天然气气藏工程动态分析方法

CQUST 概述
气井动态分析是气藏动态分析基础，主要内容： 1.收集每一口井的全部地质和技术资料，编制气井井史并绘制采气曲线； 2.已经取得的地震、测井、岩心、试油及物性等资料是气藏动态分析的重要依据， 这些资料需在气井上取得综合认识的基础上完成； 3.分析气井油、气、水产量与地层压力、生产压差之间的关系，找出它们之间的内 在联系和规律，并推断气藏内部的变化； 4.通过气井生产动态状况和试井资料推断井周围储层地质情况，并综合静态资料分 析整个气藏地质情况，判断气藏边界和驱动类型； 5.分析气井产能和生产情况，建立气井生产方程式，评价气井和气藏生产能力；
6.提供气藏动态分析工作所需的各项资料，包括地层压力、地层温度及流体性质变 化等。
二、气藏驱动方式的类型
油、气藏的驱动方式反应了促使油、气由地层流向井底的主要地层能量形式。
CQUST 概述
地层能量主要有：
1）在重力场中液体的势能； 2）液体形变的势能； 3）地层岩石变形的势能； 4）自由气的势能； 5）溶解气的势能。 1.气压驱动 特点：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，气藏的储气 孔隙体积保持不变，地层压力系数P/Z与累积采气量Gp呈线性关系。图（6－7） 2.弹性水驱 特点：由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响就大，气 藏的储气孔隙体积要缩小，地层压力下降要比气驱缓慢。这种驱动方式称弹性水驱， 供水区面积愈大，压力较高的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 3.刚性水驱 特点：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，这种驱动方式称刚性水驱。
CQUST
采

37一、前言徐深气田低渗透储层主要发育于登娄库组、营城组和沙河子组，埋藏深度从3000m到5000m左右，储层致密（统计密度大于2.52g/cm3占70%、渗透率小于0.1md 占65%、孔隙度均小于10%），埋藏越深储层物性越差。

为求取储层物性参数，编制开发方案，上交储量通常进行短期试采（开井30-90天），为准确求得地层参数往往还进行长期试采（180天以上），据统计单井压后长期试采（180天以上）处于不稳定流状态，很难达到拟稳定流动状态或边界控制流动状态，不但浪费了大量的天然气资源，还难以达到试采目的，确定储量。

因此，探索低渗透气井储量计算可靠方法，具有重要经济意义。

表1 试采井统计分析数据表二、常规气井储量计算方法分析气藏动态储量的计算方法主要有4大类[1]：一是物质平衡法（压降法、流动物质平衡法），二是通过试井方法预测（弹性二相法、油藏影响函数法、气藏探边测试法、试凑法、压力恢复试井法），三是经验法（经验公式法、产量累计法、衰歇曲线法、水驱曲线法），四是典型曲线特征法（Blasingame典型曲线分析法、A-G典型曲线分析法、NPI典型曲线分析法、不稳定典型分析法）。

在开发早期计算动态储量的常用压降储量分析法，但此法需有足够的试采资料，即三次以上的关井压力恢复数据，此外，借助一次压力恢复试井资料，也可求得影响半径和控制储量；在开发后期，气井进入递减期，可以釆用递减法和其它数学法进行动态储量计算；但每一种算法都有一定的局限性，有的不适应于气藏开发初期，有的要求开井前压力稳定或者关井前已生产了很长时间，压力已趋于稳定，有的算法要求有很高的压力计量精度和苟刻的测试条件；试井方法计算储量也是受多解性的影响比较严重，经验法计算的储量往往误差比较大。

其中应用较广泛的是物质平衡法(压降法)、弹性第二相法、典型曲线法。

三、储量计算改进方法针对低渗透气井物质平衡法计算储量关井压力难以获得的问题，以及典型曲线法边界控制流动很难出现的问题，分别制定了两种不同的方法，下面以XS9-1井为例进行说明计算储量思路。

