CN104632187B

CN104632187B - 一种确定产水煤层气井动态储量的方法

Info

Publication number: CN104632187B
Application number: CN201310565726.5A
Authority: CN
Inventors: 胡小虎; 龙胜祥; 杨小松
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Exploration and Production Research Institute
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Exploration and Production Research Institute
Priority date: 2013-11-14
Filing date: 2013-11-14
Publication date: 2017-10-27
Anticipated expiration: 2033-11-14
Also published as: CN104632187A

Abstract

本发明提供了一种确定产水煤层气井动态储量的方法，属于气藏工程领域。本方法包括：(1)确定产水煤层气井早期产气阶段动态储量，具体包括：(101)测量待评价井的生产动态参数，包括日产气量q_gsc、日产水量q_w和井底流压p_wf；(102)测定煤层气藏临界解吸压力p_d和初始地层压力p_i；(103)由煤心实验测定煤岩气‑水相对渗透率曲线；(104)由煤心实验测定等温吸附曲线，拟合确定兰氏体积V_L及兰氏压力P_L；(105)测量煤储层条件下的煤层气PVT曲线；(106)通过评价模型来获得煤层气井动态储量G。

Description

一种确定产水煤层气井动态储量的方法

技术领域

本发明属于气藏工程领域，具体涉及一种确定产水煤层气井动态储量的方法。

背景技术

煤层气是一种以吸附为主、游离为辅赋存于煤层中的气体，俗称“瓦斯”，一般而言它以甲烷为主，是一种重要的非常规天然气资源。煤层气藏的开发方式不同于常规气藏，主要通过“排水-降压-采气”方式开采。

动态储量是与静态储量相对应的概念，是通过油气藏(井)生产动态数据及试井数据分析评价确认的油气藏(井)的实际动用储量。煤层气井动态储量评价结果可以直接反映目前单井控制面积内的煤层气解吸产气区范围，从而可以间接评价目前开发使用的井型、井网及井距是否合理，是否需要后期调整，以提高煤层气藏的开发效果。

目前国内外煤层气藏动态储量评价方法总体上可以分为两类：

第一类通过基于平均地层压力的物质平衡方法来预测动态储量。针对常规油气藏，一般是通过物质守恒关系推导得到累产量与平均地层压力的线性关系式，并且做出累产量、平均地层压力数据图，通过线性拟合外推得到对应的截距，该截距值就是确定的动态储量值。该方法的关键是要获得不同时期对应的平均地层压力数据，一般是通过不稳定试井解释来获取。

考虑煤层气藏的吸附解吸特性，同样可以建立适合煤层气藏的基于平均地层压力的物质平衡动态储量评价方法。与常规油气藏评价方法类似，它也必须要有准确的平均地层压力。由于产水煤层气藏在生产初期有很长的排水降压期，在煤储层中存在气-水两相渗流，而常规的不稳定试井解释要求储层中只有单相流体，因此产水煤层气井难以通过不稳定试井解释来获取平均地层压力，导致这种方法在实际运用中存在困难。

第二类是流动物质平衡动态储量评价方法。该方法最初是针对常规油气藏动态储量评价提出来的，它的原理是：当储层中只有单相流体渗流、并且压力已经传播到边界(达到拟稳态渗流)时，储层中各点的压力下降速度是一致的，此时可以通过井底流压来推算平均地层压力。该方法的优点是不需要获取平均地层压力，因而不需要进行关井测试。该方法的不足是要求储层为单相流体渗流，对于产水油井或气井无法分析。

针对煤层气藏，K.Morad(2008)提出适合于干煤层气藏的流动物质平衡动态储量评价方法，但该方法不能用于产水煤层气藏。Clarkson(2008)针对一般煤层气藏，分别针对单相水、单相气和气-水同产阶段建立了流动物质平衡动态储量评价方法，以分别评价单井控制的水储量和气储量。不过Clarkson方法在评价气水同产井时要求提供压力与相渗曲线之间的函数关系，而煤层气藏难以确定该关系，并且文中也没有提供该关系模型，导致该方法无法用来评价产水煤层气井动态储量。

从中可以看出，第一类方法在实际中难以用于产水煤层气井动态储量评价，并且第二类方法在评价产水煤层气井的动态储量时也存在问题，主要表现在现有方法要么是针对干煤层气藏提出的，要么虽然是针对产水煤层气井提出，但在使用中缺少模型数据，无法用于产水煤层气井的动态储量评价。

