气藏工程2347章总结

气藏工程考试题目：阐述69分12 选10推导题14分 3 选2计算题17分 3 选2第二章天然气物化性质要求：掌握天然气各参数的定义，理解各参数的计算方法要点：天然气的组成：天然气各组分气体所占总组成的比例。

三种方法表示：摩尔分数、体积分数、质量分数。

相对分子质量：密度：在一定温度压力下，单位体积天然气的质量相对密度：在相同温度、压力下，天然气密度与空气密度之比。

无因次。

比容：单位质量天然气所占体积。

偏差系数：Z，在相同P，T下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积之比。

偏差系数的确定方法与计算方法：（1）天然气偏差系数的确定方法可分为三大类：A实验室直接测定法、B图版法(Standing-Katz偏差系数图版)和C计算法。

A实验室直接测定法由于周期长、成本高，不可能随时随地经常做；B图版法较简单，且能满足大多数工程要求，应用广泛；C计算法适于编程计算，所以也得到了广发应用。

C计算方法：H-Y方法、D-A-K方法、D-P-R方法和Sutton方法。

H-Y法：适用于1.2≤Tpr≤3.0,0.1≤Ppr≤24.0的情况。

该方法由于其理论基础牢固，应用的对比压力范围比原始的Standing-Katz图版更宽，拟对比压力高达24时仍然有较高的精度。

D-A-K法：即11参数法，适用于1.0≤Tpr≤3.0,0.2≤Ppr≤30.0或0.7≤Tpr≤1.0, Ppr<1.0的情况。

D-P-R法：即8参数法，适用于1.05≤Tpr≤3.0,0.2≤Ppr≤30.0的情况。

Sutton法：对于凝析油气混合物，除C1-C6单独组分（或C1-C10）外，要求确定C7+组分（或C11+）拟临界参数。

如果气体中含有H2S、CO2、N2和水蒸气，还要对临界参数校正。

天然气等温压缩系数：在等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。

简称压缩系数或弹性系数。

用Cg表示。

天然气体积系数:天然气在地层条件下所占体积与其在地面条件下的体积之比。

用Bg表示。

天然气膨胀系数：天然气体积系数的倒数。

用Eg表示。

天然气粘度：天然气抵抗剪切作用力的一种量度；天然气水露点和烃露点：天然气水露点是指在一定压力下与天然气的饱和水蒸气量对应的温度；天然气烃露点是指在一定压力下，气相中析出第一滴“微小”的烃类液体的平衡温度。

天然气的含水量：用绝对湿度和相对湿度表示。

绝对湿度：每一立方米的湿天然气所占水蒸气的含量。

饱和绝对湿度：指在莫伊温度下，天然气中能含有的最大的水蒸汽量。

相对湿度：在同样温度下，绝对湿度与饱和绝对湿度之比。

天然气的溶解度：在一定压力下，单位体积石油或水中所溶解的天然气量。

第三章：烃类流体相态凝析气藏的判断方法：凝析气藏判断方法，1.相图2.井流物有油有气凝析气藏与油藏的差别：①在原始地址条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。

油藏烃类体系处于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。

而在凝析气藏中，当地层压力高于初始凝析压力时，油气处于单向气相状态，C5以上的组分（凝析油）也处于气相状态。

②在油藏中原始汽油比一般不超过600——700 立方米每吨，而凝析气藏的汽油比要大，且在衰竭式开发过程中变得更大。

P-T相图：表示油气烃类体系的压力、温度与体系相态变化的关系。

单组分体系P-T相图由一条饱和蒸汽压曲线构成体系的泡点线与露点线相重合在一定温度下（T≤Tc） ,体系的气液态转变是在等压下完成的蒸汽压曲线为两条曲线：泡点线AC，露点线BC再跑电线和露点线之间的区域形成气夜两相共存状态。

常用状态方程及其特点：1.范德华方程：考虑实际分子有体积、分子间存在斥力和引力；对理想气体状态方程进行修正（对1mol分子体系）。

忽略了实际分子几何形态和分子力场不对称性以及温度对分子间引力和斥力的影响；得到的理论临界偏差系数为0.375，远大于实测的0.264-0.292；仅对简单的球形对称的非极性分子体系适用。

