气藏产能测试评价及试井分析
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气藏动态评价和试井
气藏动态评价
合理工作制度制定
气藏动态评价
开采概况
储量申报情况: 布海-小合隆共上报天然气探明地质储量18.98×108m3 。 1999年12月在合6、合11区块泉三段、泉一段上报天然气探明地质储 量12.96×108m3、叠合面积30.7 Km2 ；
2000年12月上报合5区块泉一段天然气探明储量2.81×108m3，叠合
火山岩储层流体渗流特征研究
典型曲线特征分析
气层的部分射开，将会产生球形流或半球 形流的流动图谱。从图中看到，流动分成4个 阶段： 续流段：与常规的均质地层大体类似， 从图中可以看到，部分径向 但这一段所显示的曲线形态下，表皮系数S反 流与全层径向流之间的导数水平 映的是射开部分的损害情况。 线，有一个高差，用Lp表示。它 部分径向流段：对于大多数层状地层， 在厚层内部，常伴有薄的夹层，这些薄夹层， 表示全层流动系数与射开层段流 虽不能隔断气体的纵向流动，却使气层的纵 动系数之间关系。LPD越大，也就 向渗透率远小于横向渗透率，从而推延纵向 是导数水平线的高度差越大，则 流动的发生。 球形流段：射开层段以外的较厚的层段 全层流动系数与射开部分流动系 参与流动，使平面径向流转化为球形流。对 数之比（MP）越大。以此可以研 应球形流动，在导数图上显示-1/2斜率的下 究射开层段百分比；水平渗透率 倾的直线，这是球形流动的主要特征线。 全层径向流：球形流以后，只要测试时 KH与垂向渗透率KV的比值关系。 间足够长，一般都可以测到全层的径向流。
实例分析
采用复合模型解释成果参数为： 污染表皮系数为3.02；近井区：地 层系数为72.1mD· m；渗透率为 1.08mD；复合区半径为21.1m；远 井区：地层系数为480.7mD· m；渗 透率为7.2mD。 采用复合模型解释参数结果如下： 污染表皮系数为-2.36；原始地层压力 为31.4MPa；近井区地层系数为 10.3mD•m；渗透率为0.355mD；复合 区半径为；远井区地层系数：为 68.7mD•m；渗透率为2.37mD。
气藏产能测试评价及试井分析
引入无因次变量 ：
无因次启动压 力梯度
气藏产能测试评价及试井分析
无限 大凝 析气 井低 速非 达西 渗流 试井 数学 模型
Laplace变换
气藏产能测试评价及试井分析
Stehfest数值反演
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
，
对于固定参数 ，
值增加得越大,双对数曲线早期和
气藏产能测试评价及试井分析
压力历史
气藏产能测试评价及试井分析
A. 常规解释：
（1）Horner法（两相拟压力，不考虑吸附） ：
解释结果： K=1.51 mD S=2.83 外推地层压力 P*=26.31MPa
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法（两相拟压力，考虑吸附） ：
气体吸附作用使得渗流过程中 地层反凝析油饱和度增加，气 相相对渗透率相应减小，因此 使得计算出的两相拟压力降低
气藏产能测试评价及试井分析
常规解释： （1）MDH法： （单相拟压力）
解释结果： K=2.75 mD S=5.37 外推地层压力 P*=30.79MPa
压力后期下掉，（储层压力下降），无法应用。
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法： （单相拟压力）
解释结果： K= 2.51mD S=4.26 外推地层压力 P*=31.78MPa 探测半径: 497.24 m 单井控制储量 3.23 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