综上所述，由于缺少平均地层压力数据，并且煤层气井在投产后有较长的排水降压期，现有方法无法评价这类产水煤层气井的动态储量，即使勉强使用，其精度也不能达到生产管理需要，无法指导生产。

发明内容

本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的难题，提供一种确定产水煤层气井动态储量的方法，在评价中可以不需要平均地层压力数据，解决了现有方法无法解释产水煤层气井动态储量的问题。

本发明是通过以下技术方案实现的：

一种确定产水煤层气井动态储量的方法，包括：

(1)确定产水煤层气井早期产气阶段动态储量，具体包括：

(101)测量待评价井的生产动态参数，包括日产气量q_gsc、日产水量q_w和井底流压p_wf；

(102)测定煤层气藏临界解吸压力p_d和初始地层压力p_i；

(103)由煤心实验测定煤岩气-水相对渗透率曲线；

(104)由煤心实验测定等温吸附曲线，拟合确定兰氏体积V_L及兰氏压力P_L；

(105)测量煤储层条件下的煤层气PVT曲线；

(106)通过评价模型来获得煤层气井动态储量G。

所述方法进一步包括：

(2)确定产水煤层气井晚期产水阶段动态储量，包括：

(201)测量待评价井的生产动态参数，包括日产气量q_gsc、日产水量q_w和井底流压p_wf；

(202)测定煤层气藏临界解吸压力p_d和初始地层压力p_i；

(203)由煤岩实验测定等温吸附曲线，拟合确定兰氏体积V_L及兰氏压力P_L；

(204)测量煤储层压力条件下的煤层气PVT曲线；

(205)通过评价模型来获得煤层气井动态储量G。

所述步骤(106)中的评价模型为：

y＝mx+b

其中，

x＝t_cak_rg

所述步骤(106)中所述通过评价模型来获得煤层气井动态储量G包括：

(A1)根据日产气量q_gsc和日产水量q_w，确定气相相对渗透率k_rg；

(A2)根据测量的煤层气藏临界解吸压力p_d、井底流压p_wf、日产气量q_gsc以及所述气相相对渗透率k_rg，计算对应的值；

(A3)由日产气量q_gsc计算待评价井累产气量G_p，确定相应的平均地层压力

(A4)根据日产气量q_gsc、气体的PVT曲线计算对应的物质平衡拟时间t_ca：

其中，

(A5)由气相相对渗透率k_rg及物质平衡拟时间t_ca计算对应的x值；

(A6)由一系列x～y数据点，通过线性拟合确定出m和b；

(A7)根据m确定气井动态储量G：

其中，z_d ^*为在临界解吸压力下的修正偏差因子，其计算方法为：

其中，q_gsc为日产气量；k_rg为气相相对渗透率；t_ca为物质平衡拟时间；μ_d为在临界解吸压力下的气体粘度；Z_d为在临界解吸压力下的气体偏差因子；z_d ^*为在临界解吸压力下计算的修正偏差因子值；C_td为临界解吸压力下的综合压缩系数；p_sc为标准大气压力；T_sc为标准状态下温度；Z_sc为标准状态下的气体偏差因子；p_i为初始地层压力；Φ_i为初始压力下的割理孔隙度；μ_i为在初始压力下的气体粘度；Z_i为在初始压力下的气体偏差因子；为平均地层压力；为平均地层压力下的综合压缩系数；为平均地层压力下的孔隙压缩系数；为平均地层压力下的气体压缩系数；为平均地层压力下的解吸压缩系数；为平均含水饱和度；Φ为平均地层压力下的割理孔隙度；Z为在平均地层压力下的气体偏差因子；t为时间；m为直线斜率；b为直线截距。ρ_B为煤岩密度；T为煤储层温度；P_L为煤岩兰氏压力；V_L为煤岩兰氏体积；h为煤储层有效厚度；r_e为单井控制的煤储层外边界半径；r_w为井筒内半径；S为表皮系数；K为绝对渗透率；

所述步骤(A1)中确定气相相对渗透率k_rg包括：

(A101)由煤岩气-水相对渗透率曲线制作含水饱和度与k_rg/k_rw值的曲线；

(A102)根据日产气量q_gsc和日产水量q_w计算气-水比，以此确定当前的气-水相渗比K_rg/K_rw：

其中，k_rg为气相相对渗透率；k_rw为水相相对渗透率；q_gsc为日产气量；q_w为日产水量；u_g为气相粘度；u_w为水相粘度；B_g为气相体积系数；B_w为水相体积系数；

