CN104500030A - 超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法，其中，该方法包括：利用高压阶段规整化拟压力p_p与压力p、视地层压力p/z成直线关系，对Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线中的规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca简化，建立超高压气井标准流动特征曲线；将超高压气井的实际生产曲线与建立的超高压气井标准流动特征曲线进行对比，判断超高压气井的实际生产曲线是否异常及异常原因。本发明建立的超高压气井标准流动特征曲线，计算过程简单，工作量小，便于现场应用；建立超高压异常井井底流压跟踪修正方法，考虑了连通气藏生产井数变化、气井调产对井控制储量的影响，使预测结果误差减小。

Description

超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法

技术领域

本发明涉及油气田开发分析技术领域，特别涉及一种超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法。

背景技术

塔里木盆地迪那超高压气田是西气东输的主力气田，储层埋深5000m左右，原始地层压力106MPa。该气田的气井投产一段时间后，由于油管底部筛管堵塞导致计量井底流压变化异常，出现流压跳跃式下降、压力变化与产量不匹配等现象。异常井所占比例大，持续时间长，这种普遍存在的异常现象掩盖了气井的真实生产特征，导致无法进行生产制度合理性评价并采取针对性的优化措施，使气田开发存在因生产制度不合理而引起的采收率降低、稳产年限缩短的风险。因此，如何实现气井生产数据的去伪存真并还原气井的真实生产动态，是气田开发中亟待解决的问题。

针对异常生产曲线的诊断和识别，以Pslacio－Blasingame和Agarwal－Gardner等方法为主的现代产量递减理论，建立了气井标准特征曲线和异常生产曲线诊断图版，用于识别气井生产条件的变化和计量误差。但是，这种标准特征曲线计算过程复杂、工作量大，不利于日常矿场分析计算，在实际应用中受到限制。另外，在生产数据的跟踪修正方面，由于气井正常生产时间短，利用现有的单井模拟方法计算井底流压时，无法考虑连通气藏生产井数变化、气井调产对井控制储量的影响，使预测的流压与正常井流压变化趋势不一致，不符合连通气藏特征，预测结果误差大。

发明内容

本发明实施例提供了一种超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法，使得建立的超高压气井标准流动特征曲线计算过程简单快捷，工作量小，利于日常矿场分析计算，便于实际中应用；考虑了在单井模拟方法计算井底流压时连通气藏生产井数变化、气井调产对井控制储量的影响，使预测结果误差减小，包括：

利用高压阶段规整化拟压力p_p与压力p、规整化拟压力p_p与视地层压力p/z成直线关系，对普拉修-博拉森吉姆Pslacio-Blasingame和阿格沃尔-加德纳Agarwal-Gardner递减曲线中的参数规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca进行简化，获得简化后的Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线；

根据简化后的Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线，建立超高压气井标准流动特征曲线；

将超高压气井的实际生产曲线与建立的超高压气井标准流动特征曲线进行对比，判断超高压气井的实际生产曲线是否异常及异常原因，确定超高压气井的实际生产曲线上的异常点；

所述异常点指偏离建立的超高压气井标准流动特征曲线的点；

根据所述简化后的规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca，确定连通气藏井底流压下降特征；

根据连通气藏井底流压下降特征，确定连通气藏井控储量与气井配产之间的关系；

在单井模拟中，通过连通气藏井控储量与气井配产之间的关系来修正所述异常点的井底流压，包括：

首先按正常数据点解释得到的井控储量对气井进行跟踪模拟，输出初步修正的井底流压；

对于异常生产时间段，按该段气井产量占气田总产量的比例确定井控储量，对气井进行跟踪模拟，输出修正后的井底流压。

在一个实施例中，所述规整化拟压力产量q_g/Δp_p的原始表达式为：

$\frac{q_g}{\mathrm{\Δ}{p}_p}=\frac{q_g}{p_{\mathrm{pi}}-p_{\mathrm{pwf}}};$

简化后的规整化拟压力产量q_g/Δp_p表达式为：

$\frac{q_g}{\mathrm{\Δ}{p}_p}=\frac{1}{a_1}\·\frac{q_g}{\mathrm{\Δp}};$

其中，q_g为日产气量，10³m³/d；Δp_p为以规整化拟压力形式表示原始地层压力与井底流压之差，Kpa；p_pi为以规整化拟压力形式表示原始地层压力，Kpa；p_pwf为以规整化拟压力形式表示的井底流压，Kpa；a₁为常数；Δp为原始地层压力与井底流压之差，Kpa。

