气藏工程作业.doc

气藏工程作业题
第一章
1、综述国内外天然气资源现状与发展趋势。
答：一、世界天然气现状:
1、世界天然气资源丰富：据美国地质调查局1994年预测,世界天然气总量大致为立方米；且主要分布在中东、前苏联、美洲.
2、剩余天然气可采储量年年上升：1996--2002年世界天然气剩余可采储量增长率为1。96%；2000年之后,增长率达到3.05％.到2006年为止天然气剩余储量为立方米.
3、世界天然气产量快速增长:2000年以来；世界天然气产量年均增长率为3。12％；2006年世界天然气产量达到立方米，为2000年产量的1.19倍。
4、世界天然气贸易趋于全球化：国际天然气贸易持续强劲增长，2006年世界天然气贸易量达到立方米；增幅3。07%.
二、中国天然气现状:
1、常规天然气资源相对丰富：据初步估算,全国天然气储量已达到立方米,其中可采储量为立方米,与第二轮天然气资源评价相比，增加了立方米。
2、非常规天然气资源潜力大，开采前景乐观:（1）、煤层气资源潜力大,我国煤层气资源丰富,占世界总煤层气资源的10％；（2）、中国水溶气等非常规气开采前景乐观：中国有大量含油盆地，存在着大量的地层水,其中蕴含着丰富的水溶气资源。
三、国内外天然气资源开发趋势:
1、天然气将成为21世纪世界能源的支柱：目前煤炭、石油的消费比重在不断下降，而天然气的消费比重在快速增长，鉴于石油价格居高不下，天然气的使用量将不断增大。
2、国内天然气资源发展空间巨大：目前我国剩余天然气可采储量为：立方米，天然气年产量为立方米，此外，煤层气等非常规气资源也有一定发展空间。
3、天然气贸易世界贸易的重要组成部分：国内外天然气的需求量逐渐上升，天然气贸易量也在不断增加。
2、气田开发和油田开发有何共同点和差异性.
答：一、气田开发和油田开发的共同点:（1）、埋藏的隐蔽性、模糊性;(2）、地层的非均质性、各向异性、非连续性和非有序性;(3）、油气田开发的风险性;（4）、流体渗流的复杂性。（5)、气藏开发过程的系统性.
二、气藏开发和油藏开发的差异性：（1)、天然气即是开采对象，又是驱动能量;(2)、生气原因的广泛性；（3）、盖底层的严密性：保存条件要求比油藏更严格；（4)、气体流动的活跃性、压缩性、气体显示的隐蔽性;(5）、钻井工艺的复杂性。
3、你从我国天然气开采利用的发展历程中获得了哪些有益的经验教训.
答：1、成功地开发天然气资源是应该较高的科学技术为后备的。
2、对于天然气资源的开发，必须做好合理的规划，不能盲目开采。
3、开采天然气资源时,应该注意保护地层注意控制好地层压力。
4、当开采出气体拥有腐蚀性气体时，应当注意合理的安全措施。
5、钻天然气井时，工艺非常复杂，要预先设计好方案.
4、气田开发有哪些特点?
答：1、生气成因的复杂性 2、盖底层的严密性 3、气体显示的隐蔽性 4、气体流动的活跃性 5、气体的压缩性 6、开发配套的同步性 7、开发效益性 8、钻井工艺的复杂性 9、气井开采的安全性 10、储存运输的系统性.
第二章
一、概念题
天然气密度:单位体积天然气的质量.
天然气相对密度：在相同温度、压力下,天然气的密度与空气密度之比。
天然气比容：天然气单位质量所占据的体积.
