八气藏开发动态监测、分析和管理

PAGE1PAGE257第八章气藏开发动态监测、分析和管理提示气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终。分析的主要内容包括：气藏连通性、气藏流体性质、驱动方式、储量、气藏及气井生产能力和规模、储量动用程度及剩余资源潜力和采气工艺措施效果及井况等分析，并进行超前预测。而其中，储量核实、产能分析和驱动方式的确定尤为重要。所采用的技术应该是综合的、多学科的和静动结合的。计算机和网络技术迅速发展的今天，气藏动态监测、分析和管理要最后落实到开发动态信息管理系统（广义讲应为气田经营管理信息系统）建立上。第一节气田、凝析气田开发方案编制流程气田、凝析气田（藏）开发大致可分为三个阶段：详探阶段、试采阶段和编制开发方案及实施阶段。气田开发模式大致可分产气量上升期、稳产期和递减期。我国气田、凝析气田开发正在走上合理、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。在勘探阶段，也提倡开发早介入，在少量探井、勘探评价井取全取准资料的基础上，对气田作出初步评价，勘探人员和开发人员结合，共同编制气田开发概念设计。气田开发好始于有个好的开发方案。所以在讲述气藏动态分析以前，要让大家对开发方案的内容和流程有个概念性的了解，结合我国气田、凝析气田开发实践，参照原中国石油天然气总公司有关规定、规程和我们的经验，我们介绍了原开发方案编制的参考工作流程（见图8-1）。第二节概论编好气田开发方案很难，但进行长期的气藏动态分析更难。气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终，涉及面很广。只有掌握气井、气藏的开采动态和开发动态，研究分析其动态机理，不断加深对气井、气藏的开采特征和开采规律的认识，才能把握气田开发的主动权，编制出最佳的开发调整方案、开采挖潜方案和切合实际的生产规划，实现高效、合理和科学开发气田的目的，并指导下游工程的健康发展。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：1、储层、井间是否连通？压力系统、水动力系统是否统一？气水、或油气等边界是否确定？2、开发方式是否合理？天然能量是否充分利用？气藏的驱动方式如何？如果存在边水或底水，水体活动规律又是如何？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？在开发过程中又起什么作用？4、井网、井距和井数等布井方式是否合理？是否既能控制住可采储量，而且又能符气藏描述气藏描述气藏动态地质特征研究气藏静态地质特征研究生产管理及劳动组织容积法计算储量动态法核实储量气田地面建设工程研究开发方案的设计气藏工程研究采气工程设计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构造区域地质及油气田概况流体性质储层储集空间渗流物理特征地层压力和地层温度气藏压力系统气藏类型试井分析试采分析国内外同类气田开发经验调查图8-1气田开发方案编制流程一、地理1、地理位置：所属省、市（自治区）、县、乡（镇）或海域，经纬度2、交通（气田地理位置图）3、气候（年温度、风力及降水量曲线）4、水源（区域水文地质地理图）5、与气田开发有关的经济状况二、区域地质构造图）区域地质及油气田概况2、地层层序（地层表）3、含油气层系，生储盖组合（综合柱状剖面图）4、沉积类型三、勘探成果和开发准备程度1、发现井，发现方式，层位，井深，产能面图）析工作量表（勘探成果表、图）4、试井、试气及试水成果（成果表、图）5、试采情况（试采曲线）或试井成果图表一、构造形态，圈闭类型，面积，构造圈闭的闭合高度构造二、气藏在圈闭中的位置（气藏构造平面图，纵横剖面图）三、断层分布（断层数据表）四、裂缝分布一、层组划分（层组，层序对比表）及划分依据二、岩性，岩石名称，矿物组成，胶结物类型，固结程度三、结构构造：粒度，磨圆度，分选，层理等（粒度表，曲线，照片）储层四、（储层厚度表，有效厚度表）五、分（水域厚度等值图）六、沉积相分析（沉积相分析图），单井及平面划相依据七、粘土含量和粘土矿物组分八、成岩后生作用九、砂体分布（砂体平面分布图）十、夹、隔层平面分布图）一、空间类型：孔隙型，溶洞型，裂缝型或混合型等二、孔缝洞分布及成因类型（原生或次生）储集空间三、孔隙连续性及裂缝发育情况四、孔隙结构：孔隙半径，孔喉比，毛管压力曲线（曲线图、表）五、总孔隙度，有效孔隙度等六、空气渗透率，有效渗透率，垂直与水平渗透率（渗透率等值图）七、孔隙连续情况及非均质性八、储层分类，分类成果及标准（汇总表）一、油气水的物理化学性质，化学组成二、油气水关系（包括边、底水，夹层水，气顶气，夹层气，纯气层等）三、含油、气、水饱和度（饱和度等值图）四、气、气水过渡带的产状及厚度）流体性质五、积系数，油层条件下原油密度和粘度，气水比等）（物性表及曲线）六、组成，分离器气体和油罐气组成，凝析油组成，原始油气比，油罐气油比地层温度下等温衰竭线、等组成膨胀线，和初始凝析压力、最大凝析压力，分离器温度下最大凝析压力，凝析油含量变化（相图等）渗流物理特征一、储层岩石表面润湿性二、气水、气油、油水相对渗透率（分层组的相对渗透率图）地层压力和地层温度一、地层压力，压力系数，压力梯度（地层压力与深度关系曲线）二、气藏温度，地温梯度，流温梯度一、气藏数及纵向分布气藏类型二、气藏含气范围，含气高度，气水（油）界面三、驱动方式（类型）四、边、底水的水体范围气藏压力系统一、井间、气藏内部、层间连通情况二、气藏压力系统的划分试井分析一、气井生产能力的确定二、试井资料的处理，地层参数的确定（附图、表）三、气井生产制度的分析一、不同时间气水界面分析试采分析二、气藏驱动方式（类型）分析况四、低产能气层改造效果分析一、储量计算方法确定、历次计算过程容积法计算储量二、储量参数确定：1、面积2、有效厚度及下限标准3、孔隙度（等值图）4、含油、气、水饱和度（等值图）5、体积系数6、Z7、气层、地面温度；气层压力8、气藏废弃压力的确定和采收率估计9、计算结果（储量计算大表）一、开发原则二、开发方式1、利用天然能量开发的可行性2、人工补充能量的必要性3、注气方式分析和论证三、层系井网2、层系组合，控制储量和产能分析3、不同井网对储量控制的分析（井网设计图）四、层、井投产程序气藏工程研究五、采气速度和稳产年限1、单井产量的确定，试井试采分析即气井合理生产制度的确定2、开采速度，稳产年限3、开发规模的规定4、设想方案特点六、钻井、完井和测井1、井身结构和套管程序2、钻开气层的钻井液3、固井结构4、丛式井、定向斜井以至水平井论证及设计5、套管防腐6、完井钻开程度及性质、完井方式、射孔方案、改善井底完善程度的措施7、测井系列选择及依据，测井