CN104018829B - 一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，通过物质平衡方法得到平均储层压力与平均含水饱和度，进而得到绝对渗透率与相对渗透率变化；利用束缚水饱和度和孔隙度的关系，预测束缚水饱和度的变化；将绝对渗透率和端点标定后的相对渗透率在同一状态下耦合，得到区域平均有效渗透率动态预测模型，进而得到有效渗透率曲线。本发明解决了实验室难以准确测量相渗曲线的问题；与现有技术相比，本发明能很好反映煤储层正负效应，可有效提高气相有效渗透率，对准确预测煤层气井气水产出规律，预测生产井未来产量提供了有力依据。

Description

一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法

技术领域

本发明涉及煤层气开发的测量方法，尤其涉及一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法。

背景技术

近年来，中国沁水盆地高煤阶储层煤层气商业化开发已取得了成功。然而，煤层气开发技术研究薄弱，仍然是制约中国煤层气产业深入发展的关键因素。煤储层渗透率便是煤层气开发评价的重要内容之一，相渗曲线则是煤层气井从单相水流到单相气流整个排采过程的真实反映。煤储层气水相对渗透率不仅强烈影响气体产率，更能够决定煤层气井能否实现经济产气。此外，相对渗透率也是数值模拟必不可少的参数之一。

煤储层尤其是高煤阶煤储层，具有特低孔特低渗的特点，在排采过程中，由于有效应力和基质收缩效应的影响，储层的物性参数会发生动态变化，进而相渗曲线发生变化。然而，当前煤储层气水相对渗透率分析广泛采用常规油气测试方法，即稳态法和非稳态法，其理论基础与测试方法是否适用于具有特殊性质的煤储层尚需探讨。同时，实验仪器和技术手段的局限性，既不能模拟开发过程中正负效应引起的储层物性参数的动态变化，又容易导致测量误差增大。因此，开展能够反映煤层气产出过程的相渗实验十分困难。此外，一些间接获取相对渗透率曲线的方法，如利用测井数据，毛管压力曲线等亦主要来自于常规油气，对常规油气储层比较适用，对煤储层误差较大。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，克服了目前煤储层气水相对渗透率测定误差大的技术缺点，这种方法综合考虑煤储层正负效应，基于高煤阶煤储层的特殊性质及煤层气井生产数据，在同一状态下，耦合绝对渗透率和相对渗透率，建立有效渗透率模型，对于准确量化正负效应的影响意义重大，也能够为生产提供更可靠的预测依据。

本发明基于以下原理：

通过物质平衡方法计算平均储层压力与平均含水饱和度，进而得到绝对渗透率与相对渗透率变化；利用束缚水饱和度和孔隙度的关系，预测束缚水饱和度的变化；将绝对渗透率和端点标定后的相对渗透率在同一状态下耦合，得到区域平均有效渗透率动态预测模型，进而可以绘制有效渗透率曲线。

本发明所要解决的技术问题是通过以下技术方案来实现的：

一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，包括以下步骤：

(1)选择合理生产井，现场获取累计产气、产水数据，包括累计产气量G_p、累计产水量W_p，整理得到两相渗流气水同产阶段的累计产气量和累计产水量；

所述合理生产井是指：a.该生产井在稳定产气阶段没有受到人为因素的干扰，如二次压裂、停泵修井、更改工作制度等；b.该生产井也不位于断层附近，没有发生窜流或者水侵现象；c.该生产井气水产出符合煤层气井产出的正常规律，即依次经历排水降压、解吸产气、达到产气高峰、产气衰竭的过程，没有出现产量突变的情况；

所述整理指的是用累计产水量减去煤层气产出之前的累计产水量，从而获得气水同产阶段的累计产气量和累计产水量；

(2)一种通过数据装置处理的过程：包括建立物质平衡方程，模拟得到生产过程中储层压力值的变化值，并将含水饱和度表示为所述储层压力值的函数，获得该储层压力值下降过程中含水饱和度数据的变化值；

所述物质平衡方程模拟，是利用气相和水相物质平衡方程，将累计产气量、累计产水量及储层物性参数，如煤层厚度h、泄流面积A、兰氏体积V_L、兰氏压力P_L等代入到方程中，通过这两个物质平衡方程求解得到储层压力值的变化，再将含水饱和度表示为储层压力的函数，获得储层压力值下降过程中含水饱和度数据的变化；

