石油工程毕业论文气井的递减曲线分析及应用.doc

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1、毕业设计(论文)题 目 名 称： 气井的递减曲线分析及应用 院 （系）： 石油工程学院 专 业 班 级： 油工10810班 学 生 姓 名： 白世楷 指 导 教 师： 廖锐全 辅 导 教 师 ： 廖锐全 时 间：2011年3月28日2011年6月5日 目录毕业论文(设计)任务书I毕业设计开题报告III长江大学毕业论文(设计)指导教师评审意见XI长江大学毕业论文(设计)评阅教师评语XII长江大学毕业论文(设计)答辩记录及成绩评定XIII中文摘要 XIV外文摘要 XV1 前言12 绪论22.1 国内外天然气储量32.2 研究的目的和意义32.3 国内外发展现状和发展趋势42.4 解决的主要问题和应

2、达到的技术要求52.5 存在的主要问题53 递减规律分析方法介绍143.1 Arps递减曲线163.2 Fetkovich递减模型273.3 Blasingame递减模型173.4 A-G典型曲线分析263.5 规整化压力积分方法284 涩北一号气田储层地质特征及开发概况74.1 储层地质特征74.2 开发概况84.3 实例计算305 结论与认识39参考文献39致谢42附录.43气井的递减曲线分析及应用1 前言随着世界石油工业的不断深入发展，天然气勘探开发的速度逐渐加快，天然气的产量也得到快速增长，使天然气变为世界上最重要的能源之一。从上世纪70年代开始，世界各地的天然气储量、产量增长非常快，

3、原油产量的增幅为8%，而天然气产量增幅却达到了64%，远远超过了石油；截至2010年，世界天然气剩余储量为177.101210m3，现在已经探明的天然气剩余可采储量的热当量已经超过了石油；可以看出，天然气有非常广阔的开发前景。如果我们可以做到气藏合理高效的开发，那么在开采成本降低的同时，天然气的采收率将会更高。2 绪论2.1 国内外天然气储量2007年底，全球天然气探明储量接近180万亿立方米，按照目前储采比可以开采60年2与石油一样，天然气资源高度集中在少数国家和少数气田。俄罗斯、伊朗和卡塔尔三国拥有世界56%的天然气探明储量，而25个排名在前的气田的储量就接近总储量的一半。欧佩克国家的天然

4、气储量也占了世界总储量的一半。从1980年以来，世界天然气的剩余探明储量增长了一倍以上，其中增加最多的是中东。从2000年以来，虽然天然气年产量在上升，但探明储量仍增加了15%以上。与石油一样，近年来天然气探明储量的增长主要来源于已投产或已进行评价和开发的气田的储量上调。虽然最近数十年新发现气田的规模在缩小（新发现油田亦如此），但新发现的储量仍然超过了开采量。据美国地质调查所估算，全球常规天然气剩余最终可采资源有436万亿立方米，包括探明储量、储量增长以及尚未发现的资源。截至2007年，累计开采量达到了原始资源总量的13%。但是，包括煤层甲烷、致密砂岩气和页岩气在内的非常规天然气资源量要大得多

5、，可能超过900万亿立方米，其中有25%分布在美国和加拿大。全世界的天然气资源足以满足所预测的到2030年的需求，并且还有余量。我国天然气分布非常不均衡，存在着天然气的储运问题。我国天然气资源丰富，总储量约为3.81013m3,并且我国煤炭资源丰富，还有大量分散、气量不稳定的煤层气资源。但是我国天然气储层大多属于中、低渗透层，而且低渗、特低渗储层占了相当的比例，这些储层非均质明显，孔隙度低、连通性差，水敏、酸敏性突出，水锁贾敏效应严重，自然产能低，要达到经济而有效的开发，必须进行气层改造。2.2 研究的目的和意义油气田开发的全过程通常可以分为三个阶段:上产期、稳产期和递减期。上产期是指油气田投