(A103)根据当前的气-水相渗比k_rg/k_rw值，从第(A101)步生成的曲线中查找当前的含水饱和度值

(A104)根据第(A103)步确定的含水饱和度值，由气-水相对渗透率曲线查找出目前气相的相对渗透率K_rg。

所述步骤(205)中的评价模型为：

y＝mx+b

其中，

x＝t_ca

所述步骤(205)中通过评价模型来获得煤层气井动态储量G包括：(B1)根据测量的煤层气藏临界解吸压力p_d、井底流压p_wf、日产气量q_gsc，

计算对应的值；

(B2)由日产气量q_gsc计算待评价井累产气量G_p，确定相应的平均地层压力

(B3)根据日产气量q_gsc、气体的PVT曲线计算对应的物质平衡拟时间t_ca：

其中，

(B4)由物质平衡拟时间t_ca计算对应的x值；

(B5)由一系列x～y数据点，拟合确定出直线的斜率m和截距b；

(B6)根据斜率m确定气井动态储量G：

其中，p_d为煤层气藏临界解吸压力；p_wf为井底流压；q_gsc为日产气量；t_ca为物质平衡拟时间；μ_d为在临界解吸压力下的气体粘度；Z_d为在临界解吸压力下的气体偏差因子；z_d ^*为在临界解吸压力下计算的修正偏差因子值；C_td为临界解吸压力下的综合压缩系数；G为待评价井动态储量；p_sc为标准大气压力；T_sc为标准状态下温度；Z_sc为标准状态下的气体偏差因子；p_i为初始地层压力；Φ_i为初始压力下的割理孔隙度；μ_i为在初始压力下的气体粘度；Z_i为在初始压力下的气体偏差因子；为平均地层压力；为平均地层压力下的综合压缩系数；为平均地层压力下的孔隙压缩系数；为平均地层压力下的气体压缩系数；为平均地层压力下的解吸压缩系数；为平均含水饱和度；Φ为平均地层压力下的割理孔隙度；Z为在平均地层压力下的气体偏差因子；t为时间；m为直线斜率；b为直线截距。ρ_B为煤岩密度；T为煤储层温度；P_L为煤岩兰氏压力；V_L为煤岩兰氏体积；h为煤储层有效厚度；r_e为单井控制的煤储层外边界半径；r_w为井筒内半径；S为表皮系数；K为绝对渗透率；

所述步骤(A3)和步骤(B2)中确定平均地层压力的具体步骤为：

(C1)假设单井控制储量初值为G_i0；

(C2)对于任一累产量G_p，根据煤层气藏物质平衡关系来确定当前的平均地层压力值：

(C3)由平均地层压力值及产气量，根据计算对应的物质平衡拟时间t_ca；

(C4)根据所处的生产阶段，选择步骤(106)或者(205)中的模型并线性拟合出直线的斜率m，由计算出对应的单井控制储量G_i1；

其中，μ_d为在临界解吸压力下的气体粘度；Z_d为在临界解吸压力下的气体偏差因子；z_d ^*为在临界解吸压力下计算的修正偏差因子值；z^*为在平均地层压力下计算的修正偏差因子值；C_td为临界解吸压力下的综合压缩系数；G为待评价井动态储量；为平均地层压力；为平均地层压力下计算的综合压缩系数；m为根据x、y序列点拟合直线的斜率；G_p为待评价井累产气量；

不同地层压力下的修正偏差因子z^*按照如下方法计算：

其中，C_f为平均地层压力下的综合压缩系数；p_sc为标准大气压力；T_sc为标准状态下温度；Z_sc为标准状态下的气体偏差因子；p_i为初始地层压力；为平均地层压力；为平均含水饱和度；Z为平均地层压力下的气体偏差因子；Φ_i为初始地层压力下的割理孔隙度；T为煤储层温度；P_L为煤岩兰氏压力；V_L为煤岩兰氏体积；ρ_B为煤岩密度；

(C5)如果|G_i0-G_i1|＜δ，则转入步骤(C6)；否则，G_i0＝G_i1，然后返回步骤(C1)；

(C6)迭代结束。

本发明还涉及一种煤层气开发方法，其中利用上述方法确定煤层气井动态储量，根据所确定的煤层气井动态储量，确定井型、井网及井距。

与现有技术相比，本发明主要根据欠饱和煤层气藏在排水降压过程中，在单井控制范围内的含水饱和度梯度变化可以忽略的特征，建立了流动物质平衡动态储量确定方法和评价流程，其有以下效果：