偏差系数：在相同温度、压力下,真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值.又称压缩因子,用Z表示。
天然气等温压缩系数:在等温条件下,天然气随压力变化的体积变化率.简称压缩系数或弹性系数。用Cg表示。
天然气体积系数:天然气在地层条件下所占体积与其在地面条件下的体积之比。用Bg表示。
天然气膨胀系数:天然气体积系数的倒数.用Eg表示。
天然气粘度：天然气抵抗剪切作用力的一种量度;
天然气水露点和烃露点:天然气水露点是指在一定压力下与天然气的饱和水蒸气量对应的温度；天然气烃露点是指在一定压力下，气相中析出第一滴“微小"的烃类液体的平衡温度。
天然气热值:指其完全燃烧（燃烧反应后生成最稳定的氧化物或单质)所发出的热量,用每千克或每立方米千焦表示，单位为KJ/m3.
视地层压力：P/Z
二、论述题
论述天然气偏差系数的确定方法与计算方法,并阐明各种方法的适用范围.
答(1）天然气偏差系数的确定方法可分为三大类:实验室直接测定法、图版法（Standing—Katz偏差系数图版)和计算法。
实验室直接测定法由于周期长、成本高，不可能随时随地经常做;图版法较简单，且能满足大多数工程要求，应用广泛；而计算法适于编程计算，所以也得到了广发应用.
计算方法:H-Y方法、D—A-K方法、D-P—R方法和Sutton方法。
H—Y法:适用于1。2≤Tpr≤3.0，0.1≤Ppr≤24。0的情况。该方法由于其理论基础牢固，应用的对比压力范围比原始的Standing-Katz图版更宽，拟对比压力高达24时仍然有较高的精度。
D—A—K法：即11参数法,适用于1.0≤Tpr≤3.0，0.2≤Ppr≤30.0或0.7≤Tpr≤1。0， Ppr<1.0的情况。
D—P—R法:即8参数法，适用于1。05≤Tpr≤3。0，0。2≤Ppr≤30.0的情况.
Sutton法：对于凝析油气混合物，除C1-C6单独组分（或C1—C10）外，要求确定C7+组分（或C11+）拟临界参数.如果气体中含有H2S、CO2、N2和水蒸气，还要对临界参数校正。
2、论述天然气粘度的确定方法，并阐明粘度的变化规律.
答：1。Carr Kobayshi&Burrows粘度图版方法.
2。从单组分数据中确定低压混合气粘度。
3.Lee—Gonzalez-Eakin半经验法
4。Dempsey方法
天然气在高压下的粘度不同于在低压下的粘度。在接近大气压时，太难燃起的粘度几乎与压力无关,随为温度的升高而增大;在高压系iarutong液体，天然气粘度将随压力大的增大而增大，随温度的升高而减小，同时随相对分子质量的增大而增大.
三、计算题
已知天然气的摩尔分数见下表,求天然气的相对分子质量和相对密度.
组分
C1
C2
C3
合计
摩尔分数yi
0。95
0.03
0。02
1
解：因为 ,，,
所以 天然气的相对分子质量为。
相对密度为：.
已知天然气的Ppr=4，Tpr=1。5,Ppc=4，应用D—A—K法求Z、Cg.
解:
a=—0.54873
所以 由MATLAB计算得 =0。8049，Z=0.8945。
已知天然气的相关数据见下表,试用D—P—R法、H—Y法、D—A-K法求天然气在P=4。817MPa ,T=47oC时的偏差系数。
解：
，,
，,
用D-A—K法：
0。127
0。1597
—0.3878
所以 由MATLAB计算得 =0。1717，Z=1。0309.
用D—P—R法
，
所以 由MATLAB计算得 =0.16203477，Z=1。092358。
用H—Y法：利用牛顿迭代法 迭代四次后得=0。03687628,Z=0。9196748.
组分
摩尔分数
Tci(K)
Pci（MPa）
C1
0。94
190。6
4。604
C2
0。03
305。4
4。88
C3
0。02
369.8
4。294
n—C4
0。01
425.2
3.796
第三章
一、概念题
相：体系内部物理性质和化学性质完全均匀的那部分称为“相".
