特低渗气藏非均衡开采动态预测方法的研究.pdf

文章编号 1000 - 26342007 - 11 - 0065 - 03 特低渗气藏非均衡开采动态预测方法的研究 3 李 龙,熊 钰,张烈辉,卜伟梁 西南石油大学石油工程学院,四川成都610500 摘要特低渗透气藏渗流机理和开发特征不同于常规气藏,有很多自身的特点,正确认识评价和合理开发这类气藏是目 前急待解决的问题,对我国特低渗透气藏高效开发具有极其重要的现实意义。针对特低渗气藏开发中面临的实际问题, 建立了特低渗气藏非均衡开采的数学模型,考虑了特低渗气藏的非均质性及存在启动压力和滑脱效应的特点,可用于监 测特低渗气藏区域间的补给流动,解决了特低渗气藏开采中的实际问题。实例应用表明,该方法实用性较强。 关键词气藏;特低渗;非均衡开采;数学模型;动态预测 中图分类号 TE348 文献标识码 A 引 言 特低渗气藏的特点是地层平均渗透率低于0. 1 10 - 3μ m 2 ,孔隙度小于6 ,平均产能低,开采需 要的生产压差大,有裂缝,存在局部高渗区域,气藏 非均质性强,开采时,不同区域的压降和采气速度差 异大。为了描述气藏开采的非均衡程度,定义非均 衡开采系数如下。 设一区的日产量qt1,储量为G1则该区单位储量 所拥有的产量为qt1/G1,称之为该区的单储产量,同 理qt2/G2称为二区的单储产量。 将两区的非均衡开 采系数NB定义为两区单储产量之比,用下式表示 NB qt1 G1 / qt2 G2 qt1 G1 ≥ qt2 G2 1 NB qt2 G2 / qt1 G1 qt1 G1 ≤ qt2 G2 2 它是大于等于1的无因次数, NB越大,则两区 之间开采的不均衡程度也越大, NB为1时表示均衡 开采方式。 1989年,T . L.Hower和R. E.Collins [1, 2 ] 提出 了气藏的分区物质平衡法,研究了将封闭气藏划分 为两区、 三区的情形,但还未涉及将气藏分为任意区 的情况。 国内在1993年至1999年,高承泰、 杨玲等 人 [3-5] 研究讨论了将封闭气藏分为两区和三区的情 形,在2005年,高承泰等人 [6] 对气藏有边水的情形 也作了一定的研究,但还没有针对特低渗气藏的模 型。 本文建立的模型可以描述特低渗气藏的开采动 态,解决了上述问题。 1 模型的建立 设每个分区满足 1气藏的储层物性 S w, Cp等和流体物性 C w,PVT参数等是均匀分布的; 2相同时间内气藏各点的地层压力都处于平 衡状态,即各点处的折算压力相等; 3整个开发过程中,气藏保持热动力学平衡, 即地层温度保持不变; 4不考虑气藏内毛管力和重力的影响。 对于定容封闭气藏,根据气藏的区域非均质性, 将气藏分成n个相互联系的相对均质的区块,应用 物质平衡原理有 pj Zj pi Zi 1- Gpj- Gcj Gj j 1,2,⋯ , n 3 式中 Gcj其余区对第j区的总补给气量,10 8 m 3 当 Gcj0时,表示其余区向第j区供给天然气;当Gcj 0时,表示第j区向其余区供给天然气 ; Gpj第j区的累计产气量,10 8 m 3 ; Gj第j区的原始地质储量,10 8 m 3 ; pi第j区的原始地层压力,MPa; 第29卷 西 南 石 油 大 学 学 报 Vol . 29 2007年 11月 Journal of Southwest Petroleum University Nov 2007 3收稿日期 2007 - 09 - 30 作者简介李 龙1984 - ,男汉族 , 四川南充人,石油工程2003级本科生。 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. Zi第j区天然气的原始偏差系数,无量纲。 假设天然气的流动为平面径向流,考虑启动压 力和滑脱效应,则根据渗流力学基本原理可得到产 能方程 p - λE r - r w 2 2 - pwλ E r - rw 2 2 AqscB q 2 sc 4 λEλ B -λC5 式中 λE有效启动压力梯度,MPa/m; λ B启动压力梯度,MPa/m; λC滑脱效应项,MPa/m; r径向渗流半径,m; rw井半径,m; B描述孔隙介质紊流影响的系数,称为速度 系数,m - 1。 A μgZTpscln re rw πkhTsc B μ gZBM 2RT Tpsc πhTsc 2 re- rw rwre 则每个分区的平均产能方程为 p′ e 2 - p′ w 2 Aq Bq 2 6 式中 a ∑ n k 1 p ′ ek 2 - p′ wk 2 p′ e 2 - p′ w 2 ; A ∑ n k 1 Akqsck aq B ∑ n k 1 Bkq 2 sck aq 2 p′ e 1 n ∑ n k 1 pek p′ w 1 n ∑ n k 1 pwk q 1 n ∑ n k 1 qsck 则第j区总产量方程为 qt Nq7 式中, N第j区的总井数。 第j区累计总产量为 Gpj ∫ t 0 qtdt8 图1 两区补给流动示意图 两区补给流动示意图如图1所示,两区的补给 方程为 qct p2 2 2bp2- p1 ] - [p1 2 λx p2 p12b ] 2pscTμZ ZscTsckghL 9 式中 p11区的平均地层压力,MPa; p22区的平均地层压力,MPa; b气体滑脱因子,MPa; λ启动压力梯度,MPa/m; x补给流动距离,m。 则第2区向第1区的累计补给量 Gcj ∫ t 0 qctdt10 从而可得到非均衡开采数学模型的方程组 pj Zj pi Zi 1- Gpj- Gcj Gj p′ e 2 - p′ w 2 Aq Bq 2 qct [p2 2 2bp2- p1 ] - [p1 2 λx p2 p12b ] 2pscTμZ ZscTsckghL 11 可以通过拟合生产动态数据的方法同时求取特低渗气藏气井的分区压降动态和区间的累计补给量。 66西南石油大学学报 2007年 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. 