气井动态产能.pptx

气井产能试井方法及动态产能的确定 庄惠农庄惠农中石油勘探开发研究院2007.3西气东输推动着我国天然气工业大发展 近年来中国国内石油工业上游能源的增长主要依靠天然气的勘探开发；国内已形成几个大的气区：四川盆地，塔里木盆地，鄂尔多斯盆地（长庆），柴达木盆地（青海），南海，东海，大庆深层等；气田开发上要求下游一体化，对气井产能的研究和确定提出更高、更迫切的要求。通过现场测试及分析，了解气井在不同工作制度下的产气量；通过对产气量 qg和生产压差（pR-pwf）的分析，建立气井的产能方程，推算产气井的极限产量无阻流量，画出IPR曲线；确认具备工业产气能力的气井和含气面积，落实新探明气区的工业可采储量；予测产气井的稳产能力和产气能力的变化规律，用于气田开发方案设计和调整。气井产能试井的用途产能试井是气藏动态描述的重要组成部分和最终目标气藏物探、测井、地质资料的归纳分析提供气井渗流过程地质模型气井关井压力恢复试井资料录取压力恢复试井曲线解释初步建立气井动态模型规范产能试井测试分析研究建立初始产能方程推算初始无阻流量通过试采压力历史拟合检验完善气井动态模型气井动态模型追踪分析验证、完善气井动态模型，进行气井动态预测试采井产量压力历史资料录取分析录取气井初始的稳定产能点建立稳定点产能二项式方程、推算初始无阻流量、画初始IPR曲线图核实初始产能方程建立动态产能方程、推算动态无阻流量、动态地层压力、动态IPR曲线、研究产能衰减计算气井供给边界地层压力录取生产过程中动态的稳定生产点提供气井生产过程动态平均地层压力气井初始地层压力测试分析生产过程气井关井静压力测试分析生产过程地层压力分析，确定单井动态储量和地层压力分区特征气井和气藏的动态描述研究动态模型研究气井产能研究压力分布研究以气井产能评价为核心内容的气藏动态描述研究流程示意框图气藏地质研究克拉2气田产能评价从一个实例说明，气井产能试井方法虽已应用了多年，但仍需要不断完善不断创新 克拉2气田是西气东输的源头，气井产能大小涉及到方方面面的问题，受到各方面关注；克拉2气田储层厚，渗透性好，储层压力高，因而具备高产能条件，但具体的产能值长期未能落实；产能的确定决定着气田的开发规模，开发方案的设计，下游用户的选择，管道建设，投资决策等一系列问题。克拉2气田开发方案确定前探井和开发评价井构造井位图克拉203克拉205克拉201克拉2克拉204克拉2气田产能评价经历的过程 初期的克拉2井、201井采取了分层试气的方法，由于层内纵向窜流影响，导致测试后得不到全井的产能指标；克拉203井虽然采取了全井测试，但由于测试管柱结构不当，得到的无阻流量仅有350104m3/d，与地层的产能系数Kh值条件不相适配，远远达不到预期的指标；克拉205井经过严密的试井设计，改进测试工艺，取得了良好的成果。证实该井实测无阻流量可达1300104m3/d，推测高产区气井无阻流量可达(4000-5000)104m3/d；区内气井稳产条件好，开发方案设计可以用少量生产井做到高效开发。测试测试序号序号层位层位井段井段m-m射开厚射开厚度度 m试气产量试气产量104m3/d 产水产水m3/d14下第三下第三系系（E）356735725605.694013白垩系白垩系（K）巴什基巴什基奇克组奇克组（K2b）359035911664.3290123593.53595.52652.037011371137132553.5030103740375010717.14509380338096682.06508387638848005388838957237.7550639183925700.4064393739414033.63巴西巴西盖组盖组39503955500.1323984407182.5002.61140664071503.6克克拉拉2井井测测试试程程序序示示意意图图测试测试序号序号层位层位井段井段m-m射开厚射开厚度度 m试气产量试气产量104m3/d 