CN105134196A - 一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法及装置，该方法包括：获取单井中的标准参数，根据标准参数计算单井动态储量；根据预设的天然气产量分段递减规律确定天然气产量以及各生产时间点的天然气累计产量；根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据；建立物质平衡方程，将天然气累计产量及两相偏差系数代入方程，计算各生产时间点的地层压力理论值，并根据实测静压数据校正生成地层压力校正值；根据地层压力校正值及气油比数据预测对应的凝析油产量；以废弃地层压力为约束，根据物质平衡方程计算凝析油累计产量；再结合单井动态储量分别计算凝析油及天然气采出程度。

Description

一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法及装置

技术领域

本发明属于凝析气藏开发技术领域，具体地，是一种关于缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析的方法及装置。

背景技术

对于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发来说，具有三方面的典型特征：1)储层性质复杂，发育不同程度的孔、洞、缝等储集介质，储层具有极强的非均质性；2)流体性质复杂，油、气状态随储层压力而发生相态变化；3)生产规律复杂，凝析油产量、天然气产量、地层压力递减快，不能按照定井底流压或井口定产的方式进行生产。总体上看，该类凝析气藏储层非均质性极强、井间连通性差、单井控制范围有限，普遍表现为“一井一藏”的模式，且储层内存在较为复杂的流体相态变化，每个储渗单元都具有不同的生产特征。

国内外针对缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发的研究相对较少，常规的分析方法对于该类气藏适用性较差，并具有很大的局限性，且预测结果准确性低。例如：若用数值模拟方法预测缝洞型凝析气井的开发指标，除地质建模困难、难以提供相对可靠的地质模型外，采用常规渗流数学模型描述大洞、大孔及大缝等大尺度介质内流体的流动规律，其适用性还存在较大分歧。综上所述，对于缝洞型凝析气藏关键开发指标(如凝析油产量、天然气产量、地层压力等)的准确预测目前仍是一个亟待解决的技术难题。

发明内容

本发明实施例的主要目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法及装置，以克服现有技术中存在的上述问题，从而实现对缝洞型凝析气藏关键开发指标的准确分析。

为了实现上述目的，本发明实施例提供一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，所述的分析方法包括：获取单井中的标准参数，根据所述标准参数计算单井动态储量，所述单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量；根据预设的天然气产量分段递减规律预测天然气产量，并预测各生产时间点的天然气累计产量；根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线；根据地层平均压力与露点压力的关系建立物质平衡方程，将所述的天然气累计产量及两相偏差系数代入所述物质平衡方程，计算各生产时间点的地层压力理论值，并根据实测静压数据校正地层压力理论值，生成地层压力校正值；根据所述的地层压力校正值及气油比数据生成对应的凝析油产量；以废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算凝析油累计产量；根据所述的单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油采出程度及天然气采出程度。

在一实施例中，上述的获取单井中的标准参数，根据所述标准参数计算单井动态储量，包括：步骤a：获取凝析油产量及天然气产量，并根据所述凝析油产量计算气体当量；步骤b：根据所述天然气产量及气体当量计算凝析气产量；步骤c：根据区块平均单井天然气地质储量确定估算初值；步骤d：根据规整化拟时间公式及规整化拟压力公式分别计算规整化拟时间t_ca及规整化拟压力并生成关系曲线；步骤e：对所述关系曲线进行数据点线性回归，确定凝析气地质储量回归值；步骤f：判断所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差是否小于一预设值，如果是，则将所述凝析气地质储量回归值确定为所述的单井动态储量；否则返回执行所述步骤c～步骤f，直至所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差小于所述预设值。

在一实施例中，上述的的物质平衡方程为：

其中，G为气井凝析气地质储量，单位为10⁸m³；G_p为已采出凝析气累计产量，单位为10⁸m³；p为目前平均地层压力，单位为MPa；p_i为原始地层压力，单位为MPa；Z为目前平均地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_i为原始地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_T为目前平均地层压力下的两相凝析气偏差系数，无量纲；Z_Ti为露点压力压力下的凝析气两相偏差系数，无量纲。

在一实施例中，上述的以废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算凝析油累计产量，包括：根据井口外输压力下限确定井底流压，并通过以下公式确定所述废弃地层压力：其中，p为废弃地层压力，单位为MPa；p_wf为井底流压，单位为MPa；q为气井废弃产量，单位为10⁴m³；A、B为产能方程系数；以所述废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算气井停止生产时间；根据所述气井停止时间及凝析油产量计算凝析油累计产量。

在一实施例中，计算所述凝析油采出程度的公式为：凝析油采出程度＝凝析油累计产量/凝析油地质储量；计算所述天然气采出程度的公式为：天然气采出程度＝天然气累计产量/天然气地质储量。