1.针对产水煤层气井，可以在产气早期阶段根据生产动态数据，结合煤心实验测试数据，由本方法评价确定单井控制面积内目前已解吸区对应的动态气储量；

2.针对产水煤层气井，可以在产水晚期阶段(基本不产水)根据生产动态数据，结合煤心实验测试数据，由本方法评价确定单井控制面积内已解吸区控制的气储量；

3.现有方法在评价动态储量中需要平均地层压力数据，需要关井试井测试，因而应用困难。本方法不需要平均地层压力，也不需要关井测试。

附图说明

图1是确定产水煤层气井早期产气阶段动态储量的方法步骤框图。

图2是确定产水煤层气井晚期产气阶段动态储量的方法步骤框图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细描述：

目前，煤层气藏动态储量评价方法主要有基于平均地层压力的模型和流动物质平衡模型。前者必须要有准确的平均地层压力才能分析，而低渗煤层气藏很难获取该数据；后者只能适用于干煤层气藏的动态储量评价，对于我国绝大多数的产水煤层气藏不适用。

本发明针对气-水同产煤层气藏，分产气早期和晚期阶段分别建立了流动物质平衡动态储量评价方法，可以仅根据煤层气井生产动态数据及一套测量参数数据来预测动态储量，而不需要获得平均地层压力数据，解决了目前无法评价产水煤层气藏动态储量的难题，弥补了现有方法的不足。

对于欠饱和吸附煤层气藏，在初始状态下煤层裂隙中只有水而没有自由气，随着煤层气井的排水降压，在井筒周围逐渐形成压降漏斗。当地层压力下降到临界解吸压力以下时，煤岩颗粒表面吸附的煤层气就会发生解吸脱附，并在浓度差作用下扩散到煤层裂隙系统中，聚集成为气泡，在压差驱动下向井底渗流。随着排采时间的延续，煤层中气、水两相区的范围逐渐由井周向外围扩大，直至达到边界。

煤层气藏排水降压采气是个缓慢的过程，可以忽略煤层中气-水两相区含水饱和度梯度的变化，即可以忽略饱和度随着位置的变化，含水饱和度只随时间变化。由达西定律可知，此时可以根据水气比和相渗曲线来反推煤储层中的含水饱和度随时间的变化，再由生产动态数据(日产气、日产水和井底流压)采用流动物质平衡方法来反推单井的控制储量。

在早期产气阶段，煤层气井产水量比较大，煤储层中的含水饱和度逐渐降低，此时需要考虑相对渗透率随时间变化对动态储量评价的影响。在晚期产水阶段，水气比很低，气井几乎不产水，此时煤储层中的含水饱和度几乎不再随时间变化，气相的相对渗透率也不再发生变化，与干煤层气藏类似，可以不用考虑相对渗透率变化对动态储量评价的影响。

本发明具体包括以下内容：

动态储量评价可以在气井的不同生产阶段来评价，评价的动态储量是反映气井当前控制的动态储量。一般来说，储层渗流在达到拟稳态之前(此时压力漏斗还没有达到边界)，每次评价的动态储量是逐渐增加的。本发明中的早期和晚期评价方法主要是根据煤层气藏在排采的不同阶段，煤储层中的气水分布特征不同而提出的分阶段评价方法，不同阶段的评价方法有些许差异。

