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SPE124415译文
重庆科技学院学生毕业设计（论文）
外文译文
学院石油与天然气工程学院
专业班级石油工程普本08班
学生姓名顾凡
学号2008441380
译文要求
1.外文翻译必须使用签字笔，手工工整书写，或用A4纸打印。
2.所选的原文不少于10000印刷字符，其内容必须与课题或专业方向紧密相关，由指导教师提供，并注明详细出处。
3.外文翻译书文本后附原文（或复印件）。
SPE124415
异常高压型气藏应力敏感性的动态特征评估方法
摘要
目前全世界范围内都遇到了异常高压气藏的问题。
由于不寻常的压力环境，应力敏感渗透是对于储集性能的一个潜在影响。
如果我们用传统的试井分析软件解释敏感数据，表皮系数的结果将会异常积极。
对试井测试和性能预测的解释是一项重大的挑战。
本文通过考虑到应力敏感渗透的有限元法建立了数值试井模型并开发了模拟器，得到了对数曲线并对它们的特点进行了分析。
在早期，敏感储层与普通储层的压力反应是一致的，在后期，压力储层达到半对数直线，但衍生曲线值小于0.5。
过渡期被敏感渗透控制，而对于低敏感渗透性模块来说过渡期较长。
在对数图中，压力和压力导数之间的距离大于正常储层。
通过log—log分析可以得到渗透率模数。
对天然气产能应力敏感性的影响的评估方法是通过使用渗透率模数的概念提出的。
通过将LIT方程式与物质平衡方程式相结合，性能预测模型也被建立。
气藏的物质平衡方程的已经考虑到地层的有效压缩性。
本文在经过塔里木盆地异常应力敏感气藏流测试后提出了一种流量分析。
通过数值模拟分析基于试井测试反应的应力敏感渗透率的影响。
渗透率模数约0.01MPa;表皮系数是1.48（传统的软件是60.8;无阻流量减少量为14％;稳定生产期下降5.5;储备恢复下降的程度是6.8％）。
解释结果表明，数值试井分析可以准确地识别油气储层参数和酸化的有效性，而且气体的供应能力是不同的并取决于天然气井所在的地层的渗透率模数。
导言
拥有不正常高压的气藏已经在全世界被发现。
在最近几年，在塔里木盆地和四川盆地发现大量受高压的气体储集层，如克拉2气藏。
这些超压力气体储集层存在对压力敏感、渗透性的特征。
已使用多年试井分析方法去评估试井的条件以及获得储层参数。
在许多情况下，现有的试井解释模型在测试中很好的描述了井压力的测量。
然而，也有这样的情况，观察压力数据不“符合”从已存在的任何流体模型中预测的数据，而是表现出明显不同的趋势。
压力数据的这种趋势可以归结为大量的原因。
一个可能会导致不一致的因素是：
双方岩石和流体性质的压力依赖性。
物理应力依赖性是基于变形多空岩石下的有效应力改变。
增加岩石的有效应力导致岩石空隙的大小和孔喉的大小减小，是导致基岩变形的一个原因。
而相对孔隙度的变化通常是相当小的（在百分之几以内），而相对渗透率的变化可大至一个或两个数量级。
从二十世纪六十年代开始，对于应力水敏地层的流动作业的理解和建模已经取得了重大进展，见表1。
Raghavan等人拟设了一个压力函数，其中包括与储存性能及随压力变化的流体性能相关的变量。
近来,一种应用“渗透系数”概念的近似分析方法被用来分析应力敏感性气藏的压力脉动测试。
Pedrosa引入了渗透率模量分数变化的概念，描述渗透率在压力单位变化时的变化，即渗透率真随着会随着压力呈指数变化。
（1）