原始油 气界面
原始油水界面
凝析气顶油藏综合驱动流体分布示意图
西南石油大学石油工程学院 18
第一节
气藏物质平衡方法
根据物质平衡关系，采出的油量和气顶体积量之和应等于增加的 水量:
N i Boi N i Bot N P Bot mNi Boi mNi Boi Bgt Bgi N i Roi Bgt N P RP Bgt N i Rs Bgt
Z 2i ， B2 gi ——原始条件下的两相偏差系数及对应的体积系数。
由变形后的式子可以看出， 和 G pt 为一条直线，利用此直线同样 Z2 可以得到 Gt 。
西南石油大学石油工程学院 12
p
第一节
三、凝析气藏物质平衡
2.带有水蒸汽的凝析气藏
气藏物质平衡方法
考虑到凝析气藏一般埋藏深度大，有介质形变和水的压缩性问题，带 有水蒸汽的凝析气藏开采过程的物质平衡关系见下图：
西南石油大学石油工程学院
20
第一节
气藏物质平衡方法
四、异常高压气藏物质平衡
异常高压一般指压力梯度大，须考虑水的压缩性和岩石的形变。在此 以干气为例来说明异常高压气藏的物质平衡方程式。
GBgi (G GP ) Bg VW V f
原始储气 空间 剩余烃类 体积 束缚水膨胀 体积 岩石骨架膨 胀体积
西南石油大学石油工程学院 19
第一节
气藏物质平衡方法
因为采出的油量中包括从油环中采出的油和压力下降后反凝析出的 凝析油。所以，采出的油量须加以修正。
qo
式中：
(q free / qc R) (q free / qc Rc )
qt

1.俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、分析经验 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测
1.1.2.2 梅德维日气田 由内金和梅德维日两个高点构成的气田，含气面 积1993.3km2，探明地质储量1.68~1.94×1012 m3。基本 储量集中在西诺曼阶，层状-块状气藏，衬托底水，丛 式井组开采，1971年投入开发，1994年开发井基本完 钻，总井数341口，其中气井383口，由79个丛式井组 开采。 平 均 单 井 初 期 产 量 100×104m3/d ， 生 产 压 差 0.147～0.245MPa。
1.俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、分析经验 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测
1.1.2.1 亚姆布尔气田
1986年投入开发，开采6年后年产量达到1850×108m3， 有13年稳产期，单井平均日产量1×104m3/d，丛式井组开 采，一个井组钻4～8口定向井。 1996年总井数782口，采气井676口，106个丛式井组。 1997年采出程度33%OOIP，平均产气层段占54%储层厚度。 水侵量占5%含气孔隙体积，水上升1~35m。 从2006-2025年，预测水淹井85口，水淹区占44%气藏孔 隙体积。
规模
投产的生产井、 投产的生产井、站、 管道 生产井、 生产井、观察井 所有井 生产井 不少于50％ 不少于 ％生产井 所有井 边部、 边部、水层的测压井 生产井 生产井 需大修井 观测井 15～25％生产井 ～ ％
1.俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、分析经验 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测、 俄罗斯三个巨型气田开发动态监测
1.1.1.2 开发简况 开发中存在的主要问题是： 1.均衡开采问题，大区之间形成了较大的地层压 降漏斗，如塔普-亚欣地区长期未采气，地层压力高， 产生气体越流，压力下降了2.7~4.7MPa。 2. 气井出水出砂问题。 3.固井质量是个大问题。

规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
1、气藏类型划分
设定气藏类型的划分标准，根据气藏的具体指标值，系统就会 自动判断气藏的所属类型。
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
2、温压梯度分析

地层梯度分析


井筒梯度分析
气藏温压系统分析
确定气井内的温压 梯度 分析井筒的积液及 其变化情况 压力系统分析，判 断井间的连通性
TM
气藏生产动态分析系统
（Gas Production Analysis）
GPA TM V1.0
北京金鹰竣业科技有限公司
规规矩矩做人 认认真真做事
TM
引
言
面对日趋复杂的开发对象，只有充分利用丰富的 气井测试与开发生产动态信息资料，通过系统、准确的 动态描述，才能更准确地深化气藏地质认识，把握气藏 开发规律，进而实现气田生产动态的可靠预测，以及气 田开发技术对策的制定与调整。