6、入开发初期，由于新井不断投入生产，油气田生产设施也不断完善，因此油气产量不断上升。通常上产期的时间较短，该阶段一般只能采出地质储量的5%-10%。稳产期的长短主要受油气田地质条件和开发系统设置的影响，一般情况油气田储量规模越大，油气田开发的稳产期就越长。稳产期的开发效益最好，一般能采出可采地质储量的50%左右。稳产期结束后，油气田开发进入递减期。通常递减期要比上产期和稳产期的时间长得多，一般情况，油气田产量递减期都在1030年以上，递减期可以采出可采地质储量的40%-50%，因此对递减期的产量递减规律研究十分重要。气井产量递减的主要原因是，在没有外部能量补充的条件下，地层驱动能量会不断衰竭。

7、图1-1 油气田产量变化模拟图当油田开发进入产量递减阶段、低压小产量阶段或因工程因素影响以后,无论人们采取何种措施, 都无法改变产量下降的趋势。由于气田和气井产量都将不可避免地呈现递减，因此研究产量递减规律对做好气田和气井动态预测和天然气生产规划工作具有非常重要的意义。当油气田进入递减阶段之后, 根据已获得的生产数据, 采用不同的方法, 判断其所属的递减类型,确定递减参数(Q i , Di , n等) , 建立相关的经验公式,了解油藏生产动态规律，进而对油藏产量递减规律研究。 产量递减阶段不同的递减规律对产量和最终采收率的影响不同。气井产量递减规律研究，是开发工作者们一直在寻求、探讨的问题。递

8、减期不仅时间长，而且可采地质储量也很高，只有掌握递减期的产量递减规律，才能正确预测气井产能变化，对气井配产、气藏开发方案调整、地面工程建设、气井增产措施决策起到巨大的指导作用，最终达到提高采收率，增加经济效益的目的。2.3 国内外发展现状和发展趋势所谓产量递减分析，就是当油气田(井)进入递减阶段以后，寻求产量变化规律，并利用这些规律进行未来产量预测。国外对油气田产量递减规律的研究已有上百年的历史。近年来，生产数据分析技术取得巨大进展，其中最重要的 3 项进展包括：分析生产数据时考虑流动压力；借助边界控制等效生产时间函数使定产量和定压力等效；利用拟时间修正随压力变化的天然气物性。这些进展使分析过

9、程更加细致，分析结果更加可靠。生产动态分析的基本思想是通过引入新的无因次变量，在不稳定试井理论与传统的产量递减分析技术的基础上，利用递减典型曲线拟合的方法，分析日常生产数据，最终计算储层渗透率、表皮系数(裂缝半长)、井控半径、井控储量等参数。而产量递减曲线分析主要有传统的Arps递减曲线方法、典型的Fetkovich方法和现代的Blasingame、Agarwal-Gardner(AG)、Normalized Pressure Integral(N.P.I)、FMB等方法。 早在1945年J.J.Arps年根据矿场实际资料的统计研究把油气井的产量递减规律归为指数、双曲和调和递减三种类型，并提出

10、了确定产量递减参数和未来产量预测的图版拟合方法，这一分析方法为以后的产量递减理论的发展奠定了坚实的理论基础。之后卡彼托夫对Arps方法又进行了扩展，称之为广义卡彼托夫方法。为了更好地进行动态产量预测，人们的研究主要集中在确定递减参数的计算方法上。Arps 递减曲线方法的适用条件是假定井以恒定井底流压、渗透率和表皮系数生产，如果井底流压、渗透率和表皮系数发生变化，那么井的递减趋势也会发生改变。并且 Arps递减曲线有一定的局限性，他只能用于分析油藏边界确定，并且已达到拟稳定流动状态的生产井。 1973年，Fetkovich提出了无因次的产量-时间典型曲线，它只能用来分析气井在定井筒压力的生产状况

11、。Fetkovich对Arps递减曲线进行了扩展，第一次将使用典型曲线(原来仅用于试井分析)的概念扩展到生产数据分析。Fetkovich法使用同样的Arps递减部分来分析边界控制流，使用定压力典型曲线分析瞬变产量。和“Arps”一样，Fetkovich法计算预期的最终可采储量，但受到现有生产条件的限制。Fetkovich递减曲线法考虑了瞬间或无限作用流动状态以及边界控制流动状态。通过定义一个外界泄油区半径与井筒半径的比值re/rwa来反映瞬间流动状态，结合Arps递减常数b来反映拟稳定流动状态的特点。 “现代”方法，如Blasingame和Agarwal-Gardner所提出的方法与Fetko