解释结果： K= 4.54 mD S=15.12 外推地层压力 P*=29.95 MPa 探测半径: 704.74 m 单井控制储量 6.88 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
无因次启动压 力梯度
气藏产能测试评价及试井分析
无限 大凝 析气 井低 速非 达西 渗流 试井 数学 模型
Laplace变换
气藏产能测试评价及试井分析
Stehfest数值反演
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
，
对于固定参数 ，
值增加得越大,双对数曲线早期和
气藏产能测试评价及试井分析
压力历史
气藏产能测试评价及试井分析
A. 常规解释：
（1）Horner法（两相拟压力，不考虑吸附） ：
解释结果： K=1.51 mD S=2.83 外推地层压力 P*=26.31MPa
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法（两相拟压力，考虑吸附） ：
气体吸附作用使得渗流过程中 地层反凝析油饱和度增加，气 相相对渗透率相应减小，因此 使得计算出的两相拟压力降低
气藏产能测试评价及试井分析
常规解释： （1）MDH法： （单相拟压力）
解释结果： K=2.75 mD S=5.37 外推地层压力 P*=30.79MPa
压力后期下掉，（储层压力下降），无法应用。
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法： （单相拟压力）
解释结果： K= 2.51mD S=4.26 外推地层压力 P*=31.78MPa 探测半径: 497.24 m 单井控制储量 3.23 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
解释结果： K= 4.54 mD S=15.12 外推地层压力 P*=29.95 MPa 探测半径: 704.74 m 单井控制储量 6.88 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
大张坨凝析气藏板52井产能试井资料分析与评价
摘要
经对板 ５ ２井历次产能试井资料进行分析和评价 ， 出稳定试井方法在高凝析油含量气 指
井测试 中的不足 ； 过现 场 实施 ， 出适 用 于高凝 析 油含 量 气 井 的产 能试 井方 法 ， 同类 气藏 的产 通 指 为 能测试提 供 了借鉴 和指 导依据 。 关键词 高凝析 油含 量 气藏 凝 析 气 井 稳 定试 井 改进 型等 时试 井 大张坨凝析气 藏位 于板桥凝 析油气 田板 中断块西 部， 大张坨 断层下降盘 ， 目的层沙一段 板Ⅱ 油组 为一 由 为 了确 定该 气 藏 合 理产 能 ， 这 两 次试 井 资料 对 分别 采用 指数 式产 能方 程和二 项式 产 能方程 进行解
式 中 ： —气 产 量 ，０ ｍ ／ ； Ｒ ｇ— １ ｄ Ｐ —— 地 层 压 力 ， ＭＰ ； —— 流 动压 力 ， ａ ａ ｐ， ＭＰ ； —— 产 能系数 。 在 对板 ５ 井 实 际资料 的处 理过 程 中 ， ２ 出现 了 ｎ ＞１的情况 （ 图 １。 见 ）
（ｄ １） ０ ｍ ／
＝
２ 二项 式产 能 方程 。 ． 系数 Ｂ 出现 异 常 二项 式 产能 方程 为
％
Ａ ＋ Ｂ％ ”
其中
＿１ ．５ ２９
Ｄ
［ 作者简介］ 何 书梅 ， ，９９ 女 １６ 年出生 ， 高级工程 师 ， ９３ １９ 年毕业 于大庆石油学 院油藏工程专业 ， 主要从 事油气 田开发及数值模拟研究
图３ 板５ 井改进型等时试井指数式试 井曲线 ２
４ １ Ｕ ｌ ６ ２ ２ ２ ８
