpBw
Vci
e
We Vci
•存水体积系数 •水侵体积系数
p
Wp Bw Vci
•产水体积系数
•剩余容积
Vp
Vc=Vci - Vp - Vwc
Vc
Vci
Vci
cp 1 swc
p Vci
swccw 1 swc
p
第3章 多相流动及水驱气藏开发2
3.3.2 水驱气藏开发特征
2) 气水同产阶段
当气藏(或裂缝系统)第一口气井或主产气井产出地层水时，气藏便进入气水 同产阶段，该阶段可能跨越产量上升期、稳产期及递减期，也可能只包括稳 产期及递减期。 主要的动态特征是产能递减增快，产水量明显增加，水气比上升，井口流动 压力下降，套管压力、油管压力差增大，甚至水淹停产。 气藏的稳产主要靠增加开发补充井及接替井来弥补产量递减，当补充井的接 替产能不足以弥补气藏产能的递减时，气藏进入递减期。 控制合理产量(压差)来控制选择性水侵的波及范围、减缓气井的递减及水封气 的形成。 对于多裂缝系统气藏不能控水采气，要优化气井的水气比，实施早期排水， 来减轻后期排水采气的难度。
无水采气及气水同产两个阶段是依靠气藏自然能量驱动，统称为“一次采气”。
3.3.2 水驱气藏开发特征
3)二次采气人工助排阶段(排水采气阶段)
由于气井的天然能量已不足以克服井筒内流体的回压，需要用物理和机械的外力来降 低井筒内回压使气井恢复生产，故称为“二次采气”。 封闭性边、底水气藏同时采用水体排水来降低水体压力，以减小水侵强度，延长生 产气井的自喷生产期。这种“内排”、“外截”的排水采气方式都属于二次采气范筹。 主要动态特征是产水量明显增加，气产量递减减缓，也可能出现一段时期的上升和 稳产，初期产水量增加幅度大于产气量的增加幅度，故水气比明显上升。排水采气效 果的好坏，决定于“排侵比”，即单位时间排水量与水侵量之比。当排侵比大于1时即 为“强排水”，气井才能恢复生产，气藏净水侵量下降，水封气才能解封而逐渐产出。 还分为气井排水采气阶段和气藏排水采气阶段。 气井排水采气阶段是气藏仅部分气井出水或水淹，以提高气井产量和复活水淹井 为目的阶段，对气藏整体来说，排侵比仍小于1。气藏可能出现短期的产量回升，但仍 属递减期。 气藏排水采气阶段，实施整体有计划超水侵量排水，该阶段排侵比大于1，使净水 侵量逐渐减小，从根本上改善气藏内的气水关系，提高气藏开发后期的采气速度，并 保持较长时期稳产或减缓产量的递减幅度。
水驱气藏渗流及其应用课程讲义
感谢
请各位批评、指正。 谢谢！
水驱气藏渗流模型及求解
（1）边水气藏渗流模型及求解
由李晓平等建立的边水气藏渗流模型如下图所示： 边水驱气藏存在两个渗流区域,井底附近的一个区域(即 内区)为不稳定表皮效应引起的渗流区(气区),,另一个区 域(即外区)是半径为re的有界封闭渗流区(水区) 。
图3 边水气藏渗流模型
水驱气藏渗流模型及求解
裂缝型底水气藏的水侵多表现为边底水复合侵入的方式， 研究对象均是外边界封闭的气藏,故可将其简化为一种底水模 型来研究气水界面处压力动态表征。对具有底水的裂缝型气 藏可简化为由含气区和含水区构成,其底水驱模型如下图所示：
图3 裂缝型底水气藏底水驱渗流模型示意图
水驱气藏渗流模型及求解
底水气藏渗流数学模型：
(2)底水驱气藏压力特征（未调研到）
水驱气藏生产特征
（1）边水气藏生产特征
当储层物性分布较均匀，储层为视均质或网状微细裂缝储层时，水侵方式多
为边水延产层推进（舌进侵入）；此时，通过试井解释可以发现，其综合渗透率 与基质渗透率的比值较小，一般在5~10倍以下，可以推测井区附近无断层，气井 无水采气期一般较长，产水情况可控性较好，对气藏或气井危害较小。当地层为 裂缝控制渗流通道的储层时，发生水侵的方式多为窜进侵入。此时，气井无水采 气期一般都很短，气井出水初期产水量上升迅猛，产水量较大，产水情况难以控 制，对气藏气井有很大的危害，严重影响了气藏的采收率、产量和开采效益。
图5 外边界封闭的边水驱地层压力动态特征典型曲线
水驱气藏压力特征
图6 外边界封闭的边水驱地层压力动态特征典型曲线