如图1所示，一种确定产水煤层气井早期产气阶段动态储量的方法，包括：

(a)测量待评价井的生产动态参数，包括日产气量q_gsc、日产水量q_w和井底流压p_wf；

(b)测定煤层气藏临界解吸压力p_d和初始地层压力p_i；

(c)由煤心实验测定煤岩气-水相对渗透率曲线；

(d)由煤心实验测定等温吸附曲线，拟合确定兰氏体积V_L及兰氏压力P_L；

(e)测量煤储层条件下的煤层气PVT曲线；

(f)利用测得的上述参数，通过评价模型来获得煤层气井动态储量G，评价模型为：

y＝mx+b

其中，

x＝t_cak_rg

由通过评价模型来获得煤层气井动态储量G的步骤包括：

①根据日产气量q_gsc和日产水量q_w，确定气相相对渗透率k_rg；

②根据测量的煤层气藏临界解吸压力p_d、井底流压p_wf、日产气q_gsc以及由①计算的气相相对渗透率k_rg，计算对应的值；

③由日产气量q_gsc计算待评价井累产气量G_p，计算相应的平均地层压力

④根据日产气量q_gsc、气体的PVT曲线计算对应的物质平衡拟时间t_ca：

其中，

⑤由气相相对渗透率k_rg及物质平衡拟时间t_ca计算对应的x值；

⑥由一系列x～y数据点，通过线性拟合确定出m和b；

⑦根据m确定气井动态储量：

其中，p_d：煤层气藏临界解吸压力，MPa；p_wf：井底流压，MPa；q_gsc：日产气量，m³/d；K_rg：气相相对渗透率；t_ca：物质平衡拟时间，1000s；Z_d：在临界解吸压力下的气体偏差因子；μ_d：在临界解吸压力下的气体粘度，mpa.s；C_td：临界解吸压力下的综合压缩系数，MPa^-1；G：待评价井动态储量，m³；z_d ^*：在临界解吸压力下计算的修正偏差因子：

其中，p_sc：标准大气压力，MPa；T_sc：标准状态下温度，K；Z_sc：标准状态下的气体偏差因子；p_i：初始地层压力，MPa；C_f：孔隙压缩系数，MPa^-1；平均含水饱和度；μ_i：在初始压力下的气体粘度，mpa.s；Z_i：在初始压力下的气体偏差因子；Z：在当前压力下的气体偏差因子；Φ_i：初始压力下的割理孔隙度；Φ：当前压力下的割理孔隙度；T：煤储层温度，K；K：绝对渗透率，md；h：煤储层有效厚度，m；r_e：单井控制的煤储层外边界半径，m；r_w：井筒内半径，m；S：表皮系数；：平均地层压力，MPa；：平均地层压力下的气体压缩系数，MPa^-1；：平均地层压力下的孔隙压缩系数，MPa^-1；：平均地层压力下的解吸压缩系数，MPa^-1；P_L：煤岩兰氏压力，MPa；V_L：煤岩兰氏体积，m³/t；ρ_B：煤岩密度，t/m³；G_p：待评价井累产气量，m³，t：时间，1000s；m：直线斜率；b：直线截距。

计算所需要的参数只与计算x，y序列有关，b值是不用计算的(与b相关的参数是不需要给或测的)，是通过直线回归确定的值。需要的中间过程参数主要与计算地层压力、相对渗透率k_rg、含水饱和度S_w相关。前2个的计算后面有详细计算说明，是在确定气相相对渗透率k_rg过程中确定的。当地层压力及S_w确定后，中间过程变量Z^*也可以计算得到。

确定煤储层平均气相相对渗透率k_rg的步骤为(只有早期需要计算，晚期不需要计算这个参数)：

①由煤岩气-水相对渗透率曲线制作含水饱和度与k_rg/k_rw值的曲线；

②根据日产气量q_gsc和日产水量q_w计算气-水比，以此确定当前的气-水相渗比K_rg/K_rw：

③根据当前的气-水相渗比k_rg/k_rw值，从第①步生成的曲线中查找当前的含水饱和度值；

④根据第③步确定的含水饱和度值，由气-水相对渗透率曲线查找出目前气相的相对渗透率K_rg。

其中，k_rg：气相相对渗透率；k_rw：水相相对渗透率；q_gsc：日产气量，m³/d；q_w：日产水量，m³/d；u_g：气相粘度，mpa.s；u_w：水相粘度，mpa.s；B_g：气相体积系数，m³/m³；B_w：水相体积系数，m³/m³。

如图2所示，一种确定产水煤层气井晚期产水阶段动态储量的方法，包括：

(b)测定煤层气藏临界解吸压力p_d和初始地层压力p_i；

(c)由煤岩实验测定等温吸附曲线，拟合确定兰氏体积V_L及兰氏压力P_L；

(d)测量煤储层压力条件下的煤层气PVT曲线；

(e)利用测得的上述参数，通过评价模型来获得煤层气井动态储量G，评价模型为：

y＝mx+b

其中，

x＝t_ca

通过评价模型来获得煤层气井动态储量G的步骤包括：

①根据测量的煤层气藏临界解吸压力p_d、井底流压p_wf、日产气量q_gsc，计算对应的值；

②由日产气量q_gsc计算待评价井累产气量G_p，计算对应的平均地层压力

③根据日产气量q_gsc、气体的PVT曲线计算对应的物质平衡拟时间t_ca：

其中，

④由物质平衡拟时间t_ca计算对应的x值；

⑤由一系列x～y数据点，拟合确定出直线的斜率m和截距b；

⑥根据斜率m确定气井动态储量：

其中，p_d：煤层气藏临界解吸压力，MPa；p_wf：流压，MPa；q_gsc：日产气量，m³/d；t_ca：物质平衡拟时间，1000s；Z_d：在临界解吸压力下的气体偏差因子；μ_d：在临界解吸压力下的气体粘度，mpa.s；C_td：临界解吸压力下的综合压缩系数，MPa^-1；G：待评价井动态储量，m³；z_d ^*：在临界解吸压力下计算的修正偏差因子：