规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
3、产能分析

气井产能分析 气藏产能分析 分类产能方程
根据产能试井数据， 计算气井和区块的产 能，建立相应的产能 方程，绘制IPR曲线 分类汇总、统计分析


规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
4、物质平衡分析(MBA)

定容气藏
AG、NPI 流动物质平衡分析
Arps分析


自定义模型分析
估算动态储量 泄气面积 储层渗透率 S或Xf 井控程度 动态预测 加密潜力
Fetkovich分析 Blasingame分析 流动物质平衡分析 （FMB）

第一章绪论1、 天然气：是指在不同地质条件下生成、运移并以一定压力储集在地下构造中的气体。

2、 我国天燃气工程技术特点：1） 地层和储层特性的特殊性：埋藏深（3000-6000m ）开发开采难度大；中低渗气藏居多，自然产能低：储集量不富集，中小型气田居多，开发分散性、复杂性2） 气藏产水危害的严重性 3） 流体性质的高腐蚀性 4） 天然气的可爆性和高压危险性第二章天然气物理化学性质1、天然气组成：烃类气体：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷及以上气体 非烃类气体：氮气、氢气、硫化氢、二氧化碳、水等 惰性气体：氦气、氩气等 3、天然气组成的表示方法：已知天然气由k 种组分组成，组分i 的摩尔数为n i 体积为V i 质量为m i1）摩尔分数法： y 2）体积分数法：y imi3）质量分数法：W i k iV' m ii=1i=1i=14、天然气按烃类气体分类：1） 按戊烷及以上组分分：干气：1m 3井口流出物中戊烷及以上液态烃含量低于13.5cm 3的天然气。

湿气：1m 3井口流出物中戊烷及以上液态烃含量咼于13.5cm 3的天然气。

2） 按丙烷及以上组分分：贫气：1m 3井口流出物中丙烷及以上烃类含量低于100cm 3的天然气。

富气：1m 3井口流出物中丙烷及以上烃类含量咼于100cm 3的天然气。

5、天然气的相对分子量、密度、相对密度、比容：2）图版法：H 2S 、CO 2校正；凝析气校正 3）计算法n相对分子量：M =1 y i M ii=1,「宀、 7 P g M相对密度：=—gP28.966、天然气的偏差系数 Z ：指相同温度、影响因素：组成、温度、压力 确定方法：1）实验法 密度：EgPM RT1比容： '、二一P g压力下，真实气体体积与同质量理想气体体积之比。

nn拟临界压力： P pc 八Pci y ii=1拟临界温度： T pc = 7 Tci yi=1拟对比压力：PPprP“拟对比温度：T T prpcpc& 天然气等温压缩系数 C g ： C^_-f — 1V I £P n拟对比等温压缩系数： C pr =C g P pc9、天然气体积系数、膨胀系数:体积系数：天然气在地层条件下体积与在地面条件下体积之比。