解释系统七、开发过程预计1、开发阶段划分2、采出程度，稳产年限3、各开发阶段主要技术指标，开采要求4、气藏枯竭标准，废弃压力的确定5、最终采收率和可采储量一、确定井下工艺措施根据井和气藏具体情况确定气井采气工艺措施如：1、凝析气井开采工艺采气工程研究2、排水采气工艺3、堵水工艺4、含硫气井开采工艺5、分层开采工艺6、增产工艺7、防砂、防垢、防水合物工艺8、修井工艺二、提出工艺试验方案和技术装备三、措施、工作量安排一、地面配套工程系统1、油气采输系统油气水分离、计量油气管道输送要求增压站的建设防腐、防水合物气田地面建设工程研究自动化2、矿场处理常温处理低温处理脱硫、脱二氧化碳地层水处理及综合利用二、矿场民用建设电水通讯道路交通供应机修民用建设三、设备、材料，规格型号，数量要求动态法核实储量一、压降法1、各点地层压力2、相应累积产气量3、体积系数4、气体偏差系数5、压降储量（图、表）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法优选一、方案特点推荐方案的实施要求（井位部署图，阶段指标汇总表）二、方案指标（指标汇总表，方案指标预测表）三、单井工作制度的确定四、钻井、基建投产程序五、开发试验的安排与要求六、资料录用要求动态监测系统（项目及周期表）七、增产措施的工作量（方案实施工作量表）一、推荐方案对比二、数值模拟计算1、参数初值2、参数场3、地质模型的确定4、数值模拟5、历史拟合结果及认识6、指标预测图8-1（续）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？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、气井工程上有什么问题？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藏在不同开发阶段，气井应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高整体开发效果？对各种工艺措施作效果评价。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、开发动态进行跟踪数值模拟，并进行预测，从而给出最佳的开发调整方案或及挖潜方案。一、气藏动态分析的主要内容参照原中国石油天然气总公司气藏动态分析工作规范（草稿），归纳于表8-1中。表8-1气藏动态分析内容、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气藏连通性分析1.储层纵、横向连通性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.计算储量（容积法和压降法）2.确定开发单元与布井方式3.建立地质模型1.综合应用地质、物探、测井、录井、试采和试井等成果2.干扰试井、压力恢复试井、修正等时试井等3.裂缝性气藏的地层倾角测井等2流体性质分析1.流体组成及性质分布差异性分析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3.判断气藏类型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3储量核实地质储量可采储量单井控制储量1．提高储量级别2.确定开发规模、地面工程和下游工程准备3.为数模、动态分析、开发效果评价提供依据1.根据综合方法和不断加深的资料用容积法计算储量2.用物质平衡法核实动态储量3.用试井方法确定单井控制储量4驱动方式分析1.分析确定气藏驱动方式2.水驱气藏边界条件分析，产水观测井产量、压力及水面变化，分析判断水源、侵入机理、水侵速度，计算水侵量1.为制定开发方案提供依据2.确定气藏采气速度、布井方式和气井合理生产制度，制定技术政策3．为数值模拟提供依据1.压降曲线、生产曲线对比、分析采气速度与压降速度2.分析观测井地层压力变化趋势，气水界面变化趋势3.生产测井5气井、气藏生产能力分析1.气井绝对无阻流量、采气指数2.气藏高、中、低渗透区产能分布特征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6气藏开采状况、储量动用程度及剩余资源潜力分析1.压力系统变化、层间窜流及地层水活动情况2.单井、分区块全气藏采气量、采出程度3.剩余可采储量分布与未动用潜力预测1.复核动态储量，2.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1.分井、分区产量统计分析2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7钻井，完井与采气工艺措施效果分析1.钻井井斜、井眼变化，井底污染状况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1.为修井作业提供依据2.为增产、提高采收率，采取适当的工艺措施提供依据1．工程测井2．试井分析3．井口带出物分析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、分析发展到对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（VSP）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压力，为平衡钻井提供依据。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。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。3、地球化学检测技术1）水化学方法天然气中的凝析水矿化度很低，当地层水进入气井时，产出水的成分就会改变。如果系统地取样分析（如氯根含量、钾离子含量等），就能确定地层水流入量。当不同层位的地层水具有不同的矿化度和盐类组分时，就能测出水的窜流。当沿气水界面的水矿化度变化时，就能判断侵入气藏的主要方向。2）根据凝析油性质变化监测气水界面测定凝析油性质的指标有：粘度、折射率、密度、蒸发90%馏分的温度和凝析温度。当这些参数随时间增加时，说明气水界面正向气井推进，根据气水界面到井的距离和推进速度，便可预报气井水淹时间。3）利用非烃组分浓度分布规律监测气水界面含气层中H2S浓度的分布可定量地确定气藏面积上产能大小及分布范围。H2S浓度越高，单位地层储气能力越低，反之，孔隙中烃含量越高。CO2和H2S的浓度分布规律相同。含N2量最高的地区，含H2S量最低。气藏中氦等稀有气体分布规律大致与N2相同。研究表明，H2S含量向气水界面方向增加，大部含气层系中H2S含量随深度增加而增加，气液接触带附近H2S浓度急剧增加。