本发明所述数据处理装置包括计算机以及其他已知的数据处理功能的设备。

(3)一种通过数据装置处理的过程：包括建立绝对渗透率模型，将所述储层压力值设定在绝对渗透率模型中，得到绝对渗透率的变化；将所述含水饱和度代入相对渗透率模型中，得到相对渗透率的变化，并标定端点相对渗透率；

(4)一种通过计算机数据处理的过程：将同一时刻，即相同储层压力与含水饱和度条件下获取的标定后的相对渗透率与绝对渗透率耦合，得到该时刻有效渗透率。

所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，进一步包括：

(5)一种通过计算机数据处理的过程：以含水饱和度为横坐标，有效渗透率为纵坐标，绘制有效渗透率曲线，将其应用于生产测定。

本发明方法中，所述步骤(3)包括建立(A)分形相对渗透率的模型和曲线绘制和(B)Palmer&Mansoori绝对渗透率模型和曲线绘制；其中所述(A)分形相对渗透率的模型(简称分形模型)，表达式为

其中，k_rg为气相相对渗透率；k_rw为水相相对渗透率；S_w为含水饱和度；S_wr为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度，D为渗流孔分形维数。

所述(B)Palmer&Mansoori绝对渗透率模型(简称PM模型)，表达式为

其中，E为杨氏模量，MPa；ν为泊松比；f为小数，0-1；β为基质压缩系数，MPa^-1；C_m为煤岩压缩系数，MPa^-1；S_max为最大兰氏体积应变；p_L为兰氏压力，MPa；p_i为原始储层压力，MPa；p为当前储层压力，MPa；k为当前渗透率，mD；k₀为原始渗透率，mD；φ_fi为原始孔隙度。

本发明方法中，所述步骤(4)动态参数耦合包括：

(C)储层压力与含水饱和度关系—煤层气藏物质平衡方程

任意时刻储层累积产气量的地面体积＝裂缝中游离气原始地质储量+基质中吸附气原始地质储量-裂缝中游离气剩余地质储量-基质中吸附气剩余地质储量,所述地质储量均换算为地面体积，即：

其中，G_p为任意时刻的储层累积产气量的地面体积，m³；A为煤层气供气面积，m²；h为煤层厚度，m；S_wi为初始含水饱和度；B_gi为初始天然气体积系数，m³/m³；ρ_B为煤密度，kg/m³；φ_f为当前孔隙度；为平均含水饱和度；B_g为当前天然气体积系数，m³/m³。

任意时刻储层裂缝中所含水的地下体积＝原始储层压力时裂缝中所含水的地下体积+水的弹性膨胀增加的水体积-累计采水的地下体积,所述体积均换算为地下体积，即

其中，W_p为任意时刻的储层累积产水量的地下体积，m³；B_w为地层水体积系数，m³/m³；C_w为地层水压缩系数，MPa^-1。

正负效应双重作用下的孔隙度变化从PM方程获取

进而

因此，每使用一组累计产量，联立气水物质平衡方程，就可以得到对应储层压力，进而可以求出相应平均含水饱和度

值得注意的是，因方程表征气水两相渗流期间的物质平衡，所以，在应用生产数据进行有效渗透率计算时，模型初始值取临界解吸压力对应数值。临界解吸压力指的是煤层气井生产过程中，煤储层开始解吸产气时所对应的储层压力值。因为煤储层最开始是饱和水的，初始生产过程中，煤层并没有产出气体；只有不断地排水，降低煤储层压力，气体才能从煤中解吸出来，从而通过生产井井筒产出，所以，煤层开始解吸产气时所对应的储层压力就称作临界解吸压力；

(D)束缚水饱和度与孔隙度关系—压汞实验

所述压汞实验包括采用Autopore III9420全自动压汞仪，测试煤样束缚水饱和度和孔隙度值、并计算得到不同样品的分形维数；将压汞孔隙度和束缚水饱和度采用指数关系进行拟合，得到拟合关系

y＝93.291e^-0.065x (9)

(E)有效渗透率模型建立

利用生产数据，包括累计产气量与累计产水量，通过所述物质平衡方程进行动态参数耦合，同时标定端点相对渗透率，建立有效渗透率模型，其有效渗透率简要表达式如下：

k_g＝kk_rg0k_rg (10)

k_w＝kk_rw0k_rw (11)

