异常高压气藏动态预测研究

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1、2010年第2期内蒙古石油化工l异常高压气藏动态预测研究冯国庆，陈玉玺，冯丽丽。，文森。(1．“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室西南石油大学，四川成都610500；2．渤海钻探工程公司第二录井公司，河北任丘062550；3．中海油能源发展监督监理技术公司，广东湛江524057)摘要：在异常高压气藏开发过程中，由于应力敏感性造成的渗透率变化无法忽略，因此在建立二项式渗流方程时必须考虑由于应力敏感性造成的渗透率的变化情况，定义新的拟压力形式的渗流方程。再以物质平衡原理为基础，导出定容异常高压气藏的压降方程，并

2、与井筒流动方程相结合，建立动态预测模型。由于该模型很好的考虑到了应力敏感性造成的影响，使得更适用于实际生产过程中，对于异常高压气藏生产动态的预测有较好的效果。关键词：异常高压气藏；应力敏感；物质平衡；动态预测中图分类号：TE33文献标识码：A文章编号：1006~7981(2010)02—0001—03异常高压气藏的压力系数一般大于1．2且在1．体积变化量一产出气量斗水量5以上，其在开采过程中的压降曲线是呈现上凸趋其中孔隙体积变化量包括天然气的膨胀量势，在P／Z—GP曲线图上会出现两个斜率明显不同G(B一B、岩

3、石和水的膨胀量GB的直线段[3]。在进行生产动态预测时，异常高压气藏Ci-I-C~i,b,,iAp—、泥页岩的水侵量W、外围水层的水与常压气藏的思路一样，都是要预测其地层压力、井，c底压力、井口压力以及年产气量、累积产气量等随开侵量，以及原生水和伴生水中溶解气的释放量发时间的变化情况。用物质平衡法对异常高压气藏G刑，产出的气量和水量之和为G，十B⋯进行生产预测动态预测主要是基于气藏的压降方将各种能量代入体积平衡方程得到异常高压气程、气井的二项渗流方程和气体的井筒流动方程。对藏的物质平衡方程；于异常高压气藏来说

4、，通常由于周围泥岩可能的再压实和有限封闭边水的弹性水侵很小，与地层有效G(一)+G召，一÷△尸++压缩系数Cg相比可以忽略不计，即不考虑水侵作，，+GBe=GpB+la"1,(1)用L43。与常压气藏动态预测相似，异常高压气藏的动由天然气的目前和原始体积系数分别为：B=态预测采用实际单井的方式来预测单井的井底流PZ丁尸Z。丁压、井口流压、产气量和气藏平均地层压力。’一面由于异常高压气藏在开采过程中，岩石骨架受式中：T一地面标准状态下温度，293．15K应力的影响不断压缩，储集空间减小，使得渗透率不P～地面标准

5、状态下压力，0．101MPa断降低n]，造成渗透率的应力敏感性，因此在建立气Z一目前压力P下天然气的偏差系数井的二项式渗流方程时就不能忽略渗透率由于应力Z一原始地层压力pi下天然气偏差系数敏感性造成的影响，必须考虑渗透率的变化情况，才得出异常高压气藏的压降方程为：能使得模型预测更加准确。1异常高压气藏的动态预测模型Pf豆受一要巫1i对于大多数异常高压气藏来说，由于周围泥岩可能的再压实和有限封闭边水的弹性水侵量一般很L1一∞，J小，与Cg相比可以忽略不计，天然水侵量可忽略，这(2)种情况下，动态预测模型由以下三

6、部分组成：若令：C：Ci+C~1．1压降方程——r考虑一个具有天然水驱作用的异常高压气藏。则对于定容异常高压气藏的压降方程为：设该气藏原始地层压力为pi，原始地层温度为T，气藏内天然气的原始自由气地质储量(在地面标准条一一Z：=一Z(●、一1)J(l3^)J件0．101MPa和2O℃下)为G，它所占有的地下体积一e△P⋯为G，原生水和伴生水中溶解气储量为G。在压1．2二项式渗流方程力从Pi降到P的过程中，累积采出气体和水的地面在异常高压气藏开采过程中，有效应力不断压体积为Gp和Wp。在地层压力下降AP=Pi—

7、P的过缩岩石骨架，从而使得储集空间减小，渗透率不断降程中，地层孔隙体积的变化服从体积平衡原理：孔隙低，这种渗透率因应力变化而变化的现象称为渗透·收稿日期：2OO9—11—28基金项目：中国石油天然气集团公司石油科技中青年创新项目(O7E1016)作者简介：冯国庆(1974一)，男，山东菏泽人。博士，副教授，油气田开发专业。2001年毕业于西南石油大学，主要从事油藏描述和油藏数值模拟研克。O2内蒙古石油化工2010年第2期率的压力敏感性L6j。通过实验数据回归分析，可得到表1气藏原始数据资料H渗透率与有效应力的

8、3种表达式：原始地质储量(10。m。)】88=指数式：k一志。P—k~Pip’(4)气藏原始地层压力(MPa)66．】94幂函数1：k—k(P／P，)【5)气藏温度(C)95．74M幂函数2：k—koC(P～P)～(6)式中：P、pi、pw——目前压力、原始地层压力、气藏中部深度(m)3200上覆岩层压力，MPa；原始气体偏差系数1．4k、ki——目前压力、原始地层压力下的渗水的压缩系数(MPa)0