气藏工程+第六章-气藏动态分析

（GasreservoirEngineering）气藏工程第六章气藏动态分析目录第一章绪论第二章天然气的物理化学性质第三章烃类流体相态第四章气藏物质平衡、储量计算及采收率第五章气井产能分析与设计第六章气藏动态分析第六章气藏动态分析第一节气田、凝析气田开发方案编制流程气田、凝析气田开发大致分为三个阶段：详探阶段、试采阶段和编制开发方案及实施阶段。气田开发模式大致分产气量上升期、稳产期和递减期。我国气田、凝析气田开发已经走上合理、科学开发的道路，一个气田、凝析气田投入开发以前都必须编制开发方案。气藏开发设计编制的任务气藏开发设计从气藏描述着手，通过气藏储量的计算和复核、气藏工程研究、钻采工艺、地面工艺设计、经济评价等工作，在综合分析技术和经济指标的基础上，推荐气藏的最佳开发方案，并提出方案实施的具体步骤、进度要求及质量要求。

气田、凝析气田开发方案编制参考工作图

气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气田、凝析气田开发方案编制参考工作图气藏开发方案设计附表

1、地层层序表2、取心及岩心分析统计表3、勘探成果汇总表4、气、水井基础数据表5、试油成果汇总表6、构造与断层数据表7、储层与有效厚度数据表8、岩心孔洞统计表9、岩心裂缝统计表10、孔隙结构特征数据表气藏开发方案设计附表

11、孔、渗、饱测试数据表12、储层分类标准与分类结果汇总表13、天然气组分汇总表14、地层水组分汇总表15、凝析油组分汇总表16、天然气物性数据表17、容积法储量计算数据表18、气井酸化压裂数据表19、气井试井数据表20、气井试采动态数据表气藏开发方案设计附表21、压降储量计算数据表22、气井生产史拟合数据表23、气藏历次储量计算结果对比表24、气藏开发方案设计表25、气藏开发指标汇总表26、凝析气藏开发方案组分采出程度表27、凝析气藏开发方案指标预测表28、凝析气藏开发方案组分变化预测表29、钻采工程投资概算表30、地面建设工程主要工程量总表31、地面建设工程投资估算表32、开发方案经济指标汇总表33、推荐方案实施工作量与安排汇总表气藏开发方案设计附图

1、气田地理交通位置图2、区域地质构造图3、地震测线与气藏构造图4、勘探成果图5、测井解释成果图6、气藏的纵横剖面图7、储层对比图8、孔隙结构特征图9、高压物性特征图10、相对渗透率曲线图气藏开发方案设计附图

11、油、气、水分布平面图与剖面图12、压力与海拔深度关系曲线图13、温度与海拔深度关系曲线图14、试井曲线分析图15、压降储量图16、气藏试采现状及推荐方案井位部署图17、不同阶段流体相图28、气藏数值模拟网格图19、气藏数值模拟孔隙度等值图20、气藏数值模拟有效厚度等值图气藏开发方案设计附图

31、气藏数值模拟渗透率等值图32、气井试采史拟合图33、气藏稳产期末压力等值图34、气藏储量丰度等值线图35、气藏方案动态预测曲线图36、开发井推荐井身结构示意图37、气田内部集输管网线路走向平面图38、单井集输工艺原理流程图39、脱水装置工艺原理流程图40、集气增压工艺流程示意图41、经济评价敏感性分析图

第二节气藏动态分析总论气藏动态分析是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终，涉及面又广。

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。一、气藏动态分析的主要内容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。

一、气藏动态分析的主要内容二、气藏动态分析的主要技术1、地震技术1）三维地震该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩性变化、断层位置和裂缝带等。2）垂直地震剖面该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压层，为平衡钻井提供依据。二、气藏动态分析的主要技术3）井间地震和随钻地震目前已发展到把在钻井过程中钻头与地层相互作用产生的振动作为“震源”，获得储层和流体的信息。在开发过程中可定期用人工震源获取井间地质、储、渗参数和气水动态信息。二、气藏动态分析的主要技术2、地球物理测井监测技术近年来，利用测井技术可以识别裂缝，确定孔、渗参数在空间的分布和边、底水的层位。目前已能成功地监测气水界面活动和选择性水侵规律，为水驱气藏开采工艺的选择提供了可靠依据。测井技术主要有中子法、脉冲中子法、电法、测井温、测流量和声波测井等六种方法。应用脉冲中子法划分气水界面比油水界面效果好，对碳酸盐岩气藏也有效。声波测井对砂岩和非砂岩均有较高的分辨率和可靠性。二、气藏动态分析的主要技术3、地球化学检测技术4、水动力学方法1）应用P/Z—Gp关系监测气藏动态2）气藏数值模拟动态分析技术随着气田开发难度增大，气藏动态分析的跟踪数值模拟技术有了很大发展，尤其是促进了非均质或致密气藏、水驱气藏和凝析气藏的数值模拟技术的发展。二、气藏动态分析的主要技术3）试井技术目前试井解释及监测技术已建立起适应各类气藏的典型图版和单井数值模拟。通过单井测试可监测井的完善程度，气层污染、储层变形引起孔、渗等参数减小对气井产能的影响；计算气井绝对无阻流量；确定气井合理的生产压差和产量，使气井和气层协调工作。干扰试井和脉冲试井可确定两口或更多井之间储层的连通性及压力连通范围，计算气层传导率和储渗能力。它们适应非均质低渗透气藏的试井解释，并用此法确定裂缝分布及发育方位，还发展了一系列不稳定试井方法。第三节气藏类型的分析判断