其中，k_rg0为端点气相相对渗透率；k_rw0为端点水相相对渗透率；k_g为气相有效渗透率，mD；k_w为水相有效渗透率，mD。

本发明方法还进一步包括数据装置绘制所述模型计算后的如下曲线，包括：

绘制利用煤层气井生产数据计算气水相渗曲线流程图，得到的有效渗透率曲线，将直接应用于生产；

绘制煤样压汞实验束缚水饱和度和孔隙度拟合关系图，得到拟合关系；

绘制变化绝对渗透率与恒定绝对渗透率曲线对比图，可以看到绝对渗透率动态变化对低含水饱和度下的气相有效渗透率有着的明显影响，所述新模型曲线较现有技术更为符合实际；

绘制变化束缚水饱和度与恒定束缚水饱和度曲线对比图，可以看出当束缚水饱和度动态变化时，气相有效渗透率上升速度较缓，但是最终气相有效渗透率与恒定束缚水饱和度下的气相有效渗透率相当，所述新模型曲线较现有技术更为符合实际；

绘制利用新相渗模型与常规相渗模型进行历史拟合的产气曲线对比图，该图在应用方面，构建油藏模型，通过拟合生产数据，进而预测生产井未来产量，利用新模型拟合的产气曲线较常规模型拟合的曲线精确度更高。

所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，在应用生产数据获得有效渗透率时，模型初始值设置优选为临界解吸压力对应数值。

本发明采用的技术方案具有以下有益技术效果：

1.本发明获取相渗曲线就是为了构建油藏模型，通过拟合生产数据，进而预测生产井未来产量。新模型能够更好的反映基质收缩效应在生产后期的作用，能更好反映开发过程中气水两相渗流特性，其准确性、可行性、实用性更强，且快速便捷，更为贴近生产实际，可为生产提供依据。

2.该方法解决了实验室难以准确测量相渗曲线的问题，同时，也考虑了排采过程中束缚水饱和度的变化，具有可行性与实用性，可为生产提供依据。与现有技术相比，本发明能很好反映煤储层正负效应，可有效提高气相有效渗透率，特别是基质收缩效应对于气相有效渗透率的改善作用；对相对渗透率端点值进行标定，可反映煤储层气水流动特性；考虑了束缚水饱和度的动态变化，更加合理反映气水两相共流区，准确预测煤层气井气水产出规律。

附图说明

图1为本发明利用煤层气井生产数据计算气水相渗曲线流程图；

图2为本发明沁南地区煤样压汞实验束缚水饱和度和孔隙度拟合关系图；

图3为本发明变化绝对渗透率与恒定绝对渗透率曲线对比图；

图4为本发明变化束缚水饱和度与恒定束缚水饱和度曲线对比图；

图5为本发明利用新模型与常规模型历史拟合产气曲线对比图。

具体实施方式

一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，主要利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线，通过物质平衡方法计算平均储层压力与平均含水饱和度，进而得到绝对渗透率与相对渗透率变化，将绝对渗透率和端点标定后的相对渗透率在同一状态下耦合，得到区域平均有效渗透率动态变化，整个过程可以通过Excel实现，方便快捷。下面结合附图和具体实施方式对本发明作逐一说明。

图1为利用煤层气井生产数据计算气水相渗曲线的步骤，主要包括：

(1)选择合理生产井，从现场获取累计产气、产水数据，整理后得到两相渗流阶段的累计产量；

(2)通过物质平衡方程模拟生产过程中储层压力的变化，再将含水饱和度表示为储层压力的函数，获得储层压力下降过程中含水饱和度的变化；

(3)将储层压力代入绝对渗透率模型中，计算绝对渗透率的变化；将含水饱和度代入相对渗透率模型中，计算相对渗透率的变化，并标定端点相对渗透率；其中，束缚水饱和度的变化利用压汞束缚水饱和度和孔隙度的变化关系预测；

(4)将同一时刻，即相同储层压力与含水饱和度条件下获取的标定后的相对渗透率与绝对渗透率耦合，得到该时刻有效渗透率。

(5)以含水饱和度为横坐标，有效渗透率为纵坐标，绘制有效渗透率曲线，并将其应用于生产。

下面进一步对本发明作详细说明，首先是模型建立过程，本例中选择分形模型和PM渗透率模型进行模型建立：

(A)分形相对渗透率的模型(简称分形模型)，表达式为

其中，k_rg为气相相对渗透率；k_rw为水相相对渗透率；S_w为含水饱和度；S_wr为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度，D为渗流孔分形维数。