组分：形成体系的各种物质。
自由度：在不改变平衡体系中原有相数的条件下可独立改变的物理量(如压力、温度和浓度等）称为自由度.
P—V相图:也称PV等温线，可用于表示在温度一定的条件下，油气烃类体系的压力、比容（或体积)与相态变化的关系。
P_T相图：表示油气烃类体系的压力、温度与体系相态变化的关系。
地面标准状况:地面20oC,0。1Mpa的状态
二、论述题
阐述烃类流体相态的研究手段.
答：相律、相图、描述流体相平衡的物料平衡条件方程和热力学平衡条件方程（如露点压力、泡点压力和闪蒸方程等）以及状态方程。
阐明常用状态方程的特点以及优缺点。
答:1。范德华方程：考虑实际分子有体积、分子间存在斥力和引力;对理想气体状态方程进行修正(对1mol分子体系）。
范德华方程的缺陷:忽略了实际分子几何形态和分子力场不对称性以及温度对分子间引力和斥力的影响；得到的理论临界偏差系数为0.375,远大于实测的0。264—0。292；仅对简单的球形对称的非极性分子体系适用。
2。RK（Redlich和Kwong)方程
特点：与范德华方程相比,RK方程在预测纯物质和混合物的物性的精度上有明显提高,但对气液两相相平衡计算精度仍不够理想；本质上并没有脱离范德华原来的思路，仍用Tc和Pc两个物性参数确定方程的两个参数，仍遵循两参数对比态原理;其理论临界偏差系数为0.333,仍比实测的Zc值大得多。
3。SRK（Soave-Redlich-Kwong)方程
特点:与RK方程相比，SRK状态方程引入了一个有一般化意义的温度函数α(T），用于改善烃类等实际复杂分子体系对pVT相态特征的影响。
4.PR（Peng-Robinson）方程
特点：（1）范方程的斥力项，从简单性和实用性来讲仍是目前较好的；
（2）对引力项和分子密度作了深入的分析，给出了引力项的新结构。
5。 LHHSS方程
特点：方程具有较好的可调性，能在较宽的温度、压力和组成范围内叫准确地预测油气烃类体系的相平衡特性.
流体PVT取样要求是什么?
答:p78
对凝析气藏来说，一般认为复分配器样品比井底样品更能代表原始储集层流体.
在凝析气井生产初期或一旦投入生产就立即取样;
取样井必须离开黑油带（若存在的话)足够远，这样才能将测试和取样过程中液态油相进入井中的可能性降到最小。
为获得气藏有代表性的相图，气藏的流体样品应从靠近基准面深度（气藏中部）的生产井中获取，这样的组成对该气藏才具有代表性；应选择具有较高生产能力的井，使得在取样过程中井的生产压降最小。
取样前必须对井进行调整，将生产测试的最佳产量定在最低合理产量上，生产气油比在几天内稳定;在调整阶段需保持最小的压降；还要尽可能地保持分离器压力和温度的稳定，这有利于保持稳定的产量和气油比；
准确测量气体和液体产量;
取样前要减少产量;
投产取样时,关井时间长短对提高样品的质量不会有大的影响；
所测试的上露点压力要小于井底压力不是证明获取好样品的充分条件。
请画出四种凝析现象的p－T相图，并注明临界点、临界凝析压力和临界凝析温度。
解:
根据以下相图判断气藏类型,并说明判断依据。
①②③
解：图一:干气气藏。地层温度和油气分离器温度均在两相区之外，地层条件和井筒到分离器过程中不穿过两相区,地下和地面均无液烃析出。
图二：湿气气藏。气藏温度远高于临界温度，当油藏压力降低时，在分离器条件下，体系处于两相区内，因此，在分离器内会有一些液烃析出。
图三：凝析气藏.气藏温度介于临界温度与临界凝析温度之间。气藏压力位于包络线之外.原始状态下烃类体系以单相气体存在，为气藏.在地面分离器条件下，有凝析油析出。
