CN115587674B - 油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法 - Google Patents

油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，步骤1：采用代表性储层岩心气相绝对渗透率与油相有效渗透率之间的函数关系，将目标储层岩心的气相绝对渗透率转换为油相有效渗透率；步骤2：测试并绘制气相和油相相对渗透率曲线；步骤3：计算得到对应周期注气末的储层气相有效渗透率；步骤4：计算得到储气库扩容达产过程每一周期注气末气井的流入动态曲线；步骤5：根据垂直管流方程，计算气井的流出动态曲线；步骤6：综合预测确定目标油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能。本发明旨在为油藏改建储气库气井产能评价、优化配产配注提供重要科学依据，弥补了油藏改建储气库气井动态产能预测方法缺乏的难题。

Description

油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法
技术领域
本发明涉及天然气地下存储技术领域，具体而言，涉及油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法。
背景技术
储气库气井产能(采气能力)是制约其冬季采气调峰能力和运行效率的关键指标。准确预测确定气井产能对建库方案设计阶段井型优选、井网部署和调峰运行阶段单井优化配产配注与周期注采计划制定等均具有重要的指导作用，是同时影响储气库调峰能力和钻井工程投资等技术和经济指标的核心主要之一。由开发中后期气藏改建的储气库，可根据前期气藏开发动态和气井产能测试等数据资料，建立较为准确的气井产能方程，并考虑气藏改建储气库后的特殊运行工况，经过一定修正预测储气库气井产能。目前，针对气藏改建储气库已形成了成熟的气井产能预测方法。
但油藏改建储气库时，由于前期油藏开发阶段生产井采出流体主要为油，油藏水淹后生产井采出流体为油和水，含气量很小。因此，油藏改建储气库时由于缺乏生产井采气动态和(或)产能测试资料，无法参照气藏改建储气库方法预测气井产能。同时，油藏改建储气库时，需通过长期注气采油排液“气液空间置换”方式逐渐形成次生气顶并使其持续扩展实现扩容达产，随着注气驱动地层采油排出流体液量的不断增加，储层含气饱和度将不断增大。根据渗流力学理论，储层含气饱和度越高，气相有效渗透率越大、气井产能越高。因此，油藏改建储气库扩容达产过程每一周期储层含气饱和度和气井产能均处于动态变化状态，即使在相同地层压力条件下，由于每一周期储层含气饱和度不同，将导致气井产能动态变化。目前常用的储气库气井产能预测方法均无法确定油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能。
发明内容
本发明提供一种油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，本发明考虑了油藏改建储气库扩容达产过程储层含气饱和度逐周期增大对储层气相有效渗透率的影响，解决了背景技术中油藏改建储气库气井动态产能预测方法缺乏的技术问题。该方法区别于常规方法必须依赖前期气藏开发动态和气井产能测试资料仅适用于气藏改建储气库气井产能预测的常规方法，是基于等效渗流理论，通过储层岩心气油相对渗透率曲线上不同含气饱和度对应的气相相对渗透率，计算获得油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末储层气相有效渗透率，建立了油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，旨在为油藏改建储气库气井产能评价、井网设计部署和扩容达产过程优化配产配注提供重要科学依据，弥补了油藏改建储气库气井动态产能预测方法缺乏的难题。
本发明提供的技术方案是：油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法包括以下步骤：
步骤1：采用改建储气库的目标油藏部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率之间的函数关系，将需研究目标油藏储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率，转换为模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率。
具体为：
A对改建储气库的目标油藏进行储层取心，以氮气作为渗流介质，测试储层岩心在常规地面低围压下的气相绝对渗透率；
B筛选部分代表性储层岩心，将其置于岩心夹持器中通过先抽真空后加压方式完全饱和模拟地层水，然后以目标油藏采出原油作为渗流介质，通过连续注油驱水实验使得储层岩心达到饱和油束缚水状态；
C对上一步骤筛选的处于饱和油束缚水状态的岩心，以以目标油藏采出原油作为渗流介质，测试储层岩心在模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率；