2 求解方法 求解步骤如下 第一步先设定分区间的非均衡开采系数NB, 然后由最小井口压力确定最小井底压力; 第二步用平均产能方程4计算稳产期的稳 产时间以及相应的各分区的平均地层压力pj; 第三步用定井底压力的方法计算气藏递减期 的产量变化曲线及地层压力变化曲线; 第四步用物质平衡方程,结合补给方程,用迭 代的方法计算补给量。 3 实例计算 设某定容气藏的数据如下面积A 72 km 2 ,储 量G 40.510 8 m 3 ,原始地层压力pi30.85 MPa,地层温度T 358.93 K,天然气相对密度为 0.614,生产井数n 9,井径rw0.1m,最底井底压 力pwL3MPa,年平均生产时间330 d。 单井平均产 气方程为 p 2 i - p 2 w 27.92q 1.99q 2 生产井先分别以固定产量5.410 4 m 3 /d和3.4 10 4 m 3 /d进行生产,当井底压力降至3MPa时稳产 期结束,此后pw不变,产量开始下降,当产量降至经 济极限产量110 4 m 3 /d时开采结束。 设储层的单 储系数相同,则面积与其储量成正比。 由以上数据得 单井控制面积A 8 km 2 ,储量G 4.510 8 m 3 ,补 给区外边界半径r21 596 m,生产区半径r1 1 129 m。 通过综合研究,依据kh 20.010 - 3μm2 的等值线划出3个产量较高区块,现在用具有补给 的分区物质平衡法预测生产动态和指标。 应用本文介绍数学模型进行生产动态预测,得 到两区的产量变化曲线和补给量变化曲线如图2、 图3所示。 图2 两区的产量变化动态 图3 两区的补给量变化情况 4 结 论 1由于区域间补给流动的存在, 1, 2两区的 生产动态明显不同,高产区 1 区比低产区 2 区 的稳产时间更长,产量更大,高产区 1 区在生产后 期有一个相对稳定的生产时期。 2在非均衡开采过程中,高产区 1 区比低 产区 2 区的地层压力下降得更低,这为区域间的 补给流动提供了动力。 3对于给定的补给系数,补给量随时间变化 规律是先随生产时间的增长而急骤上升,达到最大 值后再缓慢下降。 注本文受西南石油大学石油工程学院本科生创新基金 资助。 参考文献 [1] Hower T L, Collins R E. Detecting compart mentalization in gas reservoir through production perance[C]. SPE 19790, 1989. [2] LordM E,Collins R E . Detecting compart mented gas reser2 voir through production perfor mance[C]. SPE 22941,1991. [3] 高承泰.具有补给区的物质平衡法及其对定容气藏的 应用[J ].石油勘探与开发, 1993, 205 53 - 61. [4] 高承泰,张敏渝,杨玲.定容气藏非均衡开采研究[J ]. 石油学报, 1997, 181 70 - 76. [5] 杨玲,高承泰,高炜欣.非均衡开采在陕甘宁盆地中部 气田的应用[J ].西安石油学院学报自然科学版 , 1999, 142 13 - 15. [6] 高承泰,卢涛,高炜欣,等.分区物质平衡法在边水气 藏动态预测与优化布井中的应用.石油勘探与开发. 2006, 331 103 - 106. 编辑朱和平 助理编辑聂仁仕 762007 - 11 李 龙等 特低渗气藏非均衡开采动态预测方法的研究 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. COM PARATIVE EXPERIM ENTS OF ATI ON DAMAGE OF HORIZONTAL W ELLS IN PORE AND FRACTURED RESERVO IRS YANG Yu2gui State KeyLaboratory ofOil and GasReservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum Uni2 versity , Chengdu Sichuan 610500 , China KANG Yi2li, YOU Li2jun, et al .JOURNAL OF SOUTHW EST PE2 TROLEUM UN IVERSITY, VOL.29,2007 - 11,61 - 64 ISSN1000 - 2634, IN CHIN ESE Abstract Compared with verticalwells, for mation damage in horizontalwells seems to bemore unique. The exper2 imental research on for mation damage caused by drilling and completion fluids of horizontalwells in porosity reser2 voirs is conducted.This paper is based on fractured tight sandstone reservoir in western Sichuan, and four groups 12 cores uation experiment is carried on by theMulti2Function Composition Damage Assessment Instrument MFC2I.The experi mentmeasures the parameters of filter cake properties and flow back with considering frac 2 tured cores and block coreswith different permeability levels in three directions of top2bottom2side in each