12、vieh相似，因为他们也使用典型曲线进行生产数据分析。主要区别在于现代方法综合了流动压力数据和生产数据，并使用解析解来计算油气地质储量。这样，就可以在不受生产条件限制的情况下预测可采储量。而对于传统技术来说，如果不采用一个经验采收率，就不能够确定油气地质储量。 Blasingame递减曲线法的基本思路是以采油指数或采液指数形式综合表示压力/产量生产数据，并且通过引入拟等效时间屏蔽产量、压力波动影响，将其等效为定流量生产数据，因此它没有定井底压力的限制，应用范围更广。然后再利用类似试井的典型曲线拟合方法进行拟合。Agrawal-Gardner递减曲线典型图版的适用条件和计算功能与Blasinga

13、me典型图版相同。Agrawal等人在建立图版时，直接利用了拟压力规整化产量(q/pp)、物质平衡拟时间tca和不稳定试井分析中无因次参数的关系。 前面介绍的Blasingame、Agrawal-Gardner分析方法都是利用压力规整化产量的形式对生产数据进行整理，NPI(规整化压力积分)方法则是利用产量规整化压力的积分形式。NPI方法是由Blasingame提出来的，主要是通过积分后建立一种比较可靠的、不受数据分散影响的分析方法。3 递减规律分析方法3.1 Arps递减曲线Arps 通过经验公式将递减规律分为三种，即指数递减、双曲线递减和调和递减。在分析时要求气井生产时间足够长，能发现产量递

14、减趋势，适用于定井底流压生产情况；国内气田在主要生产期一般采用定产降压的方式，一般到中后期才能识别产量递减趋势。从严格的流动阶段来讲，递减曲线代表的是边界控制流阶段，不能用于分析生产早期的不稳定流阶段当气田的产量进入递减阶段后，其递减率表示为: （3-1） qt气田递减阶段t的产量，104m3/mon或108m3/a； D递减率，mon-1或a-1； dqt/dt单位时间内的产量变化率。 Arps给出的产量与递减率的关系为: （3-2） Di初始递减率，无量纲； Qt初始递减产量104m3/mon或108m3/a； n递减指数。 递减指数是判断递减类型、确定递减规律的重要参数。 3.1.1当n

15、=0时为指数递减。 由于n=0，则D=Di，产量始终按一个递减率di递减。将（3-2）式分离变量积分 （3-3） （3-4） 由公式|（3-3）和（3-4）可得 （3-5） 由公式（3-5）可得到递减末期的（qt=0）最大累计产量 （3-6） 3.1.2当n=1时为调和递减。 由于n=1，则 （3-7） 又qt/qiD,所以，调和递减产量与递减率成正比，产量越小，递减率也就越小，产量递减的趋势逐渐变缓。 将公式（3-7）分离变量积分，有 （3-8） 或 （3-9） 其累积产量为 （3-10） 或 （3-11） 对比公式（3-9）和（3-11），不难得到 （3-12） 3.1.3当0n1时为双曲

16、线递减。 将公式（3-1）带入公式（3-2）中，再分离变量积分，可得 （3-13） 其累积产量的关系式为 （3-14） 累积产量与产量的关系式为 （3-15）图3-1传统的Arps产量递减曲线Arps 后来引入了无因次产量qDd 和无因次时间tDd概念，并将传统的递减曲线绘制在qDd - tDd 双对数坐标中，由此统一了曲线形式，建立了递减曲线典型图版(见图3-2)。从图版中可以看出，曲线的形式与初始产量qi和初始递减率Di无关，能够适用于所有井的递减分析。无因次产量： （3-16）无因次时间： （3-17）对于指数式递减： （3-18）对于调和式递减： （3-19）对于双曲递减： （3-20