(B)Palmer&Mansoori绝对渗透率模型(简称PM模型)，表达式为

其中，E为杨氏模量，MPa；ν为泊松比；f为小数，0-1；β为基质压缩系数，MPa^-1；C_m为煤岩压缩系数，MPa^-1；S_max为最大兰氏体积应变；p_L为兰氏压力，MPa；p_i为原始储层压力，MPa；p为当前储层压力，MPa；k为当前渗透率，mD；k₀为原始渗透率，mD；φ_fi为原始孔隙度。

动态参数耦合包括：

(C)储层压力与含水饱和度关系—煤层气藏物质平衡方程:

任意时刻储层累积产气量的地面体积＝裂缝中游离气原始地质储量+基质中吸附气原始地质储量-裂缝中游离气剩余地质储量-基质中吸附气剩余地质储量,所述质储量均换算为地面体积，即：

其中，G_p为任意时刻的储层累积产气量的地面体积，m³；A为煤层气供气面积，m²；h为煤层厚度，m；S_wi为初始含水饱和度；B_gi为初始天然气体积系数，m³/m³；ρ_B为煤密度，kg/m³；φ_f为当前孔隙度；为平均含水饱和度；B_g为当前天然气体积系数，m³/m³。

任意时刻储层裂缝中所含水的地下体积＝原始储层压力时裂缝中所含水的地下体积+水的弹性膨胀增加的水体积-累计采水的地下体积。所述体积均换算为地下体积，即：

其中，W_p为任意时刻的储层累积产水量的地下体积，m³；B_w为地层水体积系数，m³/m³；C_w为地层水压缩系数，MPa^-1。

正负效应双重作用下的孔隙度变化从PM方程获取

进而

因此，每使用一组累计产量，联立气水物质平衡方程，就可以得到对应储层压力，进而可以求出相应平均含水饱和度值得注意的是，因方程表征气水两相渗流期间的物质平衡，所以，在应用生产数据进行有效渗透率计算时，模型初始值应取临界解吸压力对应数值。

(D)束缚水饱和度与孔隙度关系—压汞实验

采用Autopore III9420全自动压汞仪，测试沁南地区9个煤样束缚水饱和度和孔隙度值、并计算得到不同样品的分形维数，如表1所示。将压汞孔隙度和束缚水饱和度采用指数关系进行拟合，如图2所示，得到拟合关系：

y＝93.291e^-0.065x (9)

表1沁南地区煤样压汞实验数据统计表

(E)有效渗透率模型建立

利用生产数据，通过物质平衡方程将动态参数耦合，同时标定端点相对渗透率，便建立有效渗透率模型，简要表达式如下：

k_g＝kk_rg0k_rg (10)

k_w＝kk_rw0k_rw (11)

其中，k_rg0为端点气相相对渗透率；k_rw0为端点水相相对渗透率；k_g为气相有效渗透率，mD；k_w为水相有效渗透率，mD。

本例收集了沁南地区山西组3号煤的实验及生产数据，如表2、表3，用于模型计算分析与曲线绘制。

表2煤储层气水相渗动态预测模型参数取值统计表

表3沁水盆地QS1井累计气水产量统计表

生产时间(a)	累计产气量Gp(m3)	累计产水量Wp(m3)
			1	144365.00	247.90
1.5	273193.00	398.20
			2	497557.00	607.50
2.5	708605.00	808.00
			3	926681.00	927.20
3.5	1161670.00	1010.90
			4	1427170.00	1131.30
4.5	1706350.00	1284.10
			5	1994120.00	1367.30

图3为变化绝对渗透率与恒定绝对渗透率曲线对比图，可以看到绝对渗透率动态变化对低含水饱和度下的气相有效渗透率有着明显的影响，当含水饱和度低于80％时，绝对渗透率变化条件下的气相有效渗透率较绝对渗透率不变时影响更大，所述比较绝对渗透率不变是指与利用常规油气方法绘制的曲线对比；而含水饱和度高于80％时，影响不大。这正反映出，煤岩在正负效应作用下，尤其是正效应作用使得绝对渗透率增大，进而增大了气体的渗流能力的现实，可见新模型绘制曲线更为符合实际。

图4为变化束缚水饱和度与恒定束缚水饱和度曲线对比图，可以看出当束缚水饱和度动态降低时，气相有效渗透率增加速度变缓，但最终气相有效渗透率最大值与不考虑束缚水动态变化时的值相当，所述与不考虑束缚水动态变化时是指与利用常规油气方法绘制的曲线对比；而水相有效渗透率则基本不受影响。同样反映出，在正负效应影响下，特别是正效应作用，导致一部分束缚水转变为可动水，有利于水相流动，却抑制了气相有效渗透率的升高，同时，束缚水饱和度的降低更加合理地表征了两相共流区，不仅延长了达到束缚水饱和度的时间，有利于煤层气的开发，而且曲线更加符合开发实际。