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。4、水动力学方法1）应用P/Z—Gp关系监测气藏动态定容气藏开发过程中含气孔隙体积保持不变时，气驱的P/Z—GP图呈直线关系。在开发裂缝性、裂缝—孔隙性（碳酸盐岩）变形储层的气藏时，其含气孔隙体积都要减小，其P/Z—GP曲线要低于气驱关系直线。多数在水驱气藏的情况下，P/Z—GP曲线特征是，开始也与气驱一样，呈直线下降，但是，随着边水或底水进入气藏而使压力下降速度明显减慢，使P/Z—GP偏离气驱直线向上翘。开发过程中若存在气体窜流或漏失到上下部地层中去，P/Z—GP关系曲线可能比气驱线还要低。八十年代以来，对P/Z—GP关系式偏离气驱直线诸因素的研究日趋深化，并找到校正各种因素的方法，还有人通过数值模拟研究，得到较有意义的结果，使之成为监测气藏动态的重要方法之一。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。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方法。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，此外，还发展了一系列不稳定试井方法。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，俄罗斯莫斯科石油科技大学有此仪器。第三节气藏流体性质分析和油气藏类型的判断流体性质分析的重要目的在于判断油气藏类型。地质上油气藏类型繁多，这里主要介绍与开发有关的几种类型，并着重于判别气藏和凝析气藏的类型。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。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（）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。2）湿气气藏气藏天然气中重烃（）较凝析气藏少，相图不像凝析气藏那样宽阔，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（），在地层中不可能出现反（逆行）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。3）凝析气藏前面已经提到，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（上露点压力）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—700/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。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（上露点压力）以下时，会出现反凝析现象，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。凝析气藏可分为单相和两相两种。单相凝析气藏又分：（1）地层温度高于临界凝析温度（TM），参见图8-2A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；（2）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8-2B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。两相凝析气藏分为带油环的凝析气藏和凝析气顶油藏（视油区和气区体积比例大小定名油藏还是气藏）。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）。图8-3绘出了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。从油藏角度说，如果所确定的泡点压力与油藏发现压力基本相同，那么我们将预料，油藏会有伴生气顶，如果预算的泡点压力比油藏发现的压力（Pi）低10%以上，那么我们有理由推测，该油藏是未饱和的，并且不会有气顶存在。必须指出，也有例外，如委内瑞拉埃尔特叶罗地区圣大巴巴拉油田的烃类流体是极不寻常的，气层后，它以组成随深度发生变化为特征的，油气界面两边，参见文[1]。在我们承担哈萨克斯坦凝析气顶油田研究中也遇到这种情况。我国大庆、中原、新疆也发现过类似情况。油气藏类型中还有一种挥发性油藏，在我国新疆地区已有发现，地层温度在临界点附近（离临界温度变化5℃法国定义挥发性油藏大致是：（1）地层温度接近临界温度；（2）C2—C10组分含量高，一般黑油，组分含量在20%（摩尔）以上，在12.5%以下就很少呈液相，12.5—20%可定为挥发油相的含量；<4%，可判为湿气相；<1%可判定为干气相。含量在12.5—4%之间，即介于挥发油及湿气间，经常会出现反凝析现象。图8-2油气藏流体PT相图图8-3气顶气与油环的相图反凝析气顶b）一般气顶法国对油气藏的分类可参照表8-2。表8-2油气藏分类（法国）油气藏类型项目黑油挥发油凝析气湿气干气原始生产气油比（m3/m3）<312312—570>570>2670>17800油罐油相对密度>0<0.8215<0.8251<0.7022无液油罐油（°API）<46>40>40>70无液储层中相态转化点泡点泡点露点——油罐油色泽黑有色色淡无无%（摩尔）>2020—12.5<12.5<4<0.7原油泡点体积系数<2.0>2.0———2、凝析气藏的气油比（划凝析油含量）凝析气藏按气油比（或凝析油含量）分类，至今未见有统一的标准，建议参考以下标准：低含凝析油的凝析气藏：5000<GOR（凝析气油比）<18000/,45<CN（凝析油含量）<150g/；中等含量凝析气藏：2500<GOR<5000/，150<CN<290g；高含凝析油凝析气藏：1000<GOR<2500/，290<CN<675g/；特高含凝析油凝析气藏：600<GOR<1000/，675<CN<1035g/。世界上有许多含量超过1035g/的富凝析气藏。见到的有在1500g/m3以上的。美国加利福尼亚卡尔—卡尔纳（CalCanal）凝析气田，致密超高压，凝析油含量达1590/m3；美国AnschutzRanch凝析气田凝析油含量1536.8/；欧洲英国北海北、南Brae凝析气田凝析油含量1459/m3。印度尼亚还有个很特殊的凝析气田（Arun），平均净产层厚153.31m，气井含15%CO2、少量N2和微量H2S，还含有极微量水银，气体中在原始地层条件下含5.9%（摩尔）水蒸气。