17、）图3-2 Arps递减曲线典型图版在生产数据分析中，把实际生产数据进行适当调整后，进行和典型图版相拟合的方式确定b，qi，Di，从而计算出可采储量，进行产量预测。Arps 递减曲线典型图版适用于定井底流压生产的情况，假定历史生产条件在未来保持不变，是一种经验的方法，因此不需要太多的油藏参数。在实际分析中，参数b的值对可采储量的计算有相当大的影响。后来 Fetkovich, Blasingame, Agarwal-Gardner 等人在 Arps 递减典型图版的基础上进行改进，扩大了分析的范围。3.2 Fetkovich产量递减模型 八十年代初，Ferkovich基于Arps的三种递减曲线分析

18、（指数递减、调和递减、双曲递减）和均质地层的不稳定渗流理论为基础，首次提出了现代产量递减曲线分析方法，该方法适用于定压方式开采。通过恒定井底流动压力还预测递减产量，最初是由Moore、Schilthuis和Hurst于1933年提出。主要是在有限和无限边境控制流动、轻微可压缩流体、单相径向流动体系条件下求得无因次产量解析解，求得的结果图形以无因次产量和无因次时间形式体现。其中无因次产量表达式为： （3-21） 无因次时间表达式： （3-22） 图 3-3 恒定井底压力无因次解析解 Ftekovich递减曲线是在结合恒定井底压力产量解析解和Arps的三种产量递减经验公式基础上建立的，标准曲线是根

19、据无因次产量和无因次时间绘制的，其中递减曲线无因次产量表达式： 或者 （3-23）点曲线无因次时间表达式： 或者 （3-24） 图 3-4 Fetkovich递减典型曲线 Fetkovich产量递减曲线将整个流动时期分为了不稳定流动期(瞬变期)和递减期(衰减期、拟稳定期)，所有的不稳定流动期曲线在无因次时间大约0.20.3的地方汇集，该时刻就是划分不稳定流动期和递减期的近似解。结合Arps的产量递减经验公式通过b值来反映递减期(衰减期、拟稳定期)的流动特征，与Arps经验公式一样，当b=0为指数递减，b=1时为调和递减，b值在0和1之间时为双曲递减。最后，通过与标准曲线图版拟合求得相关的地层参

20、数(k、re、G等)，还能进行相关动态预测。生产数据通常是十分杂乱的，因此分析起来非常困难。为了减少这些嘈杂的影响，我们使用累积产量曲线来分析生产数据。无因次累计产量： （3-25）无因次时间： （3-26）从Fetkovich典型曲线中，把产量进行积分可得到累积产量，绘制成典型曲线的形式（如图3-5）。从累积产量图版可以看出，当tDd=100的时候，调和递减的累积产量是指数递减的五倍多。无因次时间tDd作横坐标，无因次累积产量为纵坐标。图 3-5 Fetkovich累计产量典型图版3.3 Blasingame产量递减模型Arps和Fetkovich产量递减分析是有局限性的，他们仅仅利用经验公

21、式来考虑边界流中产量变化，没有考虑到不稳定生产中的井底流压的变化，也没有考虑到随压力变换的气体PVT性质，而且解释模型仅限于直井径向流模型。现代的方法，如Blasingame和Agarwal-Gardner所提出的方法与Fetkovich相似，因为他们也使用典型曲线进行生产数据分析；但是Blasingame方法与Fetkovich方法的不同点主要有三个；第一、Blasingame提出的模型主要是基于定产量生产而不是定压力生产；第二、指数递减和双曲线递减都没有考虑，仅仅绘制了调和递减曲线；第三、Blasingame典型曲线引入了产量积分和产量积分导数，并用来进行生产数据拟合。上世纪八十年代末九十