三、计算题
1、已知某凝析油气体系,地层温度T=388K，地层压力P=37。43MPa，体系组成以及实测的露点数据见下表.试根据实测的露点数据求出的临界参数、、;计算并绘出其露点线、泡点线。
组分
CH4
C2H6
C3H8
n-C4H8
n-C5H12
C6H14
C7+
CO2
体积分数(%)
84.52
5。09
1.79
0。97
0.5
0.08
1。5
5。55
第四章
拟压力：定义式为，为气体粘度，为气体偏差系数。
非达西流动：当水在井轴周围的高速流动相当于紊流流动,不符合达西定律,也称为非达西流动。
气井试表皮系数：S和Dqsc都表示表皮系数，前者反映境地附近渗透性变化的影响，后者反映井底流量变化的影响，常将他们合在一起写成s’=S+Dqsc称为视表皮系数。
无阻流量：对二项式求解，有，当=0时，所解出的流量称为绝对无阻流量该流量最大,反映气井的潜能，以表示。
气井生产工作制度又称工艺制度，它指的是再一定井口(井底）或地面装置上控制一定压力和产量变化条件，而这个变化条件时通过调节压力和产量变化来实现的，以确保气井的安全生产和保护资源的要求.包括定产生产和定压生产两种。
气体产能：一定回压下的气井供气量
拟稳态流动:在一定范围的排气面积内，气井定产生产一段较长的时间,层内个点压力随时间变化称为相同，不同时间的压力分布曲线依时间变化互成一组平行的曲线族，这种情况
非达西流动系数：，单位
二、论述题
试阐述常规回压试井、等时试井、修正等时试井方法的特点及各方法适应性。
答：（1）常规回压试井的步骤：1关井测压 2开井试气
其特点有：
1刚开始需要关井测压，精确测量最大的井口关井压力。
2开井试气时,每测试的两个流量之间不需要关井。
3常规回压试井的测点不能少于4个，因而时间较长,特别在低渗层试井。
4每个测试流量下,井口流压趋于稳定后再精确测量和。
5一般产量由小到大，再返回第一个测点做检验,尽量保持设计所选的流量无大的变化.
适应性：适应于渗透性好，产量和井底压力容易稳定的底层。
（2）等时试井的特点
1等时试井每测一个流量，都必须在预定的生产持续时间内测.测几个，多长时间测一次，完全是人为的,没有统一的规定，但开井生产的时间是等同的.
2每测完一个流量，都要关井恢复压力,待地层压力恢复到,再开井测下一个流量。
3最后一个测点要求达到稳定，所以要延长测试而非关井。
（3）修正等时试井
1每一个测量流量下的试井时间和关井时间都相同,为.
2每次关井到规定时间 就测量气层压力 (未稳定）,并用 代替 来计算下一次试井流量相应的（即-）
适应性:等时试井和修正等时试井适用于中低渗气藏.流压和产量不容易稳定。其中修正等时试井更大程度上缩短了测试时间。
图示说明常规回压试井、等时试井、修正等时试井三种方法，并简述不同点。
答
常规回压试井：
（2） 等时试井：
（3）修正等时试井：
不同点：1常规试井需要关井试压,精确测量最大关井压力.
2常规回压回压试井每测试的两个流量之间不需要关井，但等时试井和修正等时试井都需要关井，并且等时试井要关井直到压力恢复到,修正等时试井的关井时间与生产时间相同,都为，如图所示,并未等到井口流压达到稳定。
3常规回压试井的测点不能少于4个，但等时试井和修正等时试井没有特别的要求.
4等时试井每个测量流量下，井口流压趋于稳定后再精确测量 和 ，等时试井和修正等时试井的流压在测时都未稳定。
5常规回压试井和等时试井的试井时间都较长，修正等时试井的试井时间较短.
