Blasingame气井变产量拟稳态压降方程存在的问题及其推导与应用

稳定产量的压降曲线拟稳态法,又称为弹性二相法,可用于评价断块、岩性和裂缝系统等封闭气藏的原始地质储量,因此受到广泛的重视和应用。尤其是Blasingame提出的气井变产量拟稳态方程,受到国内外业内人士的普遍重视。本文基于达西基础单位,对变产量的拟稳态方程进行了推导和单位变换,表明了Blasingame变产量拟稳态方程存在的问题。对于低渗气藏来说,在进行井底压降曲线测试时,气井的产量难以保持稳定,而会随时间缓慢下降,因此形成了井底流压和产量同时下降的状态。对此,本文提出了双变函数的概念,并表示为J(t)=Δp(t)/qg(t)。基于双变函数提出了确定气井控制原始地质储量(OGIP)、有效渗透率和递减率的解析法和典型曲线拟合法。通过实例应用表明,两种方法评价的OGIP、有效渗透率和递减率基本一致。但解析法简单、实用、可靠,而典型曲线拟合法较为繁琐,并存在人为拟合影响的多解性。

现代产量递减分析Blasingame图版制作之纠错

以Blasingame方法为代表的现代产量递减分析技术是近年来油气藏工程研究的热点之一。目前国内大多数产量递减分析文献都采用Blasingame方法制作典型曲线图版并据此分析相关参数的敏感性,但很容易出现两类问题:要么在生成典型曲线图版时出现错误.要么建立了某一储层类型的Fetkovich递减分析曲线.未进一步建立Blasingame曲线,从而失去了应用价值。为此,以圆形有界均质储层为例,剖析了产生上述问题的原因;以无越流双层储层为例,明确了B1asingame方法曲线图版制作的流程;给出了圆形有界均质、双重孔隙介质、三重孔隙介质储层现代产量递减分析无因次产量的拉氏空间解及典型曲线图版。研究结果表明:在进入边界控制流阶段之后,不管储层类型如何,Blasingame图版的无因次产量曲线(q_(Dd))都是一条斜率为"-1"的调和递减曲线,无因次产量积分曲线(q_(Ddi))、无因次产量积分导数曲线(q_(Ddid))逐渐汇集在一起;只有该图版才可用于变压力、变产量以及PVT变化的生产数据分析。

考虑应力敏感影响的改进Blasingame产量递减分析方法

Blasingame产量递减分析方法,可用于分析变井底压力和变产量条件下的产量递减问题,但Blasingame方法并没有考虑储层应力敏感的影响。本文基于低渗透应力敏感储层渗流特征,建立考虑储层应力敏感影响的定产生产模型,并采用不等距差分的数值方法进行求解,并在计算过程中将定产生产条件转化为内边界条件、显示处理应力敏感对储层渗透率的影响;基于Blasingame方法的无因次变化量,制作应力敏感储层的产量递减曲线图版,并分析了不同条件下的产量变化规律。研究表明,考虑应力敏感的改进Blasingame产量递减曲线,在边界控制流阶段曲线的形态变化互相平行,而随着无因次距离的增加,曲线向下移动;随着应力敏感系数的增加,改进Blasingame产量递减曲线向下移动。实际应用表明,应用改进的Blasingame分析方法,解释结果更符合低渗透、应力敏感储层的开发实际状况。

复合气藏Blasingame产量递减曲线分析方法研究与应用

国内外发现的复合气藏已有很多,然而对复合气藏产量递减分析方法的研究还很少,因此开展复合气藏产量递减分析方法研究对复合气藏开发具有重要的现实意义。利用物质平衡时间改变了复合气藏Fetkovich产量递减曲线的表现形式,建立了圆形封闭复合气藏定压生产数学模型,利用Laplace变换方法 ,求出了井壁压力的拉氏空间解和产量的解析解,通过设立新的无量纲量,形成了复合气藏Blasingame产量递减曲线分析方法。理论分析表明,该方法能够改进复合气藏Fetkovich分析方法恒定工作制度的苛刻限制,扩大了应用范围,且曲线具有较好的光滑性,分辨率高,有利于现场应用。以某气井为例进行曲线拟合实例分析,结果表明该分析方法具有较高的准确性,可为评价气藏性质及制定开发方案提供可靠依据。