（ｏ ／ ） １ ｄ
图２ 板５ 井 １７ 、１９ 年稳定试井二项式曲线 ２ ９５ ９４
对于高凝 析含量 的凝 析气 井 来说 ， 地露 压差 小 ，
气藏产能测试评价及试井分析(上-产能测试与分析部分)-1
在压力表达方式上，从早期的单纯用压力进行分析， 发展到考虑真实气体的压缩性的压力平方表示法及拟压 力法。在此基础上产生了考虑湍流影响的二项式产能方 程，和推算气井AOF。
纵观产能试井法的发展不难发现，所有这些方法的 产生，都是源于生产规划的需要。从方法本身来说，都 带有实验和估算的性质，理论上并非是十分严格的。
油气井 新井
计算机技术应用的发展 即：图版拟合解释法
1970年Ramey图版： 年 图版： 图版 PWD
现代试井分析方法
S=20 S=10 S=0 S=-5
tD
Gringarten图版 图版
ＣDe2S=1015
P WD
tD / CD
80年代 年代Bourdet双重孔隙系统图版 年代 双重孔隙系统图版
§1
试井及试井分析方法
是利用油井或气井（或水井） 试井分析-----是利用油井或气井（或水井） 以某产量生产或生产一定时间后关井所测得的井 底压力随时间变化的资料， 底压力随时间变化的资料，来分析和推算地层和 井筒参数。 基础： 基础：渗流理论
（稳定渗流 不稳定渗流 压力迭加原理） 压力迭加原理）
对于流度k/µ小的油气藏，所需的 甚大 甚大， 对于流度 小的油气藏，所需的ts甚大，实际上 小的油气藏 难以安排测试。在矿场上， 难以安排测试。在矿场上，常规分析一般适用于 ts≤10h；若ts>10h，则应取非常规分析方法（如 ； ，则应取非常规分析方法（ 等时试井，修正等时试井等） 等时试井，修正等时试井等）建立的产能特性方 程。 决定试井类型 稳定试井的主 要设计项目： 要设计项目： 确定测试时间 选择测试工作制度
稳定试井设计
油井 气井
∆p = Aq + Bq 2
《2024年苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的天然气资源区域之一，其中致密气藏的开发与利用具有重要的战略意义。
本文针对苏里格致密气藏的水平井开发，对产能模型进行深入研究，并对开发指标进行评价。
目的在于通过精确的模型研究和评价指标的评估，为该地区的气藏开发提供科学依据和技术支持。
二、研究背景与意义随着国内能源需求的不断增长，天然气作为清洁能源越来越受到重视。
苏里格地区作为国内重要的天然气产区，其致密气藏的开发潜力巨大。
然而，由于致密气藏的特殊性，其开发难度较大，需要深入研究其产能模型和开发指标。
因此，本文的研究具有重要的理论意义和实际应用价值。
三、产能模型研究1. 模型选择与建立针对苏里格致密气藏的特点，本文选择了适合的水平井产能模型进行研究。
该模型考虑了气藏的物理性质、地质特征以及工程因素，通过建立数学模型，对水平井的产能进行预测和分析。
2. 模型应用与验证通过收集苏里格地区的气藏数据和开发资料，将模型应用于实际气藏的开发过程中。
通过对比模型预测结果与实际开发数据，验证了模型的准确性和可靠性。
同时，对模型中的参数进行了敏感性分析，为后续的优化提供了依据。
四、开发指标评价1. 评价指标体系构建针对苏里格致密气藏的开发，本文构建了包括产量、采收率、投资回报率等在内的评价指标体系。
这些指标能够全面反映气藏的开发效果和经济效益。
2. 评价方法与实施采用定性和定量相结合的方法，对苏里格致密气藏的开发指标进行评价。
通过收集气藏的开发数据和经济效益数据，对各项指标进行计算和分析。
同时，结合专家的经验和判断，对评价结果进行综合分析和评估。
五、结论与建议1. 结论通过本文的研究，我们得到了以下结论：苏里格致密气藏的水平井产能模型具有一定的准确性和可靠性，能够为该地区的气藏开发提供科学依据；苏里格致密气藏的开发指标评价体系能够全面反映气藏的开发效果和经济效益，为后续的优化提供了依据。