阐述产能试井目的与方法步骤。
答：产能试井的主要目的是确定气井井底流入动态，具体来讲就是1确定气井产能，2确定地层参数。
1常规回压试井的试井步骤有:1关井测压;2开井试气.如图所示每一个测时流量下，生产到井口流压已趋于稳定后，再精确测量和。一个流量接一个流量重复上述操作，将涉及安排的几个流量完成，即可关井或转入正常生产。
2等时试井的步骤可用-和-关系图表示如图所示.
三、计算题
已知某气井产能试井资料如下表：
原始地层压力 pe=68。8MPa利用二项式产能方程和气井产能经验公式确定气井的绝对无阻流量。
在评价气体产能方程时，有三种形式:压力形式、压力平方形式、拟压力形式（参考油藏的产能方程).对三种方程进行推导并利用三种方程和表1资料求的气井的绝对无阻流量。
推导稳定状态考虑视表皮系数的气井产能方程
根据表1的等时试井数据，试写出二项式产能方程与指数式产能方程,并计算无阻流量。
表1 等时试井数据表
阶 段
历经时间，(）
,()
，（)
初关井
48
13.60
-
第一次开井
12
12。14
7。36
第一次关井
15
13。60
-
第二次开井
12
11。68
9。34
第二次关井
17
13。60
—
第三次开井
12
10.41
14。16
第三次关井
18
13。60
—
第四次开井
12
9.10
17.84
稳定生产
72
7。94
16。99
终关井
100
13。60
—
第七章
一、概念题

可采储量:指在现代工艺技术条件下,能从地下储层中采出的那一部分油气量
储量丰度：单位面积下的地质储量.
废弃压力：当气藏产气量递减到废弃产量时的压力。
地质储量:是指经过地质勘探手段,查明埋藏地下的资源数量,指根据区域地质测量、矿产分布规律、或根据区域构造单元并结合已知矿产地的成矿规律进行预测的储量
气藏采收率：指在某一经济极限内，在现代工程技术条件下,从气藏原始地质储量中可以采出气的百分数.
弹性水驱:
水锥临界产量:保证不发生非稳定水锥的产量
采气速度:年采出油量与地质储量之比
二、论述题
推导定容封闭气藏物质平衡方程式，并写出各物理量的单位和意义。
解:假定气藏没有连通的边水、底水或边水、底水很不活跃，即为定容气藏.
GBgi=（G-Gp）Bg
G=GpBg/（Bg—Bgi)
G=（Gppi/Zi）/(pi/Zi-p/Z)
p/Z=piZi(1—Gp/G)
式中,G，Gp——原始地质储量和目前累计采出气量，108m3；
pi，p——原始压力和目前压力，Mpa;
Zi，Z—-原始条件下的偏差系数和目前压力下的偏差系数；
Bgi,Bg—-原始条件下和目前压力下气体的体积系数.
请推导水驱气藏的物质平衡方程式,需考虑压力降低引起的束缚水和岩石骨架的膨胀.这个不会做。。。.
