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52天然气与石油
52
NATURAL GAS AND OIL
2012年4月
非常规天然气产量递减分析新方法及其应用
蒋 佩 1 王 怒 涛 1 姚 锋 盛 1 奎 明 清2 邓 成 刚 2
1.西南石油大学,四川 成都 610500
2.青海油田天然气开发公司开发地质研究所,青海 格尔木 816000
摘要:
对以裂缝流动为主的低渗、超低渗致密气井或页岩气井,传统的递减方法,如Arps 产量递减及 其变形,不再适用。这些井的大多数产量数据呈现出裂缝流动为主的流态,即使生产几年后也很难 达到晚期流动状态。如果没有拟径向流和边界控制流动存在的话,不论是岩石基质渗透率或泄油面 积都很难确定。这表明,与裂缝贡献相比,基质贡献微不足道,且预期最终采收率(EUR) 不能建立在 泄油面积的传统概念基础上。介绍了一种对低渗、超低渗气井或页岩气井适用的产量递减方式,用 以估算以裂缝流动为主、基质贡献可忽略井的预期最终采收率,以低渗、超低渗致密气井的例子来 验证这种新的递减模型。所有显示预测了直线的趋势,其斜率和截距与裂缝流态类型有关。证实此 方法能得到可靠的预期最终采收率,用来代替非常规气藏传统的递减方法,分析资源远景带的产量 预测和储量估计。
关键词:
非常规气藏;裂缝流动;产量递减
文献标识码:A
文章编号:1006-5539(2012)02-0052-04
0 前言
对于低渗、超低渗致密气藏或页岩气,其产量和 储量的准确预测和估计十分重要。 Mattar 等讨论了页 岩气藏产量分析和预测的不同技术[1,如果有足够的 产量数据可用,递减曲线分析常使用的方法是 Arps 双曲产量递减12],而一般不用 Fetkovich 典型曲线3。 但这些井的大多数产量数据呈现出裂缝流动为主的 流态,即使生产几年后也很难达到晚期流动状态,难 以确定基质渗透率、泄油面积等4。而目前合理的模拟 模型仍采用常规技术[5],模拟模型中的一些假设与现 场观测的数据不一致,如压力初始化和径向(或椭圆 形)不稳定流6。本文介绍了一种基于致密气藏和页 岩气井的长期线性流动经验导出的递减模型。根据
该模型,研究了一种非常规气藏产量分析和预测的 新方法。
1 模型介绍
早在1976年,人们在多口致密或页岩气井中就观 察到了长期线性流7。 一些作者指出线性流存在于任 何类型的裂缝中,不论它们是有限导流或无限导流[8], 单一还是多个阶段9],水力或天然裂缝[10],这些模型间 的不同之处是不稳定线性流的长度。
如果裂缝流态(线性或双线性)被延长至一 口井 的整个生产期,那么气体流量q 将会是:
q=qd1 (1)
线性流时n=1/2, 双线性流时n=1/4,q:是第一天
收稿日期:
2012-01-13
作者简介:
蒋 佩(1989-),女,四川南充人,硕士研究生,从事油气藏工程研究。
可以得出:学兔兔 www.xue t ut
可以得出:
的流量。
累积产气量将是:
(2)
(3)
对定井底流压下的裂缝流动,产量、累积产量与 时间的双对数曲线是一条与裂缝类型无关、斜率为1 的直线。
在实际油田条件下得到的现场数据可能会违背 式(3)的一些理想假设,用实际生产数据形成的曲线 为一条具有负斜率-m 和截距 a 的双对数曲线:
(4)
可推导出:
(5)
91
第30卷 第2期
OIL AND GAS FIELD DEVELOPMENT 油气田开发 53
组、研究区域或给定a 和m 的远景带,可确定储量评 价。93m是首选,因为它使井的生产动态时间更长,更 可靠。
2 单井分析
2.1 数据检查和校正
绘制生产历史数据,如流动井口压力,产气量和 产水量。根据观察的平均流量和高井口压力,最初在 地面进行控制。根据平均生产压力对这些数据进行校 正。如果凝析气比高,湿气量应该校正为等价干气量。 2.2 a 和 m 的确定
绘制q/Gp 与 t 的双对数曲线图来确定这些值。检 查数据确定应该用哪部分来得到井的有代表性的参 数a 和m 。R2 值常被用来确定最合适的数据,建议R2 值超过0.95。
2.3 产量预测
确定qi 。为了得到 qi, 要求绘制出气体流量与 t(a,m) 的关系。
(6)
不同远景带得到的 a 和 m 是相关的,可用这种关 系将a 转换成m。
当m>1 时 ,q/q?—t 的标准曲线有最大流量qmm。 由流量导数 dq/dt 趋于0可得到最大流量:
(7)
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