在一个实施例中，所述物质平衡拟时间t_ca的原始表达式为：

$t_{\mathrm{ca}}=G{c}_{\mathrm{ti}}\frac{p_{\mathrm{pi}}-{\stackrel{\‾}{p}}_p}{q_g};$

简化后的物质平衡拟时间t_ca表达式为：

$t_{\mathrm{ca}}=c_{\mathrm{ti}}{a}_2\frac{G_p}{q_g};$

其中，G为井控储量，10⁶m³；c_ti为原始地层压力条件下的总体压缩系数，Kpa^-1；为以规整化拟压力形式表示的平均地层压力，Kpa；a₂为常数；G_p为气井累产气量，10⁶m³。

在一个实施例中，所述异常原因包括井底流压异常和储层流动异常。

在一个实施例中，所述连通气藏井底流压下降特征为：

$a_1\frac{\∂p_{\mathrm{wf}}}{\∂t}=-\frac{a_2}{G}\frac{\∂G_p}{\∂t};$

其中，a₁、a₂为常数；p_pwf为以规整化拟压力形式表示的井底流压，Kpa；G_p为气井累产气量，10⁶m³；t为时间。

在一个实施例中，根据所述连通气藏井底流压下降特征确定连通气藏井控储量与气井配产之间关系，包括：

气井以固定产量生产时，连通气藏井控储量与气井配产之间关系为：

$\frac{q_g}{Q_t}=\frac{G}{G_t};$

其中，q_g为日产气量，10³m³/d；Q_t为气田的产量；G为井控储量，10⁶m³；G_t为气田的储量；

气井以阶段性变产量生产时，连通气藏井控储量与气井配产之间关系为：

$\frac{{\stackrel{\‾}{q}}_g}{Q_t}=\frac{G}{G_t};$

其中，为阶段内的平均产量，10³m³/d；为阶段内的气田的平均产量。

本发明实施例中，建立了超高压气井标准流动特征曲线，可以直接利用气田日常生产数据进行诊断分析，与现有的标准流动特征曲线相比，计算过程简单快捷，工作量小，便于现场应用；建立了超高压异常井井底流压跟踪修正方法，与现有的计算井底流压的单井模拟方法相比，考虑了连通气藏生产井数变化、气井调产对井控制储量的影响，使预测结果误差减小。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1是本发明实施例提供的超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法流程图；

图2是本发明实施例提供的迪那2气田气体z～p关系曲线图；

图3是本发明实施例提供的迪那2气田气体μ_g～p关系曲线图；

图4是本发明实施例提供的迪那2气田气体c_g～p关系曲线图；

图5是本发明实施例提供的迪那2气田气体p_p～p直线关系图；

图6是本发明实施例提供的迪那2气田气体p_p～p/z直线关系图；

图7是本发明实施例提供的Pslacio-Blasingame递减曲线图版；

图8是本发明实施例提供的Pslacio-Blasingame异常曲线诊断图版；

图9是本发明实施例提供的简化后的Pslacio-Blasingame递减曲线与标准曲线形状对比图；

图10是本发明实施例提供的简化后的Pslacio-Blasingame递减曲线与标准曲线叠合图；

图11是本发明实施例提供的简化后的Pslacio-Blasingame异常曲线诊断图版；

图12是本发明实施例提供的Agwarl-Gardner FMB递减曲线图版；

图13是本发明实施例提供的Agwarl-Gardner异常曲线诊断图版；

图14是本发明实施例提供的简化后的Agwarl-Gardner递减曲线与标准曲线对比图；

图15是本发明实施例提供的简化后的Agwarl-Gardner异常曲线诊断图版；

图16是本发明实施例提供的连通气藏气井达到拟稳定流阶段地层压力剖面图；

图17是本发明实施例提供的气井以阶段性变产量生产情况下G_p～t关系图；

图18是本发明实施例提供的气井以阶段性变产量生产情况下q_g～t关系图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