致密油藏压裂水平井Blasingame曲线分析

致密油藏渗透率较低,需要应用水平井大规模压裂的方法才能进行有效开发,压裂后形成的基质与裂缝为2种渗流规律差异性较大的介质,需要新的产量分析模型才能适应致密油藏压裂水平井开发动态分析的需求。在对致密油藏基质与裂缝2种介质不同渗流规律研究的基础上,建立水平井多段压裂双重介质耦合产量模型,并应用有限体积法在非结构混合网格的基础上进行模型求解,同时,制作典型致密油藏压裂水平井Blasingame曲线,并对该曲线特征进行分析,将压裂水平井开发生产阶段划分成裂缝线性流、过渡流和边界控制流3个阶段;基质启动压力梯度、裂缝条数、裂缝间距和裂缝长度对Blasingame曲线有着重要的影响,该曲线在后期的边界控制流阶段随着启动压力梯度的增加而线性地平行下移,在中、前期随着裂缝条数的增加而向上分散,在中期过渡流阶段随着裂缝间距与裂缝长度的增加而向上突出,但裂缝间距对曲线的影响更显著。

考虑蒸汽热损失的稠油热采Blasingame产量递减曲线

以往Blasingame产量递减典型曲线都未考虑热损失对曲线的影响,而在稠油热采过程中蒸汽热损失难以避免,忽略蒸汽热损失明显不符合实际情况。针对稠油热采,建立考虑蒸汽热损失的产量递减分析理论模型。利用拉普拉斯变换、特征函数等现代数学方法对模型进行求解,得到拉普拉斯空间中的井底压力表达式,然后求得定井底压力条件下的产量变化解式。利用数值反演,绘制了考虑热损失的定压生产不稳定流动产量曲线和Blasingame产量递减典型曲线。通过分析蒸汽冷凝系数对不稳定流动产量曲线和Blasingame产量递减典型曲线的影响发现,蒸汽热损失对稠油产量影响很大,蒸汽热损失越大,产量越小,在实际生产过程中不能忽略蒸汽热损失的影响,否则会产生较大的误差。热油带半径、流度比以及储容比对Blasingame产量递减曲线早期阶段也会产生较大的影响,Blasingame产量递减曲线随各参数的变化而变化。

现代产量递减分析在凝析气田动态分析中的应用

现代产量递减分析方法综合考虑流动压力和产量之间关系,通过特征曲线等分析求取地层相关参数并计算单井动态储量,取代了试井的部分功能。在对生产数据进行分析、处理后,采用现代产量递减方法对各单井的生产情况进行动态分析,提出了分析中可能会遇到的几种问题,计算了表皮系数、渗透率及动储量等参数,为井后期开发及井网调整部署提供了依据。经分析,目前吉拉克凝析气田由于边底水上升快,单井控制总储量明显小于气田地质储量,在分析基础上结合地质分析及数值模拟研究成果新钻3口水平井,随着井网逐渐加密,井储量控制程度明显增大。

三重介质气藏单井生产动态分析模型研究

针对缝洞型碳酸盐岩气藏生产问题,建立了考虑表皮系数的三重介质气藏单井产量递减数学模型,运用Stefest数值反演绘制了Blasingame产量递减特征曲线,并对产量递减曲线形态及影响因素进行了分析。结果表明:产量递减特征曲线分为6个阶段;产量曲线出现2个相对平缓递减段;产量积分的导数曲线出现2个类似三重介质气藏试井曲线特征的凹子,凹子出现的早晚受窜流系数影响,凹子的深浅受储容比影响;产量递减晚期,无因次递减产量积分与积分的导数曲线晚期为一条斜率为-1的直线,表现为调和递减。该研究结果比压力恢复试井更具优越性,可为缝洞型碳酸盐岩气藏的开发提供指导。

硫沉积气藏产量递减模型研究

以往对高含硫气藏开发技术研究所需录取的资料在实际操作过程中难以得到。因此,针对井筒附近发生硫沉积的高含硫气藏,建立了硫沉积复合气藏产量递减数学模型,运用Stefest数值反演绘制了Blasingame产量递减曲线,并分析了硫沉积对气井产量递减规律的影响。结果表明:产量递减中期,硫沉积区含硫饱和度越高,无因次递减产量积分"导数"曲线下凹越深,当含硫饱和度增大到0.5时,积分"导数"曲线下凹至最深,积分"导数"达最小值;硫沉积半径越小,无因次递减产量平缓段出现的时间越早;产量递减后期,无因次递减产量积分与积分"导数"曲线晚期为一条斜率为-1的直线,表现为调和递减。该方法比压力恢复试井法更具优越性,可为高含硫气藏的开发提供指导。

