CN102509179A - 气井动态产能预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种气井动态产能预测方法。包括获取气井原始无阻流量q_AOFi、原始地层压力p_i及当前地层压力p_m；获取气体粘度μ_g和偏差系数z；根据获取的上述参数预测当前地层压力下的气井产能。本发明从气井产量理论公式入手，在一定假设前提下，结合相关经验公式，建立了气井生产过程中产能预测的动态方法。解决了常规产能评价方法，因地层压力变化所带来的影响，评价结果更加准确、可靠。应用证明该方法适用、简便且不需重复试井，可节省大量人力、财力，具有较大的实用价值和经济价值。

Description

气井动态产能预测方法

技术领域

本发明涉及气田开发领域，特别涉及一种气井动态产能预测方法。

背景技术

气井产能评价是气藏工程研究中一项非常重要的工作和任务，它是编制气田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、气井配产及开发方案调整的重要内容。

早在1929年，美国矿业局的Pierce和Rawlinest就提出了常规回压试井测试法确定气井的产能，在全球得到了广泛的应用。1955年Cullendert针对低渗透气藏的情况，提出了等时试井的测试方法，极大地提高了气藏产能测试的效率，为了进一步缩短测试时间，1959年katzt等人提出了修正等时试井的测试方法和资料分析方法，这对产能测试作了极大的改进，在全球得到广泛的应用。

在二十世纪六十年代，产能测试资料的分析方法有了极大的改进，先后提出了指数式分析方法和二项式分析方法，并进一步提出了压力平方表述法和AL-Hussainy等人提出的真实气体拟压力表述法，使得气井产能试井资料分析更科学、合理、严谨，保证了气井产能评价结果的可靠性。进入80年代以来，为了进一步缩短测试时间，国内外诸多学者在修正等时试井的基础上进行了进一步的简化，提出了利用等时不稳定资料建立气井稳定产能方程的方法。我国陈元千教授以及长庆油田李跃刚高工等针对我国气藏的实际情况，提出了产能测试资料的分析方法，为正确评价气藏的产能奠定了基础。

以上的产能试井方法只适用于计算初期产能，在气藏开发过程中，随着地层压力的下降，气井产能相应降低，在气井开发不同阶段，应重新进行产能试井，以确定当前产能。但是，多次重复产能试井，造成开发测试成本增加，影响气井产量。面对此问题，急需形成一种合适气井动态的产能评价新方法。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种考虑产能系数随地层压力变化的气井动态产能预测方法。

为解决上述技术问题，本发明提供了一种气井动态产能预测方法，包括：

获取气井原始无阻流量q_AOFi、原始地层压力p_i及当前地层压力p_m；

获取气体粘度μ_g和偏差系数Z；

根据获取的上述参数预测当前地层压力下的气井产能

$q_{\mathrm{AOFm}}=\frac{\frac{q_{\mathrm{AOFi}}{\mathrm{\μ}}_g\left(p_i\right)z\left(p_i\right)}{{p_i}^2-{0.101}^2}({p_m}^2-{0.101}^2)}{{\mathrm{\μ}}_g\left(p_m\right)z\left(p_m\right)}.$

本发明提供的气井动态产能预测方法，解决了常规产能评价方法，因地层压力变化所带来的影响，评价结果更加准确、可靠。本发明提供的预测方法适用、简便且不需重复试井，可节省大量人力、财力，具有较大的实用价值和经济价值。

附图说明

图1为本发明实施例提供的一种气井动态产能预测方法的流程示意图；

图2为本发明实施例提供的某气田400余口气井原始地层压力及目前地层压力的示意图；

图3为图1所示气田的初期产能及目前产能的示意图。

具体实施方式

参见图1，本发明实施例提供的一种气井动态产能预测方法，包括：

步骤1、获取气井原始无阻流量q_AOFi、原始地层压力p_i及当前地层压力p_m。其中，气井原始无阻流量q_AOFi、原始地层压力p_i是在气井生产前测试得到。当前地层压力可通过压力计得到。

步骤2、获取气体粘度μ_g和偏差系数Z。

天然气粘度 ${\mathrm{\μ}}_g={10}^{-4}\mathrm{Kexp}\left(X{\mathrm{\ρ}}_g^Y\right),$ 其中，