发明人发现，在现有的针对异常生产曲线的诊断和识别中，标准特征曲线计算过程复杂、工作量大，不利于日常矿场分析计算，在实际应用中受到限制；在现有的气井生产数据的跟踪修正方面，由于气井正常生产时间短，利用现有的单井模拟方法计算井底流压时，无法考虑连通气藏生产井数变化、气井调产对井控制储量的影响，使预测的流压与正常井流压变化趋势不一致，不符合连通气藏特征，预测结果误差大。而如果对气井标准流动特征曲线进行简化，并且在计算井底流压时考虑连通气藏井间干扰，就能够解决现有技术的上述问题。基于此，在本发明实施例中提出一种超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法。

图1是本发明实施例提供的超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法流程图；如图1所示，包括：

步骤101：利用高压阶段规整化拟压力p_p与平均地层压力p、规整化拟压力p_p与视地层压力p/z成直线关系，对普拉修-博拉森吉姆Pslacio-Blasingame和阿格沃尔-加德纳Agarwal-Gardner递减曲线中的参数规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca进行简化，获得简化后的Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线；

步骤102：根据简化后的Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线，建立超高压气井标准流动特征曲线；

步骤103：将超高压气井的实际生产曲线与建立的超高压气井标准流动特征曲线进行对比，判断超高压气井的实际生产曲线是否异常及异常原因，确定超高压气井的实际生产曲线上的异常点(指偏离建立的超高压气井标准流动特征曲线的点)；

步骤104：根据所述简化后的规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca，确定连通气藏井底流压下降特征；

步骤105：根据连通气藏井底流压下降特征，确定连通气藏井控储量与气井配产之间的关系；

步骤106：在单井模拟中，通过连通气藏井控储量与气井配产之间的关系来修正所述异常点的井底流压，包括：

首先按正常数据点解释得到的井控储量对气井进行跟踪模拟，输出初步修正的井底流压；

对于异常生产时间段，按该段气井产量占气田总产量的比例确定井控储量，对气井进行跟踪模拟，输出修正后的井底流压。

以迪那超高压气蔵为例，具体实施时，首先根据超高压气田储层温度T、压力P和气体组分V特征，计算超高压气藏在储层温度条件下气体压缩因子z、粘度μ_g、压缩系数C_g随地层压力变化关系，其各自的变化关系如图2、3和4所示。

然后，建立高压阶段规整化拟压力p_p与压力p、视地层压力p/z的直线关系。

根据超高压气田气体PVT特征，可以得出在高压阶段(压力p>50MPa)，规整化拟压力p_p与压力p、p/z成近似直线关系，如图5、6所示，即，

p_p＝a₁p-b₁       (1)

p_p＝a₂p/z-b₂      (2)

式(1)和(2)中，a₁、b₁、a₂、b₂为常数。

最后，根据高压阶段p_p～p、p_p～p/z成直线关系，对Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线中的参数规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca进行简化，获得简化后的Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线，建立超高压气井标准流动特征曲线。

以Pslacio-Blasingame产量递减方法和Agarwal-Gardner产量递减方法为主的现代产量递减分析中，针对气藏计算公式中的“压力”和“时间”形式分别采用“规整化拟压力p_p”和“物质平衡拟时间t_ca”形式，p_p的表达式如下：

$p_p=\left(\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{gi}}{z}_i}{p_i}\right){\∫}_0^p\frac{p}{{\mathrm{\μ}}_{g}z}\mathrm{dp}---\left(3\right)$

式(3)中，μ_gi为原始地层压力下的气体粘度，μpa·s；z_i为原始地层压力条件下的天然气压缩因子；p_i为原始地层压力，Kpa；p为压力，Kpa；μ_g为任一地层压力下的气体粘度，μpa·s；z为压力条件下的天然气压缩因子。

t_ca表达式如下：

$t_{\mathrm{ca}}=\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{gi}}{c}_{\mathrm{ti}}}{q_g}{\∫}_0^t\frac{q_g}{{\mathrm{\μ}}_g{c}_t}\mathrm{dt}---\left(4\right)$