从压力导数曲线可以看出：纯井筒储存阶段，表现为单位斜率的直线； 气区的径向流阶段，表现为斜率是零其值为0.5的水平直线；气区的拟稳定流 动阶段，表现单位斜率直线；水区的径向流动阶段，表现为斜率是零的直线 段，其值为气水流度比的一半；总系统拟稳定流阶段，表现为单位斜率直线。
气田驱动方式
水压驱动的出现，使地层压力下降速度减慢， 这对开发和集输的指标产生有利的影响。
但是！！！
但其负面影响也是很明显的。
水压驱动的负面影响
一、水淹 二、降低地层天然气采收率 三、给矿场集输系统和井生产时带来麻烦。
谢谢 大家！
气藏工程
浅谈气田驱动方式
什么是气田驱动方式 就是地层中决定天然气流向井底的动力。
气田在开采过程中,除了水的活跃程度是一种 能量形式外,气体本身的弹性能也是气体从地层 采出的主要动力之一,驱动的能量不同,驱动方式 就不同,在不同的开发阶段,随着气藏动态的变化, 最终采收率也不一样。
气田的驱动方式可分为以下2种:
刚性水驱
当侵入气田的边、底水能量,完全补偿从
气田中采出的能量,此时气田压力还保持在
原始地层压力称为刚性水驱。 刚性水驱气田,目前发现的还很少,有地层 水的气田中,绝大部分仍属于弹性水驱气田。
在水驱条件下开发气田时,开始时与气驱 一样,压力下降。水继续进入气藏时通常 使地层压力下降的速度明显变慢。给人产 生这样的印象,即气田开始是在气驱下开 发,然后在水驱下开发。但有时候(在地层 渗透率高、气藏开发速度低的情况下),水 进入气藏如此之快,以致于在开发早期阶 段就出现水压驱动。
气驱和水驱
பைடு நூலகம்驱
气驱的主要动力为气体本身的弹性能量,气田在开 采时,井底压力低于地层压力,在压差作用下,天然 气的体积膨胀,释放出弹性能量,驱动气体产出,这 种依靠气体弹性能驱动天然气产出的气田称做气驱 气田,这类气田的储气孔隙体积保持不变。
但是，开发气田的经验表明,气驱时,气藏含气体积由于凝析油在地层 中的析出而减少。在开发裂缝性、裂缝—孔隙性(碳酸盐岩)变形储集 层的气田时,也要注意到气藏孔隙体积和含气体积的减少。在开发气 体水合物矿藏时,气藏的含气体积不断增加。
SYT 6168-1995 气藏分类
气藏分类SY/T6168—19951范围本标准规定了天然气藏单因素分类和多因素组合分类系列与指标，同时规定了组合分类的原则和命名方法。
本标准适用于天然气常规气藏、凝析气藏和非常规等气藏的分类。
3.1按气藏圈闭因素分类天然气藏按圈闭类型可分为四类十亚类，见表1。
3.2按储层因素分类3.2.1依据储层岩石类型划分。
见表2。
3.2.2依据储层物性划分，见表3。
按储层物性划分气藏类型时，应以试井资料求取得有效渗透率为主，绝对渗透率和孔隙度参数仅作参考使用。
尤其是非孔隙型储层，绝不能仅使用绝对渗透率进行划分。
表1 按圈闭因素划分表2 气藏按储层岩类的划分表3 气藏按储层物性的划分表4 气藏储渗空间类型特征表气藏按驱动方式可分为三类，其类型划分及特征见表5。
表5 气藏按驱动因素分类3.4按相态因素分类：按天然气藏地层条件下的压力—温度相态可分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水化物气藏五类。
3.4.1干气藏：储层气组成中部含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，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。
3．4.2湿气藏：气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3 。
3.4.3凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力--温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。
在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出。
3.4.4水溶性气藏：烃类气体在地层条件下溶于地层水之中，形成的具有工业开采价值的气藏。
3．4.5水化物气藏：烃类气体与水在储层条件下呈固态存在，具有工业开采价值的气藏。