在应用方面，获取相渗曲线就是为了构建油藏模型，通过拟合生产数据，进而预测生产井未来产量。将新模型绘制的相渗曲线与常规模型绘制的相渗曲线分别输入到COMET3煤层气数值模拟软件中，对QS1井产气量进行历史拟合，结果如图5所示。可以发现，利用新模型拟合的产气曲线，相对误差一般小于1％，较常规模型拟合的曲线精确度更高，常规模型拟合曲线的相对误差一般小于20％。尤其是25个月之后，利用常规模型拟合的生产曲线逐渐偏离实际生产，相对误差最大达30％；当生产到约50个月时，产量开始提前降低；而利用新模型拟合的生产曲线持续保持相对误差在1％之内。这就充分说明，新模型能够更好的反映基质收缩效应在生产后期的作用，能更好反映开发过程中气水两相渗流特性，其准确性、可行性、实用性更强，且快速便捷，更为贴近生产实际，可为生产提供依据。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (9)

1.一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，包括以下步骤：

(1)选择合理生产井，现场获取累计产气、产水数据，包括累计产气量G_p、累计产水量W_p，得到两相渗流气水同产阶段的累计产气量和累计产水量；

(2)一种通过数据装置处理的过程：包括建立物质平衡方程，模拟得到生产过程中储层压力值的变化值，并将含水饱和度表示为所述储层压力值的函数，获得该储层压力值下降过程中含水饱和度数据的变化值；

(3)一种通过数据装置处理的过程：包括建立绝对渗透率模型，将所述储层压力值设定在绝对渗透率模型中，得到绝对渗透率的变化；将所述含水饱和度代入相对渗透率模型中，得到相对渗透率的变化，并标定端点相对渗透率；

(4)一种通过计算机数据处理的过程：将相同储层压力与含水饱和度条件下获取的标定后的相对渗透率与绝对渗透率耦合，得到该时刻有效渗透率；

(5)一种通过计算机数据处理的过程：以含水饱和度为横坐标，有效渗透率为纵坐标，绘制有效渗透率曲线，将其应用于生产测定。

2.根据权利要求1所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，方程模拟是利用气相和水相物质平衡方程，将所述累计产气量、累计产水量及储层物性参数，包括煤层厚度h、泄流面积A、兰氏体积V_L、兰氏压力P_L设定到该平衡方程中，通过两个物质平衡方程得到储层压力的变化值。

3.根据权利要求1或2所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，进一步包括：

所述步骤(3)包括建立：(A)分形相对渗透率的模型和曲线绘制；(B)Palmer&Mansoori绝对渗透率模型和曲线绘制；

其中所述(A)分形相对渗透率的模型，表达式为

$k_{rg}={(1-\frac{S_w-S_{wr}-S_{gr}}{1-S_{wr}-S_{gr}})}^2(1-{\left(\frac{S_w-S_{wr}}{1-S_{wr}}\right)}^{\frac{5-D}{3-D}})---\left(1\right)$

$k_{rw}={\left(\frac{S_w-S_{wr}}{1-S_{wr}}\right)}^{\frac{11-3D}{3-D}}---\left(2\right)$

其中，k_rg为气相相对渗透率；k_rw为水相相对渗透率；S_w为含水饱和度；S_wr为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度，D为渗流孔分形维数；

所述(B)Palmer&Mansoori绝对渗透率模型，表达式为

$C_m=\frac{(1+v)(1-2v)}{E(1-v)}-\[\frac{1+v}{3(1-v)}+f-1\]\mathrm{\β}---\left(3\right)$

$\frac{k}{k_0}={\[1+C_m\frac{(p-p_i)}{{\mathrm{\φ}}_f}+\frac{1}{3}\frac{S_{max}}{{\mathrm{\φ}}_{fi}}(\frac{1+v}{1-v}-3)(\frac{p}{p_L+p}-\frac{p_i}{p_L+p_i})\]}^3---\left(4\right)$

其中，E为杨氏模量，MPa；ν为泊松比；f为小数，0-1；β为基质压缩系数，MPa^-1；C_m为煤岩压缩系数，MPa^-1；S_max为最大兰氏体积应变；p_L为兰氏压力，MPa；p_i为原始储层压力，MPa；p为当前储层压力，MPa；k为当前渗透率，mD；k₀为原始渗透率，mD；φ_fi为原始孔隙度。