D通过分析筛选的部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，数学拟合建立二者的函数关系；
E通过数学拟合建立的部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率之间的函数关系，将需研究储层岩心的地面常规低围压下的气相绝对渗透率，转换为模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率。
步骤2：对筛选的处于饱和油束缚水状态的部分代表性储层岩心，以天然气作为驱替介质，通过注气驱油实验测试得到模拟地层高围压下的气相和油相的相对渗透率，并以含气饱和度为横坐标，绘制气相和油相相对渗透率曲线。
步骤3：根据目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度和储层岩心模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，计算得到对应周期注气末的储层气相有效渗透率；
步骤4：根据目标油藏改建储气库扩容达产过程储层气相有效渗透率、油藏地质特征和注气末地层压力，采用二项式产能方程，计算得到储气库扩容达产过程每一周期注气末气井的流入动态曲线；
步骤5：根据垂直管流方程，计算气井的流出动态曲线；
步骤6：以气井流入和流出动态曲线为基础，采用节点分析方法，确定气井流入和流出动态曲线的交点为满足节点协调的气井产能，然后进一步考虑气井临界出砂压差、临界携液和冲蚀流量约束，综合预测确定目标油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能。
上述的所述的常规地面低围压为2MPa。
上述的模拟地层高围压，其等于岩心在地层状态下承受的净上覆岩层压力，根据公式Pob＝(ρr-ρw)×g×H/1000计算得到。
其中，Pob为岩心在地层状态下承受的高围压，即净上覆岩层压力，ρr为上覆岩层岩石的平均密度，g/cm3；ρw为地层水的密度，g/cm3；g为重力加速度，m/s2；H为岩心在地下的对应埋藏深度，m。
上述的油藏注气改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度，通过目标油藏改建储气库扩容达产过程现场饱和度测井解释或根据每周期注气量采用Petrel RE软件三维数值模拟计算得到。
上述的对应周期注气末的储层气相有效渗透率，根据公式
Figure GDA0004158817570000041
计算得到。
其中，Kge_j为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末的储层气相有效渗透率，mD；Ko(Swi)为目标油藏储层岩心模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，mD；
Figure GDA0004158817570000042
为气油相对渗透率曲线上与储层平均含气饱和度
Figure GDA0004158817570000043
对应的气相相对渗透率，小数；
Figure GDA0004158817570000044
为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度，小数。
根据二项式产能方程计算储气库扩容达产过程每一周期注气末气井的流入动态曲线。
所述二项式产能方程为：
pR 2-pwf 2＝Aqsc+Bqsc 2
其中，系数A、B的表达式分别为：
Figure GDA0004158817570000045
Figure GDA0004158817570000046
其中，pR为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；qsc为气井日产量，104m3/d；Kge_j为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末的储层气相有效渗透率，mD；h为储层有效厚度，m；re为气井供给半径，m；rw为气井井筒半径，m；γg为气体相对密度；
Figure GDA0004158817570000051
为气体平均粘度，mPa·s；
Figure GDA0004158817570000052
为气体平均偏差因子；β为速度系数，m-1；S为表皮系数，小数；T为储层温度，K。
根据垂直管流方程，计算气井的流出动态曲线。
所述管流方程为：
Figure GDA0004158817570000053
其中，系数s的表达式为：
s＝0.03415γgD/TavZav
其中，pwh为井口油压，MPa；e为自然对数，e＝2.71828；λ为油管阻力系数，无因次；D为油管内径，m；Tav为井筒内平均温度，K；Zav为井筒内气体平均偏差因子，无因次。