中原油田开发历程图 为了减缓油田递减， 2003 年下半年开展了为期三年的科技攻关会战。调整开发思路，实行“四个转
时间
变”、强化“三项工作”、调整“三个结构”，见到明显成效。新区产能建设规模逐步扩大，新动用储量
从698万吨上升到1422万吨，新建产能从8.3万吨提高到17.8万吨；老油田稳产基础得到加强，开发状况逐
(1996—2003)
精细调整阶段
(2003---目前)
800 700 600 500 400 300 200 100 0
当年动用储量(10 4 t)
8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
陆相（河、湖沉积）砂、泥岩互层， 油藏非均质、多油层，油层及夹（隔）层 在纵向和横向的相态变化大是其特征。 纵向上不同油层的厚度、岩性、沉积 相，孔、渗、饱，吸入、产出状态等不同 。 横向上同一油层以上参数的平面展布变 化复杂。 纵向上不同夹（隔）层厚度、岩性、 沉积相等不同。横向上同一夹层由粉砂质 泥岩向泥岩、泥灰岩、灰岩转变，隔层多 为纯泥岩。 非均质、多油层砂岩油藏分层系注水 开发，出现的层间矛盾、平面矛盾、层内 矛盾也是贯彻开发始终的基本动态特征。 不同的开发井网、含水阶段，基本动态特 征也不同。
对于封闭未饱和高渗透连通性较好的油藏精度较高而对低渗饱和油藏精度较差压降法采出程度10适用于气田使用时须注意气藏是否为同一水动力学系统产量递减法开发中后期油气田及井均可使用估算可采储量统计法开发初中期预测地质储量及推算后备储量可采储量不稳定试井开发初期计算单井控制储量及小油气藏的储量储量分类与计算方法可采储量估算方法勘探评价阶段经验公式法类比法岩心分析法岩心模拟试验法分流量曲线法稳产阶段物质平衡法水驱特征曲线法数值模拟法递减阶段物质平衡法水驱特征曲线法产量递减法水淹区岩心分析数值模拟法储量分类与计算方法1选择合理的开发方式和布井方案既要合理利用天然能量又要满足并协调好采油速度和稳产时间的关系2确定合理采速及井的工作制度以充分发挥有效的驱动能量3控制油藏动态使之向高效驱动方式转化提高采收率评价油藏的主要驱动方式水压驱动气压驱动溶解气驱重力驱动目的油藏驱动能量分析计算驱动指数计算驱动指数分析判断驱动机理分析判断驱动机理生产气油比变化规律原理当多种驱动能量共同作用时每种驱动能量的作用程度可以根据实际的开发指标和油气水高压物性参数计算其大小和变化情况目的分析各驱动能量的利用率并通过人为干扰充分发挥有利的驱动能量提高开发效果和采收率判断依据油藏驱动能量分析11刚性水压驱动刚性水压驱动驱动面积油藏驱动能量分析地层压力常数常数qoqotrs常数井底压力常数11刚性水压驱动刚性水压驱动油藏驱动能量分析水体远远大于油藏22弹性水压驱动弹性水压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqltqoqotrs常数井底压力常数22弹性水压驱动弹性水压驱动油藏驱动能量分析构造完整倾角陡渗透率高原油粘度低33刚性气压驱动刚性气压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst33刚性气压驱动刚性气压驱动油藏驱动能量分析导致开发过程中油藏压力下降44弹性气压驱动弹性气压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst44弹性气压驱动弹性气压驱动油藏驱动能量分析边底水少或无含油边缘基本不移动55溶解气驱动溶解气驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst55溶解气驱动溶解气驱动油藏驱动能量分析渗透性较好66重力驱重力驱油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数ql常数rs常数66重力驱重力驱油藏驱动能量分析实例分析实例分析底水底水油藏油藏di0004020608开发时间a

XX井长兴组上部实测压力及其导数曲线
实例¡ 利用试井解释储层参数、评价增产措施效果
XX飞三段酸压前实测压力及其导数曲线
10000
XX飞三段酸压后实测压力及其导数曲线
1E+5
1000
10000
100
1000 1E-3
0.01
0.1
1
10
1E-3 0.01 0.1 1 10 100
Log-Log plot: dm(p) and dm(p)' [MMPa2/cp] vs dt [hr]
Pwf PD 1 P R
2
qD
大牛地一点法公式： 长庆一点法公式： 陈元千一点法公式：
0 . 35 0 . 8793
0 . 25
q AOF
3 . 7143 q g 1 21 . 22 PD 1
q AOF
0 . 2745 q g 1 0 . 6244 PD 1
主要任务：
在早期气藏地质研究的基础上，应用开发实验资 料、测试和试气资料，开展气藏工程论证，评价和预 测气井产能，研究气藏技术经济界限和开发技术政 策，进行开发概念方案设计，预测可能达到的生产规 模，评价、优选推荐方案。
必备的主要基础资料：
（１）早期气藏描述成果； （２）探井、评价井的试气成果； （３）油气水常规分析及PVT资料； （４）DST测试、产能试井等测试资料。
（1）常规回压试井
气井放喷后 ，关井测 压结束即可开井试气。试 气测点不少于 4 个，按试井 设计规定的顺序测试。 每一个测试流量下 ， 生产到井口流压趋于稳定 后，精确测量 qSc 和 pwf 。一 个流量接一个流量重复上 述操作，将设计安排的几 个流量完成，即可关井或 转入正常生产。

