CN104636818A - 储气库气油交互区井产能的预测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种储气库气油交互区井产能的预测方法及装置，其中方法包括：确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井；处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素；根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况；用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能。本发明可以提高油侵气藏改建储气库的井产能预测的准确性。

Description

储气库气油交互区井产能的预测方法及装置

技术领域

本发明涉及天然气地下储存、气藏工程、室内实验技术领域，尤其涉及储气库气油交互区井产能的预测方法及装置。

背景技术

储气库是调节天然气供需平衡的有力手段，衡量其调节能力的重要指标是采气能力，采气能力通过储气库井产能实现，准确预测井产能是困扰相关科研人员的技术难题。

目前，预测油侵气藏改建储气库井产能时，大都没有考虑气油交驱替作用对产能的影响。如文献2012年2月第32卷第2期《天然气工业》的文章“相国寺石炭系气藏改建地下储气库运行参数设计”，直接将气藏开发阶段的井产能等同于改建储气库后的井产能；文献2011年2月第32卷第1期《新疆石油地质》的文章“永安油田永21块地下储气库气井产能的确定”，所描述的方法仅适用于储层有一次油侵经历的情况，无法准确描述储气库运行过程中气油多次交互驱替的物理过程。

因此，当前油侵气藏改建储气库的井产能预测方法存在局限性，特别是位于气油交互区储层的井产能预测方法报道较少，需要相对准确的计算方法出现。

发明内容

本发明实施例提供一种储气库气油交互区井产能的预测方法，用以提高油侵气藏改建储气库的井产能预测的准确性，该方法包括：

确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井；

处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素；

根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况；

用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能。

一个实施例中，确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井，包括：

通过气藏工程方法或数值模拟方法得到净油侵量O，与储层平均压力P回归成函数关系：

O＝f(P)；

代入储气库上限压力P_max，得到储气库运行至上限压力时的油侵量：

O_max＝f(P_max)；

代入储气库下限压力P_min，得到储气库运行至下限压力时的油侵量：

O_min＝f(P_min)；

根据研究对象井所处的埋藏深度，计算储气库气油界面运移至该埋藏深度时的压力P_井，进而得到储气库运行至压力P_井时的油侵量：

O_井＝f(P_井)；

若O_max<O_井<O_min，则确定该井为所述研究对象井。

一个实施例中，处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素，包括：

选择气藏开发阶段两个生产稳定数据点：

生产数据点1(P_e1，P_wf1，Q₁)；

生产数据点2(P_e2，P_wf2，Q₂)；

其中，P_e1是生产数据点1的地层压力，P_wf1是生产数据点1的井底流压，Q₁是生产数据点1的气体流速；P_e2是生产数据点2的地层压力，P_wf2是生产数据点2的井底流压，Q₂是生产数据点2的气体流速；

依据所述两个生产稳定数据点，处理得到拟压力气井产能二项式方程：

P′_e-P′_wf＝AQ+BQ²；

其中，P′为真实气体的拟压力：

$P^{\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\mathrm{dP};$

P′_e为地层压力的拟压力，P′_wf为井底流压的拟压力，Q为气体流速，μ为气体粘度，Z为气体压缩因子，A和B是常数，通过所述两个生产稳定数据点联立求解，是渗透率K的函数；

确定气油交互驱替降低产能的影响因素为储层渗透率K。

一个实施例中，根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况，包括：

根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计气驱油-油驱气实验，描述气油交互区气油互驱替的物理过程，得到气油交互区的端点的气相相对渗透率：

K₁/K：第一次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第一周期储层经过一次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₂/K：第二次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第二周期储层经二次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₃/K：第三次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第三周期储层经过三次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

直至K_n/K：第n次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第n周期储层经过n次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率。

一个实施例中，用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能，包括：

将渗流实验结果代入真实气体的拟压力函数，得到修正的拟压力函数表达式：

$P^{\&prime;\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}(\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\&CenterDot;\frac{K_n}{k})\mathrm{dP};$