目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度不同，则其对应的气油相对渗透率曲线上的气相相对渗透率不同，计算的目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末储层气相有效渗透率和气井流入动态曲线不同，通过节点分析方法确定的气井流入和流出动态曲线的交点不同，使得满足节点协调的气井产能不同，气井产能持续动态变化。
所述然后进一步考虑气井临界出砂压差、临界携液和冲蚀流量约束，综合预测确定目标油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能，预测确定的气井动态产能必须小于临界出砂压差和冲蚀流量限制的气井产能，同时必须大于临界携液限制的气井产能。
所述通过连续注油驱水实验使得储层岩心达到饱和油束缚水状态，是通过在所述岩心一端以恒定速度连续注油驱水，直至岩心另一端不出水为止。所述岩心为规则的柱塞状岩心，岩心的直径为2.5cm或3.8cm，对应的长度不小于5cm或7.2cm。
本发明的有益效果为：
1.气藏改建储气库气井产能预测方法是依据前期气藏开发动态或气井产能测试资料。但油藏改建储气库时由于前期油藏开发生产井产油或产油和水，缺乏产气动态和(或)产能测试资料，无法建立气井产能方程及预测气井产能。本发明基于等效渗流理论，通过根据目标油藏部分代表性储层岩心的常规地面低围压气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态油相有效渗透率之间的函数关系，并进一步通过气油相对渗透率曲线，对需研究储层岩心经转换获得油藏改建储气库储层气相有效渗透率，建立了油藏改建储气库气井二项式产能预测方程，实现了油藏建库缺乏采气动态和产能测试资料难题下改建储气库气井产能预测。
2.本发明针对油藏改建储气库扩容达产过程注气驱动采油排液储层含气饱和度动态变化的特点，通过气油相对渗透率曲线上不同含气饱和度气相相对渗透率计算，得到油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末次生气顶区域储层平均含气饱和度下的气相有效渗透率，进而通过气井流入和流出曲线节点分析，可以预测得到油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能，充分考虑了油藏改建储气库储层含气饱和度动态变化对气井产能的影响，弥补了气藏改建储气库气井产能预测方法忽略储层含气饱和度动态变化的缺点，大幅提高了油藏改建储气库气井产能预测的准确性，为建库方案设计阶段井型优选、井网部署和扩容达产阶段多周期注采运行单井优化配产配注和注采计划制订提供重要科学指导。
3.与现有方法相比，本发明一方面通过常规地面低围压气相绝对渗透率到地下气相有效渗透率的转换，可准确描述油藏建库地层气油水多相流动条件下注入天然气有效渗流能力，大幅提高了油藏缺乏采气动态和产能测试资料难题下改建储气库气井产能预测精度；另一方面是通过采用不同含气饱和度气油相对渗透率曲线，实现了油藏建库扩容达产过程气井动态产能预测，可以获得不同储层含气饱和度下气井流入动态曲线和合理产能，而目前常用方法只能获得储气库扩容达产稳定后同一含气饱和度下的气井合理产能。
附图说明
图1为本发明实施例的油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法流程示意图；
图2为本发明实施例的目标油藏筛选的部分代表性储层岩心常规地面低围压气相绝对渗透率与模拟地层高围压束缚水状态的油相有效渗透率函数关系图；
图3为本发明实施例的代表性岩心气油相对渗透率曲线图；
图4为本发明实施例的改建储气库目标油藏Petrel RE软件建立的三维数值模拟模型图；
图5为本发明实施例的油藏改建储气库扩容达产过程4个周期注气末气井流入与流出动态曲线图。
图6为本发明实施例的油藏改建储气库扩容达产过程4个周期注气末气井产能综合分析确定图。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
下面结合附图，对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
参考图1所示，本发明实施例的油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，包括以下步骤：
步骤S101，采用改建储气库的目标油藏部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率之间的函数关系，将需研究目标油藏储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率，转换为模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率。具体的：
①对改建储气库的目标油藏进行储层取心，以氮气作为渗流介质，测试储层岩心在常规地面低围压下的气相绝对渗透率；