一、气藏类型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。刚性水驱实为弹性水驱的一个特例。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。第三节气藏类型的分析判断本节主要介绍干气、湿气和凝析气气藏的相态特征和动态分析方法1、气藏定义（1）干气气藏干气气藏的天然气中戊烷以上（C5+）组分几乎没有，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，在地面分离条件下没有液态烃。第三节气藏类型的分析判断（2）湿气气藏气藏天然气中重烃（C5+）较凝析气藏少，相图不像凝析气藏那样宽阔（如右图），临界温度也变得很低，地层温度大于临界温度（Tc）和临界凝析温度（TM），在地层中不可能出现逆行（反）凝析现象。当地面分离条件（压力、温度）处于两相区内，则有少量液烃在分离器中析出。第三节气藏类型的分析判断（3）凝析气藏凝析气藏是一种特殊的碳氢化合物矿藏，它与油藏的差别是：

1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。油藏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、气处于单相气相状态，C5以上组分（凝析油）也处于气相状态。

2）在油藏中原始气油比一般不超过600—700m3/t，而凝析气藏的气油比要大，且在衰竭式开发过程中变得更大。第三节气藏类型的分析判断与纯气田的差别是：

1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气，对于干气气藏，地面只产天然气。

2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，会出现逆行凝析现象，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，有一部分残留在储层中，造成凝析油的损失。图6-2油气藏流体PT相图第三节气藏类型的分析判断凝析气藏可分为单相和两相两种。单相凝析气藏又分：

a）地层温度高于临界凝析温度（TM），参见图6-2A点，在等温降压过程中地层烃类体系始终处于气相状态，不会有液态烃析出；

b）地层温度低于临界凝析温度但高于临界温度（Tc），地层压力高于初始凝析压力（Pd）（参见图6-2B点），这是最普遍的一种凝析气藏。Pd小于原始地层压力（Pi），地层烃类体系称不饱和的凝析油气体系，Pd接近Pi，称饱和凝析油气体系。第三节气藏类型的分析判断一般说，当凝析气藏存在油环时，Pd接近于Pi，也就是说在油气界面处Pd≈Pi≈Pb（泡点压力）。第三节气藏类型的分析判断右图为逆行凝析气顶和非逆行凝析气顶两种气顶气与油环的示意相图。由于发现时气顶气与油环处于相平衡状态，因此油的泡点线与气的露点线在发现条件时应是相交的。反凝析气顶一般气顶第三节气藏类型的分析判断油气在纵向上分布2、凝析气藏的纵向成带分布对于凝析气藏成因的研究，一般认为高温、高压是形成的必要条件，凝析气藏位于一定的深度，最典型的井深大致在2500—5000m。在纵向上油气分布有一定的规律性，如右图。

第四节气藏驱动方式分析一、气藏驱动方式的类型油、气的渗流过程是一个动力克服阻力的过程，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。在油藏的开发过程中，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。一、气藏驱动方式的类型根据主要能量形式油藏驱动方式可分：水压驱动，弹性水压驱动，气压驱动，溶解气驱和重力驱动。图6-7P/Z—Gp关系图1、气压驱动在气藏开发过程中，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（又称视压力）P/Z与累积采气量Gp呈线性关系（如图6-7）。一、气藏驱动方式的类型2、弹性水驱在气藏开发过程中，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（图6-7）。3、刚性水驱侵入气藏的边、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，它可看作是弹性水驱的一个特例，在自然界中具有这种驱动方式的气田很少。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；气藏的原始地层压力愈高，若有供水区，那么在开发过程中供水区的压力可能超过气藏压力。在其他相同条件下，有活动边水的可能性也愈大。

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；活跃的弹性水驱的条件之一，就是有宽广的供水区，并且水头很高。其中断层、岩性尖灭或岩性变坏区域等对水推进的影响很大。