《2024年苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》范文
《苏里格致密气藏水平井产能模型研究及开发指标评价》篇一一、引言苏里格地区是中国重要的致密气藏区之一，随着国家对清洁能源需求的增加，对该区域的致密气藏的开采及产能模型研究具有重要意义。
水平井技术作为当前致密气藏开发的主要手段，其产能模型的建立与开发指标评价对于指导现场生产、优化开发方案具有重要作用。
本文旨在通过对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究，并对其开发指标进行评价，为该区域的致密气藏开发提供理论支持和实践指导。
二、研究背景及意义随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为国内外研究的热点。
苏里格地区以其丰富的致密气藏资源，成为国内致密气藏开发的重要区域。
水平井技术因其能够提高单井产量、降低开采成本等优势，在致密气藏的开发中得到了广泛应用。
因此，对苏里格致密气藏水平井的产能模型进行研究及开发指标评价，对于提高该区域的致密气藏开采效率、优化开发方案、保障国家能源安全具有重要意义。
三、产能模型研究1. 模型建立针对苏里格致密气藏的特点，本文建立了基于水平井的产能模型。
该模型考虑了地质因素、工程因素以及经济因素等多方面因素，通过分析水平井的渗流规律、储层物性、流体性质等因素，建立了产能预测模型。
2. 模型验证为验证模型的准确性，本文收集了苏里格地区水平井的实际生产数据，将模型预测结果与实际生产数据进行对比分析。
通过对比分析，发现模型预测结果与实际生产数据基本吻合，证明了模型的可靠性。
四、开发指标评价1. 评价指标体系建立本文从产量、采收率、经济效益等方面建立了开发指标评价体系。
通过对苏里格致密气藏水平井的实际生产数据进行统计分析，得出各指标的评价标准。
2. 指标评价方法及结果根据建立的指标评价体系，本文采用了定性与定量相结合的方法，对苏里格致密气藏水平井的开发指标进行了评价。
评价结果显示，苏里格地区的致密气藏具有较高的开采潜力，水平井技术能够有效提高单井产量和采收率。
同时，通过优化开发方案，可以提高经济效益和社会效益。
2.5 气井一点法产能测试理论分析
岩石惯性阻力系数常用相关式估计。
7.64 1010 / K1.2
式中K的单位为10-3μm2，β为m-1。由特征因子公式可知，θ与 K0..8成正比。就一般条件而言，气藏的渗透率变化可能达几个 数量级。所以，S、和 K是θ的主要影响。
实例1
陕61井气层厚度5.4m；温度104 oC；测试原始地 层压力pi为31.143MPa；井眼半径0.0762m；由不稳 定试井解释非达西系数为0.12 (104m3/d)-1 ；气层有 效渗透率为4.7×10-3μm2；表皮系数为2。延时测试
α的极限范围为0到1。 α=1表示气井流入动态完全遵循达西（线性） 规律，能量完全消耗于克服径向层流和S造成的粘 滞阻力，无因次IPR曲线为直线。 而α=0（仅当超完善井的极端情况）表示气井 流入动态完全遵循非达西（二次）流动规律，能 量完全消耗于克服湍流惯性阻力，无因次IPR曲线 为二次曲线且曲率达到最大。 图1为不同α值的无因次IPR曲线族。
实例2
四川新场气田x20、x23、x28、x33、x38、x41、 x54、x60、x69、802十口井。
气层厚度5－20m 原始地层压力pi为9.4 ~ 14.5MPa
z
气层有效渗透率为0.1 ~ 1×10-3μm2 表皮系数为－2.45 ~ 10 气产量0.07 ~ 6.4×104m3/d
压力恢复试井数据 + “一点法”