3.5凝析气藏的分类3.5.1按露点在压力—温度相图中的位置划分A）常规凝析气藏：储层温度距流体压力—温度相图的临界温度点较远，露点压力随凝析油含量增多而增高。
B）近临界态凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态。
油田开发设计基础
第四节 砂岩油田的注水开发
在进行油田开发方案设计时，首先要确定油田开发方式，
且应当尽可能充分利用油藏本身的天然能量来开发油田。 我国现有油田 绝大多数不具 备充足的天然 能量补给条件 世界油田开发的历史也表明，若 只依靠油田本身的能量开发，采 油速度低，采收率小，原油产量 不能满足国民经济发展的要求
国内油田开发中广泛采用人工注水保持或补充
地层能量，使油田处于水压驱动方式开发。
一、油田开始注水时间
早期注水开发(比油田投入开发的时间晚1－2年) 油田开发后期，天然能量枯竭以后。
地层中原油的少量脱气会 减少水相的相对渗透率， 使得水油比降低，从而减 少高渗透层的产水量
地层中强烈脱气是有 害的，因为它可使原 油粘度上升，导致最 终采收率下降
（4）异常高压气藏：压力系数大于1.3MPa/100m的气藏；
（5）含酸气气藏：天然气中含H2S、CO2的气藏； （6）凝析气藏：产出气相中凝析油含量大于50g/m3的气藏； （7）浅层气藏：储层埋藏深度小于1500m的气藏。
措施分类
一、维护油水井正常生产的措施
检泵 冲砂 打捞 套管修复 侧钻 打调整井 打加密井
油田储量
油田储量是指油、气田内埋藏在地下的石油和天然气的 数量。 储量是油、气田勘探成果的综合反映，是油、气田开发 的物质基础。
1．储量的分类
把石油和天然气的储量分为地质储量和可采储量两类。 地质储量是指地下储存的石油和天然气的实际数量。 可采储量是指地下储存的石油和天然气在现有的技术、经 济条件下，可以采到地面上的数量。 可采储量与地质储量之比值称为采收率，采收率是反映一 个油田采油技术水平高低的综合指标。
天然气工程复习
（1） 天然气工程复习（2） 天然气偏差系数反映了实际气体偏离理想气体的程度。
一方面实际气体有大小、体积另一方面分子间醋存在着吸引力或者排斥力。
（3） 天然气等温压缩系数C g ：在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。
PZ Z P Z T P P P nRT ZnRT P P V T ∂∂-=-∂∂-=∂∂=11)]()[()(V 1-Cg 2 （4） 天然气体积系数是指天然气在底层下的体积预期在地面标准下的体积之比sc g V V B =（5） 天然气水露点是指在一定的压力下于天然气的饱与蒸汽压气量所对应的温度。
天然气烃露点是指在一的压力下，气相中析出的第一滴“微小”的烃类液体的平衡温度。
天然气的绝对湿度是指1m 3天然气中所含水蒸气的克数。
（6） 影响天然气中水蒸气含量的因素。
①水蒸气含量随压力增大而减小②水蒸气含量随温度升高而增加③水蒸气含量随含盐量的增加而降低④高密度的天然气中水蒸气含量少⑤气体中N 2含量高水蒸气含量低⑥CO 2与H 2S 含量高水蒸气高（7） 常用状态方程①范德华方程②RK 方程③SRK 方程④PR 方程⑤LHHSS 方程（8） 等组分膨胀实验的目的是为了测取凝析油体系在底层条件下体积膨胀能力的大小与露点压力而设计的实验，目的是为了获取凝析油体系PV 关系与露点压力等流体相态特征参数。
（9） 气体流入井越近井轴，流速越高，因此非达西流淌产生的附加压降也要紧发生在井壁邻近。
（10） q AOF 反映气井的潜能，是评估气井的重要参数，常用于气井分类，配产与其他公式中无因次变化等（11） 射孔引起的表皮系数能够分成三部分：射孔孔道几何形状引起的的表皮系数（S P ），由于钻井与固井造成的井筒伤害引起的表皮系数（S d ），射孔孔道周围压实带产生的伤害引起的表皮系数（S dp ）.S= S P + S d + S dp（12） 不管是泥浆污染对井底邻近岩层渗透性造成的伤害，或者是酸化对它的改善，都仅限于井壁邻近很小范围。