4）气水界面附近的情况。二、决定气藏驱动方式的主要因素2、工艺因素

1）采气速度采气速度愈高，水跟不上，气藏就愈接近于气驱方式开采，但也不能太高，否则会引起边、底水的不均匀推进。

2）开发方式是保持压力开发还是衰竭方式开发。开发方式的不同，驱动方式也可能不一。三、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）法该方法分析判别驱动类型的依据是：定容封闭气藏的物质平衡方程式。借助于实际生产动态数据，首先判断一气藏P/Z—Gp关系是否呈线性关系（见图6-7）。当气藏没有边、底水入侵时，We=0，Wp=0，由方程（6-10）得：（6－11）当式（6-11）右端第二项与第一项相比很小，可忽略不计时，即认为开采过程中含气的孔隙体积保持不变，则可转为定容封闭气藏的物质平衡方程式：1、传统的地层压力系数法（6－12）而天然气现行和原始的体积系数分别为：（6－13）（6－14）将（6-13）、（6-14）代入（6-12）整理后得：（6－15）1、传统的地层压力系数法对于定容封闭气藏，在直角坐标系中，不同开发时刻的P/Z和Gp之间呈直线关系（见图6-7）。但是，这种分析方法有较大的局限性，它对气藏的水驱作用不太敏感，主要有：

1）式（6-15）忽略了压力下降所引起的束缚水膨胀和孔隙体积减小的情况下导出的，理论上不是太严格。

2）对于异常高压气藏；地层岩石的有效压缩系数可以高达40×10－4MPa－1，详见本书第四章第一节的物质平衡方程，虽无水驱作用，但式（6-15）也不能成立。1、传统的地层压力系数法

3）在气藏开发过程中，驱动方式可根具体条件的变化而转化。开发初期，采气速度逐渐增大，气体粘度大致要比水的粘度小100倍，在地质条件不甚有利时，有可能为呈现气驱，后随着采气速度减缓，会转为弹性水驱。又根据不同的气藏具体条件，出现弹性水驱的时间也不一样，有的采出程度小于10%时就出现了，而有的则达到64%，图6-12列出一些气藏实例。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。2．水侵体积系数法气藏的原始地质储量和G和天然气占据的原始有效孔隙体积Vgi之间有如下关系：（6－16）将（6-13）、（6-14）各式代入（6-10）并忽略压降所引起的束缚水膨胀和孔隙体积减小的情况下，经整理得

（6－17）2．水侵体积系数法（6－18）（6－19）（6－20）则（6-17）可写为（6－21）2．水侵体积系数法对于定容封闭气藏，采出程度（RD）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RD与Ψ的关系曲线为大于45°的线。该方法的局限性同上法

1。3、视地质储量法（Havlena—Odeh法）该方法则以气藏的物质平衡通式为理论依据。从（9-14）式中，若令：（6－22）（6－23）（6－24）则（6-10）可表示为：（6－25）四、底水驱气藏水锥及临界产量的解析计算当井底压力降大于重力差时，水锥就产生了，即

我们能控制的因素也就是Δp和hc，而且控制的范围很窄。Δp决定气井产量，产量必须足够高，以节约成本。hc取决于气水界面以上总的净厚度和生产能力的需要。底水锥进是个产量敏感性问题。如果气井产量限止到无水锥那一点，则气体采收率可达到最大。但若这个产量对井的经济效益来说太低，那么必须加大，则产出水必须处理，否则就要关井。有这样一个产量，低于它就不会形成水锥，那就是临界产量，如果临界产量超过最小经济产量，则该井应在稍低于临界产量下生产。四、底水驱气藏水锥及临界产量的解析计算所需的安全系数与储层参数的准确性密切相关。即使一口井必须在大于临界流量下生产，水锥也不会同时发生，还会有一段无水生产期，但这个时间可能会很短。图6－23采气井水锥现象1、Dupuit（裘比）临界产量计算公式裘比在解决地下水工程问题时，提出了“临界产量”这一概念，并认为产水量不要超过此值，则水面上的气体滞留不动而只采出水。将这个概念和计算公式应用于底水驱气藏具有以下形式：（6－66）若考虑不完善性可写成或，（6-66）适用条件是：稳定渗流；均质地层；忽略毛管力并忽略毛管力而引起的气水过渡带存在；气、水密度及粘度为常数；渗流服从达西定律。2、Schols临界产量公式

Schols基于Hele—Shaw流动模型的实验室试验，并经过许多数学完善而提出的一个公式：对均质各向同性的底水驱气藏：（6－67）对于各向异性的底水驱气藏：（6－68）第六节气井生产工作制度分析一、气井生产工作制度（又称气井工艺制度）