(1 Sw So )(1 yw ) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
pi Zi
pi Zi
Gp G
(1 Sw So )(1 yw) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
0
Gp
G
说明：
在应用上述物质平衡方程时，需要知道两相 偏差系数与凝析油的饱和度，这些需要通过凝析 气井的取样和实验室分析进行测定。
假定原始条件下，地层压力大于露点压力， 则有原始地下储集空间为 :
VPi
GBgi (1 S wi )(1
yW i )
原始条件水 的体积分数
(1) 地层压力大于露点压力
目前的孔隙空间 为气和水所占 :
VP
(G GP )Bg (1 SW )(1 yW )
由于压力下降，气层 岩石的形变体积:
Gp G
P/Z
0
岩石和流 体压缩性 同时作用
只有流 体压缩
G
Gp
求储量的另一 “归一”化处理：
p Z
(1 Cep)
pi Zi
pi Zi
Gp G
纵轴上截距： a pi Zi
斜率： b pi 1 Zi G
外推直线至：
p 0 与横轴交点
Z
即为G。
pi
p Z
(1
Ce
p
)
Zi
0
Gp G
五、气藏物质平衡方法应用中的注意事项
凝析油采收率：
EcR 2.09 107 ( pi )0.9027(Ri )0.25084( o )2.25253 (141.5 131.5 o )2.50337 (1.8T 32)0.30084

二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第五十七条：气田生产维护主要包括：生产井、地面集输和净 化处理系统维护、报废设施的处理等。其中：
(1)生产井维护包括修井、防砂、排水采气、防腐和气井增产措施
等作业。 (2)地面集输系统维护主要包括：集输管线、设备及配套装置维护； 在线检测自控系统和计量系统维护；泄压放空等安全保护系统维护；增 压及其他动力设备维护。 (3)天然气净化处理系统维护主要包括：各种装置、设备及仪表的 日常维护保养和定期检修；重要阀门、分离器和加热设备的检测和维护； 泄压放空等安全保护系统的维护。 (4)因地质、工程等因素失去利用价值的气井、站场等应按有关管 理规定申请报废，批准报废后按有关要求做好气井和站场的处理。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
(3)在供气需求发生重大变化时，应通过勘探与生产公司向油田公司下达产量调 节指令。动用气田备用能力应报股份公司批准。 (4)气田生产以开发方案设计指标为依据，坚持科学开发原则。在供气高峰期 应尽可能利用储气库、管网调节能力或备用产能解决调峰问题。 (5)按照分级计量的要求，推广应用先进实用的计量技术，定期组织计量设备 的检定，保证计量准确。
情况、开发技术政策的适应性、开发趋势及预测、方案设计指标符合程 度及开发效果评价、开发经济效益评价、开发存在的主要问题、调整对 策与措施等。 第五十六条：地面生产系统管理是对气田地面生产系统进行安全
运行控制和优化管理。按照各项操作规程，细化各项管理措施，确保生
产设施安全、平稳运行，提高技术经济指标，合理降低成本，保证处理 后天然气质量、污水与废气外排等达到国家有关标准的要求。
一、气田开发管理的主要任务
什么是气田开发过程？ 简单讲：就是气田自投入开发一直 到报废这一漫长过程。这一个过程 基本函盖了气田开发的所有内容， 也是现代气藏经营管理的主要内容， 产 量