将修正后的拟压力表达式代入气井二项式产能方程，得到修正后二项式产能方程：

P″_en-P″_ewf＝AQ+BQ²；

其中，P″_en为地层压力的修正拟压力，P″_ewf为井底流压的修正拟压力。

本发明实施例还提供一种储气库气油交互区井产能的预测装置，用以提高油侵气藏改建储气库的井产能预测的准确性，该装置包括：

研究对象井确定模块，用于确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井；

影响因素确定模块，用于处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素；

渗流实验模块，用于根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况；

产能预测模块，用于用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能。

一个实施例中，研究对象井确定模块具体用于：

通过气藏工程方法或数值模拟方法得到净油侵量O，与储层平均压力P回归成函数关系：

O＝f(P)；

代入储气库上限压力P_max，得到储气库运行至上限压力时的油侵量：

O_max＝f(P_max)；

代入储气库下限压力P_min，得到储气库运行至下限压力时的油侵量：

O_min＝f(P_min)；

根据研究对象井所处的埋藏深度，计算储气库气油界面运移至该埋藏深度时的压力P_井，进而得到储气库运行至压力P_井时的油侵量：

O_井＝f(P_井)；

若O_max<O_井<O_min，则确定该井为所述研究对象井。

一个实施例中，影响因素确定模块具体用于：

选择气藏开发阶段两个生产稳定数据点：

生产数据点1(P_e1，P_wf1，Q₁)；

生产数据点2(P_e2，P_wf2，Q₂)；

其中，P_e1是生产数据点1的地层压力，P_wf1是生产数据点1的井底流压，Q₁是生产数据点1的气体流速；P_e2是生产数据点2的地层压力，P_wf2是生产数据点2的井底流压，Q₂是生产数据点2的气体流速；

依据所述两个生产稳定数据点，处理得到拟压力气井产能二项式方程：

P′_e-P′_wf＝AQ+BQ²；

其中，P′为真实气体的拟压力：

$P^{\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\mathrm{dP};$

P′_e为地层压力的拟压力，P′_wf为井底流压的拟压力，Q为气体流速，μ为气体粘度，Z为气体压缩因子，A和B是常数，通过所述两个生产稳定数据点联立求解，是渗透率K的函数；

确定气油交互驱替降低产能的影响因素为储层渗透率K。

一个实施例中，渗流实验模块具体用于：

根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计气驱油-油驱气实验，描述气油交互区气油互驱替的物理过程，得到气油交互区的端点的气相相对渗透率：

K₁/K：第一次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第一周期储层经过一次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₂/K：第二次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第二周期储层经二次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₃/K：第三次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第三周期储层经过三次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

直至K_n/K：第n次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第n周期储层经过n次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率。

一个实施例中，产能预测模块具体用于：

将渗流实验结果代入真实气体的拟压力函数，得到修正的拟压力函数表达式：

$P^{\&prime;\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}(\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\&CenterDot;\frac{K_n}{k})\mathrm{dP};$

将修正后的拟压力表达式代入气井二项式产能方程，得到修正后二项式产能方程：

P″_en-P″_ewf＝AQ+BQ²；

其中，P″_en为地层压力的修正拟压力，P″_ewf为井底流压的修正拟压力。

本发明实施例在预测气油交互区井产能时，没有像现有方法直接取气藏开发阶段处理得到的恒定数值，而是扣除由于气油交互驱替而损失的产能，进而给出了储气库寿命内每一个循环周期的产能变化，与现有方法相比，本发明实施例的计算结果准确度大幅度提高，而且实现气油交互区井产能随储气库多运行的连续变化，随着储气库运行周期的延长，技术优势进越发凸显。本发明实施例的预测方案，将为储气库前期评价提供相对准确的井产能技术参数。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：

图1为本发明实施例中储气库气油交互区井产能的预测方法的示意图；

图2为本发明实施例中气油交互区位置的示意图；

图3为本发明实施例中储气库气油交互区井产能的预测装置的示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例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，现有针对油侵气藏改建储气库时气油交互区的井产能预测方法存在局限性的原因在于，没有扣除储气库运行过程中气油交互驱替对产能的降低作用，更不能预测储气库逐个周期扣除气油交互驱替影响后的井产能，基于此，针对现有气油交互区井产能预测方法的不足，在本发明实施例中扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失的渗流能力，进而得到一种相对准确预测储气库气油交互区井产能的方法。

具体的，本发明实施例依据建库储层中的气油界面，确定储气库井所在的气油交互储层区域，针对气油交互区的特点设计物理模拟实验，利用实验结果描述由于气油交互驱替而损失的渗流能力，最终得到气油交互区井产能的连续变化预测方法。