基于流动物质平衡的火山岩气藏产能分析方法

火山岩气藏非均质性强、渗透性差异大、气水分布复杂,开采过程中表现出产能分布复杂、井控储量差异大等特征,因此,采用常规气藏递减分析方法(指数、双曲、调和)难以对气藏的动态进行分析。以火山岩气藏储集层特征为基础,采用单井为研究对象,提出基于流动物质平衡的火山岩气藏单井动态分析方法,并引入Blasingame分析曲线来识别气井的流动阶段特征段,提高参数估算的可靠性。用该方法得到气井的地层渗透率、地层损害表皮系数以及动态储量等关键参数,对指导气藏开发具有重要意义。

缝洞型碳酸盐岩油藏大尺度试井新方法

试井技术是认识油气藏、评价油气藏动态、完井效率以及措施效果的重要手段。塔河缝洞型碳酸盐岩油藏储集体特征形态各异,存在大型溶洞、裂缝和溶蚀孔洞,常规试井分析采用三重介质模型。针对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏开发过程中生产井压恢曲线较少的问题,根据试井思想,利用Blasingame生产数据分析法提出了基于"生产曲线"的缝洞型油藏时间大尺度试井分析方法。

双渗油藏产量递减分析模型及应用研究

针对层状油气藏生产问题,建立了考虑表皮系数的双渗油藏单井产量递减数学模型,并对其进行了求解,运用Stefest数值反演方法绘制了Blasingame产量递减特征曲线,最后对产量递减曲线形态及影响因素进行了分析。结果表明,其产量递减曲线介于均质油藏与双重介质油藏之间,且产量递减特征曲线分为4个阶段;产量曲线出现相对平缓的递减段;产量积分导数曲线出现类似双重介质油藏试井曲线特征的凹子,凹子出现早晚受窜流系数影响,深浅受储容比影响;产量递减晚期,无因次递减产量积分与积分导数曲线晚期为一条斜率为-1的直线,表现为调和递减。最后用实例验证了该方法的正确性。

双孔双渗油藏压裂井产量递减分析研究

针对层状油气藏生产问题,建立并求解了考虑裂缝表皮系数的双孔双渗油藏压裂井产量递减数学模型,运用Stefest数值反演绘制了Blasingame产量递减特征曲线,最后对产量递减典型曲线特征及参数敏感性进行了分析。研究表明,双孔双渗油藏与双重介质油藏有限导流垂直裂缝井产量递减典型曲线形态具有相似性,但在窜流过渡段,双孔双渗油藏的曲线形态不仅受储容比ω、窜流系数λ影响,还受地层系数比χ影响。并且储容比ω、窜流系数λ及地层系数比χ大小也影响在产量递减典型曲线上能否反映出压裂井特征。最后用实例验证了该方法的正确性。

致密低渗气藏气井动态分析方法

针对致密低渗气藏不稳定流动期较长的问题,提出基于不稳定流动理论的渗流模型描述气井的地层流动,并结合Duhamel原理求解变流量问题,建立了基于生产过程模拟的动态分析方法,可直接利用井口压力和产量进行单井动态分析。针对压力动态拟合中的参数多解性问题,引入Blasingame分析曲线,展现不稳定流动和拟稳态流动特征,提高了参数估算的可靠性。

A气田泉三段单井动态储量计算与评价

A气田地质条件复杂、储层物性较差、单井产量低,并且产量下降快,稳产期较短,开采速度和采收率都比较低,经济效益较差,这类气藏国内外尚未形成一套完整成熟的开发技术。针对这些情况,根据气井生产动态特征,建立了:A气田单井分类标准,综合运用气藏工程方法分析了各类气井的动态特征和递减规律,通过压降法、产量递减法和累计产量法对气井动态可采储量进行了准确评价,合理配产以提高可采储量,后期间歇生产以动用外围低渗透储量的单井管理方法,以期为类似于A气田的低渗透强非均质性气藏的高效合理开发提供理论基础和技术支持。计算储量的方法有很多,笔者对气井单井动态储量计算方法做了深入研究,找到适合A气田气藏泉三段的单井动态储量计算。