式(4)中，c_ti为原始地层压力条件下的总体压缩系数，Kpa^-1；q_g为日产气量，10³m³/d；c_t为平均地层压力条件下的总体压缩系数，Kpa^-1。

Pslacio-Blasingame递减曲线方程为

$\frac{q_g}{\mathrm{\Δ}{p}_p}{b}_{\mathrm{pss}}=\frac{1}{1+\left(\frac{m_a}{b_{a,\mathrm{pss}}}\right)t_{\mathrm{ca}}}---\left(5\right)$

式(5)中，Δp_p为以规整化拟压力形式表示的原始压力与井底流压之差，Kpa； $b_{a.\mathrm{pss}}=10.683\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{gi}}{B}_{\mathrm{gi}}}{\mathrm{kh}}\left[\frac{1}{2}\ln \left(\frac{4}{e^{\mathrm{\γ}}}\frac{A}{C_A{r}_w^2}\right)\right]q_g,m_a=\frac{1}{G{c}_{\mathrm{ti}}},$ 在气井生产过程中，没有进行调层、补孔、储层改造、外来能量补充等情况下，m_a、b_a,pss、b_pss均为常数；B_gi为原始地层条件下的气体体积系数，m³/stm³；G为井控储量，10⁶m³；k为储层渗透率，mD；h为储层有效厚度，m；γ为欧拉常数，0.577216；A为井控面积，m²；C_A为形状因子；r_w为井筒半径，m。

图7为Pslacio-Blasingame标准递减曲线图版，在双对数坐标中，q_g/Δp_p～t_ca呈单调递减关系，前期不稳定流动阶段，不同的曲线代表不同的r_e/r_wa；其中，r_wa为有效井筒半径，m；r_e为井控半径。后期拟稳定流阶段，所有曲线都汇聚成一条斜率为1的调和递减曲线。图7描述了在流动条件不变时，气井产量、流动压力和物质平衡拟时间t_ca之间的关系。

除了利用标准递减曲线图版进行气井储渗参数的定量分析解释之外，还能定性分析气井流动状态变化、外来能量补充以及计量存在的误差等。

图8为Pslacio-Blasingame异常曲线诊断图版，用于识别气井流动过程中经常出现的几种异常情况：(1)前期不稳定流动阶段曲线表现为上升趋势，说明井底流压下降趋势变缓，代表清井过程或井底流压折算偏高；(2)如果出现两条不同的递减曲线，说明储层流动发生改变，如修井、补孔或者压力计量位置发生改变；(3)在拟稳定流动阶段曲线斜率发生变陡，说明井底流压下降趋势加快，主要原因有井间干扰、气井水侵(水体未提供驱动能量，而是储层发生水侵后，气相流动能力降低)、流动压力计量偏低等。

Pslacio-Blasingame递减曲线的纵坐标为“规整化拟压力产量q_g/Δp_p”，即

$\frac{q_g}{\mathrm{\Δ}{p}_p}=\frac{q_g}{p_{\mathrm{pi}}-p_{\mathrm{pwf}}}---\left(6\right)$

式(6)中，p_pi为以规整化拟压力形式表示原始地层压力，Kpa；p_pwf为以规整化拟压力形式表示的井底流压，Kpa。

根据式(1)，q_g/Δp_p可以简化为

$\frac{q_g}{\mathrm{\Δ}{p}_p}=\frac{q_g}{p_{\mathrm{pi}}-p_{\mathrm{pwf}}}=\frac{q_g}{a_1{p}_i-a_1{p}_{\mathrm{wf}}}=\frac{1}{a_1}\·\frac{q_g}{p_i-p_{\mathrm{wf}}}=\frac{1}{a_1}\·\frac{q_g}{\mathrm{\Δp}}---\left(7\right)$

对式(7)两边取对数，可得

$\lg \frac{q_g}{\mathrm{\Δ}{p}_p}=\lg \frac{q_g}{\mathrm{\Δp}}-\lg a_1---\left(8\right)$