图1为本发明实施例中储气库气油交互区井产能的预测方法的示意图。如图1所示，本发明实施例中储气库气油交互区井产能的预测方法可以包括：

步骤101、确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井；

步骤102、处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素；

步骤103、根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况；

步骤104、用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能。

具体实施时，先研究气藏净油侵量-压力的函数关系，确定某井在改建储气库运行过程中处于气油交互区。

实施例中，净油侵量O可以通过气藏工程方法或数值模拟方法得到，与储层平均压力P回归成函数关系：

O＝f(P)；

代入储气库上限压力P_max，得到储气库运行至上限压力时的油侵量：

O_max＝f(P_max)；

代入储气库下限压力P_min，得到储气库运行至下限压力时的油侵量：

O_min＝f(P_min)；

根据研究对象井所处的埋藏深度，计算储气库气油界面运移至该埋藏深度时的压力P_井，进而得到储气库运行至压力P_井时的油侵量：

O_井＝f(P_井)；

如果O_max<O_井<O_min，则该井适于本发明实施例中来预测产能，确定该井为所述研究对象井。

在确定研究对象之后，处理气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，明确气油交互驱替降低产能的影响因素。实施例中，可以优选气藏开发阶段两个生产稳定数据点：

生产数据点1(P_e1，P_wf1，Q₁)；

生产数据点2(P_e2，P_wf2，Q₂)；

其中，P_e1是生产数据点1的地层压力，P_wf1是生产数据点1的井底流压，Q₁是生产数据点1的气体流速；P_e2是生产数据点2的地层压力，P_wf2是生产数据点2的井底流压，Q₂是生产数据点2的气体流速；

依据这两个生产稳定数据点，处理得到拟压力气井产能二项式方程：

P′_e-P′_wf＝AQ+BQ²；

其中，P′为真实气体的拟压力：

$P^{\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\mathrm{dP};$

P′_e为地层压力的拟压力，P′_wf为井底流压的拟压力，Q为气体流速，μ为气体粘度，Z为气体压缩因子，A和B是常数，通过所述两个生产稳定数据点联立求解，是渗透率K的函数；

因此，影响产能变化的参数主要为储层渗透率K，需要着重研究储层在改建储气库后的变化规律。

在确定气油交互驱替降低产能的影响因素后，根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，即气油交互驱替的特点，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命n周期中每一个循环周期的气相渗透率变化情况。

图2为本发明实施例中气油交互区位置的示意图，如图2所示，气油交互区，位于储气库上限压力与下限压力对应的气油界面之间的储层，即储气库注满气时为气区、采气末期为油区，在储气库运行过程中处于气油交互驱替状态。

根据气油交互驱替的特点，设计气驱油-油驱气实验，描述气油交互区气油互驱替的物理过程，得到气油交互区的端点的气相相对渗透率：

K₁/K：第一次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第一周期储层经过一次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₂/K：第二次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第二周期储层经二次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₃/K：第三次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第三周期储层经过三次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

……

K_n/K：第n次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第n周期储层经过n次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率。

最后，用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，进而得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的井产能。

实施例中，可以将渗流实验结果代入真实气体的拟压力函数，得到修正的拟压力函数表达式：

$P^{\&prime;\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}(\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\&CenterDot;\frac{K_n}{k})\mathrm{dP};$

将修正后的拟压力表达式代入气井二项式产能方程，得到修正后二项式产能方程：

P″_en-P″_ewf＝AQ+BQ²；

其中，P″_en为地层压力的修正拟压力，P″_ewf为井底流压的修正拟压力。

可以得知，产能方程中的A和B修正前后保持不变，进而保证了气藏开发阶段计算得到的A、B系数的继续有效。

可见，通过实验结果，修正产能方程左端的方便计算的拟压力，保持等式右端不易计算的A、B系数不变，即可实现产能方程的修正，获得任意注采周期气油交互驱替后井产能的表达式。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种储气库气油交互区井产能的预测装置，如下面的实施例所述。由于该装置解决问题的原理与储气库气油交互区井产能的预测方法相似，因此该装置的实施可以参见储气库气油交互区井产能的预测方法的实施，重复之处不再赘述。

图3为本发明实施例中储气库气油交互区井产能的预测装置的示意图。如图3所示，本发明实施例中储气库气油交互区井产能的预测装置可以包括：

研究对象井确定模块301，用于确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井；

影响因素确定模块302，用于处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素；

渗流实验模块303，用于根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况；

产能预测模块304，用于用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能。

实施例中，研究对象井确定模块301具体可以用于：

通过气藏工程方法或数值模拟方法得到净油侵量O，与储层平均压力P回归成函数关系：

O＝f(P)；

代入储气库上限压力P_max，得到储气库运行至上限压力时的油侵量：

O_max＝f(P_max)；

代入储气库下限压力P_min，得到储气库运行至下限压力时的油侵量：

O_min＝f(P_min)；

根据研究对象井所处的埋藏深度，计算储气库气油界面运移至该埋藏深度时的压力P_井，进而得到储气库运行至压力P_井时的油侵量：

O_井＝f(P_井)；

若O_max<O_井<O_min，则确定该井为所述研究对象井。

实施例中，影响因素确定模块302具体可以用于：

选择气藏开发阶段两个生产稳定数据点：

生产数据点1(P_e1，P_wf1，Q₁)；

生产数据点2(P_e2，P_wf2，Q₂)；

其中，P_e1是生产数据点1的地层压力，P_wf1是生产数据点1的井底流压，Q₁是生产数据点1的气体流速；P_e2是生产数据点2的地层压力，P_wf2是生产数据点2的井底流压，Q₂是生产数据点2的气体流速；