气井生产工作制度，又称工艺制度。它指的是：在井底（井口）或地面装置上控制一定的压力和产量变化条件，而这个变化条件是通过调节压力和产量来实现的，以确保气井的安全生产和保护地下资源的要求。也有人认为气井生产工作制度是指气井的开采条件和保证正常生产的一系列措施，如：测压、计量、测温、检修、维护及增产措施等。我国目前常用的气井工作制度是定产生产和定压生产两种。第六节气井生产工作制度分析二、气井合理产能的评价我国最常用的气井生产工作制度是定产量生产，所以气井合理产能评价是气井生产工作制度的核心，也是气藏动态分析的重要内容。气井合理产能的评价，现分别介绍其中几种。

1）经验配产法

经验法配产是大致按绝对无阻流量（QAOF，它在开发过程中是变化的）的1/5—1/6作为气井生产的产量，一般不建议井底压力不降低25%地层压力（pi），具体范围还要视气藏各井具体情况定，不要生搬硬套。二、气井合理产能的评价2）采气曲线配产法该法的原理是着重考虑减少紊流（非线性）效应。气井的采气方程可用二项式表示：（6－75）（6－76）

由（6-76）式，气井生产压差是地层压力（pe）和气井产量（q）的函数，当pe一定时，它是气井产量的函数，具有如图6-26所示的关系。

二、气井合理产能的评价图6-26气井生产压差与产量关系图由图可知，当产量较小时，Pe－Pwf与q呈线性关系，超过一定产量后，曲线上翘，表现出了明显的非达西效应，气井生产会把部分压力消耗到克服非达西流上，因此可把偏离早期直线的那一点产量作为气井生产配产的极限。

二、气井合理产能的评价3）最优化配产法最优化配产法是气井在多种因素条件下的多目标优化方法。以气井产量和采气指数最大为目标，以非达西效应小、生产压差不超过额定值和地层压力下降与采出程度关系合理作为约束条件的一种配产方法，其数学模型建立的步骤如下：（1）从经济角度出发，要求配产的q愈大愈好，由气井产能方程：二、气井合理产能的评价（2）从气井产能方面讲，要求采气指数愈大愈好由采气方程二、气井合理产能的评价（3)考虑地层岩石性质，井底生产压差不宜过大，则有：（视不同储层类型定）

若有底水，则还应控制与极限临界产量相应的生产压差。(4)从渗流角度出发，气井产量过大，非线性严重，则有：非线性效应所耗去的能量与所有渗流耗去能量之比

(5)由于气井在生产过程中，地层能量会不断下降，亦即地层压力pe随生产时间增大而降低，有物质平衡方程得二、气井合理产能的评价综上所述，用最优化法对气井配产的优化数学模型为：（6－77）二、气井合理产能的评价该优化数学模型的特征是多目标优化，可以有多种方法，如协调求解法等。(4)考虑地层与井筒的协调配产法气井的生产是一个不间断的连续流动过程。如图6-27所示，若以井底A点处选为分析点，则从地层流到A点称A点的流入。从A点再流到井口，称流出。对于A点的流入，可根据气层的供气能力作出A点压力随产量的变化曲线，称流入曲线，然后还可作出流出曲线，两者交点对应的产量就是气井工作协调的合理产量。二、气井合理产能的评价二、气井合理产能的评价1）已取得产能方程的气井的流入曲线采气方程为：

在一定pe下，给出不同的产量q，用上述方程，即可求出相应的井底压力。根据定容封闭气藏的物质平衡原理，可导出地层压力与采出程度的关系，

给定不同的采出程度，结合气体的高压物性资料，即可迭代求出相应的地层压力，代入采气方程，可计算不同采出程度下气井的流入曲线。

二、气井合理产能的评价2)流出曲线对于纯气井，采用目前公认精度较高的Cullender和Smith方法，在某一固定油管直径下，计算出流出曲线。3)配产计算及不同管径的敏感性分析将上述流入曲线与流出曲线绘在同一个图上，其交点所对应的产量就是在一定油管下气井的合理配产。对于某一口井而言，流入曲线受采出程度控制，流出曲线受油管大小的控制。给出不同的采出程度，可算出不同的流入曲线。同样，选择不同尺寸的油管，可以绘制不同的流出曲线，如图6-28所示。二、气井合理产能的评价图6-28流入流出曲线敏感性分析图6-28流入流出曲线敏感性分析二、气井合理产能的评价(5)考虑储量丰度的拟稳态流配产法假设地层中气体向井的流动为拟稳态流，即满足以下关系式：(6-78)其中：从定容封闭气藏渗流理论可知，随着气井的开采，平均地层压力将不断下降，并满足以下物质平衡方程式：二、气井合理产能的评价由上两式中，在给定产量q，井供气半径re、kh值和Ng下，可计算出稳产年限。对于某一具体井而言，kh值和Ng是定值，因此稳定时间决定于q和re。为使该区各气井稳产时间大致相同，用每口井的kh和Ng值给定不同产量和re，选取满足预先给定限制条件的那个产量和外半径re作为该井配产的产量和井距。