1987年国内著名油藏工程专家陈元千“ 确定气 井绝对无阻流量的简单方法” 《天然气工业》导出 了气井压力平方形式的无因次 IPR方程。该方程较 经验相关式具有明确的理论基础，是以无因次压力 作为无因次产量的二次函数。式中的系数α综合了 原二项式产能方程的系数a和b。并指出α值的影响 不十分显著，当pd>0.5时可以忽略。并根据我国16 个油田的气井多点稳定试井数据统计分析，推荐α 的取值为0.25。
7.64 1010 / K1.2
式中K的单位为10-3μm2，β为m-1。由特征因子公式可知，θ与 K0..8成正比。就一般条件而言，气藏的渗透率变化可能达几个 数量级。所以，S、和 K是θ的主要影响。
实例1
陕61井气层厚度5.4m；温度104 oC；测试原始地 层压力pi为31.143MPa；井眼半径0.0762m；由不稳 定试井解释非达西系数为0.12 (104m3/d)-1 ；气层有 效渗透率为4.7×10-3μm2；表皮系数为2。延时测试
α的极限范围为0到1。 α=1表示气井流入动态完全遵循达西（线性） 规律，能量完全消耗于克服径向层流和S造成的粘 滞阻力，无因次IPR曲线为直线。 而α=0（仅当超完善井的极端情况）表示气井 流入动态完全遵循非达西（二次）流动规律，能 量完全消耗于克服湍流惯性阻力，无因次IPR曲线 为二次曲线且曲率达到最大。 图1为不同α值的无因次IPR曲线族。
实例2
四川新场气田x20、x23、x28、x33、x38、x41、 x54、x60、x69、802十口井。
气层厚度5－20m 原始地层压力pi为9.4 ~ 14.5MPa
z
气层有效渗透率为0.1 ~ 1×10-3μm2 表皮系数为－2.45 ~ 10 气产量0.07 ~ 6.4×104m3/d
压力恢复试井数据 + “一点法”
1987年国内著名油藏工程专家陈元千“ 确定气 井绝对无阻流量的简单方法” 《天然气工业》导出 了气井压力平方形式的无因次 IPR方程。该方程较 经验相关式具有明确的理论基础，是以无因次压力 作为无因次产量的二次函数。式中的系数α综合了 原二项式产能方程的系数a和b。并指出α值的影响 不十分显著，当pd>0.5时可以忽略。并根据我国16 个油田的气井多点稳定试井数据统计分析，推荐α 的取值为0.25。
气藏工程+第五章 气井产能分析与设计
实际工作中，Ψ 可根据天然气的物性资料，用
数值积分法或其他方法求得
或直接查函数表
f ( p pr , Tpr )
使用拟压力概念，式（5－5）可写为
774.6kh r ( wf ) ln Tqsc rw
（5－8)
一、稳定状态流动达西公式
式（5－8）还可以写为下面各式
774.6kh( wf ) qsc r T ln rw
二、非达西流动产能公式
p
2 nD
2.828 10
2 Fqsc
21
g ZT
rw h
2
2 qsc
（5－27）
非达西流动系数 g ZT 21 2 3 2 F 2.828 10 , MPa /( m / d ) rw h2
或
2 pnD
1.291103 qscT Z Dqsc kh
83.05 104 qsc 24.355 104 m3 / d 3.41
二、非达西流动产能公式
达西定律使用粘滞性流体进行实验得出的，相当于管流中
的层流流动。
气体流入井中，垂直于流动方向的过水断面愈接近井轴愈 小，渗流速度急剧增加。 井轴周围的高速流动相当于紊流流动，称为非达西流动。 在这种情况下达西公式就不再适用了，必须寻求其特有的流动
惯性或紊流系数
（5－28）
g k g ZT kh 18 21 2.191 10 D 2.828 10 hrw 1.291103 ZT rw h2
二、非达西流动产能公式
式（5－27）和式（5－28）均表示非达西流动产生的能
耗，即非达西流动部分产成压降的定义式。
为了建立气体从边界流到井底时流入气量与生 产压差的关系式，首先，讨论服从达西定律平面径 向流。
数值积分法或其他方法求得
或直接查函数表