对于一个具有天然气水驱作用的不封闭气藏，随着气藏的开发，将会引起边水或底水对气藏的入侵.此时被水侵所占据的气藏孔隙体积加上剩余天然气所占有的气藏孔隙体积量等于气藏的原始含气孔隙体积，即有
GBgi=（G—Gp)Bg+（We—WpBw）
We，Wp——累积天然水侵量和累积采出水量,108m3；
Bw——地层水体积系数。
上式变形为G=［GpBg—(We—WpBw）］/(Bg—Bgi）
另有Bgi=pscZiT/piTsc
Bg= pscZT/pTsc
式中，Tsc， psc——地面标准温度(293.15K）和标准压力（0。1013MPa)
代入有G=[Gp-（We—WpBw） pTsc/pscZT］/1—（p/Z）/(pi/Zi)
进一步变换，p/Z=(pi/Zi）｛ （G— Gp）/［G—（We—WpBw) pTsc/pscZT]｝
试根据基本原理划分气藏动态储量计算方法的类型，并阐述其适应性与局限性。
①物质平衡法(气趋时称为压降法)
适用性：以储层流体质量守恒定律为基础,把储集层看作是一个处于均一压力下的大储气罐。
局限性:
(1)气藏类型判断是应用此方法的基础，如果气藏是水驱气藏、异常高压气藏还是凝析气藏等都未弄清楚的话,那是不可能使最后的计算结果准确。
(2）在气藏物质平衡中假定是处于平衡的，但在开采的过程中的每一个阶段，由于地层的非均质性和各井处于气藏构造的部位的差异,使得各井压力测试的值有一定差异，如何选择有代表性的井底压力或根据已有的各井地层压力来确定目前全气藏压力还有一定难度，平均地层压力确定方法见文[16］。
（3）气藏应用的一些关键参数是PVT实验测试数据,因此在气藏的开发初期,取全取准资料和进行PVT参数的准确测量是应用物质平衡法的基础
（4）尽管水中溶解气量较小，但在物质平衡计算中都未考虑溶解气影响,它仍会给水驱气藏的计算结果带来一定的误差。
（5）当气井进行压裂后，可能会导致控制储量的增加，图7—7是一个由于压裂处理后使地质储量增加的实例.
②弹性二相法
适用性：适用于尼稳定期(拟稳态）
局限性：(1)要用高精度仪表进行测试；
（2)气井产量选择要恰当，既能反映出一定的压力降，又要保持产量在一定时间内能稳定.测试全过程中产量下降值最大不超过10％；
（3）在进行储量测试时，最好有观察井进行观察测压，当生产井和观察井的压力下降曲线同时出现两条平等直线时，天然气渗流就达到了拟稳定状态；
（4）在储量测试前要全气藏关井,待地层压力基本恢复稳定后，再选1—2口井开井进行测试，如果储量测试前不关井，处理不好，有可能导致较大的误差。
③不稳定晚期法
适用性：适用于不稳定早期和拟稳定期之间存在一个过渡段，称为不稳定晚期,此时压力波已传播到地层边界但还未形成等速度的变化。
局限性:当生产时间不长,与项相比甚小，在这段测试时间内,近似认为是常数，且是拟稳定状态刚出现时的压力值.
④气井压力恢复法
适用性：需要气井关井前有较长的稳定生产时间
局限性：是一种较为近似的计算方法
⑤试凑法
适用性：在一些特殊情况下，开井生产长时间不能关井,气井具有稳定试井和开井生产资料，此时可用试凑法进行气井生产史拟合来估算气井控制储量,这是比较有效的方法之一。
局限性：公式应用与较短生产时间内（3-6月）,只有这样和值才接近，和也一致.使用起来具有局限性。
⑥对数差值法
适用性：假设在不均质的裂缝-孔隙介质中,气体基本渗滤过程是从孔隙空间流到裂缝系统中，再从裂缝系统流向表皮污染区,最后由表皮污染区流入井底。
局限性：？
⑦产量递减法
适用性（假设条件）：
1）井在恒定井底压力条件下生产，井底压力改变，井的产量递减特征也会变化。
2）井在有不渗透边界的无变化的泄气区内生产。
3）井有恒定的渗透率和表皮系数，即开采过程中保持不变.
4)如果我们想预测未来时间范围内（即使是有限的时间）的动态，该式也只能用边界确定的（即稳定流动)数据。只有在泄气面积内所有边界都已影响了递减特征，那么对长期递减速率的预测才是正确的。
局限性：待生产趋势已经确立后，才可用数学模型（或图解方法）拟合过去开采动态历史和发展趋势,从而可以确定天然气原始地质储量和可采储量.
简述凝析气藏与干气气藏的差别。
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。
举例说明影响气藏采收率的因素及配产依据.