表皮表皮系数系数9下第下第三系三系（E）36003607792.15883630364010158.5447白垩系白垩系（K）巴什基巴什基奇克组奇克组（K2b）3665369530211.0603006371237142139.07453770379525376.681163-4544388338929306.7303392639304212.184133139363938272.5032092巴西巴西盖组盖组4016402150克克拉拉201井井测测试试程程序序示示意意图图温度，C 时间，h压力，kPa克拉203井产能试井压力、温度历史图虽然是高产气井却应用了用于低渗透地层的修正等时试井测试方法给产能评价带来了一系列的问题，评价无阻流量仅350104m3/d压力温度井口采油树3 1/2油管2 7/8油管上测点电子压力计下测点电子压力计内径30mm长110m钻铤封隔器筛管点火头射孔抢克拉203井产能试井井身结构示意图克拉203井产能方程图解产气量，103m3/d 拟压力差，106kPa2/Pas 计算无阻流量 qAOF 350 104m3/d 时间，h 压力，kPa 克拉205井产能试井压力历史图应用了适用于高渗透地层的回压试井方法 产气层射孔抢 筛管 压力计 封隔器 114mm油管 克拉205井回压试井井身结构图改进了测试管柱，射孔后下入的压力计接近气层顶部 产气量，103m3/d 拟压力差，106kPa2/Pas 克拉205井回压试井指数式产能方程图 计算无阻流量 qAOF 1300 104m3/d IPR曲线井底流动压力，MPa克拉205产能试井的IPR曲线图产能试井方法的发展 早期回压试井（早期回压试井（19291955）更换不同气嘴，取得不同流压下的产气量更换不同气嘴，取得不同流压下的产气量 Pierce,Rawlines,Schellhadt等人等人 等时试井和修正的等时试井（等时试井和修正的等时试井（19551978）结合不稳定测试求产能，可缩短测试时间结合不稳定测试求产能，可缩短测试时间 Callender,Katz,AllHussainy,Brar,Poettman 真实气体的拟压力分析方法（真实气体的拟压力分析方法（60-70年代）年代）Russell,AllHussainy 等等 特殊岩性储层气井的产能评价特殊岩性储层气井的产能评价常用的产能试井方法用来了解气井初始产能 通过常规的产能试井求得气井的无阻流量，这是对生产气井在初始条件下极限产气能力的一种认知，是在假想条件下通过推算得到的、无法最终确认的指标。针对特殊岩性气田，原有的测试分析方法出现了许多不适应的和需要改进的地方。有的气井初始打开时曾在井口实测到过30104m3/d的产量，但是应用规范的产能试井方法修正等时试井方法进行产能测试后，推算的无阻流量只有25104m3/d；有一个气田希望在投产以后继续监测气井的无阻流量，用以调整各井间产量安排，却发现测到的是一批难以分析的数据，甚至建立产能方程时地层压力的确认也成为问题。气田开发方案设计时约定俗成地选取气井稳定产量为 qgw=(1/41/5)qAOF，只能应用于简单的地层条件。某些习惯应用的、而且在行业标准中有所体现的做法，其合理性在理论上缺乏依据。近来与国内外一些专家的交流中意识到，对于气井无阻流量，倾向于淡化为一个参考性的指标，代之以储层动态模型基础上的气井压力/产量预测。随着渗流力学理论研究的深入和试井分析技术的发展，对于气井产能的认识和理念不断有所创新，目前已提出了随时间变化的“动态产能”的概念。我国气田储层岩性的特殊性对产能试井提出更高的要求塔里木克拉塔里木克拉2 2、迪那、迪那2 2：超高压、深井、巨厚砂岩超高压、深井、巨厚砂岩塔里木牙哈、羊塔克、吉拉克等：塔里木牙哈、羊塔克、吉拉克等：深井、凝析气深井、凝析气青海台南、涩北：青海台南、涩北：气水交互分布的多层疏松砂岩气水交互分布的多层疏松砂岩长庆靖边气田：长庆靖边气田：裂缝性低丰度海相沉积碳酸岩裂缝性低丰度海相沉积碳酸岩鄂尔多斯上古气藏：鄂尔多斯上古气藏：河流相沉积存在岩性边界的薄层砂岩河流相沉积存在岩性边界的薄层砂岩中海油东方气田：中海油东方气田：高含高含COCO2 2和和N N2 2的海相浅滩砂岩、砂坝的海相浅滩砂岩、砂坝三种经典的产能测试方法和广义的气井产能评测 天然气试井技术规范中对于气井产能试井方法有明确的规定，提出了三种经典的方法，即：回压产能试井方法，等时试井方法和修正等时试井方法，这些都是现场用来直接测定气井初始产能的方法。在探井试气时或生产气井投产时，现场有时使用简化的一点法确定气井的无阻流量，虽然其精度稍差，但仍然可以了解初始产能的大致值。所有的试井分析，包括稳定试井分析、不稳定试井分析，从本质上来说都是为了对于气井产能的评测提供依据。不稳定试井分析计算出地层参数，包括地层渗透率、完井表皮系数、措施改造后的各项完井参数等等，代入相关公式都可以计算出不同压力条件下气井产量，即使试井分析求得储层边界等，也是为了了解气井控制的区块面积，为稳产能力提供依据。方法测 试 程 序 和 条 件压差计算适用地层初始静压开井1关井1开井2关井2开井3关井3延长测试常规回压试井稳定静压较长时间稳定/较长时间稳定/较长时间稳定/pR-pwfi无边界影响的高、中渗透地层等时试井稳定静压短时间不稳定测恢复压力至稳定点短时间不稳定测恢复压力至稳定点短时间不稳定测恢复压力至稳定点长时间至稳定压力pRi-pwfipRi 应基本相同无边界影响的中等渗透性地层修正等时试井稳定静压短时间不稳定与开井间隔相同不稳定点与1开井相同与1关井相同与1开井相同与1关井相同长时间至稳定压力pwsi-pwfi低渗透地层单点测试稳定静压稳定流压/pR-pwf对产能方程中的系数n和B比较了解的地层三种经典的产能试井方法对比表 初始地层压力pRi一开井流动压力pwf1一关井压力ps1二开井流动压力pwf2二关井压力ps2三开井流动压力pwf3三关井压力ps3四开井流动压力pwf4四关井压力ps4延时流动压力pwfw稳定关井压力pSS回压试井等时试井修正等时试井单点试井（或）（稳定流压）（不稳定流压）（稳定流压）(稳定关井压力)（稳定流压）（不稳定流压）不同产能试井方法压力取值关系图回压试井产量和压力对应关系图 回压试井选择34个测试点，要求气井产量在每一个工作制度下都控制稳定，开井一段时间后，要求流动压力也基本达到稳定；在双对数坐标上点出产能测试点，回归出直线，得到产能图示线；从产能测点回归还可得到产能方程，推算出绝对无阻流量值。等时试井产量和压力对应关系图 等时试井选择34个不稳定测试点，要求产量值达到稳定，但流动压力不要求达到稳定；每一个测试点结束后关井，要求井底压力基本恢复到初始地层压力值，并在此基础上进行下一个不稳定点开井测试；在不稳定测点以后，安排一个稳定测点，产量和流动压力都要求达到稳定。不稳定测点的流动压力应进入径向流段，反映了储层特征；做出不稳定点的回归直线，再做出通过稳定测点的、与不稳定产能线平行的、产能图示线，求出气井的产能方程和无阻流量。修正等时试井产量和压力对应关系图 修正等时试井同样选择34个不稳定测点，要求产量值基本达到稳定，但流动压力不要求稳定；每一个不稳定测试点结束后关井，关井时间间隔与开井时间间隔相同，接着进行下一个开井产能测点。在不稳定测点以后，安排一个稳定的产能测点，产量和流动压力都要求基本达到稳定。不稳定测点的流动压力应进入径向流段，反映了储层特征。做出不稳定测点的回归直线，再做出通过稳定测点的、与不稳定测线平行的产能图示线，求出气井的产能方程，计算出无阻流量。不稳定产能测试点的时间选择 均质地层不稳定测点要求开井流动压力到达径向流段，显示测得的压力已经反映了储层的特征；均质地层压裂井不稳定测点要求开井流动压力到达拟径向流段，显示测得的压力已经越过了续流段和压裂裂缝影响段，到达了反映地层特征的区段。时间，h压力，MPa均质地层均质地层经过压裂均质带有边界地层经过压裂2525262627272828292930300 02002004004006006008008001000100012001200不同地质条件下压力动态对比图陕陕62井修正等时试井曲线井修正等时试井曲线（无边界影响）（无边界影响）陕陕71井修正等时试井曲线井修正等时试井曲线(有边界影响）有边界影响）气层的三种压力表示方法压力、拟压力和压力平方 气层的压力 p 为实测压力值；由于气体的压缩性大，粘度、偏差因子Z 等都与压力p有关，因此用拟压力 代替压力 p 进行分析计算：当地层压力 p14MPa 时，可以用 p2代替拟压力分析；当地层压力p21MPa时，可以直接用压力 p 进行分析；近似为压力平方表示y=0.08311x2近似为压力表示y=-14.102+2.1476x压力与拟压力关系曲线拟压力近似表达为压力平方和压力拟压力，MPa2/mPas气层的不稳定渗流方程 渗流方程的通式：该方程为偏微分方程 拟压力形式的气层渗流方程 表达为压力平方形式的渗流方程 p14MPa，假定Z常数 表达为压力形式的渗流方程 p21MPa，pZ常数 气井的两类产能方程 指数式产能方程 qgC(Rwf)n拟压力形式拟压力形式 qgC1(pRpwf)n 压力形式压力形式 qgC2(pR2pwf2)n 压力平方形式压力平方形式 二项式产能方程 RwfAqgB qg2 拟压力形式拟压力形式 pRpwf A1qgB1qg2 压力形式压力形式 pR2pwf2 A2qgB2qg2 压力平方形式压力平方形式 指数式产能方程示意图（q1，p1）（q2，p2）（q3，p3）（q4，p4）斜率1/nqAOF（指）pR2-0.01101001000110100产气量，104m3/d压力平方差，MPa2产气量，104m3/d 压力平方差，MPa2二项式产能方程示意图规整化的压力平方，MPa2/(104m3/d)产气量，104m3/d指数式与二项式产能方程推算无阻流量的差别测点范围较宽时推算的无阻流量差别不大测点范围较窄时推算的无阻流量差别较大二项式方程系数二项式方程系数 A A,B B 及地层参数对产能的影响及地层参数对产能的影响 A、B 值越小，则相应的产量值越大；Kh/（流动系数）值越大，则A、B值越小，产量越大；S 值越小，则A值越小，产量越大；A 值在压力不稳定条件下随时间逐渐变大；B 值与湍流系数 D 值成正比，即D值越小，使产能越大。克拉 205井回压试井压力历史曲线图克拉205井回压试井产能方程图（指数式方程）应用试井解释软件进行产能分析时的参数输入界面应用试井解释软件进行产能分析时的指数式方程图应用试井解释软件进行产能分析时的参数输入界面拟压力表示下的指数式产能分析图举例（FAST）拟压力表示下的二项式产能分析图举例（FAST）引起产能方程出现异常时的一些测试井条件 气井开井后进行产能测试过程中，井底受到冲刷，表皮系数有可能逐渐降低，生产压差相应减小；井底积液的测试井，压力计又未能下放到气层中部，当低产量时积液液柱长，测到的流动压力偏低；高产量时部分积液被排出，测到的流动压力较高，造成生产压差不准，使产能方程出现异常。p1 p2压力计不恰当地下到积液液面以上低气量生产积水较高生产压差被夸大高气量生产积水被排出生产压差趋于正常井底积水影响产能测试结果示意图斜率n1出现异常 斜率n正 常情况斜率n1pR2-0.01qAOF指数式产能方程出现指数 n1的异常斜率B0资料正常B B0 0斜率B0资料异常二项式产能方程出现系数 B0的异常单点产能计算公式 对对于于一一个个大大面面积积分分布布的的多多气气井井气气田田，当当积积累累较较多多产产能能试试井井资资料料后后，产产能能方方程程中中的的n 值值和和B 值值有有确确定定的的值值，可可以以用用单单个个测测试试点点确确定定方方程程中中的的C 值值或或A 值，从而确定产能方程。值，从而确定产能方程。涩北气田单点法产能系数回归图 台南气田单点法产能系数回归图“一点法一点法”产能计算经验公式产能计算经验公式 令令n0.6594，得到指数式经验公式，得到指数式经验公式令令 ，得到二项式经验公式，得到二项式经验公式长庆井下长庆井下靖边靖边一点法产能计算公式一点法产能计算公式长庆研究院上古一点法长庆研究院上古一点法产能计算公式产能计算公式稳定点产能二项式方程分析 只需应用一个稳定的产能测点，即可建立二项式产能方程，得到IPR曲线图，进行有关产能特征的分析；这种产能方程从渗流力学方程出发经严格推导得到，较好地考虑了具体气区特定的气藏条件、完井条件和天然气物性条件；突出了影响气井产能的三个主要因素：地层系数Kh值 生产压差值 完井表皮系数值 产能方程建立过程中，同时可以确认供气部位的等值地层系数Kh值，用于动态分析和试采井试采过程设计；用这种方法计算的无阻流量与修正等时试井测算的结果非常一致，因而可以代替规范的产能试井方法。