天然气气藏工程动态分析方法

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。

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。