依据所述两个生产稳定数据点，处理得到拟压力气井产能二项式方程：

P′_e-P′_wf＝AQ+BQ²；

其中，P′为真实气体的拟压力：

$P^{\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\mathrm{dP};$

P′_e为地层压力的拟压力，P′_wf为井底流压的拟压力，Q为气体流速，μ为气体粘度，Z为气体压缩因子，A和B是常数，通过所述两个生产稳定数据点联立求解，是渗透率K的函数；

确定气油交互驱替降低产能的影响因素为储层渗透率K。

实施例中，渗流实验模块303具体可以用于：

根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计气驱油-油驱气实验，描述气油交互区气油互驱替的物理过程，得到气油交互区的端点的气相相对渗透率：

K₁/K：第一次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第一周期储层经过一次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₂/K：第二次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第二周期储层经二次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₃/K：第三次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第三周期储层经过三次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

直至K_n/K：第n次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第n周期储层经过n次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率。

实施例中，产能预测模块304具体可以用于：

将渗流实验结果代入真实气体的拟压力函数，得到修正的拟压力函数表达式：

$P^{\&prime;\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}(\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\&CenterDot;\frac{K_n}{k})\mathrm{dP};$

将修正后的拟压力表达式代入气井二项式产能方程，得到修正后二项式产能方程：

P″_en-P″_ewf＝AQ+BQ²；

其中，P″_en为地层压力的修正拟压力，P″_ewf为井底流压的修正拟压力。

综上所述，本发明实施例在预测气油交互区井产能时，没有像现有方法直接取气藏开发阶段处理得到的恒定数值，而是扣除由于气油交互驱替而损失的产能，进而给出了储气库寿命内每一个循环周期的产能变化，与现有方法相比，本发明实施例的计算结果准确度大幅度提高，而且实现气油交互区井产能随储气库多运行的连续变化，随着储气库运行周期的延长，技术优势进越发凸显。本发明实施例的预测方案，将为储气库前期评价提供相对准确的井产能技术参数。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种储气库气油交互区井产能的预测方法，其特征在于，包括：

确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井；

处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素；

根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况；

用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井，包括：

通过气藏工程方法或数值模拟方法得到净油侵量O，与储层平均压力P回归成函数关系：

O＝f(P)；

代入储气库上限压力P_max，得到储气库运行至上限压力时的油侵量：

O_max＝f(P_max)；

代入储气库下限压力P_min，得到储气库运行至下限压力时的油侵量：

O_min＝f(P_min)；

根据研究对象井所处的埋藏深度，计算储气库气油界面运移至该埋藏深度时的压力P_井，进而得到储气库运行至压力P_井时的油侵量：

O_井＝f(P_井)；

若O_max<O_井<O_min，则确定该井为所述研究对象井。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素，包括：

选择气藏开发阶段两个生产稳定数据点：

生产数据点1(P_e1，P_wf1，Q₁)；

生产数据点2(P_e2，P_wf2，Q₂)；

其中，P_e1是生产数据点1的地层压力，P_wf1是生产数据点1的井底流压，Q₁是生产数据点1的气体流速；P_e2是生产数据点2的地层压力，P_wf2是生产数据点2的井底流压，Q₂是生产数据点2的气体流速；

依据所述两个生产稳定数据点，处理得到拟压力气井产能二项式方程：

P′_e-P′_wf＝AQ+BQ²；

其中，P'为真实气体的拟压力：

$P^{\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\mathrm{dP};$

P′_e为地层压力的拟压力，P′_wf为井底流压的拟压力，Q为气体流速，μ为气体粘度，Z为气体压缩因子，A和B是常数，通过所述两个生产稳定数据点联立求解，是渗透率K的函数；

确定气油交互驱替降低产能的影响因素为储层渗透率K。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况，包括：

根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计气驱油-油驱气实验，描述气油交互区气油互驱替的物理过程，得到气油交互区的端点的气相相对渗透率：