group. The results suggest that the cumulative filter, filtration rate and invasion depth are bigger in the bottom direction than that of side and top, while the recovery rate has an opposite characters .To the block cores and fractured cores, the recovery rate has a tendency of increasing firstly and then decreasing slowly, and the values are impacted by the matching relationship bet ween solid particle size distribution in well drilling and completion fluids and rock pore or fracture size. Compared with block samples, the anisotropic damage in fractured samples ismore serious . Key words horizontalwells; well drilling and completion fluids; for mation damage; anisotropy; filtrate PRODUCTI ON PERANCE PRED I CTI ON OF UNBALANCE RECOVERY FOR EXTRA LOW PERM EABI L ITY GAS RESERVO IR L ILong State KeyLaboratory ofOil and GasReservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu Sichuan 610500 , China XI ONG Yu, ZHANG Lie2hui, et al .JOURNAL OF SOUTHW EST PETROLE2 UM UN IVERSITY, VOL.29,2007 - 11,65 - 67 ISSN1000 - 2634, IN CHIN ESE Abstract The low or extra low permeability gas reservoirs take up the considerable proportion, they can supply a large amount of resources .The mechanis m of flow through porous media and development characteristics in low2 permeability gas reservoir are different from the normal gas reservoirs, knowing and uating exactly and develo2 ping reasonably the low2permeability gas reservoir are the key problem that should be solved urgently .It has the most important practicalmeaning to efficiently develop the low2permeability gas reservoirs in our country .In this paper, themathematicalmodelof unbalance recovery to extra low per meability gas reservoirs is studied for the prac2 tical problems that occur during the development of extra low permeability gas reservoirs, which are accomplished on the basis of predecessors’work.The main research results are gotten as follows, the mathematicalmodel of un2 balance recovery to extra low permeability gas reservoirs is established by usingmaterial balance; the suppl2 ying flow bet ween regions in the extra low permeability gas reservoir is described and quantified with the mathemati2 calmodel established. Key words gas reservoir; extra low permeability; unbalance recovery; mathematical model; production per2 ance prediction INFLUENCE FACTORS OF GAS INJECTI ON IN RESERVO IR WANG Juan Southwest Petroleum University, Chengdu Sichuan 610500, China , GUO Ping, ZHANGMao2lin, et 7 Journal of Southwest Petroleum University 2007 - 11 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved.