氣藏產能測試評價及試井分析(下2-凝析氣井試井分析與動態(tài)預測)_第1頁
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文檔簡介

1、凝析氣井試井分析及動態(tài)預測,一.問題的提出:,★了解地層壓力變化規(guī)律  ★獲取地層參數的重要和有效的手段※ 可以了解地下油氣滲流規(guī)律、油氣藏動態(tài)特征※可為氣藏描述、污染評價、數值模擬、油氣藏開采動態(tài)預測以及油氣井增產措施決策提供依據,試井分析的目的:,凝析氣井的試井分析:具有相當大的研究難度,至今未能很好解決,◆地層壓力高于露點壓力時,流體的滲流與干氣藏無太大區(qū)別,仍沿用干氣井的試井分析方法 ---單相擬壓力。,◆地層壓力低于露點壓

2、力以后,地層中將有凝析油的析出,出現(xiàn)油、氣兩相共存或滲流 。,應:采用兩相擬壓力 考慮多孔介質影響,實際儲層對凝析油、氣將產生不可忽略的吸附,在地層中會出現(xiàn)自由的油、氣相與吸附的凝析油、氣相三相共存和自由的油、氣兩相滲流,,多孔介質影響 :,二、凝析油、氣在儲層多孔介質表面的吸附,根據多孔介質基本物性及流體組成等采用Flory-Huggins Vacancy Solution Model ( F-H VSM ) 計算凝

3、析油、氣在多孔介質表面的吸附量和吸附相的組成。,三、凝析氣井試井分析方法,(一)常規(guī)試井分析:,1. 壓力降落試井分析,凝析氣井的滲流微分方程:,(對組分 i ),(對整個烴類流體),兩相擬壓力 :,不穩(wěn)定滲流數學模型:,(內邊界條件),(封閉外邊界),(定壓外邊界),(無窮大地層),(初始條件),,氣井地面質量流量(產量),無窮大地層解:,在井底:,,封閉地層解: (彈性驅動第二相晚期(擬穩(wěn)定流期) ),在井底:,i: 晚期直線段斜

4、率,2. 壓力恢復試井分析,,外推地層壓力 :,中期直線段外推至,,在擬壓力軸,上的截距:,,,,(二)現(xiàn)代試井分析:,1 均質地層試井分析模型,引入擬壓力函數 :,,,(考慮凝析水后烴可流動孔隙度 ),其中:,再引入無因次變量:,,均質凝析氣藏試井數學模型,(無限大邊界 ),(封閉邊界),(定壓邊界),,,,Laplace變換,( Laplace空間解 ),無限大邊界 :,封閉邊界:,定壓邊界:,Stehfest數值反演,,0.5

5、 的水平線,斜率為1.0,無限大邊界 :,2 裂縫性地層試井分析模型與典型曲線特征,引入(無因次)變量:,( j=f、m),(無限大邊界 ),(封閉邊界),(定壓邊界),裂縫凝析氣藏試井數學模型,,,,Laplace變換,( Laplace空間解 ),無限大邊界 :,封閉邊界:,定壓邊界:,Stehfest數值反演,,0.5 的水平線,斜率為1.0,(不同儲容比下裂縫性氣藏試井模型特征),(不同竄流系數下裂縫性氣藏試井模型特征),

6、3 雙區(qū)復合凝析氣藏試井分析模型與典型曲線特征,引入(無因次)變量:,復合凝析氣藏試井數學模型,,,(無限大邊界 ),(封閉邊界),(定壓邊界),,Laplace變換,( Laplace空間解 ),無限大邊界 :,封閉邊界:,定壓邊界:,Stehfest數值反演,,0.5 的水平線,斜率為1.0,0.5M12水平段,不同內區(qū)半徑下雙區(qū)復合凝析氣藏試井模型特征,不同流度比下凝析氣藏雙區(qū)復合試井模型特征,4 應力敏感地層凝析氣藏試井分析

7、模型與典型曲線特征,大量實驗表明, 高壓低滲地層氣體滲流時表現(xiàn)出很明顯的應力敏感性.,當考慮滲透率應力敏感性時,即認為滲透率是隨壓力(或擬壓力)變化而變化的,那么,其滲流基本方程應為:,滲透率K不能直接拿出微分式,定義滲透率模量 :,視滲透率模量:,應力敏感地層氣體滲流基本方程:,引入(無因次)變量:,應力敏感無限大凝析氣藏試井數學模型,,,引入變換式:,內邊界條件變?yōu)椋?應用攝動技術變換式 :,取零解攝動解 :,,應力敏感無限大凝析氣

8、藏試井分析數學模型,,,Laplace變換,( Laplace空間解 ),井底無因次擬壓力:,Stehfest數值反演,,隨著無因次滲透率模量數值的增加,擬壓力及其導數往上翹,無因次滲透率模量數值越大,擬壓力及其導數上翹越明顯,這種特征和不存在應力敏感氣藏加不滲透外邊界試井曲線類似。,斜率為1.0,5 應力敏感砂巖地層雙區(qū)復合凝析氣藏試井分析模型與典型曲線特征,引入無因次變量:,,,復合應力敏感凝析氣藏試井數學模型,,,引入變換式

9、:,,,Laplace變換,其余符號略,Stehfest數值反演,,隨著無因次滲透率模量數值的增加,擬壓力及其導數往上翹或值增大,無因次滲透率模量數值越大,擬壓力及其導數上翹越明顯,這種特征和不存在應力敏感氣藏加不滲透外邊界試井曲線類似。,斜率為1.0,I 區(qū)徑向流水平線,II 區(qū)徑向流水平線,當CDe2S值較大后,可能僅有一個導數水平線 。,6 考慮井筒積液的凝析氣井試井分析模型與典型曲線特征,考慮井筒積液凝析氣井試井數學模型,,,式

10、中:,其它變量定義同前,,Laplace變換,——余誤差函數,Stehfest數值反演,,斜率為1.0,擬壓力導數出現(xiàn)負值,駝峰,0.5水平線 ,井筒積液影響結束,不同 下試井模型擬壓力特征曲線,7 低速非達西滲流試井分析,與常規(guī)中、高滲透凝析氣藏相比,低滲透凝析氣藏儲層致密,滲透率極低,當有凝析水存在時,地下流體在一定壓差(啟動壓差)下才能流動,這已為實驗所證實。由于啟動壓差的存在,低滲透凝析氣藏試井資料往往處于早期

11、,或過早出現(xiàn)不滲透邊界特征假象,影響了試井資料的正確解釋和試井成果的實際應用。實際上,對于低滲透氣藏,相應的滲流方程及井底壓力解也都不同于常規(guī)氣藏。,引入無因次變量 :,無因次啟動壓力梯度,無限大凝析氣井低速非達西滲流試井數學模型,,,,Laplace變換,Stehfest數值反演,,,對于固定參數 ,,,,值增加得越大,雙對數曲線早期和,后期偏離達西滲流曲線的幅度越大。,8 不考慮凝析水影響的無限大外邊界復合凝析氣藏

12、模型 :,(連續(xù)性條件),(連續(xù)性條件),(內邊界條件1),(內邊界條件2),(外邊界條件),(初始條件),,9 不考慮凝析水影響的無限大外邊界天然裂縫凝析氣藏模型 :,,四、濮12井試井分析,1. 油田:,濮城油田.,2. 井別:,滾動開發(fā)井.,3. 投產時間:,?.,測試時間:2001.10.11-10.23測試層位:S3下測試井段:3606.5-3612.6m 有效厚度: 6.1米穩(wěn)定產量:Qo=0.5 m3/d ; Q

13、g=1*104m3/d; 穩(wěn)定時間:tP=360 hrs孔隙度:10.7%測井解釋滲透率: ? mD,壓力歷史,(1)Horner法(兩相擬壓力,不考慮吸附) :,解釋結果:K=1.51 mDS=2.83外推地層壓力 P*=26.31MPa,A. 常規(guī)解釋:,(2)Horner法(兩相擬壓力,考慮吸附) :,氣體吸附作用使得滲流過程中地層反凝析油飽和度增加,氣相相對滲透率相應減小,因此使得計算出的兩相擬壓力降低,解釋結果:

14、K=1.102 mDS=3.25外推地層壓力 P*=26.02MPa,B. 現(xiàn)代試井分析:(1) 均質模型: (兩相擬壓力,不考慮吸附),解釋結果:K=1.81 mDS=3.81地層系數:11.06 mD.m流動系數:693.71 mD.m/mPa.s井筒儲集系數:35.85 m3/Mpa,(2)均質模型: (兩相擬壓力,考慮吸附),解釋結果:K=1.22 mDS=4.40地層系數:7.438 mD.m流動

15、系數:466.71 mD.m/mPa.s井筒儲集系數:22.339 m3/MPa,壓力歷史擬合,考慮多孔介質吸附影響時的解釋結果不同于不考慮吸附影響的情況。 存在介質吸附現(xiàn)象時,有效滲透率減小,表皮因子增大。 因為多孔介質吸附了部分凝析油氣,這些吸附相不參與流動,就相當于堵塞了部分滲流通道,增大了滲流阻力,脫附出的凝析油氣與反凝析液也會堵塞一定滲流空間,自然會出現(xiàn)有效滲透率“降低”,表皮“增大”的

16、現(xiàn)象。 考慮吸附影響后, 有效滲透率降低了約32.6%,表皮增大了約15.49%。,B6井,投產時間:1999.7.23.,壓力歷史放大圖(局部),測試時間:2001.12.13測試層位:P8+P9+P10測試井段:3794.2-3967.7米有效厚度: 53.9米穩(wěn)定產量:Qo=40.6 m3/d ; Qg=14.3146*104m3/d; 穩(wěn)定時間:tP=492.83 hrs孔隙度:14.5%測井解

17、釋滲透率:14.766 mD,常規(guī)解釋:(1)MDH法: (單相擬壓力),壓力后期下掉,(儲層壓力下降),無法應用。,解釋結果:K=2.75 mDS=5.37外推地層壓力 P*=30.79MPa,(2)Horner法: (單相擬壓力),解釋結果:K= 2.51mDS=4.26外推地層壓力 P*=31.78MPa 探測半徑: 497.24 m單井控制儲量 3.23 ×108 m3,(3)Horner法: (兩

18、相擬壓力,不考慮吸附),解釋結果:K= 4.73 mDS=14.42外推地層壓力 P*=30.13 MPa 探測半徑: 682.87 m單井控制儲量 6.64 ×108 m3,(3)Horner法: (兩相擬壓力,考慮吸附),解釋結果:K= 4.54 mDS=15.12外推地層壓力 P*=29.95 MPa 探測半徑: 704.74 m單井控制儲量 6.88 ×108 m3,現(xiàn)代試井分析:(

19、1)均質模型: (兩相擬壓力,不考慮吸附),解釋結果:K=4.332 mD S=14.56地層系數:233.51 mD.m流動系數:7809.55 mD.m/mPa.s井筒儲集系數:1479.77 cm3/atm,測試后期壓力下掉 ,曲線后期徑向流段不完整,解釋結果可靠性降低,解釋結果可供參考。,,壓力歷史擬合,(2)均質模型: (兩相擬壓力,考慮吸附),解釋結果:K=4.16 mD S=19.26地

20、層系數:224.22 mD.m流動系數:7499.13 mD.m/mPa.s井筒儲集系數:1467.76 cm3/atm,,存在多孔介質吸附現(xiàn)象時,有效滲透率低于無介質吸附時,而表皮因子則剛相反。原因與前類似,因為多孔介質吸附了部分凝析油氣,這些吸附相不參與流動,就相當于堵塞了部分滲流通道,增大了滲流阻力,脫附出的凝析油氣與反凝析液也會堵塞一定滲流空間,自然會出現(xiàn)有效滲透率“降低”,表皮“增大”的現(xiàn)象。 考慮吸附

21、影響后, 有效滲透率降低了約3.9%,表皮增大了約3.2%。 與B2井結果相比,有效滲透率降低的幅度與表皮增大的幅度B6井的要低,其原因在于,B6井的重烴含量比B2井的低,B2井的C7+摩爾含量為2.6%,B6井的僅2.38%,而地層孔隙介質吸附時首先選擇吸附的是大分子,即重烴成分,因此B6井的吸附量小。,B6井與B2井地層中吸附相流體飽和度與壓力關系對比曲線,(3)復合模型: (兩相擬壓力,不考慮吸附),解釋結果:第一區(qū)

22、:K=2.03 mD 第二區(qū):K=4.06 mD第一區(qū):地層系數:125.05 mD.m 第二區(qū):219.06 mD.m第一區(qū):流動系數:4182.21 mD.m/mPa.s S=11.999 井筒儲集系數:1162.35 cm3/atm 兩相流動區(qū)半徑:16.88 m,σ=M=2CDe2S=1013,(4)復合模型: (兩相擬壓力,考慮吸附),解釋結

23、果:第一區(qū):K=1.73 mD 第二區(qū):K=3.46 mD第一區(qū):地層系數:93.5 mD.m 第二區(qū):186.5 mD.m第一區(qū):流動系數:3122.23 mD.m/mPa.s S=12.35 井筒儲集系數:1576.58 cm3/atm 兩相流動區(qū)半徑:15.32 m,(5)雙孔模型: (兩相擬壓力,不考慮吸附),解釋結果:K=1.82 md

24、 S=3.002地層系數:97.93 mD.m流動系數:3275.28 mD.m/mPa.s井筒儲集系數:1353.28 cm3/atm儲容比ω=0.01 竄流系數λ= 7.29*10-6,(6)雙孔模型: (兩相擬壓力,考慮吸附),解釋結果:K=1.60 mD S=4.23地層系數:86.04 mD.m流動系數:

25、2877.59 mD.m/mPa.s井筒儲集系數:1505.17 cm3/atm儲容比ω=0.013 竄流系數λ= 6.57*10-6,★復雜(低滲、高溫、高壓、高含凝析水)凝析氣井試井分析實例,對于氣體滲流而言,由于氣體的低粘度與高可壓縮性,在一般干氣藏中,氣體的滲流是不存在啟動壓力的,相反會出現(xiàn)滑脫效應與高速非達西滲流。但實驗結果證實,當氣井有地層水及凝析流體(水、油)存在時液相飽和度?40%時,低滲氣

26、藏中氣體滲流也存在啟動壓力(梯度),即氣體滲流也會象低滲透油藏中原油滲流那樣出現(xiàn)低速非達西滲流現(xiàn)象。這在長慶的產水氣井、中原及大港的凝析氣井都觀察到了該現(xiàn)象。,1 低速非達西滲流氣井試井分析,高液相飽和度下存在啟動壓差,使得低滲透氣藏試井資料往往在早期或過早出現(xiàn)不滲透邊界特征,影響了試井資料的正確解釋和試井成果的實際應用。為了使實例分析更具代表性,在此以P812凝析氣井為例,采用考慮相態(tài)變化、井筒儲集和表皮效應及低速非達西效應的凝析氣井

27、有效井徑模型進行試井解釋,分析其壓力動態(tài)。,2002年05月29日-06月05日對沙四上層3626.3-3704.3m進行系統(tǒng)試井與壓力恢復測試,測點深度3500m,地層厚度46.4米/15層,孔隙度9.3%,試井解釋選取系統(tǒng)試井測試結束后的關井(第6關)壓力恢復數據。,穩(wěn)定生產75.17小時后進行壓恢測試,壓恢測試前穩(wěn)定產量為:日產水5.99 m3 ;日產油2m3; 日產氣0.31×104m3。,P812油氣相滲曲線,P81

28、2實測壓力對應的擬壓力曲線,雙對數擬合曲線,滲透率,,井筒儲集系數,視表皮系數,,啟動壓力梯度,★根據實驗測試結果:λ=0.0002Sw-0.0071,P812井近井地帶的平均液相飽和度為77%。,★P812井滲透率低,解釋出的啟動壓力梯度亦較大,近井地帶液相飽和度較高,產出水較多,致使出現(xiàn)了低速非達西流現(xiàn)象,說明P812井因凝析水和凝析油的存在,對儲層造成了較大的損害。另一方面,該井是壓裂投產,而試井測試時穩(wěn)定產氣量卻僅有3100m3

29、/d,視表皮系數也僅-2.86。,★若采用不考慮低速非達西流現(xiàn)象的均質砂巖凝析氣井試井分析模型,則可以明顯看出,P812井因有較長時間的井筒儲集效應,故試井曲線還處于早期階段,無法得出正確的解釋結果。因此,只有采用低速非達西滲流凝析氣井試井模型,才可以解釋象P812井這類低滲透產水凝析氣井早期試井資料。,P812井均質砂巖凝析氣藏試井解釋雙對數擬合曲線,徑向流未出現(xiàn),多解性大,無因次Horner檢驗曲線,壓力歷史擬合曲線,2 考慮應力敏

30、感效應的凝析氣井試井分析,大多數油氣藏都滿足巖石特性為常數的假設條件,在試井分析中也取得合理的解釋結果,但隨著裂縫性油氣藏,致密砂巖油氣藏、膠結程度低的油氣藏以及煤層甲烷氣藏的勘探和開發(fā),使我們對這類非常規(guī)儲層的巖石特性有了更深一步的認識和了解,對原來建立試井解釋數學模型時的假設條件合理性應進行重新評價與認識,以便更符合這類油氣藏的真實情況。,為了使實例分析更具代表性,在此以P12氣井為例,采用考慮相態(tài)變化、井筒儲集和表皮效應及應力敏感

31、效應的凝析氣井有效井徑模型進行試井解釋,分析其壓力動態(tài)。,P12井2001年10月完鉆并經壓裂投產,2001年10月11日-10月23日對沙三下層井段3606.5-3612.6m進行壓力恢復測試,地層有效厚度6.1米,原始孔隙度10.7%。,壓恢測試前穩(wěn)定生產時間360小時,穩(wěn)定產量為:日產油 Qo=0.5m3;日產氣1.0×104m3。,P12實測壓力對應的擬壓力曲線,P12雙對數擬合曲線,因該井在較大束縛水飽和度(40%左

32、右)的情況下,存在應力敏感效應,故在此采用應力敏感凝析氣井試井分析軟件進行分析。,滲透率 井筒儲集系數視表皮系數視滲透率模量滲透率模量,根據解釋出的滲透率模量結果,地層壓力每降低1MPa,地層滲透率將降低0.598%,對P12井在解釋出的滲透率基礎上,假設該井的廢棄地層壓力為10MPa,則從原始地層壓力49.9MPa降低到廢棄時,地層滲透率將降低23.85%,即變?yōu)?。,該井雖是壓裂投產,但解釋出的視表

33、皮系數達到了3.19,表現(xiàn)出儲層存在較大的損害。由于氣井經過壓裂作業(yè),日產氣1.0×104m3(低于最小攜液速度),日產油 0.5m3;儲層束縛水飽和度40%左右(處于出現(xiàn)“啟動壓力梯度的臨界液相飽和度”),因此,除氣井存在應力敏感性傷害外,井底積液傷害的可能性也較大。,P12無因次Horner檢驗曲線,壓力歷史擬合曲線,復合應力敏感解釋模型分析P12壓力動態(tài),內區(qū)滲透率 ,井筒儲集系數

34、 ,視表皮系數4.44,外區(qū)滲透率 ,視滲透率模量 ,滲透率模量 。,根據滲透率模量解釋結果,地層壓力每降低1MPa,地層滲透率將降低0.788%,對P12井在解釋出的內區(qū)滲透率基礎上,假設該井的廢棄地層壓力為10MPa,則從原始地層壓力49.9MPa降低到廢棄時,地層滲透率將降低31.45%,即變?yōu)?.459×10-3 μ

35、m2。因此P12井儲層應力敏感效應較為明顯,對地層將產生較大傷害。,,無因次Horner檢驗曲線,壓力歷史擬合曲線,3 存在井底積液的凝析氣井試井分析,產水量較大而產氣量低于最小攜液速度的氣井在不同程度上是存在井底積液傷害的。井筒積液會影響井筒儲存系數變化,進而引起壓力恢復曲線產生異常形態(tài),例如:“駝峰”型試井曲線;早期試井曲線在雙對數圖上大于45°,以及早期試井曲線在雙對數圖上小于45°等。 井筒積液引起

36、井筒儲存系數變化的機理主要是:存在多相流(如油氣、油水兩相流)的氣井關井(或開井)期間,會引起相重新分布;在關井測恢復壓力時,由于井筒中流體壓縮系數減小,容易引起井筒儲存系數減小,尤其在低滲特低滲透油氣藏更是如此。為了使實例分析更具代表性,筆者將以W108凝析氣井進行試井資料解釋,分析其壓力動態(tài)。,W108井2003年2月完鉆,2003年7月19日-8月3日對沙三下層井段2863.2-2875.8m進行壓力恢復測試,地層有效厚度6.3米

37、,原始孔隙度10.0%,原始地層壓力20.3MPa,地層溫度114.3℃,井口溫度12.7℃。,壓恢測試前穩(wěn)定生產時間3266.7小時,穩(wěn)定產量為:日產水18 m3;日產油12.8 m3;日產氣1.5×104m3。,W108井實測壓力對應的擬壓力曲線,雙對數擬合曲線,(1)根據攜液臨界流量計算,W108井要能完全攜帶出凝析水需要的最小產氣量為1.58×104m3/d(大于該井日產氣量1.5×104m3);,

38、(2)壓恢測試前該井穩(wěn)定日產水量為:18 m3,日產油12.8 m3;折算穩(wěn)定生產氣/液比為974m3/m3,小于氣井最小生產氣/液比1400m3/m3。,該井在關井壓恢測試前,井底可能有積液存在,故對該井選用了考慮井底積液的凝析氣井試井分析模型。,,無因次Horner檢驗曲線,壓力歷史擬合曲線,從壓力與擬壓力歷史曲線可以看出,當關井2.5小時時,壓力開始降低,而該井在測試時并沒有發(fā)生井口刺漏等現(xiàn)象,直到關井約40小時后,壓力又開始緩慢

39、上升。反映出關井后井筒內存在液體回落,形成井底積液傷害現(xiàn)象。,滲透率表皮系數早期井筒儲存系數與最終井筒儲存系數之比井儲系數,,五、動態(tài)預測,★氣井的壓力剖面★飽和度分布剖面★氣相相對滲透率剖面★氣井產能。,預測內容:,★氣井產能,目前對凝析氣井產能的分析沿用的是單相氣產能分析方法,或在此基礎上發(fā)展的經驗修正近似分析方法。即利用氣井產能測試結果或利用不穩(wěn)定試井測試數據進行氣井的產能分析,但這些方法忽略了地層中流體相態(tài)變化和凝析

40、液流動的特點對氣井產能的影響,當地層中沒有液相析出或析出的凝析油量較少時,用這種方法可行,但對凝析油含量較高的凝析氣藏,近井筒凝析油環(huán)嚴重影響氣井產能。,另外這些方法也沒有考慮多孔介質界面現(xiàn)象如吸附的影響,實際上儲層介質因具有巨大的比面積,因而流體與儲層介質間存在顯著的界面現(xiàn)象(如吸附、毛細凝聚效應、毛管力、界面張力等),它對流體在儲層孔隙介質中的分布、滲流將產生較大的影響,甚至直接影響著氣井的產能。因此也就難以實現(xiàn)對氣井產能的正確預測

41、。筆者在新的凝析油氣滲流微分方程的基礎上,通過滲流模型的建立與求解,探討凝析氣井產能正確預測的方法。,封閉地層凝析氣井擬穩(wěn)態(tài)產能方程:,對有限大凝析氣藏滲流數學模型的求解可以得出氣井擬穩(wěn)態(tài)條件下的氣井擬壓力分布:,,首先根據氣井的流體組成,結合氣井基礎參數,進行凝析氣井流體相平衡及多孔介質對流體吸附的計算,計算出氣井的擬壓力、吸附量等與壓力的關系,再結合或進行考慮多孔介質吸附與流體相態(tài)變化影響的凝析氣井試井分析獲得的地層外邊界半徑,地層

42、有效滲透率、表皮因子等地層參數,然后利用上式即可預測出不同地層壓力下的凝析氣井產能。,B58、Q78井初期無阻流量計算情況表(104m3/d),2002年5月和2003年7月,兩口井初期穩(wěn)定產量分別為0.31×104m3/d與1.5×104m3/d 。,考慮多孔介質吸附后,凝析氣井的產能將降低,與常規(guī)的不考慮介質影響的計算結果相比,Pu12井的在原始地層壓力下的無阻流量由5.8×104m3/d變化到了4.3

43、×104m3/d,產能降低了25.9% 。,由于多孔介質界面現(xiàn)象的存在,特別是凝析油、氣的被吸附,對氣井的產能影響較大。 多孔介質吸附對IPR曲線的影響主要發(fā)生在氣井壓力低于露點壓力之后,在露點壓力之前,IPR曲線差異較小。其原因主要在于氣井壓力一旦低于露點壓力,則會反凝析出凝析油,而凝析油主要是凝析氣中較重的主要組分,恰巧多孔介質又主要是選擇性地優(yōu)先吸附與巖石孔道壁面接觸的較重的組分物質,因此,氣井壓力低于露點壓力后

44、,多孔介質將吸附更多的凝析油,在巖石表面形成吸附膜,降低凝析油氣的滲流能力。,另外,地層壓力降低,氣井產能也降低,特別是在開發(fā)初期,產能隨地層壓力下降而降低較快。從上述計算出的IPR曲線可以看出,當氣井壓力低于露點壓力之前,IPR曲線變化很平緩甚至接近于直線,但一旦壓力低于露點后,曲線變化即很陡,這主要是因為凝析氣井地層壓力低于露點壓力后,將出現(xiàn)反凝析液損失,滲流阻力進一步加大,進而引起氣井產能較快地降低,因此,凝析氣井應注意保持地層壓

45、力,以及在氣藏開采初期階段,應注意生產壓差不能放得太大,注意保持地層壓力較平穩(wěn)地降低,防止地層中析出較多凝析油后,出現(xiàn)反凝析液損失和降低氣井產能。,計算結果也表明,凝析氣井因地層壓力的降低可能出現(xiàn)凝析液的析出,對流體的滲流和氣井產能影響較大,因此在試井解釋時盡量考慮采用考慮相態(tài)變化和多孔介質界面現(xiàn)象影響的復合凝析氣藏模型。,★ 壓力剖面,考慮介質界面現(xiàn)象影響時的壓力明顯低于不考慮介質影響時的情況(壓力梯度增大),這是因為有多孔介質存在時

46、,凝析油氣被吸附,吸附相不參與流動,相當于縮小了滲流空間,脫附出的凝析液相也出現(xiàn)地層堵塞,這就相當于增大了滲流阻力,增加了壓力損失;且隨生產時間增長,壓降漏斗逐漸加大加深,介質影響區(qū)域亦擴大。,★飽和度分布剖面,考慮介質界面現(xiàn)象影響時的反凝析油飽和度明顯高于不考慮介質影響時的情況,而且距離井筒越近,兩種情況下的反凝析油飽和度差異越大;隨生產時間的增長,凝析區(qū)逐漸擴大,甚至出現(xiàn)兩相流動區(qū)。在兩相區(qū)內,氣井進入擬穩(wěn)態(tài)流期后,反凝析油飽和度與

47、徑向距離 的對數基本上滿足二次多項式關系。出現(xiàn)考慮介質影響時的反凝析油飽和度明顯高于不考慮介質影響時的情況,是因為介質吸附,地層壓力下降時,出現(xiàn)脫附現(xiàn)象使得反凝析油飽和度增大。,★氣相相對滲透率剖面,考慮介質界面現(xiàn)象影響時的氣相相對滲透率明顯小于不考慮介質界面現(xiàn)象影響時的情況,與凝析油飽和度分布相似的是愈靠近井筒,兩種情況下的氣相相對滲透率差異愈大,說明反凝析液飽和度的分布特點導致了氣相相對滲透率的相應分布特點。,謝謝!,,,,,,,

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