22、年代初，Blasingame等人在前人研究的基础上提出了一种新力法将变产量/变压降数据转变为等效定压力系统。方法最初是为轻微可压缩流体而设计，后来又发展到一种新的线性化气体流动散射方程，在形式上与流体方程类似。方程使用了调整时间(拟时间)和调整压力(拟压力)，主要是为说明气体的特征参数会因压力的改变而发生变化。在定产量拟稳定流条件下新的气体流动方程为： （3-25） （3-26） （3-27）其中ma是图像的斜率，表达式： (3-28)Ba为截距，表达式为： 对于封闭圆形储层ba的表达式变为： （3-29）对调整压力（拟压力）的定义： （3-30）调整时间（拟时间）的定义： （3-31）定量成

23、产条件下拟时间与定压条件下拟时间的相互转换关系式： （3-32）压力平均值可以通过气体物质平衡方程计算，气体物质平衡方程表达式： (3-33) 从方程(4-31)可以看出，需知道平均压力值才能算出调整时间ta，平均压力值可通过物质平衡方程(4-33)计算，方程中的地质储量G是未知的，通过逻辑迭代可预测G值的大小(地质储量G应大于最终累计采气产量)。通过图形的斜率可进一步预测地质量G，在将这个新的G值用于下一步的迭代直到对G的收敛性得到满足。通过Blasingame产量递减模型可求取相关储层参数，预测气井未来动态产量，且预测精度高。3.4 A-G典型曲线分析Agarwal-Gardner等人在建

24、立图版时，直接利用了拟压力规整化产量（q/）、物质平衡拟时间tca和不稳定试井分析中无因次参数的关系。试井分析中的无因次压力为： (3-34)无因次流动产量是压力的倒数： (3-35)拟压力规整化产量和基于不稳定试井中的qD的关系为: (3-36)物质平衡拟时间tca与不稳定试井中的tDA的关系是： (3-37)为了增加分析的可靠性，Agarwal等人又建立了产量规整化拟压力导数的倒数形式1/DER；Agarwal-Gardner递减曲线典型图版如图3-6所示；图3-6 Agarwal递减典型曲线产量规整化拟压力导数的倒数1/DER为： （3-38）产量规整化压力导数的倒数曲线与不稳定试井分析

25、中压力导数曲线功能相同，它能更容易的辨别不同的不稳定流态。当tDA为0.1时，不稳定流转换成边界控制流，这在曲线图上是一条斜率为1的直线；但是该参数对数据质量要求较高，如果实际生产数据比较分散会使导数曲线失去分析的意义；总体来看，Agarwal-Gardner方法比Blasingame方法更易具有非单值性。Agarwal-Gardner递减曲线典型图版见（图3-6），图版左边部分是不稳定流阶段，由一组不同的re/rwa组成的曲线，到边界控制流动阶段逐渐变成一条调和递减曲线。同样利用对实际生产数据进行典型图版拟合的方法计算K，s，re，Gi等参数。3.5 规整化压力积分方法前面介绍的Blasin

26、game、Agarwal分析方法都是利用压力规整化产量的形式对生产数据进行整理，而规整化压力积分（NPI）方法则是利用产量规整化压力积分的形式来处理生产数据；规整化压力积分最初是由Blasingame提出的（利用压力积分的方法来分析典型曲线），描述了一种客观的诊断方法。可以利用压力积分曲线作为基本的递减曲线来分析不准确分散的数据。3.5.1、规整化压力积分物质平衡拟时间可以定义为： (3-39)产量规整化压力： (3-40)产量规整化压力积分： (3-41)产量规整化压力积分导数： (3-42) 图3-7 NPI递减典型曲线图3-7为NPI递减曲线典型图版，与前面提到的递减曲线典型图版一样，都

27、是通过实际生产数据来拟合NPI递减曲线典型图版的方法可以获得K，s，re，Gi等。3.5.2、径向流模型无因次压力pD为： （3-43）不稳定试井中的tDA与tca的关系为： (3-44)由（3-44）式可得出渗透率k的表达式： (3-45)由（3-45）式可得出渗流半径re的表达式： (3-46)有效井筒半径为： (3-47)表皮系数的表达式为： (3-48)原始地质储量为： (3-49)4 涩北一号气田储层地质特征及开发现状4.1 储层地质特征4.1.1孔隙结构特征 涩北一号气田的疏松砂岩储层中，不仅有粒间孔和晶间孔，在许多岩样中还发育有微裂缝及少量溶孔溶缝。粒间孔主要存在于粉砂岩，泥质粉