3气藏物质平衡方程式
气藏物质平衡方程式正常压力系统气藏的物质平衡方程式当原始气藏压力等于或略大于埋藏深度的静水压力时，称之为正常压力系统气藏。
下面按其有无天然水驱作用划分的水驱气藏和定容气藏，对其物质平衡方程式加以简单推导。
一.水驱气藏的物质平衡方程式对于一个具有天然水驱作用的气藏，随着气藏的开采和气藏压力的下降，必将引起气藏内的天然气、地层束缚水和岩石的弹性膨胀，以及边水对气藏的侵入。
由图3-1看出，在气藏累积产出(GpBg+WpBw)的天然气和地层水的条件下，经历了开发时间t，气藏压力由pi下降到p。
此时，气藏被天然水侵占据的孔隙体积，加上被地层束缚水和岩石弹性膨胀占据的孔隙体积，再加上剩余天然气占有的孔隙体积，应当等于在pi压力下气藏的原始含气的体积，即在地层条件下气藏的原始地下储气量。
由此，可直接写出如下关系式：(3-1)式中：G—气藏在地面标准条件下(0.1OlMPa和2O℃)的原始地质储量；GP—气藏在地面标准条件下的累积产气量；其他符号同油藏物质平衡方程式所注。
由(3-1)式解得水驱气藏的物质平衡方程式为：(3-2)对于正常压力系数的气藏，由于(3-2)式分母中的第2项与第1项相比，因数值很小，通常可以忽略不计，因此得到下式：(3-3)将(2-5)式和(2-6)式代入(3-3)式得：(3-4)由(3-4)式解得水驱气藏的压降方程式为：(3-5)由(3-5)式看出，天然水驱气藏的视地层压力(p/Z)与累积产气量(Gp)之间，并不存在直线关系，而是随着净水侵量(We-WpBw)的增加，气藏的视地层压力下降率随累积产气量的增加而不断减小，两者之间是一条曲线(见图3-2)。
因此，对于水驱气藏，不能利用压降图的外推方法确定气藏的原始地质储量，而必须应用水驱气藏的物质平衡方程式进行计算。
图3-1 水驱气藏的物质平衡图 图3-2 气藏的压降图 将(3-3)式改写为下式：(3-6)若考虑天然水驱为非稳定流时，即，则(3-6)式可写为：(3-7)若令：(3-8) (3-9)则得(3-10)由此可见，与油藏的物质平衡方程式相似，水驱气藏的物质平衡方程式，同样可简化为直线关系式。
天然气工程教程第4章气藏物质平衡、储量计算及采收率
(1 Sw So )(1 yw ) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
pi Zi
pi Zi
Gp G
(1 Sw So )(1 yw) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
0
Gp
G
说明：
在应用上述物质平衡方程时，需要知道两相 偏差系数与凝析油的饱和度，这些需要通过凝析 气井的取样和实验室分析进行测定。
假定原始条件下，地层压力大于露点压力， 则有原始地下储集空间为 :
VPi
GBgi (1 S wi )(1
yW i )
原始条件水 的体积分数
(1) 地层压力大于露点压力
目前的孔隙空间 为气和水所占 :
VP
(G GP )Bg (1 SW )(1 yW )
由于压力下降，气层 岩石的形变体积:
Gp G
P/Z
0
岩石和流 体压缩性 同时作用
只有流 体压缩
G
Gp
求储量的另一 “归一”化处理：
p Z
(1 Cep)
pi Zi
pi Zi
Gp G
纵轴上截距： a pi Zi
斜率： b pi 1 Zi G
外推直线至：
p 0 与横轴交点
Z
即为G。
pi
p Z
(1
Ce
p
)
Zi
0
Gp G
五、气藏物质平衡方法应用中的注意事项
凝析油采收率：
EcR 2.09 107 ( pi )0.9027(Ri )0.25084( o )2.25253 (141.5 131.5 o )2.50337 (1.8T 32)0.30084
水驱气藏识别方法的对比及讨论
3刘蜀知,1963年生,副教授;毕业于西南石油学院,获硕士学位;曾参与国家和部级科研项目研究11项,在国内外公开刊物发表论文10余篇;现主要从事油气藏工程和油气井增产方面的研究和教学。
地址:(637001)四川省南充市。
电话:(0817)2603433转3423。