p_sc：标准大气压力，MPa；T_sc：标准状态下温度，K；Z_sc：标准状态下的气体偏差因子；p_i：初始地层压力，MPa；C_f：孔隙压缩系数，MPa^-1；：平均含水饱和度；μ_i：在初始压力下的气体粘度，mpa.s；Z_i：在初始压力下的气体偏差因子；Z：在当前压力下的气体偏差因子；Φ_i：初始压力下的割理孔隙度；Φ：当前压力下的割理孔隙度；T：煤储层温度，K；K_g：气相渗透率，md；h：煤储层有效厚度，m；r_e：单井控制的煤储层外边界半径，m；r_w：井筒内半径，m；S：表皮系数；：平均地层压力，MPa；：平均地层压力下的气体压缩系数，MPa^-1；：平均地层压力下的孔隙压缩系数，MPa^-1；：平均地层压力下的解吸压缩系数，MPa^-1；P_L：煤岩兰氏压力，MPa；V_L：煤岩兰氏体积，m³/t；ρ_B：煤岩密度，t/m³；G_p：待评价井累产气量，m³，t：时间，1000s；m：直线斜率；b：直线截距。

确定平均地层压力(早期和晚期都是通过下面的步骤来确定评价地层压力的)的具体步骤为：

①假设单井控制储量初值为G_i0；

②对于任一累产量G_p，根据煤层气藏物质平衡关系来确定当前的平均地层压力值：

③由平均地层压力及产气量，根据计算对应的物质平衡拟时间t_ca;

④根据所处的生产阶段，选择相应的本发明模型类型并线性拟合出直线的斜率m，由计算出对应的单井控制储量G_i1；

⑤如果|G_i0-G_i1|＜δ，则迭代结束；否则，G_i0＝G_i1重新进入①迭代。

其中，：煤层气藏平均地层压力，MPa；p_d：煤层气藏临界解吸压力，MPa；G：待评价井动态储量，m³；G_p：待评价井累产气量，m³；z_d ^*：在临界解吸压力下计算的修正偏差因子值：

z^*：在当前压力下计算的修正偏差因子值；u_d：在临界解吸压力下的气体粘度，mpa.s；C_td：临界解吸压力下的综合压缩系数，MPa^-1；q_gsc：日产气量，m³/d；t_ca：物质平衡拟时间，1000s；：平均地层压力下的综合压缩系数，MPa^-1；p_sc：标准大气压力，MPa；T_sc：标准状态下温度，K；Z_sc：标准状态下的气体偏差因子；p_i：初始地层压力，MPa；C_f：孔隙压缩系数，MPa^-1；：平均含水饱和度；Z：在当前压力下的气体偏差因子；Φ_i：初始压力下的割理孔隙度；T：煤储层温度，K；c_f：孔隙压缩系数，MPa^-1；P_L：煤岩兰氏压力，MPa；V_L：煤岩兰氏体积，m³/t；ρ_B：煤岩密度，t/m³；G_p：待评价井累产气量，m³。

我国沁水、鄂尔多斯等盆地主要以产水煤层气藏为主，现有方法无法分析这类产水煤层气井动态储量，即使勉强使用，其精度也不能达到生产管理需要，给生产管理带来困难。

本发明针对产水煤层气井提出了新的动态储量评价方法，可以在评价中不需要平均地层压力数据，解决了现有方法无法解释产水煤层气井动态储量的问题。根据本发明评价的煤层气井动态储量结果，可以间接评价目前开发使用的井型、井网及井距是否合理，是否需要后期调整，从而辅助煤层气藏的生产管理，提高煤层气藏的开发效果。该方法可以在评价中不需要平均地层压力数据，因而不需要关井试井测试。分析时采用的数据主要包括生产动态数据(如日产气、日产水和井底流压)以及部分实验数据(如相渗曲线、煤岩等温吸附曲线等)，这些评价中所需的数据和参数对于大部分煤层气井都是可以获取的，因此该方法具有比较广阔的应用前景。