单井产量很高，个别井达6.05×/d，下7″油管，绝对无阻流量达28×/d。4、凝析气藏气井产出物（又称井流物）特点1）（甲烷含量%）一般为75—90%；2)含量一般为（%）7<（%）<15；3)（干燥系数）10—20之间；4)（湿度）一般为6—15之间；5)分离器气体相对密度（对空气）一般为0.6—0.7；6）油罐油相对密度（对水）一般为<0.8；7)动力粘度μ（地面）<3mPa.s，前苏联凝析气田凝析油20℃时的动力粘度在0.64—1.67mPa.s之间，平均1.00mPa.s，我国凝析油的动力粘度（30℃）为0.37—18)凝固点，一般<11℃，个别也有很低的，如前苏联尤比列依凝析气田,其凝固点为－76℃，我国板桥沙河街组凝析油为9)初馏点，一般<80℃，而且200℃馏分10)含硫量一般<0.5%；11)含蜡量一般<1.0%；胶质沥青质一般<8%。5、凝析油气体系分类以甲烷为基础的凝析油气体系，这类体系目前占绝大多数；2）以CO2为基础的凝析油气体系，美国卡罗拉达州南马加罗姆气田，井深1520—1630m，气体组成（未特别说明均为摩尔（体积）含量%，）：CO2—91.9；C1—1.7；N2—2.9；（C2—C4）—3.5，凝析油含量31.6g/；前苏联西西伯利亚塞米奥维托气田埋深1816—1765m，CO2—73.1，C1—18.5，C2—C4—2.27，N2—5.77（%），凝析油50/。6凝析油分类1）因馏分组成和族组成的不同，凝析油相对密度可在广泛的范围变化（0.66—0.84）。它由沸点较低的烃类组成，在300—350℃左右几乎全部沸腾，凝析油的基本部分（60—80%）在2002）按族组成分，绝大部分为烷烃类凝析油，但也有不少的凝析油芳香烃和环烷烃所占比例不小，凝析油的族组成与埋藏深度、气体衬托的原油特点有关。随着埋藏深度的增加，.环烷烃和芳香烃在气相中的溶解度增加。3）不带油环的凝析油一般不含蜡。我国塔里木牙哈凝析气田和大港千米桥深层凝析气藏含蜡量都较高。大多数含硫量在0.01—0.05%范围变化。4）凝析油还有饱和凝析油、商品凝析油和稳定凝析油之分。饱和凝析油指未经稳定的液态烃类，它处于一定的压力之下（如分离器压力），溶有气体（包括丙、丁烷），地层中和地面高压分离器中析出的就是这种油。商品凝析油指比较完全分离气体以后的液态烃类产品。稳定凝析油又称脱掉丁烷以后以上组分的液态凝析油。二、判断油气藏类型的方法气田开发与凝析气田开发有许多不同，凝析气田的主要特征是存在反凝析现象，它给这类气田开发带来许多特殊问题，如：必须研究凝析油气体系在高温、高压下的相态变化规律；要研究保持压力的可能性和提高凝析油最终采收率的方法；要进行带传质交换的物理化学渗流的实验和数值模拟研究；要确定回收更多凝析油的地面流程和生产制度。所以，在探井获得工业性的油气流以后就需要尽快确定油气藏类型，确定是不是凝析气藏？带不带油环？其方法有二：1）不失时机地获取有代表性的凝析油气样品，并在实验室高压物性装置上测定油气体系相图（如图8-2的PT相图），根据原始地层压力和地层温度值确定其在相图上的位置，这是最直接、正确和可靠的方法，其他像井流物组成特点等仅供参考。对于凝析气藏，现仍然认为复配的分离器油气样品比井下取样更具代表性（国外已有能取上更有代表性样品的新井下取样器，情况可能转化），相对也较方便。要取样一定要在开发初期气井刚投产时取样，因为凝析气藏各井井流物组成随时随地会发生变化的。取样前还必须进行气井产量的调节，调节到最佳的和稳定的生产制度下取样（参见本书第三章）。2）目前还采用大量的凝析气藏、气藏和油藏的油气体系组成实际资料应用数理统计方法，从中找出一些参数指标，以此来判断凝析气藏，并推测有没有油环。详见文[1-3]。第四节气藏驱动方式（类型）分析一、气藏驱动方式（类型）油、气渗流过程是一个动力克服阻力的过程，油、气藏的驱动方式反映了促使油、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。大家知道，油藏的驱动方式是指在油藏开发过程中驱油依靠的主要能量形式。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，溶解气驱动和重力驱动。以前在确定气藏驱动方式时也沿用了油田的概念。但也有人认为，这个定义对气田不完全适合，因为，从气田开发的实践中得出，不管水的活跃程度如何，气体本身的压能总是促使气体流入井底的主要动力之一，大部分气藏，尤其在初期，常在气驱方式下开发。因此气藏的驱动方式，不仅要考虑主要的驱气动力，而且相当重要的要考虑在开发各阶段的气藏的动态变化和气藏与周围供水区的相互作用，气藏的动态变化又主要指气藏压力和储气孔隙体积的变化。图8-4P/Z—Gp关系图气藏的驱动方式可分：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8-4）。采气速度对最终采收率无影响，但采气速度、稳产年限和稳产期采出程度有个合理配置关系。压缩机开采阶段要提前来到。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8-4）。采气速度对最终采收率有影响。要防止边水舌进或底水锥进。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，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。气藏的驱动方式影响着气田开发以至于整个供气系统的技术经济指标，它影响着井位分布、井底结构、气井产量、最终天然气采收率、地面天然气和凝析油的集输系统和处理系统，以至于长输管线的管径、壁厚和生产制度等。二、决定气藏驱动方式的主要因素1、地质因素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。含气区和供水区的岩性和储层物性（如孔隙度、渗透率等）特征曾有人通过数值模拟分析得出：（1）.在相同的采气速度下，供水区渗透率变化对水活跃程度的影响要比气藏内部渗透率变化影响大。含水层渗透率变化愈大，压降曲线（P/Z—GP）向上偏离直线（气驱情况）愈大；含水层的边界愈大，压降曲线向上偏离直线愈大；水的粘度愈小，压降曲线向上偏离直线愈大；水的压缩性愈大，压降曲线向上偏离直线也愈大。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，并且水头压力很高。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。气水界面附近的情况如：油环的存在，气水过渡区厚度的变化，岩性的变化和有无泥岩夹层等。油环是阻挡水侵入气藏的天然屏障。工艺因素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。