式(8)中，lga₁为常数；Δp为原始地层压力与井底流压之差，Kpa。

Pslacio-Blasingame递减曲线的横坐标为“物质平衡拟时间t_ca”，即

$t_{\mathrm{ca}}=G{c}_{\mathrm{ti}}\frac{p_{\mathrm{pi}}-{\stackrel{\‾}{p}}_p}{q_g}---\left(9\right)$

式(9)中，为以规整化拟压力形式表示的平均地层压力，Kpa。

由式(2)和(9)，可得

$t_{\mathrm{ca}}=G{c}_{\mathrm{ti}}{a}_2\frac{p_i/z_i-\stackrel{\‾}{p}/\stackrel{\‾}{z}}{q_g}---\left(10\right)$

式(10)中，为平均地层压力，Kpa；为平均地层压力下的压缩因子。

对于定容衰竭气藏，物质平衡方程为

$\stackrel{\‾}{p}/\stackrel{\‾}{z}=p_i/z_i(1-\frac{G_p}{G})---\left(11\right)$

式(11)中，G_p为气井累积产气量，10⁶m³。

将式(11)代入式(10)，t_ca进一步简化为

$t_{\mathrm{ca}}=c_{\mathrm{ti}}{a}_2\frac{G_p}{q_g}---\left(12\right)$

对式(12)两边取对数，可得

$\lg t_{\mathrm{ca}}=\lg \frac{G_p}{q_g}+\lg c_{\mathrm{ti}}{a}_2---\left(13\right)$

式(13)中，lgc_tia₂为常数。

由式(8)和式(13)可知，在双对数坐标中，q_g/Δp～G_p/q_g关系曲线与q_g/Δp_p～t_ca关系曲线具有相同的形状，如图9所示。将q_g/Δp～G_p/q_g关系曲线沿横纵坐标平移lgc_tia₂，沿纵坐标平移lga₁，可以与q_g/Δp_p～t_ca关系曲线重合，如图10所示。因此，对于超高压气井，在高压阶段(p>50MPa)可以采用q_g/Δp～G_p/q_g曲线代替q_g/Δp_p～t_ca曲线。也就是说，针对超高压气井，简化的Pslacio-Blasingame递减曲线和异常曲线诊断图版的形式为q_g/Δp～G_p/q_g关系曲线，如图11所示。

Agwarl-Gardner递减曲线方程为

$\frac{q_g}{\mathrm{\Δ}{p}_p}=\frac{q_g{t}_{\mathrm{ca}}}{\mathrm{\Δ}{p}_p}\·\frac{1}{b_{\mathrm{pss}}G{c}_{\mathrm{ti}}}+\frac{1}{b_{\mathrm{pss}}}---\left(14\right)$

图12为Agwarl-Gardner标准递减曲线图版，在直角坐标系中，q_g/Δp_p～q_g·t_ca/Δp_p成单调递减曲线关系。在拟稳定流动段，呈直线关系(斜率不变)，将直线段外推到与横轴相交，交点即为地质储量。

图13为Agwarl-Gardner异常曲线诊断图版，图中的异常情况与图8中的异常情况对应。

利用上面的方式，对q_g/Δp_p和t_ca的形式进行简化，Agwarl-Gardner递减曲线方程变形为：

$\frac{q_g}{\mathrm{\Δ}p}=\frac{G_g}{\mathrm{\Δ}p}\·\frac{1}{b_{\mathrm{pss}}G}+\frac{1}{b_{\mathrm{pss}}}---\left(15\right)$

根据式(15)可知，当气井生产达到拟稳定流状态(或边界流动状态)后，在直角坐标中，q_g/Δp～G_g/Δp呈单调递减的直线关系，将直线外推与横轴的交点为a₁G/a₂。

为了验证q_g/Δp～G_g/Δp曲线与Argwal－Gardner的q_g/Δp_p～q_g·t_ca/Δp_p曲线一致性，采用理想模型数据在直角坐标系中分别绘制了q_g/Δp～G_g/Δp曲线和q_g/Δp_p～q_g·t_ca/Δp_p曲线，如图14所示，两条曲线在曲线特征和流动状态的识别方面一致，均呈单调递减趋势，到拟稳定流动段递减趋势变缓，为斜率固定的直线。因此，对于超高压气井，可以用q_g/Δp～G_g/Δp曲线代替q_g/Δp_p～q_g·t_ca/Δp_p曲线，作为简化的Argwal－Gardner递减曲线图版和异常曲线诊断图版，如图15所示。