f ( p pr , Tpr )
使用拟压力概念，式（5－5）可写为
774.6kh r ( wf ) ln Tqsc rw
（5－8)
一、稳定状态流动达西公式
式（5－8）还可以写为下面各式
774.6kh( wf ) qsc r T ln rw
二、非达西流动产能公式
p
2 nD
2.828 10
2 Fqsc
21
g ZT
rw h
2
2 qsc
（5－27）
非达西流动系数 g ZT 21 2 3 2 F 2.828 10 , MPa /( m / d ) rw h2
或
2 pnD
1.291103 qscT Z Dqsc kh
83.05 104 qsc 24.355 104 m3 / d 3.41
二、非达西流动产能公式
达西定律使用粘滞性流体进行实验得出的，相当于管流中
的层流流动。
气体流入井中，垂直于流动方向的过水断面愈接近井轴愈 小，渗流速度急剧增加。 井轴周围的高速流动相当于紊流流动，称为非达西流动。 在这种情况下达西公式就不再适用了，必须寻求其特有的流动
惯性或紊流系数
（5－28）
g k g ZT kh 18 21 2.191 10 D 2.828 10 hrw 1.291103 ZT rw h2
二、非达西流动产能公式
式（5－27）和式（5－28）均表示非达西流动产生的能
耗，即非达西流动部分产成压降的定义式。
为了建立气体从边界流到井底时流入气量与生 产压差的关系式，首先，讨论服从达西定律平面径 向流。
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0.5水平线 ，井筒 积液影响结束
不同 下试井模型拟压力特征曲线
7 低速非达西渗流试井分析
与常规中、高渗透凝析气藏相比，低渗透凝析气藏储层致密，渗 透率极低，当有凝析水存在时，地下流体在一定压差(启动压差)下 才能流动，这已为实验所证实。由于启动压差的存在，低渗透凝析 气藏试井资料往往处于早期，或过早出现不渗透边界特征假象，影 响了试井资料的正确解释和试井成果的实际应用。实际上，对于低 渗透气藏，相应的渗流方程及井底压力解也都不同于常规气藏。
大量实验表明, 高压低渗地层气体渗流时表现出很明显的应力敏感性. 当考虑渗透率应力敏感性时,即认为渗透率是随压力(或拟压力)变化 而变化的,那么,其渗流基本方程应为:
渗透率K不能直接拿出微分式 定义渗透率模量 :
视渗透率模量：
应力敏感地层气体渗流基本方程:
引入(无因次)变量:
应力 敏感 无限 大凝 析气 藏试 井数 学模 型
应：采用两相拟压力
考虑多孔介质影响
多孔介质影响 ：
实际储层对凝析油、气将产生不可忽略的 吸附，在地层中会出现自由的油、气相与吸附 的凝析油、气相三相共存和自由的油、气两相 渗流，
二、凝析油、气在储层多孔介质表面的吸附
根据多孔介质基本物性及流体组成等采用 Flory-Huggins Vacancy Solution Model ( F-H VSM ) 计算凝析油、气在多孔介质表面的吸附 量和吸附相的组成。
Laplace变换
无限大边界 : 封闭边界: 定压边界:
( Laplace空间解 )
Stehfest数值反演
斜率为1.0
0.5 的水平线
(不同储容比下裂缝性 气藏试井模型特征)
(不同窜流系数 下裂缝性气藏 试井模型特征)
3 双区复合凝析气藏试井分析模型与典型曲线特征
引入(无因次)变量:
复合 凝析 气藏 试井 数学 模型
I 区径向 流水平线
II 区径向流水平线,
当CDe2S值较大后， 可能仅有一个导数
水平线 。
6 考虑井筒积液的凝析气井试井分析模型与典型曲线 特征
考虑 井筒 积液 凝析 气井 试井 数学 模型
式中： 其它变量定义同前
Laplace变换
——余误差函数
Stehfest数值反演 斜率为1.0
驼峰
拟压力导数出 现负值
i: 晚期直线段斜率