k指计算系统压力公式中多孔介质的渗透系数，p。
产量的积分方程中，
（2）
Ki指计算系统压力公式中多孔介质的初始渗透系数，pi。
渗透率模量为零时相当于应力敏感性消失，这时的模型为单参数模型。
由于应力敏感的渗透率决定的瞬时压力的特点是：
Pwf与logt不断变化的斜率，也就是，瞬时压力对时间的对数的导数和瞬时压力对速率的对数的导数在压降与压力恢复试井中不同的结果，附加的表皮因子（由于变化的渗透率而增加的表皮因子），平面径向流的压力导数曲线表现出在压降中斜率不断增加，在压力恢复中斜率不断减小。
对着这样的油藏，基于不变的岩石特性，特别是不变的渗透率的压力瞬时性分析，会造成参数估计中重大的错误。
预测天然裂缝性油层的性能对油藏工程来讲是一个巨大的挑战。
许多作者多年来利用物质平衡方法已经解决了这个问题。
Gao提供了一种利用常规物质平衡来预测低渗砂岩气藏性能的方法。
在Gao的研究基础上，Yang提供了一种利用高压物质平衡预测高压气藏的性能的方法。
气藏的层流方程没有考虑应力敏感性的影响。
Sun提出了一种应力敏感性对气藏产量影响的评估方法。
压力敏感渗透特性通过单参数模型被考虑进来了。
结合气井的层流方程和物质平衡方程，一种基本动态预测模型被建立了。
本论文的目的是通过综合岩心数据，静地质资料和试井来研究应力敏感渗透率对压力瞬变现象，产量预测和动态分析的进一步影响。
本文分三个部分，第一部分，我们简要的描述了气田并讨论了主要特性。
在第二部分我们从岩石分析和试井分析中收集证据来寻找一种可能的应力敏感渗透率。
在最后一部分，我们提供单井模型的不同层组来定性描述气藏的潜在压力敏感性。
渗透率应力敏感性
X油田是塔里木盆地最大的凝析气藏，这是西气东输天然气运输项目主要天然气田之一。
在图1看到核心，是该领域内的天然裂缝的证据。
从岩心以及E2-3地层水的分析中，空气渗透性，孔隙率，可压缩性，作为一个函数在图2,3,4中显示。
观察在最坏的情况下净围压从10增加到65MPa。
图2显示的具有较低的渗透性岩石受应力预期情况超过渗透岩石。
类似的结果，得到的孔隙度和压缩。
而孔隙率的相对变化通常是相当小（百分之几的范围内），渗透率相对变化可能大如一个或两个等级。
试井分析模型
本节中讲的是变形多孔介质中，等温方程和单相流体流动方程推导。
我们考虑径向达西流，粘度不变的弱可压缩液体到一个位于流域面积中心的圆形。
Pedrosa【4】给出的储层厚度是与压力一致的。
一口井在一个恒定的总速率生产。
根据裂缝性地层压力敏感的特点，为具有不同外边界条件的天然裂缝性油藏新开发了不稳定流模型。
无因次系数的压力方程为：
（3）
（4）
初始条件
（5）
内边界条件用下列表达式
（6）
外边界条件是：
（7）
或
（8）
或
（9）
模型的有限元单体方程推导出。
在不同的外部界限，如无穷边界，圆边界和联合线性边界，有限元方法用于计算压力敏感裂缝性油藏的压力型曲线。
在初期，水敏性储层压力和正常储层压力是相同的。
第一个代表性的方法在曲线图5上观察到的是井筒储存效应。
压力，是由单一的曲线合并而来的。
当无限作用径向流动制度已经达到，所有衍生曲线合并到第二个渐近线，但衍生曲线值小于0.5。
前期和后期之间，是过渡时期。
过渡时期受敏感渗透的控制。
低渗透系数，过渡时期较长。
在log-log图，对数曲线上压力的距离和压力导数大于正常的储层。
如果我们使用传统的软件解释敏感数据，表皮系数的结果将是正异常的.