测试前需将岩心加工成直径2.5cm或3.8cm的柱塞状样品，对应长度分别不小于5cm或7.2cm。在测量储层岩心的长度和直径后，将储层岩心置于恒温箱中烘干至恒重，最后测量储层岩心在常规地面低围压下的气相绝对渗透率，常规地面低围压为2MPa。
在实际应用中，储层取心要代表改建储气库的目标油藏主要地质特点，反映储层岩性、孔隙度和渗透率分布特征。
②筛选部分代表性储层岩心，将其置于岩心夹持器中通过先抽真空后加压方式完全饱和模拟地层水，然后以目标油藏采出原油作为渗流介质，通过连续注油驱水实验使得储层岩心达到饱和油束缚水状态；
在实际应用中，筛选的部分代表性储层岩心不少于4块，代表性储层岩心筛选要根据目标油藏储层物性特征和上一步骤测试的储层岩心渗透率分布，优选能够代表目标油藏储层渗透率较低值、平均值和较高值的岩心。表1为本发明实施例筛选的储层岩心基础信息统计表。
表1华北地区G油藏部分代表性储层岩心基础参数统计表
Figure GDA0004158817570000081
Figure GDA0004158817570000091
③对上一步骤筛选的处于饱和油束缚水状态的岩心，以目标油藏采出原油作为渗流介质，测试储层岩心在模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率(表1)；
④通过分析筛选的部分代表性储层岩心常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，数学拟合建立二者的函数关系；
针对不同油藏储层岩心进行分析时，上述两种渗透率之间存在多种函数关系，具体分析时选择相关性系数最大的函数关系。图2为本发明实施例中筛选的部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率关系，上述两种渗透率函数关系相关性系数最大的数学表达式为：
Koe(Swi)＝0.2017×Kg 0.8866
其中，Koe(Swi)为储层岩心的模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，mD；Kg为储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率，mD。
⑤通过数学拟合建立的部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率之间的函数关系，将需研究储层岩心的地面常规低围压下的气相绝对渗透率，转换为模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率。
本发明实施例中目标油藏为处于改建储气库前期评价和建库方案研究设计阶段，需要使用储层岩心平均物性作为气井产能预测和井网设计的依据。因此，现场钻井取心的145块储层岩心即为研究对象，用其气相绝对渗透率平均值预测目标油藏改建储气库气井平均动态产能。
实验测试的145块储层岩心的地面常规低围压下的气相绝对渗透率平均值为46.78mD。采用上述数学拟合建立的两种渗透率的函数关系式，计算得到本发明实施例储层岩心的模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率平均值为6.10mD。
步骤S102，对筛选的处于饱和油束缚水状态的部分代表性储层岩心，以天然气作为驱替介质，通过注气驱油实验测试得到模拟地层高围压下的气相和油相的相对渗透率，并以含气饱和度为横坐标，绘制气相和油相相对渗透率曲线。
气相和油相的相对渗透率是指在储层岩心中气、油两种流体同时流动时，气相和油相的有效渗透率与储层岩心处于束缚水状态时测试的油相有效渗透率的比值。
在实验室具体测试时，一般采用非稳态法测试气油相对渗透率，以恒速注气驱油方式，通过在岩心一端(入口端)连续恒速注气驱油，直至岩心另一端(出口端)不产油为止，根据实验测试的岩心入口和出口端压力、出口端产气和产油量等数据，确定气驱油过程气油相对渗透率。表2为本发明实施例的代表性储层岩心气油相对渗透率实验数据，气油相对渗透率曲线如图3所示。
表2华北地区G油藏1块代表性储层岩心气油相对渗透率
Figure GDA0004158817570000111
步骤S103，根据目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度和储层岩心模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，计算得到对应周期注气末的储层气相有效渗透率。具体的：
油藏注气改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度，通过目标油藏改建储气库扩容达产过程现场饱和度测井测试或采用Petrel RE软件数值模拟计算得到。
对应周期注气末的储层气相有效渗透率，根据公式
Figure GDA0004158817570000112
计算得到。
其中，Kge_j为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末的储层气相有效渗透率，mD；Ko(Swi)为目标油藏储层岩心模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，mD；