2.RK（Redlich和Kwong）方程特点：与范德华方程相比，RK方程在预测纯物质和混合物的物性的精度上有明显提高，但对气液两相相平衡计算精度仍不够理想；本质上并没有脱离范德华原来的思路，仍用Tc和Pc两个物性参数确定方程的两个参数，仍遵循两参数对比态原理；其理论临界偏差系数为0.333，仍比实测的Zc值大得多。

3.SRK（Soave-Redlich-Kwong）方程特点：与RK方程相比，SRK状态方程引入了一个有一般化意义的温度函数α(T)，用于改善烃类等实际复杂分子体系对pVT相态特征的影响。

四种凝析现象的p －T 相图相图判断气藏类型① ② ③图一：干气气藏。

地层温度和油气分离器温度均在两相区之外，地层条件和井筒到分离器过程中不穿过两相区，地下和地面均无液烃析出。

图二：湿气气藏。

气藏温度远高于临界温度，当油藏压力降低时，在分离器条件下，体系处于两相区内，因此，在分离器内会有一些液烃析出。

图三：凝析气藏。

气藏温度介于临界温度与临界凝析温度之间。

气藏压力位于包络线之外。

原始状态下烃类体系以单相气体存在，为气藏。

在地面分离器条件下，有凝析油析出。

p T seppffpp maxsT maxs TCpp fmaxsp CmaxsT p sepT fTpp fp maxs T maxsfT T Csepp第五章：气藏产能分析及设计要求：相关的定义，产能公式推导（稳态或者拟稳态二选一）拟压力不稳定试井原理和方法要点：拟压力：定义式为，为气体粘度，z为气体偏差系数。

试井（40分）试井就是对油井、气井或水井进行测试。

测试内容包括产量、压力、温度和取样等。

试井是一种以渗流力学理论为基础，以各种测试仪表为手段，通过对油井、水井、气井生产动态的测试来研究油气水层和测试井的各种物理参数、生产能力以及油气水层之间的连通关系的方法不稳定试井：改变测试井的产量，并测量由此而引起的井底压力随时间的变化。

①估算测试井的完井效率、井底污染情况。

②判断石佛需要采取增产措施（如酸化和压裂）③分析增产措施的效果④估算测试井的控制储量、地层参数、地层压力⑤探测测试井附近的油（气）边界和井间连通情况等时试井基本思路：气流入进井的有效泄流半径仅与测试流量的生产持续时间有关，而与测试流量数值大小无关。

因此，对测试选定的几个流量，只要在开井后相同的生产持续时间测试，都具有相同的有效泄流半径。

优点：缩短试井时间；克服常规回压试井的缺陷。

产能公式推导（稳态或者拟稳态二选一）推导公式量巨大，自己看课件，此处只给出公式结果稳态流动的达西产能公式拟稳态流动的达西产能公式不稳定试井的三种方法：常规回压试井、等时试井、修正等时试井常规回压试井：(2) 等时试井：(3)修正等时试井：第七章：气藏物质平衡、储量计算及采收率要求：动储量的计算，储量的分类计算，各类平衡方程的推导，相关定义要点：地质储量：在地质原始条件下，具有储气能力的储层中天然气的总量。

表内储量：在现有技术经济条件下，有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量表外储量：在现有技术经济条件下，开采不能获得社会经济效益的地质储量，当天然气价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可以转化为表内储量。

气藏物质平衡方法视气藏为一个容器（封闭或不封闭）。

如果不考虑压力变化时气藏孔隙体积的变化，则任意时刻气藏容积均为定值。

物质平衡方程的推导设在气藏的原始条件下，即在原始地层压力p i和地层温度条件下，气藏内天然气的原始地质储量(在地面标准条件0.101MPa和20℃下)为G，它所占有地下体积为GB gi；在压力从p i降到p的过程中，累积采出气体和水的地面体积为G p和W p。

根据地下体积平衡的原理可知：在地层压力下降Δp的过程中，累积产出天然气和水在压力p 下的地下体积(G p B g＋W p B w)，应等于地层压力下降Δp而引起的地下天然气的膨胀量(记为A)，束缚水的膨胀和气藏孔隙体积的减少引起的含气孔隙体积的减少量(记为B)以及天然累积水侵量(记为C＝W e)之和，如图2—1所示。