上述技术方案只是本发明的一种实施方式，对于本领域内的技术人员而言，在本发明公开了应用方法和原理的基础上，很容易做出各种类型的改进或变形，而不仅限于本发明上述具体实施方式所描述的方法，因此前面描述的方式只是优选的，而并不具有限制性的意义。

Claims

1.一种确定产水煤层气井动态储量的方法，其特征在于：所述方法包括：

(1)确定产水煤层气井早期产气阶段动态储量，具体包括：

(102)测定煤层气藏临界解吸压力p_d和初始地层压力p_i；

(103)由煤心实验测定煤岩气-水相对渗透率曲线；

(105)测量煤储层条件下的煤层气PVT曲线；

(106)通过评价模型来获得煤层气井动态储量G,

所述步骤(106)中的评价模型为：

y＝mx+b

其中，

x＝t_cak_rg

<mrow> <msub> <mi>t</mi> <mrow> <mi>c</mi> <mi>a</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>u</mi> <mi>d</mi> </msub> <msub> <mi>C</mi> <mrow> <mi>t</mi> <mi>d</mi> </mrow> </msub> </mrow> <msub> <mi>q</mi> <mrow> <mi>g</mi> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> </mfrac> <msubsup> <mo>&Integral;</mo> <mn>0</mn> <mi>t</mi> </msubsup> <mfrac> <msub> <mi>q</mi> <mrow> <mi>g</mi> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> <mrow> <msub> <mi>u</mi> <mi>g</mi> </msub> <msub> <mover> <mi>C</mi> <mo>&OverBar;</mo> </mover> <mi>t</mi> </msub> </mrow> </mfrac> <mi>d</mi> <mi>t</mi> </mrow>

其中，

(A6)由一系列x～y数据点，通过线性拟合确定出m和b；

(A7)根据m确定气井动态储量G：

<mrow> <msubsup> <mi>z</mi> <mi>d</mi> <mo>*</mo> </msubsup> <mo>=</mo> <mfrac> <mi>Z</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>c</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>(</mo> <msub> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>p</mi> <mi>d</mi> </msub> <mo>)</mo> <mo>)</mo> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <mover> <msub> <mi>s</mi> <mi>w</mi> </msub> <mo>&OverBar;</mo> </mover> <mo>)</mo> <mo>+</mo> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>ZTp</mi> <mrow> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>&rho;</mi> <mi>B</mi> </msub> <msub> <mi>V</mi> <mi>L</mi> </msub> </mrow> <mrow> <msub> <mi>Z</mi> <mrow> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mrow> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>&phi;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>L</mi> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>p</mi> <mi>d</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mfrac> </mrow> </mfrac> </mrow>

其中，q_gsc为日产气量；k_rg为气相相对渗透率；t_ca为物质平衡拟时间；μ_d为在临界解吸压力下的气体粘度；Z_d为在临界解吸压力下的气体偏差因子；z_d ^*为在临界解吸压力下计算的修正偏差因子值；C_td为临界解吸压力下的综合压缩系数；p_sc为标准大气压力；T_sc为标准状态下温度；Z_sc为标准状态下的气体偏差因子；p_i为初始地层压力；Φ_i为初始压力下的割理孔隙度；μ_i为在初始压力下的气体粘度；Z_i为在初始压力下的气体偏差因子；为平均地层压力；为平均地层压力下的综合压缩系数；为平均地层压力下的孔隙压缩系数；为平均地层压力下的气体压缩系数；为平均地层压力下的解吸压缩系数；为平均含水饱和度；Φ为平均地层压力下的割理孔隙度；Z为在平均地层压力下的气体偏差因子；t为时间；m为直线斜率；b为直线截距；ρ_B为煤岩密度；T为煤储层温度；P_L为煤岩兰氏压力；V_L为煤岩兰氏体积；h为煤储层有效厚度；r_e为单井控制的煤储层外边界半径；r_w为井筒内半径；S为表皮系数；K为绝对渗透率。