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，如：1）边部水井的测压、测温资料。有的气田曾发现边部水井井温上升的现象，这可能是边水流动带来的热量所引起的，温度上升的幅度说明边水活跃的程度；2）有的凝析气井在见水前出现凝析油含量增加的阶段（称油墙）；3）分析气井中出水的氯根含量变化，等等。但是，其中最重要的是水驱气藏物质平衡方式的应用，它是重要的气藏工程分析方法，它是油气藏开发计算和动态分析的主要方法之一，也是研究和考虑油气藏问题的基本手段，在国内外得到了普遍的应用，第七章作了详细阐述，这里作些补充。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，如第七章所述气藏的物质平衡通式为（8-1）四、气藏驱动方式的分析方法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8-6）。当气藏没有边、底水入侵时，We=0，Wp=0，由方程（8-1）得（8-2）当式（8-2）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，则可转为定容气藏的物质平衡方程式（8-3）而天然气现行和原始的体积系数分别为（8-4）（8-5）式中——标准状态；——原始状态。将（8-4）、（8-5）代入（8-3）整理后得：（8-6）式中Gp、G——分别为累积产气量和气藏地质储量，；Zi、Z——分别为原始和目前状态下天然气的偏差参数，小数（f）；Pi、P分别为原始和现行状态的气藏压力，MPa。对于定容气藏，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8-6）。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（8-6）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×MPa-1，虽无水驱作用，但式（8-6）也不能成立。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，有可能呈现气驱，后随着采气速度减缓，会转为弹性水驱。根据不同气藏的具体条件，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8-5列出一些气藏实例。用这种方法来识别一个气藏的驱动方式，只有到开发的基本阶段，即采出30-40%原始储量以后，才能比较清楚。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：（8-7）将（8-4）、（8-5）各式代入（8-1）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（8-8）令（8-9）（8-10）（8-11）则（8-8）可写为（8-12）对于定容气藏，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。3、视地质储量法该方法则以气藏的物质平衡通式为理论依据。从（8-1）式中，若令（8-13）（8-14）（8-15）则（8-1）可表示为（8-16）（8-17）对于定容气藏（8-18）图8-5气藏驱动方式实例图8-6视地质储量图示即恒等于原始地质储量G值，把此值记为Ga，称视地质储量。因定容气藏的Ga与Gp之间关系为一条水平线（如图8-6a线），若有水驱作用，则We不断增加，Ga与Gp为曲线（图8-6c4、水侵量计算方法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被含水层所包围，称供水区，对于有供水区的气藏，在用物质平衡方法时要计算气藏的水侵量，并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的几何形状和大小、水层渗透率和孔隙度、油水粘度比、供水区中岩石和水的压缩性等。水侵量计算本身不能依赖于物质平衡方程，必须另外采用水动力学方法或动态数据处理的方法。只有在确定了水侵规律以后，才能用物质平衡方程来解决工程问题。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,现例举其中三种。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，且等于气藏边界初始压力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（8-19）（8-20）式中Pi——为原始气藏边界压力，MPa；P——为某时间t时气水边界处压力（一般用气藏平均压力代替），MPa；Cs——为水侵系数，/（月.MPa）或/（季.MPa）；qe——为水侵速度，/月或/季；t——为时间，月（或季）。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。（8-21）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(8-22)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：（8-23）（8-24）式中Cs——为水侵系数，/天.MPa；a——为时间换算系数，它取决于所选用时间（t）的单位。式（8-23）与（8-24）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。3）非稳态公式当气藏发生水侵的原因主要是由于含水区岩石和流体的弹性膨胀作用时，则水侵为非稳态的。赫斯特—范.埃弗丁（Hurst—vanEverdingen）曾导出了计算水侵量的方法。有适用于供水区呈径向系统、供水区呈线性系统以至球形系统的非稳态公式，为应用方便，作者专作了图版、表格计算公式，本书不准备再列出，参见文[1]。4）实例请允许在这里用英制单位作个算例，因为西方国家仍坚持用他们传统的单位，大家熟悉一下有好处。（1）视地质储量方法算例问题：确定气藏的原始天然气储量G（OGIP）。气藏参数：K=100mD；φ=20%；束缚水饱和度Swc=30%；气层厚度h=50英尺(×0.3045m)；含气面积2000英亩（×4.0469×=）；气藏温度160°F（71.1℃）；水的地层体积系数（Bw）1.06RB/STB（地层桶/地面标准桶，1桶×0.159=）。SCF=标准（14.7磅/，60°F）立方呎，，F-华氏度数（°F），℃若水侵量We=0，则视气储量（Ga）为与Gp的关系图、P/Z与Gp的关系图列于图8-7中。