Figure GDA0004158817570000121
为气油相对渗透率曲线上与储层平均含气饱和度
Figure GDA0004158817570000122
对应的气相相对渗透率，小数，无量纲；
Figure GDA0004158817570000123
为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度小数，无量纲。
在具体应用中，对于现场已实施注气改建储气库操作的油藏，可优选次生气顶区域(注入天然气主要波及和存储的区域，一般为油藏构造较高部位)的典型井，通过现场进行饱和度测井解释确定油藏注气改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度。或者根据油藏改建储气库建设方案安排的每一注采周期注气量和采气量，通过Petrel RE软件三维数值模拟计算得到。对于现场尚未实施注气改建储气库操作的油藏，通过Petrel RE软件三维数值模拟计算储层平均含气饱和度。
本发明实施例中，通过Petrel RE软件建立三维油藏整体或典型井组数值模拟模型如图4所示，模拟计算得到第3、5、8和第14周期注气末油藏次生气顶区域的储层平均含气饱和度分别约为0.31、0.36、0.41和0.49。然后通过对应查找表1(图3)中气油相对渗透率曲线，当含气饱和度分别为0.31、0.36、0.41和0.49时，对应的储层岩心气相相对渗透率分别为0.144、0.260、0.398和0.612。
进一步根据公式
Figure GDA0004158817570000124
计算得到储层平均含气饱和度分别为0.31、0.36、0.41和0.49时的储层气相有效渗透率分别为：0.878mD、1.586mD、2.428mD和3.733mD(表3)，分别对应目标油藏改建储气库第3、5、和第14周期注气末的次生气顶区域储层气相有效渗透率。
表3目标油藏改建储气库不同周期储层气相有效渗透率
Figure GDA0004158817570000125
Figure GDA0004158817570000131
步骤S104，根据目标油藏改建储气库扩容达产过程储层气相有效渗透率、油藏地质特征和注气末地层压力，采用二项式产能方程，计算得到储气库扩容达产过程每一周期注气末气井的流入动态曲线。具体的：
所述二项式产能方程为：
pR 2-pwf 2＝Aqsc+Bqsc 2
其中，系数A、B的表达式分别为：
Figure GDA0004158817570000132
Figure GDA0004158817570000133
其中，pR为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；qsc为气井日产量，104m3/d；Kge_j为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末的储层气相有效渗透率，mD；h为储层有效厚度，m；re为气井供给半径，m；rw为气井井筒半径，m；γg为气体相对密度；
Figure GDA0004158817570000134
为气体平均粘度，mPa·s；
Figure GDA0004158817570000135
为气体平均偏差因子；β为速度系数，m-1；S为表皮系数，小数；T为储层温度，K。
本发明实施例中，将针对目标油藏进行地质评价、实验室天然气分析测试和Petrel RE数值模拟等研究获得的储层有效厚度、储层温度、气体相对密度、气体平均偏差因子和地层压力等参数代入二项式产能方程系数A、B表达式，计算得到目标油藏改建储气库第3、5、8和14周期的二项式产能方程系数如表4所示，对应的二项式产能方程如表5所示，采用表5中的二项式产能方程计算得到目标油藏改建储气库扩容达产过程第3、5、8和14周期注气末气井的流入动态曲线如图5所示。
表4目标油藏改建储气库不同周期注气末二项式产能方程系数
Figure GDA0004158817570000141
表5目标油藏改建储气库不同周期注气末二项式产能方程
Figure GDA0004158817570000142
步骤S105，根据垂直管流方程，计算气井的流出动态曲线。具体的：
所述管流方程为：
Figure GDA0004158817570000143
其中，系数s的表达式为：
s＝0.03415γgD/TavZav
其中，pwh为井口油压，MPa；e为自然对数，e＝2.71828；λ为油管阻力系数，无因次；D为油管内径，m；Tav为井筒内平均温度，K；Zav为井筒内气体平均偏差因子，无因次。
本发明实施例中，采用上述管流方程计算的气井流出动态曲线如图5所示。
步骤S106，以气井流入和流出动态曲线为基础，采用节点分析方法，确定气井流入和流出动态曲线的交点为满足节点协调的气井产能，然后进一步考虑气井临界出砂压差、临界携液和冲蚀流量约束，综合预测确定目标油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能。具体的：