2.根据权利要求1所述的确定产水煤层气井动态储量的方法，其特征在于：所述方法进一步包括：

(2)确定产水煤层气井晚期产水阶段动态储量，包括：

(202)测定煤层气藏临界解吸压力p_d和初始地层压力p_i；

(204)测量煤储层压力条件下的煤层气PVT曲线；

(205)通过评价模型来获得煤层气井动态储量G。

3.根据权利要求1所述的确定产水煤层气井动态储量的方法，其特征在于：所述步骤(A1)中确定气相相对渗透率k_rg包括：

4.根据权利要求2所述的确定产水煤层气井动态储量的方法，其特征在于：所述步骤(205)中的评价模型为：

y＝mx+b

其中，

x＝t_ca

所述步骤(205)中通过评价模型来获得煤层气井动态储量G包括：

(B1)根据测量的煤层气藏临界解吸压力p_d、井底流压p_wf、日产气量q_gsc，计算对应的值；

其中，

(B4)由物质平衡拟时间t_ca计算对应的x值；

(B5)由一系列x～y数据点，拟合确定出直线的斜率m和截距b；

(B6)根据斜率m确定气井动态储量G：

其中，p_d为煤层气藏临界解吸压力；p_wf为井底流压；q_gsc为日产气量；t_ca为物质平衡拟时间；μ_d为在临界解吸压力下的气体粘度；Z_d为在临界解吸压力下的气体偏差因子；z_d ^*为在临界解吸压力下计算的修正偏差因子值；C_td为临界解吸压力下的综合压缩系数；G为待评价井动态储量；p_sc为标准大气压力；T_sc为标准状态下温度；Z_sc为标准状态下的气体偏差因子；p_i为初始地层压力；Φ_i为初始压力下的割理孔隙度；μ_i为在初始压力下的气体粘度；Z_i为在初始压力下的气体偏差因子；为平均地层压力；为平均地层压力下的综合压缩系数；为平均地层压力下的孔隙压缩系数；为平均地层压力下的气体压缩系数；为平均地层压力下的解吸压缩系数；为平均含水饱和度；Φ为平均地层压力下的割理孔隙度；Z为在平均地层压力下的气体偏差因子；t为时间；m为直线斜率；b为直线截距；ρ_B为煤岩密度；T为煤储层温度；P_L为煤岩兰氏压力；V_L为煤岩兰氏体积；h为煤储层有效厚度；r_e为单井控制的煤储层外边界半径；r_w为井筒内半径；S为表皮系数；K为绝对渗透率。

5.根据权利要求1或4所述的确定产水煤层气井动态储量的方法，其特征在于：所述确定相应的平均地层压力的具体步骤为：

(C1)假设单井控制储量初值为G_i0；

<mrow> <mfrac> <mover> <mi>p</mi> <mo>&OverBar;</mo> </mover> <msup> <mi>z</mi> <mo>*</mo> </msup> </mfrac> <mo>=</mo> <mfrac> <msub> <mi>p</mi> <mi>d</mi> </msub> <msubsup> <mi>z</mi> <mi>d</mi> <mo>*</mo> </msubsup> </mfrac> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <mfrac> <msub> <mi>G</mi> <mi>p</mi> </msub> <mi>G</mi> </mfrac> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>

不同地层压力下的修正偏差因子z^*按照如下方法计算：

<mrow> <msup> <mi>z</mi> <mo>*</mo> </msup> <mo>=</mo> <mfrac> <mi>Z</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>c</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>(</mo> <msub> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <mover> <mi>p</mi> <mo>&OverBar;</mo> </mover> <mo>)</mo> <mo>)</mo> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <mover> <msub> <mi>s</mi> <mi>w</mi> </msub> <mo>&OverBar;</mo> </mover> <mo>)</mo> <mo>+</mo> <mfrac> <mrow> <msub> <mi>ZTp</mi> <mrow> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>&rho;</mi> <mi>B</mi> </msub> <msub> <mi>V</mi> <mi>L</mi> </msub> </mrow> <mrow> <msub> <mi>Z</mi> <mrow> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mrow> <mi>s</mi> <mi>c</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>&phi;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>L</mi> </msub> <mo>+</mo> <mover> <mi>p</mi> <mo>&OverBar;</mo> </mover> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mfrac> </mrow> </mfrac> </mrow>

其中，C_f为平均地层压力下的综合压缩系数；p_sc为标准大气压力；T_sc为标准状态下温度；Z_sc为标准状态下的气体偏差因子；p_i为初始地层压力；为平均地层压力；为平均含水饱和度；Z为平均地层压力下的气体偏差因子；Ф_i为初始地层压力下的割理孔隙度；T为煤储层温度；P_L为煤岩兰氏压力；V_L为煤岩兰氏体积；ρ_B为煤岩密度；

(C5)如果|G_i0-G_i1|<δ，则转入步骤(C6)；否则，G_i0＝G_i1，然后返回步骤(C1)；

(C6)迭代结束。