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Gambling型曲线在某气田中的应用研究

范文

杜磊

摘 ?????要：如今，先进的下降曲线分析技术被广泛应用于估算最初的碳氢化合物（HCIIP）、油藏参数和产量预测。这些分析技术在假设不同的储层模型和井眼几何形状基础上开发的，其中大多数被认为是理想单井储层系统，这与实际情况不符。故有学者提出分析多井油藏生产数据的理论解决方案，应用油藏模拟模型对油气藏进行研究和验证，但对实际应用情况的应用没有详细论述。介绍了Blasingame型曲线法在多井凝析气藏中的应用实例。使用两相压缩系数计算总物质平衡拟时间。利用垂直流动相关性计算井底流动压力，并用动态梯度进行调整。分析单井产量数据以估算凝析气藏的原始气体总量以及储层参数。多井型方法的结果与常规物质平衡估计以及试井解释结果相当。因此证实了多井型曲线评价凝析气藏的可靠性。

关 ?键 ?词：下降曲线;多井油藏;油藏模拟;Blasingame型曲线;凝析气藏

中图分类号： TE353 ??????文献标识码： A ??????文章编号： 1671-0460（2019）06-1297-04

Abstract： Nowadays， advanced descent curve analysis techniques are widely used to estimate initial hydrocarbons （HCIIP）， reservoir parameters and production forecasts. These analytical techniques were developed based on the assumption of different reservoir models and wellbore geometries， most of which were considered to be ideal single well reservoir systems， which was inconsistent with the actual situation. Therefore， some scholars have proposed theoretical solutions for analyzing production data of multi-well reservoirs. The reservoir was studied and verified by the reservoir simulation model， but the actual application was not discussed in detail. In this paper， the application of Blasingame-type curve method in multi-well condensate gas reservoirs was introduced. The total material balance time was calculated using the two-phase compression factor. The bottom hole flowing pressure was calculated using the vertical flow correlation and adjusted with the dynamic gradient. Single well production data were analyzed to estimate the total amount of raw gas in the condensate reservoir and reservoir parameters. The results of the multi-well method were consistent with the volume and conventional material balance estimates and well test interpretation results. Therefore， the reliability of the multi-well curve to evaluate the condensate gas reservoir was confirmed.

Key words： Descent curve; Multi-well reservoir; Reservoir simulation; Blasingame type curve; Condensate gas reservoir

儲层压力监测和储层井参数是生产预测的基本输入数据，通过短时间关井来获得。而随着对碳氢化合物生产需求的日益增加，常因工艺上的操作限制了对此类信息的获取，同时关井会导致临时生产损失。因此，先进的下降曲线分析技术在油藏描述、储量估算和产量预测方面显得尤为重要。由于采用了物料守恒时间，先进的下降曲线方法可适用于可变速率/可变压力生产条件[1]。此方法是针对各种生产条件开发的，如均质油藏、水力压裂井、天然裂缝储层、水平井和水侵/注水等条件。但它们均是在封闭系统中假设的理想单井，而这与实际生产条件不相符。2001年，Marhaendrajana和Blasingame提出了一种用于分析多井油藏系统中的单井产量的解决方法[2]。他们使用现场累计产量和单个速率/压力数据来计算系统的物质平衡拟时间。这允许使用单井储层模型（类型曲线）估算原始原地气储量（OGIP）和储层参数，并通过数值模拟进一步验证。Sureshjani等人[3]还提出了一种通过在不使用类型曲线的情况下分析多井系统中的单井产量数据来确定OGIP的方法。该方法考虑了由不同原因（如填充钻井和受损井的关闭）引起井排水区域的变化，并利用数值模拟来验证上述方法。随后Shahamat和Clarkson[4]在多井油藏的多相流生产分析中，利用地层体积因子和相对渗透率参数来定义新的拟压力函数，以说明两相油气流量。通过将结果与多裂缝水平生产井的数值模拟进行比较来验证该方法的有效性。

本文描述了Blasingame型曲线在由某气田多井系统生产的凝析气井中的应用。选择Marhaendrajana的方法来确定排水区的OGIP和储层参数。两相压缩系数用于计算用于分析凝析气藏的调节压力。在单井产量数据分析中使用修正的物质平衡拟时间可为多井凝析气藏提供良好的OGIP估算。同时通过Blasingame类型曲线计算的渗透率和井筒表皮系数与测试分析相比，具有一致性和可接受性。

1 ?单井类型曲线分析

Palacio和Blasingame引入了基于Fetkovich[5]和Carter[6]工作的“修正型曲线”。这允许通过将可变井底流动压力和可变流速，将它们减少到等效的恒定速率数据来分析单个气井生产数据。通过应用物质平衡拟时间概念（公式 1）可以实现这种简化：

这是封闭油藏中单井的一般双曲线下降方程。只有当每个井的排水区域随时间保持不变时，这种简化才能应用于真正的多井场。当每个井的流速恒定且表现出恒定的单井产能时，才可实现此特定条件，因此，所有井将达到恒定的无流动边界。然而，必须在每个井中进行分析，并且单个OGIP的总和与该区域中总的OGIP一致。但常常由于生产需求、加密井、井眼损坏、增产作业等的变化，造成上述情况发生的概率很小。