因此，推导依据是：地下产出量＝A＋B＋C (2—1)下面分别讨论A和B的确定方法。

1. 地下天然气的膨胀量天然气在pi下的总体积为GB gi，其地面体积为G，而在压力p下地下体积为GB g。

因此，压力下降Δp所引起的地下天然的膨胀量为：A＝GB g－GB gi (2—2)式中：B g—压力p下天然气的体积系数。

2. 含气体积的减小量含气孔隙体积的减小量应等于压力从原始地层压力p i降至某一压力p时束缚水的膨胀量(dV w)和气藏孔隙体积的减小量(dV P)之和。

由于dV w与dV P的方向相反，如以减小的方向为参考，可将写成B如下形式：B＝－dV w＋dV P (2—3)根据水和岩石有效压缩系数的定义，可分别写出如下两式：C w＝1VwdVdpw(2—4) Cp＝1VpdVdpp(2—5)式中：C w—水的压缩系数，1/ MPa；C p —岩石有效压缩系数，1/ MPa；V w—束缚水的体积，m３；V P—孔隙体积，m３。

将(2—4)和(2—4)式代入(2—3)式，得：B＝(C w V w＋C p V P )Δp (2—6)根据原始条件下天然气的地下体积可分别计算出总孔隙体积V P和束缚水体积V w，即：V P＝GBSgiwi1-(2—7) V w＝V P·S wi(2—8)因此，将(2—7)和(2—8)式代入(2—6)式即得压力下降Δp束缚水膨胀和孔隙体积的减而引起的含气体积的减小量B：B＝GB gi(C S C1Sw wi pwi+-)Δp (2—9)最后，将A、B、C和地下采出量的相应表达式代入(2—1)式，即得气藏的物质平衡通式：GB g－GB gi＋GB gi(C S C1Sw wi pwi+-)Δp＋W e＝C p B g＋W p B w(2—10)整理，得：G＝()G B-W-W BBBB1C S C1Spp g e p wg igg iw wi pwi-⎛⎝⎫⎭⎪⎪++-⎛⎝⎫⎭⎪⎡⎣⎢⎢⎤⎦⎥⎥∆(2—11)最简单的物质平衡方程：Gh=G-Gp Gh为目前地质储量，G为原始地质储量，Gp为目前累积采储量定容气驱气藏物质平衡：条件：假定没有边水、底水或者边底水较弱GhBg=GBgi=(G-Gp)Bg Bgi=PscZi/PiTsc Bg=PscZ/PiTsc得G=GpPi/(Pi/Zi-P/Z)变形得 P/Z=（Pi/Zi）*(1-Gp/G)由此以Gp为横坐标，P/Z为纵坐标画图如下与横坐标交点处为原始地质储量异常高压气藏物质平衡推导异常高压气藏压力梯度大，需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。

原始储集空间为GBgi采出Gp后地层剩余烃类体积为（G-Gp）Bg束缚水体积的膨胀为△Vw岩石骨架体积的膨胀为△Vf原始储集空间=剩余烃类体积+束缚水膨胀体积+岩石骨架膨胀体积GBgi=（G-Gp）Bg+Cw（Pi-P）SwiGBgi/(1-Swi)+Cf(Pi-P)GBgi/(1-Swi) 简化：GBgi=（G-Gp）Bg+ GBgi(Pi-P)（SwiCw+Cf）/(1-Swi)可用来确定地质储量G（交点）油气藏类型新方法根据不同的油气藏烃类体系PVT相态分析资料判别油气藏类型的方法主要有以下几种：相图判别法/液体体积百分数与无因次压力关系曲线判别法/四参数判别法/地流体密度和平均相对分子质量判别法/ψ1参数判别法/地面生产汽油比和油罐油度判别法/判别凝析气藏是否带油环的方法容积法储量计算1计算压缩因子Z 2计算体积系数Bgi 3计算地层体积Ah 4计算地层空隙体积AhΦ 5 计算地层烃类体积AhΦSgi 6计算储量AhΦSgi/Bgi天然气储量公式 G=0.01AhΦSgiTscPi/PscTZi产量不稳定试井：利用单井的生产动态历史数据（即产量和流压），进行物质平衡分析，进而计算单井控制动储量、控制面积和泄流半径的方法。