应力敏感性气藏产能评价方法
在Meunier工作的基础上，考虑渗透压力的变化，实际气体扩散的问题，一个新的压力被定义为：
（10）
该流动方程[26]被用来代表多孔介质中的层流流体
（11）
根据方程（10）：
（12）
整合方程（12）的产量
（13）
方程（13）可以写成
（14）
一个Δm/q与直角坐标系的图，给出了直线斜率B和截距A。
从这个直线A和qAOF公式可能会得到压力。
（15）
方程（13）〜（15）被认为是一个天然气产能的应力敏感性影响的评价方法;零应力敏感性渗透率系数γ为零相当于缺少应力敏感性。
气藏的应力敏感性动态特征预测方法
高压气藏的物质平衡方程式可以用如下表示
（16）
（17）
在实验室中用储层的岩心确定了压缩的规律，见图4。
气井的层流二项式方程（方程15）与物质平衡方程（方程16）相结合。
动态预测的方法被Sun采用。
试井分析
X1井是一种垂直井。
在增产处理后进行了一个稳定试井续流实验。
测试的压力和速度显示在表4。
Pi，105.06MPa，pwfmin，10.0MPa，qmin，10×104m3/d，,Ti,，405K，γg，0.63，Tpc，203K，PPC，4.601MPa，Sw，0.33，Cf，4.3659×10-41/MPa，CW，3.05×10-41/MPa。
在最后压力恢复试井中，使用双孔隙度模型Ecrin4.0以及新的数值模拟器NWTA-PSV1.0来获取主要储层参数，在图6和图7所示。
X1的分析结果摘要在表5。
如果我们使用传统的软件解释敏感数据，表皮系数的结果是正异常（+60.8）。
由新开发的数值模拟器测出的表皮是-1.48。
渗透率系数大约是0.01MPa。
解释模型支地质学结果支持的。
结果表明，数值试井分析可以准确地识别气体储层参数和酸化的效果。
产能评价
根据实验数据和试井理论，层流二项式方程确定为
（18）
qAOF=127.3×104m3/d，见图8。
结果表明，渗透率系数γ是产能的一个非常重要的参数。
对于低渗透模系数，qAOF较大。
如果没有应力敏感性，qAOF的数值会是147.97×104m3/d。
（参见图9）
动态预测
结果表明，渗透率系数γ是动态预测的一个非常重要的参数。
有较高的
渗透率系数，稳定的生产周期较短，预测期内回收率较低。
当qg等于45×104m3/d，γ等于0.01MPa-1，稳定的生产周期13.5a;预测周期的回收率为67.44％;，报废回收率为71.24％。
当Qg等于45×104m3/d，γ等于零;稳定的生产周期是19A;预测周期的回收率为75.77％;，报废回收率为78.02％（参见图10）。
结论：
（1）在本文中，确定了应力敏感标准曲线的特性。
也找到了表皮系数异常的原因。
（2）在本文中使用的数值方法确定应力敏感系数，对于X超压，应力敏感气藏，渗透率系数是约0.01MPA-1。
（3）气井的生产能力和长期的生产动态和应力敏感性评估需要使用动态数据。
渗透率系数γ对于产能和工作预测有着非常重要的作用。
当渗透率系数γ等于零时，应力敏感的绝对无限阻流流量相当于渗透率系数γ为零时的86%，稳产期会减少5.5a，且产出程度和正常气藏相比减少了6.8%（qg=45×104m3/d）。
符号说明
A:
层流产能方程系数；
B：
层流产能方程系数；
Cf:
岩石压缩系数,1/MPa；
Cw:
水压缩系数,1/MPa；
D:
非达西系数（104m3/d）-1
G:
储量，108m3；
h:
地层深度，m；
K:
渗透率，mD；
Kh:
地层电导率，mD.m；
m:
标准化虚拟压力；
qAOF:
绝对无阻流量，104m3/d；
qmin:
经济极限产量，104m3/d；
re:
单井控制距离，m；
rw:
井眼直径，m；
S:
表皮系数；
T:
地层温度，K；
Tsc:
标准状态温度，293.15K；
Tpc:
临界温度，K；
pi:
原始地层压力，MPa；
pR:
地层压力，MPa；
pw:
井底流动压力，MPa；
pfmin:
最小井底流动压力，MPa；
ppc:
临界压力，MPa；
psc:
标准状态下的压力，0.101MPa；
Sw:
水的饱和度；
Z:
偏差系数
α:
单位系数；
β；气体紊流系数，m-1；
γ:
渗透系数，Mpa-1；
γg:
天然气相对密度；
μ:
天然气粘度，mPa.s.
无因次参数：
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