$K=\frac{2.6832\×{10}^{-2}(470+M_g){T_f}^{1.5}}{116.1111+10.5556M_g+T_f},$ $X=0.01(350+\frac{54777.78}{T_f}+M_g),$ Y＝0.2(12-X)，

式中：μ_g是地层天然气的粘度，MPa·s；ρ_g是地层天然气的密度，g/cm³；M_g是天然气的视相对分子质量，kg/kmol；M_air是空气的相对分子质量，kg/kmol；T_f是地层温度，K；γ_g是天然气的相对密度(空气V_air＝1.0)；P是地层压力，MPa；R是气体常数，MPa·m³/(kmol·k)；Z是偏差系数。

但当M_air＝28.97和R＝0.008315 MPa·m³/(kmol·K)时，则

M_g＝28.97γ_g。

偏差系数Z是通过如下牛顿迭代法计算得出：

${{\mathrm{\ρ}}_r}^{k+1}={{\mathrm{\ρ}}_r}^k-\frac{f\left({{\mathrm{\ρ}}_r}^k\right)}{f^{\′}\left({{\mathrm{\ρ}}_r}^k\right)}---\left(1\right)$

式中：

f(ρ_r)＝aρ_r ⁶+bρ_r ³+cρ_r ²+dρ_r+eρ_r ³〔1+fρ_r ²〕exp[-fρ_r ²]-g    (2)

其中，a＝0.06423；b＝0.5353T_pr-0.6123；c＝0.3151T_pr-1.0467-0.5783/T² _pr；d＝T_pr；e＝0.6816/T² _pr；f＝0.6845；g＝0.27p_pr；所述k＞＝0；所述p_pr＝p/p_pc，

式中p是气体压力，MPa；式中p_pc是拟临界压力，MPa；所述T_pr＝T/T_pc，所述T是气体温度，K；所述T_pc是拟临界温度，K；

其中， ${\mathrm{\ρ}}_r=\frac{0.27p_{\mathrm{pr}}}{{\mathrm{ZT}}_{\mathrm{pr}}}---\left(4\right)$

在已知p_pr和T_pr的情况下，由公式(4)求解Z时，采用迭代法，即首先给定Z的一个初值Z0(例如Z0＝1.0)，由公式(4)求出ρr0，作为公式(1)迭代的初值。比较ρr0与用公式(1)计算所得的ρr之值，如两者相差较小(一般小于10^-5)，则可认为求得了ρr值，再由公式(4)求得Z值。否则，用新的ρr代替原ρr0进行重复计算，直到满足精度要求为止。

步骤3、根据获取的上述参数预测当前地层压力下的气井产能 $q_{\mathrm{AOFm}}=\frac{\frac{q_{\mathrm{AOFi}}{\mathrm{\μ}}_g\left(p_i\right)z\left(p_i\right)}{{p_i}^2-{0.101}^2}({p_m}^2-{0.101}^2)}{{\mathrm{\μ}}_g\left(p_m\right)z\left(p_m\right)},$ 其中，q_AOFi表示井口的原始无阻流量，10⁴m³/d；μ_g为天然气地下粘度，mpa.s；Z为偏差系数，无因次；p_i为原始地层压力，MPa；p_m为目前地层压力，Mpa。

如图2所示，某气田400余口气井平均原始地层压力29.51MPa，目前平均地层压力20.46MPa，平均下降9.05MPa。各气井原始与目前地层压力如图2所示，标号1代表气井原始地层压力，标号2代表气井目前地层压力，可以看出随着气田开发，气井地层压力不同程度降低。作图时气井顺序按照气井原始产能(无阻流量)由高到低排列。应用本发明实施例提供的气井差能预测方法对气井目前产能进行预测，预测结果如图3所示，标号3代表气井原始产能，标号4代表气井目前产能。由于地层压力降低，气井产能普遍下降，气井产能具体降低的幅度取决于气井自身压力下降的程度。参与预测的400余口气井平均原始无阻流量X×10⁴m³/d，预测目前平均无阻流量X×10⁴m³/d。通过X口气井实测产能与计算产能对比，平均误差仅为7.49％，如表1所示。