对于未能进行规范产能试井的气井，可以用这种方法建立产能方程。决定气井产能的三个要素 地层产能系数（Kh）值 地层压力和生产压差 完井质量表皮系数拟稳态条件下气井产率表达为：二项式产能方程的理论公式表示为二项式产能方程：气井产量表达式可改写为：式中以苏里格地区平均参数为例：g=0.02 mPas Z0.9753 T=378 K re=500 m rw=0.07 m S=-5.5 D=0.001(104m3/d)-1通用的产能方程表示为：用区域的或本井的参数构建通用的产能方程经实测点校正后求得井的产能方程以S4井为例:qg实测=14.9259 104m3/d pwf实测=15.2300 MPa pR实测=28.4000 MPa 从而确定等值的地层系数：Kh=6.4083 mDm地层系数可以表达为:进而得到产能方程不同分析方法计算无阻流量对比和“单点法二项式方程”系数表 单点法qAOFp2 二项式法qAOFp2 指数式法qAOF单点产能二项式方程与修正等时试井法计算无阻流量值对比图用试采井动态模型跟踪分析生产气井的产能衰减特征无阻流量qAOF是对气井初始产能状况的简单表述 无阻流量的概念和无阻流量的测取方法产生于上一世纪50年代，是对生产气井在初始条件下对极限产气能力的一种认知。但它又是一个假想条件下的指标，一个无法在现场验证的指标。随着渗流力学理论研究的深入和试井分析技术的发展，对于气井产能的认识不断有所创新。特别是针对特殊岩性气田，原有的测试分析方法出现了许多不适应的和需要改进的地方，通过现场实践逐渐认识到，气井的产能随着生产时间的延续是不断衰减的，衰减的原因主要是地层压力的不断降低。随着气井的生产，地层压力降低的同时，某些低渗透地层和超高压地层，渗透率值也会相应有所降低，称为压敏效应，这也会影响气井产能相应地降低。试井技术是在不断发展的，特别是许多理念需要更新，才能解决当前面临的问题，因此提出了“气井动态产能”的概念。试采井动态描述的核心内容是对气井动态产能的描述以一口实际井为例说明开井生产1.5年后产气能力的变化试采过程套压折算数据理论模型预测数据2001年产能试井实测数据试采过程实测井底压力2002年12月实测产能点qg=5.5104m3/dpwf=13MPa对应流动压力值28.021.703产气量，104m3/d流动压力，MPa苏6井初始产能试井实测IPR曲线图（2001年7月9月）初始产能方程表达式为：初始压力一开流动压力二关压力二开流动压力一关压力三开流动压力三关压力四开流动压力延时开井压力稳定关井压力苏6井初始产能试井测试参数数据表（2001年7月9月）qAOF21.7033104m3/d 苏6井2002年12月的产能方程和IPR曲线实测稳定产能点为：qg 5.5104m3/d，pwf=13MPa 代入产能方程得到：推导出此时的供气部位地层压力为：pR19.1573 MPa。无阻流量缩减为：qAOF10.185104m3/d 5.513.019.15710.185产气量，104m3/d流动压力，MPa苏6井试采过程衰减后 IPR曲线图（2002年12月）实测稳定产能点 苏6井试采过程动态产能变化图2002年12月实测产能点qg=5.5104m3/dpwf=13MPa对应流动压力值5.513.028.021.703产气量，104m3/d流动压力，MPa19.15710.185苏6井不同时期产能特征 IPR曲线比较图2001年7-9月2002年12月应用气井流入动态曲线（IPR）进行产量预测示意图 流入/流出动态曲线交点法确定产能示意图 IPR曲线随地层压力衰竭变化示意图 谢谢谢谢