2 Fast IS ODAT A clustering alg orithms.Pattern Recognition ,1992;25(3)3 Lithofacies prediction from well data.SPW LA ,1985;24 Faciology automatic electrofacies determination.SPW LA 5 油藏描述原理与方法技术.北京:石油工业出版社6 计算机模式识别技术.上海:上海交大出版社7 模糊模式识别沉积相.地球物理测井,1991;15(3)8 沉积相的定量判别.石油大学学报,1988;12(4～5)9 模式识别理论、方法及应用.北京:国防科技出版社10 地球物理测井资料在分析沉积环境中的应用.北京:地质出版社(收稿日期 1998-06-18 编辑 韩晓渝)水驱气藏识别方法的对比及讨论刘蜀知3 黄炳光(西南石油学院) 李道轩(胜利石油管理局) 刘蜀知等.水驱气藏识别方法的对比及讨论.天然气工业,1999;19(4):37～40摘 要 文章基于气藏的物质平衡方程式,首先对传统的气藏类型识别方法进行深入的剖析,然后提出了识别水驱气藏的一种新方法。
该方法可用于气藏开发初期,其识别正确率明显高于目前广泛应用的视地层压力法。
主题词 气藏 类别 识别 物质平衡法 水驱 封闭油气藏 气藏驱动类型的确定是气藏储量计量、开采方案制订以及生产动态预测的前提。
如果一个气藏具有足够大的渗透率,存在边水或底水,开采过程中大量产水,并且随着生产的进行产水量不断增加,则应怀疑该气藏为水驱气藏。
但是,许多水驱气藏在开发的前几年内,并不产水。
水驱油藏注气驱油机理及渗流规律研究
水驱油藏注气驱油机理及渗流规律研究
水驱油藏注气驱油技术是一种常用于油田开采的方法，其目的是提高油井的采收率。
该技术的原理是在注水的同时向油藏中注入气体，使得油与水之间形成一个气体层，从而使油在水的推动下向油井移动，提高采油效果。
气体在油藏中的渗流规律是指气体在油藏中的传输方式和路径。
气体注入后，在油藏中形成一个气体层，气体通过油藏的孔隙和裂缝向油井移动，同时压缩油层中的水，从而推动油向油井移动。
气体在油藏中的渗流规律是由油藏的物理性质、气体注入量和注入方式等因素决定的。
水驱油藏注气驱油技术的研究主要包括渗流规律研究和注入参数优化研究。
渗流规律研究是通过实验、数值模拟等方法探究气体在油藏中的传输方式和路径，以及油、水、气三相的相互作用规律。
注入参数优化研究则是针对不同油藏特征和地质条件，通过改变注气量、注入时间等参数来优化注气效果，提高采收率。
水驱油藏注气驱油技术的研究对于提高油田开采效率、促进油气资源可持续利用具有重要意义。
石油地质基础知识
底水驱动 类型油藏
出现在厚度较厚的油层里，油藏面积小，油层倾角较平缓，水在油 的底下。这种油藏，随着地下储量的采出，底水逐渐上推，油层逐 渐被淹没。
一半的水驱油藏，在开发初期常表 现为弹性水压驱动，随着地下储量 的采出，弹性能释放完毕才表现出 其他的驱动条件。油层渗透性好的 称活跃水驱，渗透性不好的称不活 跃水驱 。
大港 · 二厂
油藏驱动类型是指油层开采时驱油主要动力。驱油的动力不 同，驱动方式也就不同。油藏的驱动方式可以分为四类：水 压驱动、气压驱动、溶解气驱动和重力驱动。实际上，油藏 的开采过程中的不同阶段会有不同的驱动能量，也就是同时 存在着几种驱动方式。 油藏驱动方式及开采特征 油藏的驱动方式是全部油层工作条件的综合，它是指油层在 开采过程中，主要依靠哪一种能量来驱油。 一、弹性驱动 依靠油层岩石和流体的弹性膨胀能量驱油的油藏为弹性驱动。 在该种驱动方式下油藏无边水（底水或注入水），或有边水 而不活跃，油藏压力始终高于饱和压力。油藏开始时，随着 压力的降低，地层将不断释放出弹性能量，将油驱向井底。
三、地质时代与地层单位 四、地质构造 五、油气田和油气藏 六、沉积相 七、油层对比 八、油田储量 九、地球物理测井知识
（一）圈闭 （二）油气藏 的概念及类型
背斜 断层 地层 岩性
（三）油气藏描述有关术语 （四）油气藏的驱动类型 （五）油气田