在现有流动特征标准图版和异常曲线诊断图版中，纵坐标涉及到规整化拟压力p_p(包括p_pi，p_pwf)，需要利用气体PVT性质通过积分求取；横坐标涉及到物质平衡拟时间t_ca，由于t_ca与平均地层压力条件下的μ_g和c_t有关，而平均地层压力又与储量有关，储量又是分析中需要确定的参数，因此需要多次迭代计算求取，工作量大，计算过程复杂、不利于日常矿场分析计算，而且在数据失真的情况下，无法通过迭代得到一致的结果。

但是，经过对产量和时间表达形式进行简化后，规整化拟压力形式表示的压差Δp_p可以直接用压力原形式表示的压差Δp代替，无需进行积分计算。物质平衡拟时间t_ca可以用G_p/q_g表示，无需进行迭代。经过以上两个简化后的参数可直接利用日常计量数据分析，方便于矿场日常计算。在现代产量递减分析中，所有气井的“产量”形式都是归整化产量q_g/Δp_p，所有的“时间”形式都是物质平衡拟时间t_ca。因此，在现代产量递减分析中，所有的图版在高压阶段(p>50MPa)都可以按上述方式进行简化。

在建立了超高压气井标准流动特征曲线后，需要将其与超高压气井的实际生产曲线进行对比，以此来判断超高压气井的实际生产曲线是否存在异常及其异常的原因，然后确定超高压气井的实际生产曲线上的异常点。

具体实施时，首先根据上述简化后的规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca，确定连通气藏井底流压下降特征。

对于一个连通气藏，当生产井的流动达到拟稳定流阶段后，每口井都建立起各自的流动范围和井控边界，此时储层中的任一点的压力下降速度相同，储层不同时刻的压力剖面呈一组平行线，如图16所示。当有新井投产以及气井产量发生变化后，这种平衡被打破(就是通常所说的井间干扰)，之后又建立起新的平衡。

根据上面的分析可知，连通气藏气井生产达到拟稳定流阶段后，各井的井底流压下降速度相同，即：

$\frac{\∂p_{\mathrm{wf}1}}{\∂t}=\frac{\∂p_{\mathrm{wf}2}}{\∂t}=\frac{\∂p_{\mathrm{wf}3}}{\∂t}=...=\frac{\∂p_{\mathrm{wfn}}}{\∂t}---\left(16\right)$

式(16)中，n为连通气藏气井的个数；t表示时间。

根据气井达到拟稳定流阶段流动方程：

$p_{\mathrm{pi}}-p_{\mathrm{pwf}}=\frac{1}{G{c}_{\mathrm{ti}}}{q}_g{t}_{\mathrm{ca}}+141.2\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{gi}}{B}_{\mathrm{gi}}}{k_{g}h}\left[\frac{1}{2}\ln \left(\frac{4}{e^{\mathrm{\γ}}}\frac{A}{c_A{r}_w^2}\right)\right]q_g---\left(17\right)$

式(17)的物理意义是：气井达到拟稳定流动状态后，总压降(从原始地层压力到井底流压)有两部分组成，一部分是衰竭开采形成的压降另一部分是气体从地层流向井底过程中形成的压力损失

对式(17)进行变换，可得

$p_{\mathrm{pwf}}=p_{\mathrm{pi}}-\frac{1}{G{c}_{\mathrm{ti}}}{q}_g{t}_{\mathrm{ca}}-141.2\frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{gi}}{B}_{\mathrm{gi}}}{k_{g}h}\left[\frac{1}{2}\ln \left(\frac{4}{e^{\mathrm{\γ}}}\frac{A}{c_A{r}_w^2}\right)\right]q_g---\left(18\right)$