例一：定容气藏天然气采收率主要受废弃压力控制，影响的主要因素有:
1)气藏储层的主要物性、渗透率、非均质性和连通性,异常高压气藏还有个岩石变形问题。
2）经济因素，主控参数为：（1)天然气价格；(2）操作成本，包括：天然气处理、压缩、集输等设备的费用，修井的费用，税收和矿区使用费等；（3）钻井完井费用，如井网井距，层系划分，气井产能，增产措施,表皮系数(渗透率损失)，水平井、复杂结构井和直井等井型，生产所需管道（腐蚀、高压)等;(4)设备安装费用，如气田位置，加压设备等;
3)气田的大小（即原始天然气地质储量)也是个重要因素,若压力高、能量大、储量大、丰度高,投资回报率也就高.
例二：水驱气藏
边底水的存在一方面是重要的能量形式，另一方面将严重影响气藏采收率，主要是造成大量天然气被水封住.具活跃水层的气藏,根据水活跃的程度和其它参数的影响，其采收率一般在40—70％之间,它主要受含水层性质（大小、渗透率等）、水、气相对渗透率、气藏渗透率及非均质性、气藏大小和地层倾角、钻遇气水界面生产井位置、气水产量、地面工作压力、现场操作（水淹井修井作业、钻井）等因素控制。这些因素影响水侵速度。
配产依据:合理出砂；满足携液要求;防止边底水过早侵入；满足市场需求.
P172
三、计算题
一个气驱气藏的参数如下，不考虑地层水的压缩和岩石变形，请计算原始地质储量。已知:原始地层压力17.24MPa，含气面积1000km2,地层温度90oC，孔隙度20％，气体偏差系数0。86，气藏厚度3.48m，地层原始含水饱和度25%。
解：
=
=
一个气藏定容开采动态如下表，请计算天然气储量。
时间（a)
气藏压力（Mpa）
累积产气量（108m3）
Z
0
12.395
0
0.759
0.5
11。583
0.2828
0。767
1
10。617
0.62
0。787
1。5
9。843
0.9384
0。828
2
9.204
1。5094
0.866
解：
故：天然气储量为G=17。87/1。461=12。23
某气井生产数据如下表,请（1)判别递减类型；（2）确定Di；（3) 对今后5年作生产预测;(4）如qc=950m3/d，求tc和Gpdc（废弃条件下累积采气量)
时间(a）
q(m3/d）
Gpd（108m3）
0
20000
0
1
16529
0.066364
2
13889
0。121667
3
11834
0。168462
4
10204
0。208572
5
8889
0。243333
凝析气井常压分离生产数据为：原始地层压力20。685MPa，T=398K,生产气油比2500 m3/m3，天然气相对密度0.692,凝析油相对密度0。798，地层储烃空间为6*108m3/d,求凝析油储量和天然气储量.
已知气井pi=5。843MPa，T=393K，Zi=0。915，qsc=12。91＊104m3/d，利用pwf2- t作图,所得斜率为0。0052MPa2/d，Ct=0.00123MPa—1,求该井控制范围内的天然气储量。
对于封闭定容气藏，根据表1的气井生产数据
表1
时间
地层压力（MPa)
累计产气量(104m3）
Z
投产前
32。8
0
0.9815713
2000—9-1
29.81
1927.0598
0。9766608
2002—7-13
26。43
3609.8096
0。9535187
2004—6—8
21。05
6098。721
0。9273716
采用物质平衡法计算动态储量。
凝析气井常压分离生产数据为:原始地层压力20.685MPa，T=389K,生产气油比2500m3/m3，天然气相对密度0。692，凝析油相对密度0。798，地下储烃空间为6×108m3，求凝析油储量和天然气储量.
第八章
第八章
1、阐述制定气藏开发方案的主要流程。
解：气藏描述、气藏动静态地质研究、容积法计算储量、开发方案设计、气藏数值模拟对比方案技术指标计算、技术经济分析和方案优选、推荐方案实施要求、
2、阐述气藏开发动态分析的主要方法与主要内容.