K₁/K：第一次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第一周期储层经过一次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₂/K：第二次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第二周期储层经二次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₃/K：第三次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第三周期储层经过三次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

直至K_n/K：第n次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第n周期储层经过n次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能，包括：

将渗流实验结果代入真实气体的拟压力函数，得到修正的拟压力函数表达式：

$P^{\&prime;\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}(\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\&CenterDot;\frac{K_n}{k})\mathrm{dP};$

将修正后的拟压力表达式代入气井二项式产能方程，得到修正后二项式产能方程：

P″_en-P″_ewf＝AQ+BQ²；

其中，P″_en为地层压力的修正拟压力，P″_ewf为井底流压的修正拟压力。

6.一种储气库气油交互区井产能的预测装置，其特征在于，包括：

研究对象井确定模块，用于确定气藏净油侵量与压力的函数关系，根据所述函数关系确定在改建储气库运行过程中处于气油交互区的研究对象井；

影响因素确定模块，用于处理所述研究对象井的气藏开发数据或试井资料，得到气井二项式产能方程，确定气油交互驱替降低产能的影响因素；

渗流实验模块，用于根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计储气库建库过程的渗流实验，测试储气库设计寿命每一个循环周期的气相渗透率变化情况；

产能预测模块，用于用渗流实验结果修正气井二项式产能方程，得到扣除储气库运行过程中由于气油交互驱替而损失渗流能力的所述研究对象井的产能。

7.如权利要求6所述的装置，其特征在于，研究对象井确定模块具体用于：

通过气藏工程方法或数值模拟方法得到净油侵量O，与储层平均压力P回归成函数关系：

O＝f(P)；

代入储气库上限压力P_max，得到储气库运行至上限压力时的油侵量：

O_max＝f(P_max)；

代入储气库下限压力P_min，得到储气库运行至下限压力时的油侵量：

O_min＝f(P_min)；

根据研究对象井所处的埋藏深度，计算储气库气油界面运移至该埋藏深度时的压力P_井，进而得到储气库运行至压力P_井时的油侵量：

O_井＝f(P_井)；

若O_max<O_井<O_min，则确定该井为所述研究对象井。

8.如权利要求7所述的装置，其特征在于，影响因素确定模块具体用于：

选择气藏开发阶段两个生产稳定数据点：

生产数据点1(P_e1，P_wf1，Q₁)；

生产数据点2(P_e2，P_wf2，Q₂)；

其中，P_e1是生产数据点1的地层压力，P_wf1是生产数据点1的井底流压，Q₁是生产数据点1的气体流速；P_e2是生产数据点2的地层压力，P_wf2是生产数据点2的井底流压，Q₂是生产数据点2的气体流速；

依据所述两个生产稳定数据点，处理得到拟压力气井产能二项式方程：

P′_e-P′_wf＝AQ+BQ²；

其中，P'为真实气体的拟压力：

$P^{\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\mathrm{dP};$

P′_e为地层压力的拟压力，P′_wf为井底流压的拟压力，Q为气体流速，μ为气体粘度，Z为气体压缩因子，A和B是常数，通过所述两个生产稳定数据点联立求解，是渗透率K的函数；

确定气油交互驱替降低产能的影响因素为储层渗透率K。

9.如权利要求8所述的装置，其特征在于，渗流实验模块具体用于：

根据所述气油交互驱替降低产能的影响因素，设计气驱油-油驱气实验，描述气油交互区气油互驱替的物理过程，得到气油交互区的端点的气相相对渗透率：

K₁/K：第一次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第一周期储层经过一次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₂/K：第二次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第二周期储层经二次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

K₃/K：第三次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第三周期储层经过三次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率；

直至K_n/K：第n次气油交互驱替后气相相对渗透率，描述储气库第n周期储层经过n次气油互区造成渗流能力降低后剩余的相对渗透率。

10.如权利要求9所述的装置，其特征在于，产能预测模块具体用于：

将渗流实验结果代入真实气体的拟压力函数，得到修正的拟压力函数表达式：

$P^{\&prime;\&prime;}=2\underset{0}{\overset{P}{\&Integral;}}(\frac{P}{\mathrm{\&mu;Z}}\&CenterDot;\frac{K_n}{k})\mathrm{dP};$

将修正后的拟压力表达式代入气井二项式产能方程，得到修正后二项式产能方程：

P″_en-P″_ewf＝AQ+BQ²；

其中，P″_en为地层压力的修正拟压力，P″_ewf为井底流压的修正拟压力。