第六章气藏动态分析第一节气田、凝析气田开发方案编制流程气田、凝析气田开发大致分为三个阶段：详探阶段、试采阶段和编制开发方案及实施阶段。气田开发模式大致分产气量上升期、稳产期和递减期。我国气田、凝析气田开发已经走上合理、科学开发的道路，一个气田、凝析气田投入开发以前都必须编制开发方案。

第二节气藏动态分析总论气藏动态分析是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终，涉及面又广。

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。一、气藏动态分析的主要内容一、气藏动态分析的主要内容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。

二、气藏动态分析的主要技术1、地震技术1）三维地震该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩性变化、断层位置和裂缝带等。2）垂直地震剖面该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压层，为平衡钻井提供依据。二、气藏动态分析的主要技术3）井间地震和随钻地震目前已发展到把在钻井过程中钻头与地层相互作用产生的振动作为“震源”，获得储层和流体的信息。在开发过程中可定期用人工震源获取井间地质、储、渗参数和气水动态信息。二、气藏动态分析的主要技术2、地球物理测井监测技术近年来，利用测井技术可以识别裂缝，确定孔、渗参数在空间的分布和边、底水的层位。目前已能成功地监测气水界面活动和选择性水侵规律，为水驱气藏开采工艺的选择提供了可靠依据。测井技术主要有中子法、脉冲中子法、电法、测井温、测流量和声波测井等六种方法。应用脉冲中子法划分气水界面比油水界面效果好，对碳酸盐岩气藏也有效。声波测井对砂岩和非砂岩均有较高的分辨率和可靠性。二、气藏动态分析的主要技术3、地球化学检测技术4、水动力学方法1）应用P/Z—Gp关系监测气藏动态2）气藏数值模拟动态分析技术随着气田开发难度增大，气藏动态分析的跟踪数值模拟技术有了很大发展，尤其是促进了非均质或致密气藏、水驱气藏和凝析气藏的数值模拟技术的发展。二、气藏动态分析的主要技术3）试井技术目前试井解释及监测技术已建立起适应各类气藏的典型图版和单井数值模拟。通过单井测试可监测井的完善程度，气层污染、储层变形引起孔、渗等参数减小对气井产能的影响；计算气井绝对无阻流量；确定气井合理的生产压差和产量，使气井和气层协调工作。干扰试井和脉冲试井可确定两口或更多井之间储层的连通性及压力连通范围，计算气层传导率和储渗能力。它们适应非均质低渗透气藏的试井解释，并用此法确定裂缝分布及发育方位，还发展了一系列不稳定试井方法。二、气藏动态分析的主要技术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。第三节气藏类型的分析判断

一、气藏类型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。刚性水驱实为弹性水驱的一个特例。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。第三节气藏类型的分析判断本节主要介绍干气、湿气和凝析气气藏的相态特征和动态分析方法1、气藏定义（1）干气气藏干气气藏的天然气中戊烷以上（C5+）组分几乎没有，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，在地面分离条件下没有液态烃。第三节气藏类型的分析判断（2）湿气气藏气藏天然气中重烃（C5+）较凝析气藏少，相图不像凝析气藏那样宽阔（如右图），临界温度也变得很低，地层温度大于临界温度（Tc）和临界凝析温度（TM），在地层中不可能出现逆行（反）凝析现象。当地面分离条件（压力、温度）处于两相区内，则有少量液烃在分离器中析出。第三节气藏类型的分析判断（3）凝析气藏凝析气藏是一种特殊的碳氢化合物矿藏，它与油藏的差别是：

1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。油藏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、气处于单相气相状态，C5以上组分（凝析油）也处于气相状态。