解：主要内容：气藏连通性分析、流体性质分析、储量核实、驱动方式分析、气井气藏生产能力分析、气藏开采状况分析、储量动用程度及剩余资源潜力分析、钻完井与采气工艺措施效果分析。
主要方法：地震技术、地球物理测井监测技术、地球化学检测技术、水驱动力学.
3、开发各阶段气藏动态监测、分析和管理的侧重点在哪儿？
解：在动态监测、分析和管理信息系统的建立上,要落实“建设标准化，管理数字化”上来，其中如何有效、经济合理地采集和使用这些数据，是成功地实施油藏管理的关键，也是重中之重.
4、如何进行气井的合理配产？
解：合理的配产要综合考虑自然因素、工艺因素、经济因素，要进行优化，进行技术经济评价,在综合比较后,再确定一个恰当的气藏产气量和气井产气量。
5、气藏驱动有哪些方式，决定气藏驱动方式的主要因素是什么？
解:驱动方式主要有：气压驱动、刚性水驱
气压驱动：边、底水的强弱、气藏本身的性质、气体本身的压能。
刚性驱动：侵入气藏边、底水能量的大小
6、阐述气藏驱动类型以及每种驱动类型的开发特点.
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。
开发特点:气藏的储气孔隙体积保持不变，地层压力系数与累积采气量呈线性关系。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。
刚性驱动：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,
7、阐述气藏的驱动方式及主要分析方法。
答:(1） 视地层压力（p/Z）法
水侵体积系数法
视地质储量法
第九章
综述凝析气藏开发技术要点.
答：分别从三个方面阐述凝析气藏的开发要点：地质特征、开发特征、开发方式。
地质特征
（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。
2、开发特征
（1）凝析油的析出造成油的损失,同时污染地层。凝析油气体系的相态和组分组成都会随时随地随压力、温度改变而改变，而且,多孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作用，都会影响凝析油气的渗流特征。
（2）引起凝析气井井流物组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成)变化也会直接影响到凝析油和其他烃类的地面回收率,所以,地面和地下两大开发系统联系的非常紧密。
（3）凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流,这是目前渗流力学研究中的重点和难点。
3、开发方式
（1）衰竭式开发
适合气藏:原始地层压力高、气藏面积小、凝析气含量少、地质条件差、边水比较活跃。
(2）保持压力开发
综述低渗气藏开发技术要点。
答：低渗气藏相比于常规气藏更容易受到液相滞留、压力敏感、水相自吸入的损害。
（1）、因而在开发过程中，应注意控制好地层液相饱和度,防止液相滞留及水自锁；
（2）、低渗气藏的渗透率随着有效压力的增加降低十分明显，故在开发过程中应注意控制地层有效压力；
（3）、由于低渗气藏强亲水性及孔喉细小，水相自吸入现象非常明显，侵入水相只要与低渗气藏接触，就会导致近井地带含水饱和度增加，接触时间越长水相自吸入越严重,则开发过程中应慎重对待注水及水相侵入.
（4）、井间动态预测：通过测井、压力等检测手段，提高未动用、较低动用气藏的储量动用程度。
综述水驱气藏开发技术要点。
答：与气驱气藏相比较,水驱气藏具有采气速度小，产能递减快，采收率低，投资大和成本高的特点。
（1）速度低，为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。
(2)产能递减快，边底水较活跃的水驱气藏,开发过程中气井入水是迟早要发生的,边底水侵入气井的主要产气层段,使气体相对渗透率减低，且气井出水后,井筒内流体密度加大，增加井底回压,使气井产量大幅度递减，甚至水淹。
(3）采收率低,在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气,同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因为降低了水驱气藏的采收率,气藏非均质性越强,水侵强度越大，气藏一次采收率越低。
（4）建设投资大，采气成本高，由于水驱气藏建设中，增加了卤水传输，处理，泵站，管网，回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多,操作费用高,使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。