图8-7P/Z与Gp、F/g与Gp的关系图压力、产量和PVT数据如下表所示：表8-3压力、产量和PVT数据表时间(a)压力（Psia）,累积采气量（Gp,106SCF）累积采水量（Wp，103STB）偏差系数Z气体体积系数Bg(RB/)Eg(Bg-Bgi)(RB/)030000.000.00.77800.80940.0000129631628.250.00.77500.81640.0070229443201.130.00.77300.81950.0101329304881.130.00.77200.82240.0130429196547.370.00.77100.82440.0150529108290.961.00.77050.82640.01706290110114.063.00.77000.82840.01907289411916.607.00.76950.82990.02058288713773.8110.00.76900.83140.02209288015692.6715.00.76850.83280.0234注：1psi=6.89kPa；SCF=0.028m3；STB=0.15m表8-4物质平衡计算数据表时间(a)P/Z（Psia）GpBg(106RB)WpBw(106RB)F=GpBg+WpBw（106RB）F/Eg（106SCF)038560.00000.000000.0138231.32920.00001.3292191.33238092.62340.00002.6234259.86337954.01400.00004.0140310.06437865.39750.00005.3975360.42537776.85160.00106.8526403.35637688.37860.00308.3817440.80737619.88930.00719.8965483.248375411.45090.010211.4611522.129374813.06930.015313.0846558.46很显然，有水侵。在压轴曲线上也有反映。将F/Eg与Gp头两个数据点外推到Gp=0处，得气藏的原始气地质储量G为（130—125）SCF（标立方英尺）。所需要的是一个预测We的水层模型，这样G也可由We的最好模型来计算。假设G=134×SCF，从物质平衡方程中来计算出We，计算结果如表：表8-5水侵量计算数据表时间（a）水侵量We（106RB）时间（a）水侵量We（106RB）00.00054.57610.39865.83421.27177.15232.27988.52043.39199.945注：We=GpBg+WPBW-G(Bg-Bgi)=F-GEg（2）Schulthuis模型评价水侵用于视地质储量方法算例相同的数据来确定：确定是否可用Schulthuis水层模型来评价水侵。计算数据列于表8-6表8-6Schulthuis模型计算数据表时间（a）压力（Psia）Δt(d)Δt（时期）平均压力（Psia）（Psia）（Psia.d）030003653000.00.0—129633652981.518.56752.5229443652953.528.010220.0329303652937.016.56022.5429193652924.512.54562.5529103652914.510.03650.0629013652905.59.03285.0728943652897.58.02920.0828873652890.57.02555.0928803652883.57.02555.0若用F/Eg和作图，没有直线关系，则薛尔绍斯的稳态模型就不能用来描述该气藏的水层，见表8-7。最后用vanEverdingenandHurst模型与该气藏动态吻合得很好，这里就不再列出计算结果了，见文[1]。该例由加拿大专家芭芭拉女士提供。表8-7schulthuis模型计算数据表时间（a）（Psia.d）其中(109SCF)0———16752.5972.0191.33216972.51681.2259.86322995.01776.2310.06427557.51840.2360.42531207.51836.9403.35634492.51814.0440.80737412.51826.8483.24839967.51820.8522.12942522.51814.9558.465、水驱气藏储量和水侵量计算新方法探讨水驱气藏储量、水侵量计算和动态分析预测是个难题，这是因为：1）气藏天然水侵问题，在气藏工程计算中具有很多不确定性，主要是缺乏所必须的含水区数据，如孔隙度、渗透率、厚度和流体性质等，往往只是根据气藏数据推断的，含水区的几何形状、大小、面积上的连续性等只能通过生产资料及试算加以判断，其结果往往不是唯一的，而是多解的。2）在利用物质平衡方程求解储量时，水侵量计算问题长期以来一直是个难题，中外学者作了大量研究，其中最为经典的是范·埃弗丁和赫斯特、费得柯维奇（Fetkovich）非稳态水侵量计算模型（文[1]中作了较详细介绍），但是其假设过于理想化，计算也费时、费力，在实际应用中有时变得不切实际。因此人们仍在不断探索，我校的许多教授、研究生和中国石油西南油气公司等都曾有人作了有益探索，详见文献[12]、[14-16]。现介绍其中的一种。一个水驱气藏当受到水驱作用时，在p/z—Gp压降图上表现曲线上翘，如图8-6所示。此时，文[6]作者认为天然气累积采出量可用气体状态方程表示为（8-25）式中——气驱作用下累积产气摩尔数；Vi——原始储气孔隙体积，气驱下V1不变，；V——时的储气孔隙体积，；M2——以下公式中水驱作用下的累积产气摩尔数。（6-25）式为气驱作用下采气量，在水驱作用下累积采出气量为（8-26）时，水侵体积则为（8-27）最后（8-28）——水侵作用下时累计采气量，，它也可在压降图（图8-8）上读出。图8-8压降图求We示意图例2文[6]作者应用图解法求动态水侵量，对四川几个气藏作了计算，其结果见表8-8、8-9。表8-8水驱影响计算表时间p/z(MPa)Gp(104图解气驱产气(104图解水驱产气(104净水侵量(104采水量(104水侵量(1041977.527.225465.15180.5284.61.410.021.431978.125.6214447.014119.8327.21.720.041.771979.223.7029413.224796.84616.426.300.1526.461980.820.9750408.039940.810467.367.401.0268.421981.420.3855579.843241.912337.981.802.9484.711983.119.4963238.548150.115088.4104.5018.14122.70表8-9储量计算结果表气藏历史上计算的储量（108本方法计算的储量（108青1井系统11.12（压降法）11.56孔6井系统17.25（压降法）16.16威83井4.26（物质平衡法）4.22镇2井3.09（压降法）3.05威远震旦系气藏340.00（物质平衡法）326.75文[7]也作了类似的计算，计算的不是累积产气量，而是图解求地层压降差值。