28、砂岩和砂质条带中，连通性较好，是主要的渗储空间；泥岩中则以晶间孔为主，虽然具有很高的孔隙度，但其渗透性较差，而微裂缝的存在则对储层的渗透性能具有较好的改善作用。4.1.2岩性特征气田储层岩性以泥质粉砂岩为主，见少量细砂，自下而上，岩性总体由粗变细，存在两套正旋回沉积，表现为多物源，水动力条件较弱，分选差，受泥砂影响较大的滨浅湖和浅湖相沉积为主，形成了地层年代新，沉积速度快，成岩性差，岩性疏松，砂岩易松散，泥岩可塑性强，砂泥岩交互沉积，纵向上岩性及地层厚度变化大的特点。储集空间以原生孔隙为主，气田储层为第四系地层，尚处于弱压实成岩阶段，气层埋藏浅，层多且薄，地层较为疏松。4.1.3 储层物性特征

29、涩北一号气田为柴达木盆地第四系浅层生物成因的大型气田,为青海油田所属涩北气田的主力气田之一。气田属多层疏松砂岩边水驱气田，构造简单，内部未见断层。该气田表现为含气层段多,气层多而且薄、储层岩性疏松、弱边水驱动的特点, 气层分布主要受构造控制，局部受岩性控制，构造高部位气层多厚度大，低部位气层少厚度小。纵向上表现为砂泥岩互层、气水层互层、高中低产层交互,致使层间差异大,由于沉积时代新,压实作用弱,造成储层岩石胶结差,岩石疏松易碎。由于涩北一号气田的储层物性和孔隙结构的特殊性，涩北一号气田各个开发层系的储层特征也各不相同，见表4-1。所产天然气组分以甲烷为主,含量在99%以上,天然气的相对密度平均

30、0.5576,不含硫化氢等有害气体。表4-1 涩北一号气田基础数据开发层系含气面积(km2)储 量(108m3)有效厚度(m)气层分布井段(m)孔隙度(%)渗透率(10 - 3m2)温度()压力(MPa)37185.3431.3631.0929.00.3417.19327.549.7837.9253.8231.1946.01114.00.2911.124211.0212.7445215.80281142.01397.00.2838.235213.1014.8943.4270.4640.11423.01599.00.3025.236215.517.414.2 开发概状4.2.1 生产现状涩北一号

31、气田于1964年发现,截至2006年底,气田累计完钻井134口,总进尺18.87104m,其中目前可利用气井114口,产能规模20108m3。该气田自1995年11月涩深15井首先投产以来,累计产气量63.42108m3,采出程度为6.40%。2006年气田年产气10.15108m3,年产水量2.56104m3,水气比为25.20m3/106m3。但近年来,气田产量递减明显,涩北一号4个开发层系的产量递减总体幅度较大， 2004、2005、2006年相对于2003年，单井产量下降幅度分别为27.69%、33.47%和41.09%，开采状况暴露出了比较严重的问题。通过分析涩北一号气田产量递减严重

32、的主要原因有两点：一是由于地层能量的下降，使得供给不足；二是由于气井逐年大量出水，气相相对渗透率不断降低，加之出水导致井筒内压降梯度增大，井口压力下降，为保证外输压力，采取井口增压措施，致使生产压差减小，降低了单井产量。4.2.2 气藏动态特征涩北一号气田己投入开发以将近五十年，经历了产能建设、稳产阶段，目前气藏处于产量递减阶段。开发过程中主要表现出如下生产动态特征。初期稳产，然后进入产量递减期，递减缓慢。4.3 实例分析 图4-1为涩3-4井的生产动态曲线，直接监测数据时日产气量流压。拟压力计算方法 气体拟临界参数的相关经验公式： Standing(1941)提供的相关经验公式 Ppc=4.66770.1034g0.2586g2 Tpc=93.3333180.5556g6.9444g2 拟对比压力Ppr和拟对比温度Tpr的计算 Ppr= Tpr=单相气体拟压力