对式(18)两边时间进行求导，可得

$\frac{\∂p_{\mathrm{pwf}}}{\∂t}=-\frac{1}{G{c}_{\mathrm{ti}}}\frac{\∂\left(q_g{t}_{\mathrm{ca}}\right)}{\∂t}---\left(19\right)$

根据前面对p_p和t_ca的简化形式，可得

$a_i\frac{\∂p_{\mathrm{wf}}}{\∂t}=-\frac{a_2}{G}\frac{\∂G_p}{\∂t}---\left(20\right)$

式(20)即为连通气藏井底流压下降特征。

然后，根据得出的连通气藏井底流压下降特征，确定连通气藏井控储量与气井配产之间的关系。气田的实际配产可分为两种情况：气井以固定产量生产时，

$\frac{\∂G_p}{\∂t}=q_g---\left(21\right)$

联立式(20)和式(21)得到

$\frac{\∂p_{\mathrm{wf}}}{\∂t}=\frac{a_1}{a_2}\frac{q_g}{G}---\left(22\right)$

根据式(16)和式(20)，得到

$\frac{q_{g1}}{G_1}=\frac{q_{g2}}{G_2}=\frac{q_{g3}}{G_3}=...=\frac{q_{\mathrm{gn}}}{G_n}---\left(23\right)$

式(23)中，q_g、G分别为某一口井的日产气量和井控储量。公式(23)表示：对于一个连通气藏，当生产井流动达到拟稳定流动阶段之后，不同井的产量与井控储量的比例是相同的。令气田产量为Q_t，气田的储量为G_t，根据等比例的性质，可得

$\frac{q_{g1}}{G_1}=\frac{q_{g2}}{G_2}=\frac{q_{g3}}{G_3}=...=\frac{q_{\mathrm{gn}}}{G_n}=\frac{Q_t}{G_t}---\left(24\right)$

对式(24)进一步变换后，得到

$\frac{q_g}{Q_t}=\frac{G}{G_t}---\left(25\right)$

由式(25)可知，连通气藏气井的井控储量是由单井产量占气田产量的比例决定的。

气井以阶段性变产量生产时，等式成立的条件是G_p与t成线性关系，此时q_g为直线的斜率，也就是阶段平均产量当G_p～t直线斜率发生明显变化时(阶段性产量变化幅度大，持续时间长)，应该按不同的斜率划分阶段，如图17所示。如图18所示，利用累产与时间直线关系确定阶段内的平均产量，计算井控储量，气田的产量也应该取对应阶段内的平均产量对于阶段性变产量情况，式(25)可变为

$\frac{{\stackrel{\‾}{q}}_g}{Q_t}=\frac{G}{G_t}---\left(26\right)$

由此可见，对于阶段性变产量生产的气井，当气井产量变化幅度大时，对连通气藏会引起明显的井间干扰现象，也就是井控范围发生变化，之后气藏又建立起新的平衡。

在单井模拟中，通过上述连通气藏井控储量与气井配产之间的关系来修正超高压气井的实际生产曲线中存在的异常点的井底流压，具体包括：

首先按正常数据点解释得到的井控储量对气井进行跟踪模拟，输出初步修正的井底流压；

对于异常生产时间段，按该段气井产量占气田总产量的比例确定井控储量，对气井进行跟踪模拟，输出修正后的井底流压。

在单井模拟中对气井进行跟踪模拟，当气井流动达到拟稳态后，在产量保持不变的情况下，井底流压下降趋势与井控储量有关。因此，单井控制储量计算结果直接影响修正的井底流压下降趋势的可靠性。通过单井跟踪模拟还原气井的真实生产动态特征，以判断气井目前的真实井底流压水平、生产压差等，为气蔵动态分析提供可靠的依据。

综上所述，本发明实施例中，建立了简化的超高压气井标准流动特征曲线，可以直接利用气田日常生产数据进行诊断分析，与现有的标准流动特征曲线相比，简化后的标准流动特征曲线计算过程简单快捷，工作量小，便于现场应用；并且，建立了超高压异常井井底流压跟踪修正方法，与现有的计算井底流压的单井模拟方法相比，新方法考虑了连通气藏生产井数变化、气井调产对井控制储量的影响，使预测结果误差减小。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种超高压气藏生产动态异常数据诊断及修正方法，其特征在于，包括：