该方法简单，从原理上讲是可行的，但在实际使用中请注意：（1）要准确确定水驱作用明显的曲线上翘段开始的时间和强度，也要准确确定水驱作用明显前的具气驱特征的p/z—Gp压降曲线的直线段。水驱特征出现的时间有早有晚、程度有强有弱，不易把握，一旦发现，有时气田开发就已陷于比较被动的局面了。（2）图解求△Gp或△p较粗，要注意。总之,该方法理论上是可行的，望今后实际再加析验。别的方法还可见文[1]、[5]。有关底水锥进的控制与预测也是难题，这里不再叙述了。参见文[1]、[8]。第五节气藏天然气储量的核实一、储量分级天然气和凝析油的储量计算是一项十分重要的工作，它是气田勘探的综合成果，也是气田开发的物质基础，是国家生产计划和长远规划制定、确定建设规模和基建投资的依据，因此，必须算准储量、管好储量。我国的天然气储量分一、二、三级地质储量，还有天然气的可采储量。三级地质储量（预测储量，相当其它矿种的E级）用途：推测的储量，待探明的储量，一般只能作进一步详探的依据。工作情况：经预探已发现了工业性气流（2口以上探井）。资料掌握情况：构造形态、断层及裂缝情况、产气层段、储层物性、含油气性和控制的含气面积及有关储量参数等已有初步了解。储量估算方法：采用地质类比法和容积法估算储量。2、二级地质储量（控制储量，相当其他矿种C-D级）用途：作进一步评价钻探、编制中、长期开发规划的依据。工作情况：经过详探或整体解剖，但尚未进行正规试采。探井、资料井达到详探井设计密度，取得系统的相当数量的分层试气资料、岩芯分析资料和一部分井的试采资料。资料掌握情况：基本搞清了：1）构造形态；2）断裂特征和裂缝分布；3）气水分布；4）流体组成；5）储集层性质；6）产能；7）地层压力和地层温度。计算方法：一般用容积法。相对误差＜±50%。3、一级地质储量（探明储量，又可细分已开发、未开发和基本探明储量，分别相当其他矿种的A、B、C三级）。计算探明储量时，还应分别计算地质储量、可采储量和剩余可采储量。尤其是低渗透气藏，还要根据静、动态资料，划分I、II、III类储层和相应的储量。用途：评价钻探完成或基本完成的储量，在现代技术经济条件下开采可获社会经济效益的可靠储量。它是编制开发方案、投资决策和开发分析的依据。工作和资料情况：查明气藏类型、构造形态、储层厚度、岩性、物性变化、气水界面和含气边界等，储量参数可靠。已开发探明储量指在现代技术经济条件下，通过开发方案的实施，已完成生产井钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。未开发探明储量指已完成评价钻探、并取得可靠的储量参数所计算的储量，是编制开发方案和开发建设的依据，相对误差＜±20%。基本探明储量，对于裂缝性碳酸盐岩、复杂断块和岩性圈闭等气藏，在完成地震详查、精查或三维地震、并在钻完了评价井后，在储量参数基本取全、含气面积基本控制下所计算的储量，它是“滚动勘探开发”依据，相对误差＜±30%。以上内容参见文[9]。俄罗斯天然气储量首先分平衡表内的储量（达到开发的工业标准，在目前条件下有开采价值的储量）和平衡表外的储量（由于受油气藏的规模、油气质量差、气井产量低、开发困难而又复杂的限制，有待将来技术和工艺发展后方能采出的储量）两种。平衡表内、外的储量总称地质储量。用最合理开采方法获得的天然气量称可采储量，它与平衡表内储量比称为采收率。俄罗斯的储量共分四级，若用英文表示相当于A、B、C1和C2，我们的一级储量与A级相当，二级与B级相当，三级与C级相当。算准储量是开发好气田的至关重要的基础，历史的经验教训很多，对提供的勘探储量，不仅要规划数量，还应有质量要求。我国气田地质情况复杂，油气储存、渗流条件差，要充分考虑天然气储量品位的情况，对勘探提供的储量要做过细的工作。开发要早介入，开发与勘探工作者一起，根据地质和开发的静、动态资料，确定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类储层及相应的储量，Ⅳ类是不出气的，在目前技术经济条件下，Ⅲ类是很难动用的。长庆、磨溪、吐哈气田开发方案编制中，都利用了生产测井测产气剖面的资料来确定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层。以前四川在中小型新气田投入开发前都要进行试采，在取得丰富的气田静动态资料基础上计算储量和编制开发方案。编制开发方案应有两个基本条件：（1）储量要达到探明储量级别；（2）气藏进行了试采，取得了必要的开发动态资料。二、储量计算和核实的方法目前，国内外采用的天然气储量计算和核实方法参见第七章。目前主要以容积法和物质平衡法（压降法）计算和核实天然气地质储量，不稳定试井方法有较好的发展，但主要用于计算单井控制储量。在四川裂缝性碳酸盐岩气藏开发中主要用压降法，只是在川东石炭系气藏和磨溪雷—1气藏发现后，才开展了容积法计算天然气储量的研究和应用。容积法的采用有助于对气藏的更广泛、更深入的研究，也有助于采气工艺水平的提高。上述各种方法参见第七章。用物质平衡方法时特别要注意以下几点：1）由于开采初期压降小（尤其是中、低渗透气藏），加上受到测压条件、仪表精度和气井关井时间的限制，储量计算上容易造成较大的误差，储量规范上要求采出程度大于5-10%后才较可靠。（2）作压降图时，使用的p/z值它必须是整个气藏的平均值，有各种方法求取气藏平均压力（参见文[10]），气藏的平均地层压力法有：算术平均、厚度加权平均、面积加权平均、体积加权平均、孔隙体积加权平均、压力平方差及产量加权平均和累积产量加权平均法等，气藏平均的前4种方法对大面积、多井、不均质、储层参数变化大的气藏可靠性差，偏差大，用后4种较为可靠。一般干气气藏z值可用卡兹图表确定，高含硫气藏和凝析气藏要进行校正。在新地区、新领域，最好取样作实验室分析和计算，验证后再用。有时用气紧张，做不到全气藏关井，特别是低渗致密气藏，关井复压的时间非常长，要求到平衡地层压力很困难，建议应用瞬态物质平衡法计算气藏储量，参见文[1、11]，可作些试验。（3）要与地质研究紧密结合，分析多种影响因素。（4）一般压降法储量比容积法储量要小，偏保险一点。根据四川气田开发的经验，高渗透的、均质的或裂缝一孔隙似均质气驱气藏容积法计算的储量、开发早期和开发后期的压降法储量三者基本上是一致的，如相国寺石炭系气藏上述三个储量数据的偏差基本上是一致的，偏差在2-10%范围内。