油气藏是指在单一圈闭中具有统一压 力系统，统一油水界面的油气聚集。 工业油气藏在目前技术条件下开采油 气藏的投资低于所采出油气经济价值 的油气藏。单一的含义：主要是指同 一要素控制的，即在单一的储集层中， 在同一个面积内，具有统一的压力系 统和统一油水界面。 大港 · 二厂
在地质历史的某一时期，地壳运动使一个区域上 升，遭受强烈风化剥蚀，在古地形上就形成突起、 凹地的古地貌特征，由于这种古地形的突起，遭 受长期风化、剥蚀，就形成风化孔隙带，具备良 好的储集空间，在该地区再度下降接受沉积时， 剥蚀突起上覆盖了不渗透地层以后，在不整合面 及其以下老地层的孔隙带就形成古潜山圈闭。古 潜山油气藏中聚集的油气，主要来自上覆沉积的 生油坳陷，它的运移通道以不整合面或有关的断 层为主。因此，储油时代常比生油层时代老。
油藏六种天然驱动方式
、弹性驱动：依靠油层岩石和流体弹性膨胀能进行原油驱动方式
二、溶解气驱：油层压力低于饱和压力时溶解状态气体分离出气泡膨胀而
石油推向井底驱动方式
三、水压驱动：当油藏有边水、底水时会形成水压驱动分刚性水驱和弹性水驱
四、气压驱动：当油藏存气顶气顶压缩气驱油主要能量时气压驱
动分刚性气驱和弹性气驱
五、重力驱动：对于无原始气顶和边底水饱和或未饱和油藏当期油藏储
层向上倾斜度比较大时能存并形成重力驱靠原油自身重力油驱向
井底即重力驱动
上述内容出自《油藏工程基础》（刘德华/ 2004年09月第1版）。
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水驱气藏的分类与驱动方式
摘要：本文探讨了水驱气藏的分类，对水驱气藏驱动方式进行了分析，认识到水驱气藏动态特征，本文提出了基于气藏物质平衡理论的水驱气藏识别新方法，并详细介绍了该方法的推导过程。
关键词：水驱气藏驱动方式动态特征识别方法
一、水驱气藏的分类
水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。
前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。
从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。
不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。
通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。
另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。
根据压力系统分类法，压力系数0.8～1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8者为低压异常。
气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9～1.5之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5～2.23之间。
水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。
对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。
二、水驱气藏驱动方式的分析
在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。
目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。
弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。
供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。
刚性水驱是指侵入气藏的边、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原始水平上的驱动方式。