2）在油藏中原始气油比一般不超过600—700m3/t，而凝析气藏的气油比要大，且在衰竭式开发过程中变得更大。第三节气藏类型的分析判断与纯气田的差别是：

1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气，对于干气气藏，地面只产天然气。

2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，会出现逆行凝析现象，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，有一部分残留在储层中，造成凝析油的损失。图6-2油气藏流体PT相图第三节气藏类型的分析判断凝析气藏可分为单相和两相两种。单相凝析气藏又分：

a）地层温度高于临界凝析温度（TM），参见图6-2A点，在等温降压过程中地层烃类体系始终处于气相状态，不会有液态烃析出；

b）地层温度低于临界凝析温度但高于临界温度（Tc），地层压力高于初始凝析压力（Pd）（参见图6-2B点），这是最普遍的一种凝析气藏。Pd小于原始地层压力（Pi），地层烃类体系称不饱和的凝析油气体系，Pd接近Pi，称饱和凝析油气体系。第三节气藏类型的分析判断一般说，当凝析气藏存在油环时，Pd接近于Pi，也就是说在油气界面处Pd≈Pi≈Pb（泡点压力）。第三节气藏类型的分析判断右图为逆行凝析气顶和非逆行凝析气顶两种气顶气与油环的示意相图。由于发现时气顶气与油环处于相平衡状态，因此油的泡点线与气的露点线在发现条件时应是相交的。反凝析气顶一般气顶第三节气藏类型的分析判断油气在纵向上分布2、凝析气藏的纵向成带分布对于凝析气藏成因的研究，一般认为高温、高压是形成的必要条件，凝析气藏位于一定的深度，最典型的井深大致在2500—5000m。在纵向上油气分布有一定的规律性，如右图。

第四节气藏驱动方式分析一、气藏驱动方式的类型油、气的渗流过程是一个动力克服阻力的过程，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。在油藏的开发过程中，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。一、气藏驱动方式的类型根据主要能量形式油藏驱动方式可分：水压驱动，弹性水压驱动，气压驱动，溶解气驱和重力驱动。图6-7P/Z—Gp关系图1、气压驱动在气藏开发过程中，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（又称视压力）P/Z与累积采气量Gp呈线性关系（如图6-7）。一、气藏驱动方式的类型2、弹性水驱在气藏开发过程中，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（图6-7）。3、刚性水驱侵入气藏的边、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，它可看作是弹性水驱的一个特例，在自然界中具有这种驱动方式的气田很少。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；气藏的原始地层压力愈高，若有供水区，那么在开发过程中供水区的压力可能超过气藏压力。在其他相同条件下，有活动边水的可能性也愈大。

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；活跃的弹性水驱的条件之一，就是有宽广的供水区，并且水头很高。其中断层、岩性尖灭或岩性变坏区域等对水推进的影响很大。

4）气水界面附近的情况。二、决定气藏驱动方式的主要因素2、工艺因素

1）采气速度采气速度愈高，水跟不上，气藏就愈接近于气驱方式开采，但也不能太高，否则会引起边、底水的不均匀推进。

2）开发方式是保持压力开发还是衰竭方式开发。开发方式的不同，驱动方式也可能不一。三、水驱气藏的物质平衡方程式开发初期，用地质对比法对气藏的驱动方式作一分析，但是当时的资料很少，尤其是水层的资料特别缺乏，尤其缺乏气藏生产动态资料，问题得不到暴露。所以，必须在气藏开发过程中，根据进一步丰富的静、动态资料，认真核实。但是，其中最重要的是水驱气藏物质平衡方式的应用。

1、油藏物质平衡的通式存在于油藏系统中的原始流体的总量必然遵循物质守恒法则，该法则的基本原理是：（1）把油气藏看成是一个体积不变的在开发某一时刻，采出流体量加地下剩余的储存量，等于流体的原始储量。这里所研究的是流体间的体积瞬间平衡。在开发过程的任意时刻，油、自由气和水这三者体积变化的代数和为零。在应用这一物质平衡原理时，通常要作如下的假定：a.油、气、水三相之间在任一压力下均能在瞬间达到平衡；b.油藏温度在开发过程中保持不变。1、油藏物质平衡的通式

1)方程的推导对于一个原始地层压力等于或低于饱和压力，而且有气顶、边水作用的饱和油藏其流体分布如图6-8所示。

图6-8综合驱动油藏流体分布图1、油藏物质平衡的通式在开发过程中，随着油藏地层压力的下降，就要引起边水的入侵、气顶的膨胀、溶解气的分离和膨胀，这些都是驱油过程中的各种能量。有了综合驱动方式下的物质平衡方程式，就能简化成其它驱动方式下的物质平衡方程式。这里利用在开发过程中任意时刻内所含油气、水体积之和等于原始状况下所含油、气、水体积之和的方式推导。1、油藏物质平衡的通式图6-9a原始状况时油藏中油气体积分布

图6-9b在压力P状况油藏中油气体积分布

图6-9a表示油藏原始状况时油区和气区的总体积，而图6-9b表示，随着开采过程中油、气（不开采气顶气）被采出，油藏压力将下降，引起气顶驱膨胀，边水不断侵入油藏，溶解气也将发生分离和膨胀。1、油藏物质平衡的通式