将系统中的相关数据导出到Excel文件
方便的数据管理 全面的数据分析
模板设计与报告形成
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GEG
规 规 矩 矩 做 人
认 认 真 真 做 事
北京市朝阳区安立路60号院润枫德尚苑X座703室
方便的数据管理 全面的数据分析
全面的数据分析
气藏类型划分
设定气藏类型的划分标准，根据气藏的具 体指标值，系统就会自动判断气藏的所属 类型。
温压梯度分析
通过不同时期气井内温压梯度的变化，确 定井筒内气液界面的变化情况及判识井筒 积液情况。
Gas Production Analysis
物质平衡分析（MBA） 根据气藏驱动类型，选用定容气藏、异常 高压气藏、水驱气藏和连通气藏（低渗补 给）等模型进行物质平衡分析，可以实现 以下主要功能： ❖ 计算气井或区块的原始地质储量、可采 储量； ❖ 预测不同时期地层压力； ❖ 任意连井剖面的压力变化图，分析气藏 均衡动用情况。
生产动态分析
在气藏生产动态分析中，不仅提供了传统 的Arps递减分析方法，而且还提供了包括 Fetkovich、Blasingame、AG、 NPI、 流动物 质平衡分析 (FMB) 等在内的多种现代分 析方法， 可用于直井、 压裂井和水平井 等。同时，系统还提供了用户自定义模型 进行动态分析的功能。
G E GTM
G P A as roduction nalysis
气藏生产动态分析系统
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Golden Eagle Giant Science Technology Limited
Gas Production Analysis

考虑天然气高压物性变化的气藏平均压力计算方法王伟;马新仿;辛一男;李四海【摘要】地层平均压力是气藏分析的重要参数,虽然目前计算方法较多,但大多需要通过关井来实现.针对定容气驱气藏,在考虑天然气高压物性随压力变化的基础上,结合物质平衡原理及气藏渗流机理,建立了地层压力与生产数据的关系等式,提出了在不关井的前提下,利用生产数据计算地层平均压力的方法.同时依据该方法,给出了地层平均压力的计算图版,进一步提高了该方法的实用性.通过验证,利用该方法确定的地层平均压力误差在2％以内,具有较高的精度.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)027【总页数】5页(P29-33)【关键词】流动物质平衡原理;天然气;平均地层压力;计算图版【作者】王伟;马新仿;辛一男;李四海【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200【正文语种】中文【中图分类】TE332.1地层平均压力是气藏储量计算、动态分析必不可缺的重要资料［1］。

一般而言，平均地层压力可以通过关井测稳定井底压力，或根据关井压力恢复曲线外推得到［2，3］。

但关井会对气井正常生产造成不同程度的经济损失;且对低渗气藏，气井关井后压力恢复几个月都不能获得满意的平均地层压力。

为此，在不关井的情况下，计算平均地层压力变的尤为重要［4—7］。

针对定容气驱气藏，结合物质平衡原理及气藏渗流方程，提出了在不关井的前提下，利用生产数据计算平均地层压力的方法，并进一步给出了平均地层压力的计算图版，极大地提高了该方法的实用性。

通过验证，该方法可以应用于实际生产，且具有较高精度。

1 方法原理及推导1.1 假设条件(1)气藏为圆形封闭边界，没有连通的边水、底水或者边水、底水很不活跃，且储集层水平、均质、等厚;(2)气藏衰竭式开采，依靠气体本身弹性膨胀，忽略孔隙体积及束缚水压缩性，没有外部气源及能量补给;(3)气藏中心一口直井开采，生产过程中储层温度不变。

表3-1 气藏动态分析内容、目的和手段（续上表）
编 号
分析 项目
分析 内容
分析 目的
主要 分析 手段
1.工程测井 2.试井分析 3.井口带出 物分析
7
钻井， 完井与 采气工 艺措施 效果分 析
1.钻井井斜、井眼变化， 井底污染状况 2.完井方式、射孔完善程 度 3.产液、带液能力与管柱 摩阻损失 4.井下油套管破裂、井壁 垮塌与产层掩埋情况 5.修井、增压、气举、机 抽、泡排、水力、喷射泵 、气流喷射泵等工艺措施 效果
整及挖潜方案。
一、气藏动态分析的主要内容
气藏动态分析技术是提供气藏开发全过程动态信 息技术，目前国内外主要应用地震、地球物理测井、 地球化学、气水动力学和气藏数值模拟等技术来分 析气藏生产动态，并由点（气井）的监测、分析发 展到整个气田乃至成组气田开发过程实施全面监测 和分析。参照集团公司气藏动态分析工作规范（草 稿），归纳于下表。
1.为修井作 业提供依据 2.为增产、 提高采收率 ，采取适当 的工艺措施 提供依据
二、气藏动态分析的主要技术
1、地震技术
1）三维地震 该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩 性变化、断层位置和裂缝带等。 2）垂直地震剖面 该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向 和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压 层，为平衡钻井提供依据。
3）利用非烃组分浓度分布规律监测气水界面
含气层中H2S浓度的分布可定量地确定气藏面
积上产能大小及分布范围。H2S浓度越高，单位地
层储气能力越低，反之，孔隙中烃含量越高。CO2
和H2S的浓度分布规律相同。含N2量最高的地区，
含H2S量最低。大部含气层系中H2S含量随深度增
加而增加，气液接触带附近H2S浓度急剧增加。