边底水油藏水体及储层参数定量评价

对于有强边底水能量的油藏来说,油水关系复杂,一般情况下不具有统一油水界面,边底水的窜进将严重影响油井的产能以及生产的稳定性。油井开发初期,通过有限的钻井等资料全面认识油藏有一定的困难,而准确获得该类油藏的储层参数、水体体积、水侵指数及水侵量是合理开发此类油藏的关键。基于Blasingame现代产能递减分析方法,利用拟稳态水侵模型,推导油藏拟稳态水侵情况下储层参数评价方法,用于计算水侵量、水体体积、水侵指数、动态储量以及各储层参数。该方法首先将油井生产阶段划分为未水侵期、水侵初期及水侵中后期,然后通过未水侵期油井生产动态数据拟合Blasingame典型曲线进行动态储量、储层参数等评价,通过水侵初期油井生产动态数据拟合进行水体体积、水侵量和水侵指数的定量评价。对比数值模拟概念模型生产动态数据和运用所建方法拟合求解结果可知,动态储量误差为-3.31%,渗透率误差为2.60%,水体体积误差为-2.5%,新建方法拟合结果误差在可以接受的范围内,不会对开发方式的制定造成严重影响。

利用生产资料分析水平井流动阶段

利用水平井生产资料进行产量递减分析,根据Fetkovich分析方法判断流动是否进入边界流或不稳定流状态;利用Blasingame分析方法,可以判断流动段的形式。采用如上两种分析方法,通过Yp1井生产数据分析,将其流动分为线性流阶段、径向流阶段、边界控制流阶段和封闭边界阶段,当流动到达封闭边界流时,可利用解释边界数据进行储量计算。

产量不稳定分析在元坝气田的应用

元坝气田长兴组生物礁气藏为超深、高含硫、底水气藏,且处于稳产初期。动态监测表明气藏开发水侵风险较大,给气藏动态分析工作带了极大的挑战。结合元坝气田实际地质特征及生产现状,充分利用日常产量和压力数据,开展产量不稳定分析方法(Agarwal-Gardner、Blasingame、NPI等)应用分析。结果表明:可应用产量不稳定分析方法开展元坝长兴组气藏储层动态参数、气井动态产能、动态储量以及水侵识别等分析工作,所获得的结果可靠性高,有助于深化认识气藏的储层地质特征,解决生产中的难题,从而进一步指导气藏动态分析研究。

形状因子及复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解的计算方法

寻求一种实用、有效的油气藏形状位置因子(以下简称形状因子)计算方法,对于准确获取复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解及产能指数具有重要的意义。为此,针对不同形状封闭边界油气藏中的直井,根据试井分析曲线——压力及压力导数曲线之间的关系,重新计算形状因子,并且与Dietz形状因子进行对比;在此基础上,推导出复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解并进行验证,进而绘制了Blasingame递减曲线典型图版。研究结果表明:①通过计算不同形状封闭边界直井拟稳态流动阶段无因次井底压力及压力导数,求得两者的差值,则可以反求形状因子,并且采用该方法计算的形状因子与Dietz形状因子结果非常接近,验证了该方法的准确性;②通过求取复杂结构井拟稳态流动阶段无因次井底压力及压力导数之差,可以求得复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解系数(b_(Dpss)),进而可以获得任意复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解;③基于新方法计算的大斜度井拟表皮因子与Ozkan等的计算结果相对误差在1%以内,验证了新方法的准确性;④对于矩形封闭边界油气藏中的常规直井,拟稳态流动阶段Blasingame递减曲线的无因次产量曲线斜率为-1,并且长宽比越大,晚期线性流特征越明显;⑤对于矩形封闭边界油气藏中压裂直井,在外边界长度一定的情况下,若长宽比越大,单井控制面积则越小,b_(Dpss)越大,晚期线性流特征越明显,Blasingame递减曲线在非稳态流动阶段所处的位置越高,而在单井控制面积相同的情况下,若无因次裂缝导流能力越大,b_(Dpss)则越小,Blasingame递减曲线在非稳态流动阶段所处的位置越高。结论认为,采用该新方法可以快速、准确地获取任意复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解,为复杂结构井Blasingame递减曲线典型图版的绘制提供了便捷有效的方法。

不同气井生产动态分析方法对比分析研究

气井生产动态特征分析是气田开发过程中重要的基础工作。长期以来,动态分析方法在油气田产量预测、可采储量计算、地层参数的确定中得到广泛应用。为此,在调研大量国内外文献的基础上,系统介绍了传统的Arps、Fetkovich方法和现代的Blasingame曲线、Agarwal-Gardner(A-G)、规整化压力积分(NPI)方法的基本原理及适用条件,进一步对比了不同气井生产动态分析方法的优缺点。把握不同动态分析方法的原理及其优缺点,为气藏工作者选择合适的动态分析方法提供了依据。