表1某气田部分气井实测产能与计算产能对比

根据产能预测结果对该气田目前400余口气井的合理生产规模进行评价，为该气田后期生产调整提供了依据，如表2所示。根据预测结果并结合该气田不同类型气井配产经验，确定400余口气井目前合理生产规模为X1～X2×10⁸m³/a。

表2某气田400余口气井目前合理生产规模评价

备注：依据气井目前预测产能进行分类。

最后所应说明的是，以上具体实施方式仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照实例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (5)

1.一种气井动态产能预测方法，其特征在于，包括：

获取气井原始无阻流量q_AOFi、原始地层压力p_i及当前地层压力p_m；

获取气体粘度μ_g和偏差系数Z；

根据获取的上述参数预测当前地层压力下的气井产能

$q_{\mathrm{AOFm}}=\frac{\frac{q_{\mathrm{AOFi}}{\mathrm{\μ}}_g\left(p_i\right)z\left(p_i\right)}{{p_i}^2-{0.101}^2}({p_m}^2-{0.101}^2)}{{\mathrm{\μ}}_g\left(p_m\right)z\left(p_m\right)}.$

2.根据权利要求1所述的气井动态产能预测方法，其特征在于：

所述气体粘度 ${\mathrm{\μ}}_g={10}^{-4}\mathrm{Kexp}\left(X{\mathrm{\ρ}}_g^Y\right),$ 其中， $K=\frac{2.6832\×{10}^{-2}(470+M_g){T_f}^{1.5}}{116.1111+10.5556M_g+T_f},$ $X=0.01(350+\frac{54777.78}{T_f}+M_g),$ Y＝0.2(12-X)， ${\mathrm{\ρ}}_g=\frac{{10}^{-3}{M}_{\mathrm{air}}{\mathrm{\γ}}_{g}p}{\mathrm{ZR}{T}_f},$

式中：所述μ_g是地层天然气的粘度，MPa·s；所述ρ_g是地层天然气的密度，g/cm³；所述M_g是天然气的相对分子质量，kg/kmol；所述M_air是空气的相对分子质量，kg/kmol；所述T_f是地层温度，K；所述γ_g是天然气的相对密度；所述P是地层压力，MPa；所述R是气体常数，MPa·m³/(kmol·k)；所述Z是偏差系数。

3.根据权利要求2所述的气井动态产能预测方法，其特征在于：

当M_air＝28.97和R＝0.008315MPa·m³/(kmol·K)时，所述

M_g＝28.97γ_g。

4.根据权利要求1所述的气井动态产能预测方法，其特征在于，所述偏差系数Z是通过牛顿迭代法计算得出：

${{\mathrm{\ρ}}_r}^{k+1}={{\mathrm{\ρ}}_r}^k-\frac{f\left({{\mathrm{\ρ}}_r}^k\right)}{f^{\′}\left({{\mathrm{\ρ}}_r}^k\right)}---\left(1\right),$ 式中：

f(ρ_r)＝aρ_r ⁶+bρ_r ³+cρ_r ²+dρ_r+eρ_r ³〔1+fρ_r ²〕exp[-fρ_r ²]-g  (2)

其中：a＝0.06423；b＝0.5353T_pr-0.6123；c＝0.3151T_pr-1.0467-0.5783/T² _pr；d＝T_pr；e＝0.6816/T² _pr；f＝0.6845；g＝0.27p_pr；所述k＞＝0；所述p_pr＝p/p_pc，式中p是气体压力，MPa；p_pc是拟临界压力，MPa；所述T_pr＝T/T_pc，所述T是气体温度，K；所述T_pc是拟临界温度，K；

其中， ${\mathrm{\ρ}}_r=\frac{0.27p_{\mathrm{pr}}}{{\mathrm{ZT}}_{\mathrm{pr}}}---\left(4\right)$

在已知p_pr和T_pr的情况下，采用迭代法由(4)式求解Z。

5.根据权利要求4所述的气井动态产能预测方法，其特征在于，所述迭代法包括：

首先给定Z的一个初值Z0，由公式(4)求出ρr0，作为公式(1)式迭代的初值；

比较ρr0与用公式(1)计算所得的ρr之值，当两者相差小于10^-5时，则可认为求得了ρr值，再由公式(4)求得Z值；当两者相差大于10^-5时，用新的ρr代替原ρr0进行重复计算，直到满足精度要求为止。

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