它可看作是弹性水驱的一个特例。
文献指出在自然界中具有这种驱动方式的气田很少，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。
弹性水驱气藏根据能量大小习惯上又可分为强水驱、中水驱及弱水驱三种，目前多为定性划分。
为了更好的开发水驱气藏，冈秦磷等人以水驱驱动指数作为分类指标对弹性水驱气藏进行了定量的划分。
根据水驱气藏物质平衡方程可知：
（2.1）
上式可以化为（2.2）
式中：
Bg—当前压力下的天然气体积系数，无量纲；
Bgi—原始地层压力下的天然气体积系数，无量纲；
Bw—地层水体积系数；
G—气藏的地质储量，m；
GP—天然气累积产出体积（地面标准条件下），m；
We—气藏的累积水侵量，m；
Wp—气藏的累积产水量，m。
进一步计算出气驱驱动指数（EDI）和水驱驱动指数（WEDI）
（2.3）
（2.4）
（2.5）
气藏驱动方式是气藏储量计算、开采方案制订以及生产动态预测的前提，它反映了驱动能量的大小与水侵强度的强弱。
在水驱气藏的开发过程中，随着气藏开发的不断进行，必须引起地层压力下降，导致水的侵入和气井的见水，结果就会在气层中现气、水两相同时流动的现象。
这将严重影响气井的产量和气藏的采收率。
影响气藏采收率的因素很多，主要因素包括驱动方式、岩石孔隙结构和采气速度等。
但最主要的影响因素是驱动方式。
三、水驱气藏动态特征
1.气井出水类型多
由于气藏各井、各井区孔、洞、缝的发育程度和组合方式的差异，导致各井出水情况和水侵特征不同。
通过对威远气田震旦系气藏出水气井前后动态变化的分析，对这种类型气藏出水井可分为三类：水锥型、纵窜型、纵窜横侵型。
通过对水侵机理的分析研究，可建立气井不同出水类型的水侵模式。
①水锥型：井下存在着大量微细裂缝且呈网状分布，测井解释呈双重介质特征。
微观上底水沿裂缝上窜。
宏观上呈水锥推进，类似于均质地层的水锥。
这类井产水量小且上升平缓，大多出现在气藏低渗地区，对气井生产和气藏开采影响不大。
②纵窜型：这类井多位于高角度大缝区或附近，甚至有大缝直接通过井筒，底水沿高角度大缝直接窜入井内。
这种类型的井危害性极大，特别是可能造成水的横侵，危害附近一片。
③纵窜横侵型：该类型的出水井底附近存在高渗孔洞层，同时有高角度大缝与高渗孔洞层相连接，底水通过大缝上窜，再沿高渗孔洞层横侵造成气井出水。
这种类型水侵对气井生产和气藏开采危害最大，它使小范围的纵窜水危害至一大片，且主要发生在高渗地带主产区。
2.气井出水极大地降低了气井产量
随着气藏的开发，底水沿裂缝不规则上窜，进入气藏后污染了气层，使气层内的单一气相流动变为气水两相流动，增加了流动阻力，降低了气相渗透率，导致气井产量大幅度下降。
3.气藏非均质性导致开采不均衡和水侵不均一
沿裂缝上窜的底水，由于裂缝发育的不均匀性和生产造成的压差不同，水窜极不均一，纵向上气水层交互出现，横向上呈不规则分布，井与井之间很难对比，在气藏内已不存在一个相对规则、连续的气水界面。
4.气藏开采可划分为无水采气、带水自喷和排水采气三个阶段。
大多数气井从投入开采到产地层水之间，都有一段无水开采的时间，从而整个气藏也具有一个无水开采阶段。
分析威远震旦系气藏的开发实践，底水气藏采速以2%～3%为宜。
带水自喷阶段，随着出水井出水量的逐渐增加，气藏产气将逐渐递减。
排水采气是封闭型底水气藏提高采收率的根本措施。
5.控制生产压差和钻井程度是延长无水采气期的重要性。
只有控制在合理生产压差下采气，才能延长无水采气期。
对威远20口未钻
达水层的出水井动态分析，表明气井钻开程度低无水采气期长，钻开程度高无水采气期段。
如威5井钻开程度34.4%。
无水采气期为792天，加大压差采气后才产地层水，威27井钻开程度87.7%，无水采气期仅74天。
四、结束语
综上所述，影响有水气藏采收率的地质、工程和经济因素很多，而最重要的主导因素是气藏开发过程中，水侵所形成的多种形式的天然封隔。
不难看出，有水气藏的水侵是产生水封的罪魁祸首，因此能否在气藏开发的过程中正确的识别，将对指导有水气藏进行合理高效的开发产生重要的作用。