所述然后进一步考虑气井临界出砂压差、临界携液和冲蚀流量约束，综合预测确定目标油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能，预测确定的气井动态产能必须小于临界出砂压差和冲蚀流量限制的气井产能，同时必须大于临界携液限制的气井产能。
节点分析方法是将气井流入和流出动态曲线以井口产气量为横坐标、井底流压为纵坐标，绘制在同一坐标系中，两条曲线的交点称为协调点，代表了气体自地层流入井底(用流入曲线描述)，然后又可从井底顺利举升流动至井口(用流出曲线描述)时，对应的井底压力和井口日产气量。
本发明实施例中目标油藏改建储气库扩容达产过程第3、5、8和14周期注气末气井流入和流出动态曲线交点如图5所示，该交点为满足节点协调的气井产能。
表6为目标油藏满足节点协调和气井临界出砂压差、临界携液和冲蚀流量等约束限制的气井产能计算结果统计表。满足节点协调且气井生产过程不出砂(临界出砂压差约束，该目标油藏储层临界出砂压差为9MPa)、可实现携液(临界携液约束)、不发生冲蚀(临界冲蚀约束)多因素条件下，目标油藏改建储气库扩容达产过程第3、5、8和14周期注气末(地层压力均为40MPa，对应于冬天储气库采气初期，即地层压力最大时储气库气井的采气能力)气井合理产能分别为0、56.52×104m3/d、76.79×104m3/d和112.74×104m3/d。第3周期注气末气井产能为0的原因是此时储层气相有效渗透率较小，导致在9MPa临界生产压差限制下的节点协调产能无法满足临界携液产量要求(即临界出砂压差约束产能小于临界携液约束产能)，气井无法自喷生产，因此，气井产能为0，如图6所示。
如果采用现有方法，由于其无法得到油藏建库扩容达产多周期运行过程储层不同含气饱和度下的气井产能方程，因此，无法获得表6中储气库运行扩容达产稳定前气井动态产能。
表6目标油藏改建储气库气井产能评价结果表
Figure GDA0004158817570000161

Claims (9)

1.一种油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1：采用改建储气库的目标油藏部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率之间的函数关系，将需研究目标油藏储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率，转换为模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率；
具体为：
A对改建储气库的目标油藏进行储层取心，以氮气作为渗流介质，测试储层岩心在常规地面低围压下的气相绝对渗透率；
B筛选部分代表性储层岩心，将其置于岩心夹持器中通过先抽真空后加压方式完全饱和模拟地层水，然后以目标油藏采出原油作为渗流介质，通过连续注油驱水实验使得储层岩心达到饱和油束缚水状态；
C对上一步骤筛选的处于饱和油束缚水状态的岩心，以目标油藏采出原油作为渗流介质，测试储层岩心在模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率；
D通过分析筛选的部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，数学拟合建立二者的函数关系；
上述两种渗透率函数关系相关性系数最大的数学表达式为：
Koe(Swi)＝0.2017×Kg 0.8866
其中，Koe(Swi)为储层岩心的模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，mD；Kg为储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率，mD；
E通过数学拟合建立的部分代表性储层岩心的常规地面低围压下的气相绝对渗透率与模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率之间的函数关系，将需研究储层岩心的地面常规低围压下的气相绝对渗透率，转换为模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率；
步骤2：对筛选的处于饱和油束缚水状态的部分代表性储层岩心，以天然气作为驱替介质，通过注气驱油实验测试得到模拟地层高围压下的气相和油相的相对渗透率，并以含气饱和度为横坐标，绘制气相和油相相对渗透率曲线；
步骤3：根据目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度和储层岩心模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，计算得到对应周期注气末的储层气相有效渗透率；
步骤4：根据目标油藏改建储气库扩容达产过程储层气相有效渗透率、油藏地质特征和注气末地层压力，采用二项式产能方程，计算得到储气库扩容达产过程每一周期注气末气井的流入动态曲线；