利用高压阶段规整化拟压力p_p与压力p、规整化拟压力p_p与视地层压力p/z成直线关系，对普拉修-博拉森吉姆Pslacio-Blasingame和阿格沃尔-加德纳Agarwal-Gardner递减曲线中的参数规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca进行简化，获得简化后的Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线；

根据简化后的Pslacio-Blasingame和Agarwal-Gardner递减曲线，建立超高压气井标准流动特征曲线；

将超高压气井的实际生产曲线与建立的超高压气井标准流动特征曲线进行对比，判断超高压气井的实际生产曲线是否异常及异常原因，并确定超高压气井的实际生产曲线上的异常点；

所述异常点指偏离建立的超高压气井标准流动特征曲线的点；

根据所述简化后的规整化拟压力产量q_g/Δp_p和物质平衡拟时间t_ca，确定连通气藏井底流压下降特征；

根据连通气藏井底流压下降特征，确定连通气藏井控储量与气井配产之间的关系；

在单井模拟中，通过连通气藏井控储量与气井配产之间的关系来修正所述异常点的井底流压，包括：

首先按正常数据点解释得到的井控储量对气井进行跟踪模拟，输出初步修正的井底流压；

对于异常生产时间段，按该段气井产量占气田总产量的比例确定井控储量，对气井进行跟踪模拟，输出修正后的井底流压。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述规整化拟压力产量q_g/Δp_p的原始表达式为：

$\frac{q_g}{{\mathrm{\Δp}}_p}=\frac{q_g}{p_{\mathrm{pi}}-p_{\mathrm{pwf}}};$

简化后的规整化拟压力产量q_g/Δp_p表达式为：

$\frac{q_g}{{\mathrm{\Δp}}_p}=\frac{1}{a_1}\·\frac{q_g}{\mathrm{\Δp}};$

其中，q_g为日产气量，10³m³/d；Δp_p为以规整化拟压力形式表示原始地层压力与井底流压之差，Kpa；p_pi为以规整化拟压力形式表示原始地层压力，Kpa；p_pwf为以规整化拟压力形式表示的井底流压，Kpa；a₁为常数；Δp为原始地层压力与井底流压之差，Kpa。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述物质平衡拟时间t_ca的原始表达式为：

$t_{\mathrm{ca}}={\mathrm{Gc}}_{\mathrm{ti}}\frac{p_{\mathrm{pi}}-{\stackrel{\‾}{p}}_p}{q_g};$

简化后的物质平衡拟时间t_ca表达式为：

$t_{\mathrm{ca}}=c_{\mathrm{ti}}{a}_2\frac{G_p}{q_g};$

其中，G为井控储量，10⁶m³；c_ti为原始地层压力条件下的总体压缩系数，Kpa^-1；为以规整化拟压力形式表示的平均地层压力，Kpa；a₂为常数；G_p为气井累产气量，10⁶m³。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述异常原因包括井底流压异常和储层流动异常。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述连通气藏井底流压下降特征为：

$a_1=\frac{{\∂p}_{\mathrm{wf}}}{\∂t}=-\frac{a_2}{G}\frac{{\∂G}_p}{\∂t};$

其中，a₁、a₂为常数；p_pwf为以规整化拟压力形式表示的井底流压，Kpa；G_p为气井累产气量，10⁶m³；t为时间。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述连通气藏井底流压下降特征确定连通气藏井控储量与气井配产之间关系，包括：

气井以固定产量生产时，连通气藏井控储量与气井配产之间关系为：

$\frac{q_g}{Q_t}=\frac{G}{G_t};$

其中，q_g为日产气量，10³m³/d；Q_t为气田的产量；G为井控储量，10⁶m³；G_t为气田的储量；

气井以阶段性变产量生产时，连通气藏井控储量与气井配产之间关系为：

$\frac{{\stackrel{\‾}{q}}_g}{{\stackrel{\‾}{Q}}_t}=\frac{G}{G_t};$

其中，为阶段内的平均产量，10³m³/d；为阶段内的气田的平均产量。