A、油藏压力为P时地层油的体积在压力为P时地层油体积=目前剩余油体积×地层原油体积系数即地层油体积=（N-Np）Bo

（6-1）B、油藏压力为P时地层自由气体积设：在地层条件下，原始状态时气顶内自由气体积与原始状态时含油体积之比为m，即（6－2）1、油藏物质平衡的通式（6－3）油藏开发到t时，地下自由气体积要发生变化，压力为P时，其平衡关系为：自由气体积=原始自由气体积+原始溶解气体积－累积产气体积－仍溶在油中的气体体积

上述物质平衡关系按地面标准条件（20℃、0.1013MPa）写成公式为：

（6－4）1、油藏物质平衡的通式把自由气折算到地下体积时，则为：m3/标m3（6－5）C、油藏压力为P时的地层中水的体积开发到时间t时，累积侵入油藏水的地下体积：WeBw

累积产出水的地下体积：WpBw

因气在水中的溶解度较小，若取Bw=1，则在压力为P时水的增量：We－Wp。

1、油藏物质平衡的通式上面分别求得某一时刻t、压力为P时的油气水地下体积。在综合驱动条件下，并在地层条件下：地层油的原始体积与原始气顶自由气体积之和=开发到任一时刻剩余油体积+气顶气体积+水的增加体积（6－6）整理上式后可得：（6－7）1、油藏物质平衡的通式若考虑气顶区、含油区岩石和束缚水弹性膨胀体积时，物质平衡方程应为：（6－8）引入BTi和BT，分别表示原始条件下和任意时间t时的油气两相体积系数，BTi=Boi，BT=Bo+（Rsi－Rs）Bg代入（6-8）式：（6－9）1、油藏物质平衡的通式综合驱动油藏物质平衡示意图和框图见图6-10、6-11。图6-10综合驱动物质平衡示意图1、油藏物质平衡的通式图6-11综合驱动物质平衡框图2、气藏物质平衡的通式对于一个具有天然水驱作用的气藏，气藏压力的下降，会引起气藏内的天然气、地层束缚水和岩石的弹性膨胀，同时边底水也会侵入以前的含气部分，这样由（6－8）式转化为满足气藏的物质平衡通式：（6－10）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）法该方法分析判别驱动类型的依据是：定容封闭气藏的物质平衡方程式。借助于实际生产动态数据，首先判断一气藏P/Z—Gp关系是否呈线性关系（见图6-7）。当气藏没有边、底水入侵时，We=0，Wp=0，由方程（6-10）得：（6－11）当式（6-11）右端第二项与第一项相比很小，可忽略不计时，即认为开采过程中含气的孔隙体积保持不变，则可转为定容封闭气藏的物质平衡方程式：1、传统的地层压力系数法（6－12）而天然气现行和原始的体积系数分别为：（6－13）（6－14）将（6-13）、（6-14）代入（6-12）整理后得：（6－15）1、传统的地层压力系数法对于定容封闭气藏，在直角坐标系中，不同开发时刻的P/Z和Gp之间呈直线关系（见图6-7）。但是，这种分析方法有较大的局限性，它对气藏的水驱作用不太敏感，主要有：

1）式（6-15）忽略了压力下降所引起的束缚水膨胀和孔隙体积减小的情况下导出的，理论上不是太严格。

2）对于异常高压气藏；地层岩石的有效压缩系数可以高达40×10－4MPa－1，详见本书第四章第一节的物质平衡方程，虽无水驱作用，但式（6-15）也不能成立。1、传统的地层压力系数法

3）在气藏开发过程中，驱动方式可根具体条件的变化而转化。开发初期，采气速度逐渐增大，气体粘度大致要比水的粘度小100倍，在地质条件不甚有利时，有可能为呈现气驱，后随着采气速度减缓，会转为弹性水驱。又根据不同的气藏具体条件，出现弹性水驱的时间也不一样，有的采出程度小于10%时就出现了，而有的则达到64%，图6-12列出一些气藏实例。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。2．水侵体积系数法气藏的原始地质储量和G和天然气占据的原始有效孔隙体积Vgi之间有如下关系：（6－16）将（6-13）、（6-14）各式代入（6-10）并忽略压降所引起的束缚水膨胀和孔隙体积减小的情况下，经整理得

（6－17）2．水侵体积系数法（6－18）（6－19）（6－20）则（6-17）可写为（6－21）2．水侵体积系数法对于定容封闭气藏，采出程度（RD）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RD与Ψ的关系曲线为大于45°的线。该方法的局限性同上法

1。3、视地质储量法（Havlena—Odeh法）该方法则以气藏的物质平衡通式为理论依据。从（9-14）式中，若令：（6－22）（6－23）（6－24）则（6-10）可表示为：（6－25）3、视地质储量法（Havlena—Odeh法）（6－26）对于定容封闭气藏：