步骤5：根据垂直管流方程，计算气井的流出动态曲线；
步骤6：以气井流入和流出动态曲线为基础，采用节点分析方法，确定气井流入和流出动态曲线的交点为满足节点协调的气井产能，然后进一步考虑气井临界出砂压差、临界携液和冲蚀流量约束，综合预测确定目标油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能。
2.根据权利要求1所述的油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，所述的常规地面低围压为2MPa。
3.根据权利要求1所述的油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，所述的模拟地层高围压，其等于岩心在地层状态下承受的净上覆岩层压力，根据公式Pob＝(ρr-ρw)×g×H/1000计算得到；
其中，Pob为岩心在地层状态下承受的高围压，即净上覆岩层压力，ρr为上覆岩层岩石的平均密度，g/cm3；ρw为地层水的密度，g/cm3；g为重力加速度，m/s2；H为岩心在地下的对应埋藏深度，m。
4.根据权利要求1所述的油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，所述的对应周期注气末的储层气相有效渗透率，根据公式计算得到；
其中，Kge_j为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末的储层气相有效渗透率，mD；Ko(Swi)为目标油藏储层岩心模拟地层高围压下束缚水状态的油相有效渗透率，mD；为气油相对渗透率曲线上与储层平均含气饱和度对应的气相相对渗透率，小数，无量纲；为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度，小数，无量纲，通过目标油藏改建储气库扩容达产过程现场饱和度测井解释或根据每周期注气量采用Petrel RE软件三维数值模拟计算得到。
5.根据权利要求1所述的油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，根据二项式产能方程计算储气库扩容达产过程每一周期注气末气井的流入动态曲线；
所述二项式产能方程为：
pR 2-pwf 2＝Aqsc+Bqsc 2
其中，系数A、B的表达式分别为：
其中，pR为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；qsc为气井日产量，104m3/d；Kge_j为目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末的储层气相有效渗透率，mD；h为储层有效厚度，m；re为气井供给半径，m；rw为气井井筒半径，m；γg为气体相对密度；为气体平均粘度，mPa·s；为气体平均偏差因子；β为速度系数，m-1；S为表皮系数，小数；T为储层温度，K。
6.根据权利要求1所述的油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，根据垂直管流方程，计算气井的流出动态曲线；
所述管流方程为：
其中，系数s的表达式为：
s＝0.03415γgDTavZav
其中，pwh为井口油压，MPa；e为自然对数，e＝2.71828；λ为油管阻力系数，无量纲；D为油管内径，m；Tav为井筒内平均温度，K；Zav为井筒内气体平均偏差因子，无量纲，γg为气体相对密度，qsc为气井日产量，pwf为井底流压。
7.根据权利要求1所述的藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末形成的次生气顶区域的储层平均含气饱和度不同，则其对应的气油相对渗透率曲线上的气相相对渗透率不同，计算的目标油藏改建储气库扩容达产过程每一周期注气末储层气相有效渗透率和气井流入动态曲线不同，通过节点分析方法确定的气井流入和流出动态曲线的交点不同，使得满足节点协调的气井产能不同，气井产能持续动态变化。
8.根据权利要求1所述的藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，所述然后进一步考虑气井临界出砂压差、临界携液和冲蚀流量约束，综合预测确定目标油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能，预测确定的气井动态产能必须小于临界出砂压差和冲蚀流量限制的气井产能，同时必须大于临界携液限制的气井产能。
9.根据权利要求1所述的藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法，其特征在于，所述通过连续注油驱水实验使得储层岩心达到饱和油束缚水状态，是通过在所述岩心一端以恒定速度连续注油驱水，直至岩心另一端不出水为止。
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