油藏动态分析方法的主要任务就是：研究油藏投入开采 以后的变化规律，寻找控制这些变化的因素，并运用这些规 律来调整和完善油藏的开发方案，使之取得最好的开发效果。
物质平衡方法是油藏动态分析的理论方法之一。
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第一节 物质平衡方法的基本原理
方法的创立： Schilthuis ，1936 方法的实质：体积平衡
（二）压力P时地层油、自由气和地层水的体积
压力P 气顶区
(N油-N区p)Bo 水侵区
1、油藏压力为P时地层油体积
地层油体积=目前剩余油体积
地层原油体积系数
地层油体积 (N NP)Bo
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二.油藏的物质平衡方程通式的建立
2、油藏压力为P时自由气体积
压力P 气顶区
(N-Np)Bo
( Bt
Bti
) m Bti
Bg - Bgi Bgi
Bti
1 m 1 - Swi
C f SwiCw
Δp
引入：
Bt = Bo + (Rsi - Rs )Bg
N
N p Bt ( Rsi Rp )Bg (We Wi W p )
( Bt
Bti
) m Bti
Bg - Bgi Bgi
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第三节 特定油藏的物质平衡方程
１、封闭弹性驱油藏
油藏既无边水或底水，又无气顶，且原始地层压力高于饱和压力时， 即为封闭弹性驱。
无边水或底水：We=0 Wp=0 Wi=0
无气顶：
m=0
开采过程中，地层压力P>Pb:
Bt=Bo Bti=Boi Rsi=Rs=Rp
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气藏动态分析的原理基于物理学、流体力学和数值计算等学科，通过建立 数学模型和数值模拟方法，对气藏的动态数据进行处理和分析。
开发动态分析的方法
数值模拟方法
利用数值计算软件建立气藏模型，通过模拟气藏开发过程中压力、产量等参数的变化， 预测气藏未来的动态趋势。
统计分析方法
对气藏的实际生产数据进行分析，提取有用的信息，如气井的生产曲线、气藏的压力分 布等，为气藏的开发和管理提供决策依据。
气藏动态分析的重要性
提高气藏开发效果
通过气藏动态分析，可以了解气 藏的动态特征和变化规律，优化 开发方案，提高气藏的开发效果 和采收率。
降低开发风险
气藏动态分析可以预测气藏的未 来变化，及时发现和解决潜在问 题，降低开发风险。
提高经济效益
通过气藏动态分析，可以优化气 藏的开发策略，降低开发成本， 提高经济效益。
目的
气藏动态分析的目的是了解和预测气 藏的动态行为，包括气藏的产量、压 力、温度等参数的变化，以及这些变 化对气藏开发效果和经济效益的影响。
背景
随着全球能源需求的不断增长，天然 气作为一种清洁、高效的能源，其开 发和利用越来越受到重视。气藏动态 分析是实现天然气高效、经济、安全 开发的关键手段之一。
气藏生产动态分析是通过监测气藏生 产过程中的压力、温度、产量等参数， 分析气藏的动态变化规律，为气藏的 优化开发和生产管理提供依据。
气藏生产动态分析的原理基于流体力 学、热力学和传热传质学等基础理论， 通过建立数学模型，对气藏生产数据 进行处理和分析，揭示气藏的动态变 化规律。
生产动态分析的方法
数值模拟
对未来研究的建议
进一步研究气藏动态分析的新理论、新 方法和新技术，提高分析的精度和可靠 性。