2. 压力恢复试井分析
外推地层压力 ： 中期直线段外推至
上的截距：
，在拟压力轴
（二）现代试井分析：
1 均质地层试井分析模型
引入拟压力函数 ：
（考虑凝析水后烃可流动孔隙度 ）
其中： 再引入无因次变量：
均质 凝析 气藏 试井 数学 模型
（无限大边界 ） （封闭边界） （定压边界）
引入变换式：
内边界条 件变为：
应用摄动技术变换式 :
取零解摄动解 :
应力 敏感 无限 大凝 析气 藏试 井分 析数 学模 型
Laplace变换
井底无因次拟压力：
Stehfest数值反演
斜率为1.0
随着无因次渗透率模量数值的增 加,拟压力及其导数往上翘,无因次 渗透率模量数值越大，拟压力及 其导数上翘越明显，这种特征和 不存在应力敏感气藏加不渗透外 边界试井曲线类似。
（无限大边界 ） （封闭边界） （定压边界）
Laplace变换
无限大边界 : 封闭边界: 定压边界:
( Laplace空间解 )
Stehfest数值反演
斜率为1.0
0.5 的水平线
0.5M12水平段
不同内区半径下双区复合凝 析气藏试井模型特征
不同流度比下凝析气藏双区 复合试井模型特征
4 应力敏感地层凝析气藏试井分析模型与典型曲线特征
引入无因次变量 ：
无因次启动压 力梯度
无限 大凝 析气 井低 速非 达西 渗流 试井 数学 模型
Laplace变换
Stehfest数值反演
，
对于固定参数 ，
值增加得越大,双对数曲线早期和
后期偏离达西渗流曲线的幅度越大。
8 不考虑凝析水影响的无限大外边界复合 凝析气藏模型 ：
（连续性条件） （连续性条件）
( Laplace空间解 )
5 应力敏感砂岩地层双区复合凝析气藏试井分析模 型与典型曲线特征
引入无因次变量：
复合 应力 敏感 凝析 气藏 试井 数学 模型
引入变换式 ： Laplace变换
其余符号略
Stehfest数值反演
斜率为1.0
随着无因次渗透率模量数值的增 加,拟压力及其导数往上翘或值增 大,无因次渗透率模量数值越大， 拟压力及其导数上翘越明显，这 种特征和不存在应力敏感气藏加 不渗透外边界试井曲线类似。
气藏产能测试评价及试 井分析
2020年6月3日星期三
凝析气井的试井分析：具有相当大的研究难 度，至今未能很好解决
◆地层压力高于露点压力时，流体的渗流与干 气藏无太大区别，仍沿用干气井的试井分析方 法 ---单相拟压力。
◆地层压力低于露点压力以后，地层中将有凝 析油的析出，出现油、气两相共存或渗流 。
三、凝析气井试井分析方法
（一）常规试井分析： 1. 压力降落试井分析
凝析气井的渗流微分方程：(对分 i )(对整个烃类流体)
两相拟压力 ：
不稳定渗流数学模型：
(内边界条件) (封闭外边界) (定压外边界)
(无穷大地层) (初始条件)
气井地面质量流量(产量)
无穷大地层解： 在井底：
封闭地层解： (弹性驱动第二相晚期(拟稳定流期) ) 在井底：
（内边界条件1） （内边界条件2）
（外边界条件） （初始条件）
9 不考虑凝析水影响的无限大外边界天然裂缝凝 析气藏模型 ：
四、濮12井试井分析
1. 油田: 濮城油田.
2. 井别: 滚动开发井.
3. 投产时间: ？.
测试时间：2001.10.11-10.23 测试层位：S3下 测试井段：3606.5-3612.6m 有效厚度: 6.1米 稳定产量：Qo=0.5 m3/d ; Qg=1*104m3/d; 稳定时间：tP=360 hrs 孔隙度：10.7% 测井解释渗透率： ? mD
Laplace变换
无限大边界 : 封闭边界: 定压边界:
( Laplace空间解 )
Stehfest数值反演
斜率为1.0
0.5 的水平线
无限大边界 :
2 裂缝性地层试井分析模型与典型曲线特征
引入(无因次)变量:
( j=f、m)
裂缝 凝析 气藏 试井 数学 模型
（无限大边界 ） （定压边界） （封闭边界）