（6－27）即恒等于原始地质储量G值，把此值记为Ga，称视地质储量。

3、视地质储量法（Havlena—Odeh法）定容封闭气藏的Ga与Gp之间关系为一条水平线（如图6-13a线），若有水驱作用，则We不断增加，Ga与Gp为曲线（图6-13b、c线）。该式对正常压力和异常高压系统的气藏均适用。图6-13视地质储量图示通过理论分析和多次实际应用发现，视地质储量法对水驱作用的敏感性明显大于传统的方法，其识别可靠性也显著提高。五、水侵量的解析计算气藏驱动方式的分析离不开水侵量的计算。很多气藏的边界常局部或全部地受含水层所包围，称供水区，对于有供水区的气藏，在用物质平衡方法计算气藏的水侵量时，需要了解开发过程中水侵量的变化情况。天然水侵量的大小主要取决于供水区域几何形状和大小，地层渗透率和孔隙度，油水粘度比，供水区中岩石和水的压缩性等。水侵量计算的本身不能依赖于物质平衡方程，必须另外采用水动力学的方法或动态数据处理的方法。反过来说，只有在确定了水侵规律以后，才能用物质平衡方程来解决问题。所以，两者必须同时考虑。各个水侵公式的来源于含水区流体弹性渗流诸问题的求解。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。假定：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。这一方程为：（6－28）1、稳定状态公式（6－29）研究边水的活动规律，主要是求出水侵系数，它的大小表示了边水活跃的程度。如果找到Cs值，则累积水侵量可由气藏动态压力资料计算出来。如果在很长的时间周期内，产气量和气藏压力基本恒定，则体积采出量或气藏孔隙体积变化率必须等于水侵速度。为应用方便，将积分转化为求和，图6-14为按时间划分的压力动态。如果用几个时间值，则累积水侵量可表示为：（6－30）1、稳定状态公式………..1、稳定状态公式图6-14按时间划分的压力动态1、稳定状态公式在这个模型中未考虑系统的压缩性，这不是真实情况。但此方法易于使用，至少可认为是首次近似。采用该模型和物质平衡方程，我们可计算原始气体储量G和稳态水侵系数Cs。用代入

G和Gs在方程中为常数。

作函数关系图，应得一直线（在直角坐标系中），截距为G，直线斜率为Cs。如果函数是非线性的，则该稳态模型不适用。2、修正稳态公式赫斯特（Hurst）提出了一个修正稳态方程。它的使用条件是，与含气区相比，供水区很大；气藏产生的压降不断向外传播，使流动阻力增大，因而边水侵入速度逐渐减小，即水侵系数变小。这一规律一般用于气藏生产一段时间以后，压力处于平稳下降阶段。其数学表达式为：（6－31）（6－32）式（6-29）与（6-32）的区别在于：在积分符号内引入了一个时间的对数函数，lgat反映在压降区不断扩大的情况下气藏水侵的不稳定性和水侵量逐渐减小，Cs也变小。六、底水驱气藏水锥及临界产量的解析计算当井底压力降大于重力差时，水锥就产生了，即

我们能控制的因素也就是Δp和hc，而且控制的范围很窄。Δp决定气井产量，产量必须足够高，以节约成本。hc取决于气水界面以上总的净厚度和生产能力的需要。底水锥进是个产量敏感性问题。如果气井产量限止到无水锥那一点，则气体采收率可达到最大。但若这个产量对井的经济效益来说太低，那么必须加大，则产出水必须处理，否则就要关井。有这样一个产量，低于它就不会形成水锥，那就是临界产量，如果临界产量超过最小经济产量，则该井应在稍低于临界产量下生产。六、底水驱气藏水锥及临界产量的解析计算所需的安全系数与储层参数的准确性密切相关。即使一口井必须在大于临界流量下生产，水锥也不会同时发生，还会有一段无水生产期，但这个时间可能会很短。图6－23采气井水锥现象1、Dupuit（裘比）临界产量计算公式裘比在解决地下水工程问题时，提出了“临界产量”这一概念，并认为产水量不要超过此值，则水面上的气体滞留不动而只采出水。将这个概念和计算公式应用于底水驱气藏具有以下形式：（6－66）若考虑不完善性可写成或，（6-66）适用条件是：稳定渗流；均质地层；忽略毛管力并忽略毛管力而引起的气水过渡带存在；气、水密度及粘度为常数；渗流服从达西定律。2、Schols临界产量公式

Schols基于Hele—Shaw流动模型的实验室试验，并经过许多数学完善而提出的一个公式：对均质各向同性的底水驱气藏：（6－67）对于各向