对于凝析气藏来说，Arabloo等人[7]通过定义调整压力和改进了物质平衡拟时间函数（方程4），其中两者均为两相压缩系数的函数。需通过CVD测试（PVT分析）获得气体黏度（μg*）以及兩相压缩系数（Ztp）。此外，必须计算气体压缩率作为Ztp（公式5）的函数。

Arabloo等人通过将速率进行归一化调整及在修正的物质平衡拟时间的基础上将笛卡尔图划分成三个不同区域。经证实井底压力和平均油藏压力均低于露点压力的第三个区域可用于确定OGIP。

需注意的是在上述工作中，气体流速和累积气体必须包括气相和产生的冷凝物的气态当量，故作为输出变量的OGIP还需包括分离器气相和产生的液态烃的气态当量。

2 ?多井型曲线分析

选择Marhaendrajana和Blasingame多井解决方案进行天然气凝析油藏分析是一种实用而准确的方法。根据他们的研究，多井可压缩系统中单井生产的良好性能可表示为直线方程。继Arabloo等人之后，基于凝析气藏的两相压缩系数编写公式（6）：

修正的物质平衡拟时间（ta，tot*）是单独的气体流速（qg）和总气体流速（qg，tot）的函数。正如Marhaendrajana在他的工作中所证明的那样，变量f（t）是随时间变化的且在边界主导的流动条件下保持恒定。对于这种流动状态，公式（6）可用无量纲递减变量表示为：

径）。

（13）计算OGIP，渗透率和井眼损伤。

4 ?现场案例研究应用

用上述方法确定某气田储层的OGIP。某气田的凝析气藏主要由三个垂直井产生（DRD-1005，DRD-X1001和DRD-X1002），如图1所示。DRD- X1001的储层和流体性质信息以及试井结果见表1。根据PVT分析，该储层的最大液体流出量约为3.21%。使用PVT数据计算两相压缩系数C，气体黏度和气体可压缩性。三口井的气体流量贡献率如图2所示。

为案例研究分析选择的井是DRD-X1001，因为它位于结构的中心，并且具有最长的生产历史。这一井对总生产量的贡献在前两年为55%，然后在2011年和2012年为35%，从2013年为40%。这一信息对于估算相互作用系数（βD）尤为重要，需在一个恒定的排水区域进行计算。在生产流量的下半部分中βD为2.5。

所研究井的生产测试数据（DRD-X1001）如图3所示，可看出流动压力来自井口。在此情况下，需使用在井寿命中获得的动态梯度数据匹配的垂直流量来计算井底压力。Cox[8]等人评估了在油田中应用不正确的多相流关联性的误差。他们推荐了一些气体相关性，如Reinicke，Gray，Hagedorn-Brown，Cornish。然而，对于可获得的生产数据，Mukherjee相关性最适合BHP测量数据（图4），同时根据Cox来看其具有较低的相对误差。

生产流量与BHP之间的相关性如图5所示。可以看出，有一系列井口压力受亚临界流量引起的背压影响。然后将这些数据点作为“亚临界流数据”舍弃，因为它们不受储层动力学的影响。压力—速率特征图证实了储层中存在伪稳态流动状态（正斜率）。

5 ?结论

（1）在单井产量数据分析中使用修正的物质平衡拟时间可为多井凝析气藏提供良好的OGIP估算。

（2）通过Blasingame类型曲线计算的渗透率和井筒表皮系数与测试分析相比具有一致性和可接受性。

参考文献：

[1]Blasingame T A， Lee W J. Variable-Rate Reservoir Limits Testing[J]. Journal of Petroleum Technology， 1986（6）：352-358.

[2]Marhaendrajana T， Blasingame T A. Decline Curve Analysis Using Type Curves - Evaluation of Well Performance Behavior in a Multiwell Reservoir System[J]. Society of Petroleum Engineers， 2001（9）：186-194.

[3]Sureshjani M H， Behmanesh H， Clarkson C R. Multi-Well Gas Reservoirs Production Data Analysis[C].SPE Unconventional Resources Conference-Canada. 2013（12）：230-234.

[4]Shahamat M S， Clarkson C R. Multiwell， Multiphase Flowing Material Balance[C].SPE Unconventional Resources Conference. 2017 （2）： 149 - 154.

[5]Fetkovich M J. Decline Curve Analysis Using Type Curves[J]. Journal of Petroleum Technology， 1980， 32（6）：1065-1077.

[6]Carter R D. Type Curves for Finite Radial and Linear Gas-Flow Systems： Constant-Terminal-Pressure Case[J]. Society of Petroleum Engineers Journal， 1985， 25（5）：719-728.

[7]Arabloo M， Gerami S. A new approach for analysis of production data from constant production rate wells in gas condensate reservoirs[J]. Journal of Natural Gas Science & Engineering， 2014（21）：725-731.

[8]Cox S， Sutton R， Blasingame T. Errors Introduced by Multiphase Flow Correlations on Production Analysis[J]. Journal of Petroleum Technology， 2006（5）：132-138.

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