超高压气藏天然气偏差因子计算方法分析陈丽群;孙雷;张立强;周登洪【摘要】地层条件下气体的偏差因子是用来计算气藏储量、进行动态分析的关键数据，通常使用实验法、图版法、经验公式法、状态方程法进行确定。

但许多超高温高压实验研究表明，图版法及一些经验公式计算方法得到的结果与实验值相差很大，有的误差甚至超过了20%。

针对超高压干气气藏气体偏差因子算法问题，根据调研共选择了六种方法（PR、SRK、SW、DAK、DPR、HY）分别进行计算，计算结果与实验值进行对比，结果发现SRK模型、DAK模型、DPR模型能很好地适应高温高压条件，可以作为超高压干气气藏气体偏差因子的算法。

%Gaseous Z-factor is the key data that is used to estimate the gas reserve and carry out dynamic analysis under the stratigraphic condition. And it is always gained by experiments, Z-factor charts, empirical formula and state equations. However, many ultrahigh temperature and overpressure experiments show that the estimated results of Z-factor charts and some empirical formula vary widely from the experimental ones. Some errors are even more than 20 %. Aiming at the algorithm of Z-factor of overpressure dry gas reservoir and based on the research results, this paper selected six methods in total, including PR, SRK, SW, DAK, DPR and HY. The estimated results of these six methods were compared with those of experiments. The results showed that model SRK, DAK and DPR could adapt well to the conditions of ultrahigh temperature and overpressure. They could be used to estimate the Z-factor of overpressure dry gas reservoir.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2012(000)006【总页数】4页(P24-27)【关键词】干气气藏;超高压;气体偏差因子;动态分析【作者】陈丽群;孙雷;张立强;周登洪【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE332随着天然气工业的迅猛发展，越来越多的深层超高压干气气藏将投入开发，这些气藏都呈现出超高温高压的特点。

高精度全压力全温度范围天然气偏差系数解析计算模型李相方;任美鹏;胥珍珍;徐大融;张兴全【摘要】天然气偏差系数是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基本参数.针对目前工程上利用的计算天然气偏差系数单个计算模型适用的压力范围很小、需要迭代才能计算、精度偏低情况,建立了一种高精度、全压力、全温度范围天然气偏差系数解析计算模型--LXF-RMP模型.该模型适合压力范围0～140 MPa,较其他计算模型计算方便,利于手工或计算机编程计算.相对误差大多在1%以下,由此分析得出,LXF-RMP模型在全压力、全温度范围的精度很高.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2010(032)006【总页数】6页(P57-62)【关键词】偏差系数;计算模型;Standing-Katz图版;误差【作者】李相方;任美鹏;胥珍珍;徐大融;张兴全【作者单位】中国石油大学石油天然气工程学院,北京,102249;中国石油大学石油天然气工程学院,北京,102249;中国石油大学石油天然气工程学院,北京,102249;中国石油大学石油天然气工程学院,北京,102249;中国石油大学石油天然气工程学院,北京,102249【正文语种】中文【中图分类】TE311Abstract:natural gas Z-factor is an important physical parameter in engineering calculation, and it is also a basic value in gas reserves calculation and dynamic analysis. Aimed at the current engineering calculations using a single computational model of natural gas deviation factor, whose pressure range is small and precision is low, and iterative calculations is needed, a high-precision analytical calculation model of natural gas Z-factor with whole pressure and temperature range have been set up. This model is suitable for pressure of 0～140 MPa and easier to be calculated by hand or computer. Difference and error analysis shows that, in most cases, the relative error is below 1%, thus LXF-RMP model is more precise in whole pressure and whole temperature range.Key words:Z-factor; calculation model; plate of standing-katz; error analysis天然气偏系数计算公式大多需要迭代求解，且这些公式都只适合某一范围的温度与压力［1，2-4］。