在开发早期，低渗透非均质气藏的压降法储量和容积法储量差值最大可达40%左右，一般早期压降法储量相当于容积法计算的Ⅰ+Ⅱ类储层的储量。（5）根据四川气田开发的经验，在目前技术经济条件下，从采出程度已很高的整装气田中得到的启示是：对低渗透非均质气藏，可采储量的35-50%，只能在漫长的递减期内采出，大约在相对在高渗透区储量的60-70%，其采气速度是人为可调节的，而处在高渗透区的30-40%的储量，低渗透区或Ⅲ类储层中储量的采气速度现在还很难可以人为调节，地层中的渗流格局，目前还难以改变，这就要求开展研究，发展提高低渗气藏采收率的相关技术来解决此问题。第六节气井生产制度（合理配产）分析一、选择气井生产制度和气藏开采速度是气田开发的关键1、历史的经验教训值得注意商品天然气是用管线与用户直接相连的，用户对用气量的季节和昼夜的波动要求供气方有调节手段。用气量的持续扩大，需要不断地投入新气田和延续老气田的递减来辅充的，上产依赖于产能接替的良性循环。历史上四川盆地的气田开发呈现了台阶式发展趋势，20世纪50年代早期产量快速增长，1979-1982年间又被迫大幅回调，“川气出川”不能实现，在全国留下难忘的印象，在产量过分提高、储采比明显失调而被迫适应产量需求的情况下，自1976-1995年间，在川南、川西南两个主要产区，付出了非效益投资、钻低效井862口的沉重代价。“七五”、“八五”（1985-1995）确保产量在低储采比下稳中有升，“九五”（1995-2000）在储量、储采比快速增长的基础上从非协调波浪式发展到良性协调发展的历史转变。后来，在川渝气区稳定增长的18年中，产气量上了三个台阶，即50亿、80亿和90亿立方米，四川以615亿立方米、1485亿立方米和2416亿立方米作保证，剩余可采储量的储采比大致在12、21和35。稳定供气的焦点是储采比，四川经验认为，动用探明地质储量的储采比大致在20：1较为稳妥，探明地质储量储采比10：1时，生产系统抗风险能力过低；15：1时，具有较合理抗风险能力；20：1时，应当适当扩大生产规模。中国石油提出“明确一个关系，建立一个概念，牢记一个系数”符合科学发展观，对气田开发储采比、稳产年限、商品量与销售量比值、高峰日供气能力和气区负荷因子等作了技术政策规定，有利于我国天然气的可持续和快速健康发展的。“一个关系”，储采比是衡量一个国家和地区天然气资源保障程度的重要指标，一般气区，储采比要保持在20以上，主力气区要保持在30以上。储采比在10以下，采气就有风险。“一个概念”，即建立高峰日供气能力概念，产能＞产量＞商品气量，产量/商品气量的合理比例在1.1~1.2左右。“一个系数”，即负荷因子，它指气区产量与生产能力之比，它是影响安全平稳、供气的一个重要参数，其合理范围在0.8~0.9之间，主力气田应为0.8。此外还要认识到有害气体不能大量放空，这给高含硫气田勘探阶段的气井产能测试带来很大困难和不确定性。现在流行的一点法测试方法不是一个完善、可靠的方法，尤其在一个新地区缺乏足够数量的修正等时试井或系统试井数据验证的时候。据中石油成都勘探开发研究院验证罗家寨飞仙关高产井情况说明，对中高产高含硫气井，在生产压差很小时，一点法计算的绝对无阻流量可以成倍地偏大，生产压差愈小，一点法计算的误差也愈大。2、把握气井产能的控制作用四川也有过教训，对气井配产的合理性及产能递减规律还处在“必然王国”的被动阶段时，对气井的定产不能有效控制在合理范围内，由此引发新井接替不足的可能性就很大。值得注意的是：气井投产初期往往具有较大的调节能力，因此就容易产生误导，错误地会把产量过分提高。井网井距和气井配产对整个气藏开发指标有很大影响。川渝石炭系气藏开发20余年的经验表明，合理的气井产量和生产井密度对中低渗透非均质气藏非常重要，它是提高气藏最终采收率、整体开发效益的关键因素。一般合理的井网密度在3/井左右，单井控制储量（5-10）×/井，采气速度在（3-4）%左右。张家场石炭系气藏得益于井网分布较均匀，按15口井生产，平均单井含气面积2.67，单井产量6×104/d，不仅达到90×104/d生产规模，稳定性好，未发生明显水侵，稳产期末采出程度到达50%可采储量。而云和寨石炭系气藏，安排了7口井，平均单井含气面积3.9，开发规模60×104/d，投产13年，总体开发效果差，主要是井网太稀，产量过高，引发了边水突进。开发规模未达到要求，云2井、11井见水时间提前了10年；预计稳产期12年，实际仅6年；预计稳产期采出程度39.14%，实际仅19.5%。气井的合理产能确定要受到绝对无阻流量、气井影响半径范围内的压降储量和有无地层水干扰等三个重要因素控制。3、各类气藏参考采气速度气驱气藏：根据西南地区26个已开发的气藏统计：稳产期采气速度1.8-7.4%，平均4.1%，稳产年限5-14a，平均9a。探明地质储量小于50×，采速4%；（50-100）×采速（2.5-5.0）%；大于100×，采速2.0-3.5%。气驱最终采收率为0.8-0.95。水驱气藏：合理采气速度（2.5-4.0）%，稳产期采出程度（30-60）%；底水气藏，采气速度以2%为宜。裂缝—孔隙非均质气藏采气速度为（3-4.5）%、，稳产年限10年；裂缝—孔隙似均质气藏，采气速度为（5-6）%，稳产年限8-11年；水驱气藏最终采收率为0.45-0.6（边水驱气藏为0.65-0.85；底水驱气藏采收率为0.4-0.8）；裂缝性水驱气藏采收率为（0.3-0.5）。低渗、致密气藏：层状低渗透气藏，采气速度为2.5%，最终采收率为0.5；透镜状低渗透气藏，采气速度为2%，最终采收率为0.3-0.5。块状低渗透气藏，采气速度为（2-4）%，最终采收率为0.7-0.8。美国按22个盆地致密气藏统计，采气速度为2%，最终采收率为0.3。（参见文[13-23]）。二、气井生产制度（合理配产）气井生产制度，又称工艺制度，它指的是：在井底（或井口）或地面装置上控制一定的压力和产量变化条件，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生产制度是定产和定压生产两种。某些气井生产制度可以用数学公式表示，有的则是一些原则，根据它们来限制气井的产量和井底压力。那么，有那些限制气井产量的因素呢？1、自然因素1）产层由非胶结的砂子或胶结很差的砂岩构成时，在不控制产量（或地层压差，或地层压力梯度）时，储层就会遭到破坏，在井周围形成洞穴，产生盖层及上覆岩层的垮塌和破坏，套管被挤坏，轻者可使气井减产，重者迫使气井停产。在这种情况下的气井生产制度可以采取：（1）定压差的生产制度在气井稳定试井时确定这个允许的地层压差，在该值下井底还未遭到破坏，试井过程中还没有岩石颗粒带出。（2）定压力梯度生产制度对于疏松地层，允许地层压差的生产制度并不是最优的，更为合适的是保持在射孔通道面上最大允许压力梯度，因为岩石骨架破坏的与压力梯度成正比。必须指出，该制度的应用受到一定限制，因为确定有关钻井程度和性质的不完善