4.根据权利要求1或2所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，所述步骤(4)包括：

(C)储层压力与含水饱和度关系—煤层气藏物质平衡方程：得到任意时刻的储层累积产气量的地面体积:

$G_p=\frac{{\mathrm{Ah\φ}}_{fi}(1-S_{wi})}{B_{gi}}+{\mathrm{\ρ}}_B{\mathrm{AhV}}_L\frac{p_i}{p_i+p_L}-\frac{{\mathrm{Ah\φ}}_f(1-{\stackrel{\‾}{S}}_w)}{B_g}-{\mathrm{\ρ}}_B{\mathrm{AhV}}_L\frac{p}{p+p_L}---\left(5\right)$

其中，G_p为任意时刻的储层累积产气量的地面体积，m³；A为煤层气供气面积，m²；h为煤层厚度，m；S_wi为初始含水饱和度；B_gi为初始天然气体积系数，m³/m³；ρ_B为煤密度，kg/m³；φ_f为当前孔隙度；为平均含水饱和度；B_g为当前天然气体积系数，m³/m³；

任意时刻储层裂缝中所含水的地下体积为：

${\mathrm{Ah\φ}}_f{\stackrel{\‾}{S}}_w={\mathrm{Ah\φ}}_{fi}{S}_{wi}+{\mathrm{Ah\φ}}_{fi}{S}_{wi}{C}_w(p_i-p)-W_p{B}_w---\left(6\right)$

其中，W_p为任意时刻的储层累积产水量的地下体积，m³；B_w为地层水体积系数，m³/m³；C_w为地层水压缩系数，MPa^-1；

正负效应双重作用下的孔隙度变化从PM方程获取：

${\mathrm{\φ}}_f={\mathrm{\φ}}_{fi}-C_m(p_i-p)+\frac{S_{max}}{3}(\frac{1+v}{1-v}-3)(\frac{p}{p_L+p}-\frac{p_i}{p_L+p_i})---\left(7\right)$

进而，

${\stackrel{\‾}{S}}_w=\frac{S_{wi}\[1+C_w(p_i-p)\]-\frac{W_p{B}_w}{{\mathrm{Ah\φ}}_{fi}}}{1-\frac{C_m}{{\mathrm{\φ}}_{fi}}(p_i-p)+\frac{S_{\max }}{3{\mathrm{\φ}}_{fi}}(\frac{1+v}{1-v}-3)(\frac{p}{p_L+p}-\frac{p_i}{p_L+p_i})}---\left(8\right).$

5.根据权利要求3所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，所述步骤(3)，其中束缚水饱和度的变化利用压汞束缚水饱和度和孔隙度的变化关系值测定。

6.根据权利要求5所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，所述束缚水饱和度通过：(D)束缚水饱和度与孔隙度关系测定方法，即压汞实验，测试煤样束缚水饱和度和孔隙度值，并得到不同样品的分形维数；将压汞孔隙度和束缚水饱和度采用指数关系进行拟合，得到拟合关系

y＝93.291e^-0.065x (9)。

7.根据权利要求1或2所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，进一步包括：所述步骤(3)包括：(E)建立有效渗透率模型：

所述有效渗透率简要表达式如下：

k_g＝kk_rg0k_rg (10)

k_w＝kk_rw0k_rw (11)

其中，k_rg0为端点气相相对渗透率；k_rw0为端点水相相对渗透率；k_g为气相有效渗透率，mD；k_w为水相有效渗透率，mD。

8.根据权利要求1或2所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，进一步包括数据装置绘制模型计算后的如下曲线：

绘制利用煤层气井生产数据计算气水相渗曲线流程图，得到的有效渗透率曲线；

绘制煤样压汞实验束缚水饱和度和孔隙度拟合关系图，得到拟合关系；

绘制变化绝对渗透率与恒定绝对渗透率曲线对比图，得到绝对渗透率动态变化对低含水饱和度下的气相有效渗透率的影响关系；

绘制变化束缚水饱和度与恒定束缚水饱和度曲线对比图，得到当束缚水饱和度动态变化时，气相有效渗透率变化速度关系；

绘制利用新相渗模型与常规相渗模型进行历史拟合的产气曲线对比图，建油藏模型。

9.根据权利要求4所述的利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法，在应用生产数据获得有效渗透率时，模型初始值设置为临界解吸压力对应数值。