本发明实施例还提供一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，所述的分析装置包括：单井动态储量计算单元，用于获取单井中的标准参数，根据所述标准参数计算单井动态储量，所述单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量；天然气累计产量生成单元，用于根据预设的天然气产量分段递减规律预测天然气产量，并生成各生产时间点的天然气累计产量；PVT实验数据生成单元，用于根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线；地层压力校正值生成单元，用于根据地层平均压力与露点压力的关系建立物质平衡方程，将所述的天然气累计产量及两相偏差系数代入所述物质平衡方程，计算各生产时间点的地层压力理论值，并根据实测静压数据生成地层压力校正值；凝析油产量生成单元，用于根据所述的地层压力校正值及气油比数据生成不同生产时间对应的凝析油产量；凝析油累计产量计算单元，用于以废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算凝析油累计产量；采出程度计算单元，用于根据所述的单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油采出程度及天然气采出程度。

在一实施例中，上述的单井动态储量计算单元具体用于：步骤a：获取凝析油产量及天然气产量，并根据所述凝析油产量计算气体当量；步骤b：根据所述天然气产量及气体当量计算凝析气产量；步骤c：根据区块平均单井天然气地质储量确定估算初值；步骤d：根据规整化拟时间公式及规整化拟压力公式分别计算规整化拟时间t_ca及规整化拟压力并生成关系曲线；步骤e：对所述关系曲线进行数据点线性回归，确定凝析气地质储量回归值；步骤f：判断所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差是否小于一预设值，如果是，则将所述凝析气地质储量回归值确定为所述的单井动态储量；否则返回执行所述步骤c～步骤f，直至所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差小于所述预设值。

在一实施例中，上述的物质平衡方程为：

其中，G为气井凝析气地质储量，单位为10⁸m³；G_p为已采出凝析气累计产量，单位为10⁸m³；p为目前平均地层压力，单位为MPa；p_i为原始地层压力，单位为MPa；Z为目前平均地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_i为原始地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_T为目前平均地层压力下的两相凝析气偏差系数，无量纲；Z_Ti为露点压力压力下的凝析气两相偏差系数，无量纲。

在一实施例中，上述的凝析油累计产量计算单元包括：废弃地层压力确定模块，用于根据井口外输压力下限确定井底流压，并通过以下公式确定所述废弃地层压力：其中，p为废弃地层压力，单位为MPa；p_wf为井底流压，单位为MPa；q为气井废弃产量，单位为10⁴m³；A、B为产能方程系数；气井停止生产时间计算模块，用于以所述废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算气井停止生产时间；凝析油累计产量计算模块，用于根据所述气井停止时间及凝析油产量计算凝析油累计产量。

在一实施例中，计算所述凝析油采出程度的公式为：凝析油采出程度＝凝析油累计产量/凝析油地质储量；计算所述天然气采出程度的公式为：天然气采出程度＝天然气累计产量/天然气地质储量。

本发明实施例的有益效果在于，通过本发明，解决了常规分析方法难以处理的缝洞型碳酸盐岩凝析气井生产动态预测难题，可以准确预测凝析气井的凝析油、天然气产量，评价凝析油、天然气可采储量及采收率。

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。

图1为本发明实施例中的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法的流程图；

图2为本发明实施例中的单井动态储量计算曲线；

图3为本发明实施例中的单井天然气产量递减分析图；

图4为本发明实施例中的气油比、两相偏差系数与地层压力的关系曲线；

图5为本发明实施例中地层压力分析曲线；

图6为本发明实施例中凝析油分析曲线；

图7为本发明实施例中采出程度分析图；

图8为本发明实施例中的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明实施例提供一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法及装置。以下结合附图对本发明进行详细说明。

本发明实施例提供一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，如图1所示，该缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法主要包括以下各步骤：

步骤S101：获取单井中的标准参数，根据标准参数计算单井动态储量，单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量；

步骤S102：根据预设的天然气产量分段递减规律预测天然气产量，并预测未来的天然气累计产量；

步骤S103：根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线；

步骤S104：根据地层平均压力与露点压力的关系建立物质平衡方程，将天然气累计产量及两相偏差系数代入物质平衡方程，计算各时间点的地层压力理论值，并根据实测静压数据校正地层压力理论值，生成地层压力校正值；

步骤S105：根据地层压力校正值及气油比数据生成对应的凝析油产量；

步骤S106：以废弃地层压力为约束，根据物质平衡方程计算凝析油累计产量；

步骤S107：根据单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油及天然气采出程度。

通过以上步骤S101至步骤S107，首先根据单井生产数据确定单井动态储量、确定天然气产量的递减规律，预测天然气的产量；然后根据凝析气藏物质平衡方程和PVT实验数据，预测凝析油的产量以及地层压力；进而可以得到可采储量和采出程度。本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法解决了常规分析方法难以处理的缝洞型碳酸盐岩凝析气井生产动态预测难题，可以准确预测凝析气井的凝析油、天然气产量，评价凝析油、天然气可采储量及采收率。

以下结合上述各步骤，对本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法做详细说明。

上述的步骤S101，获取单井中的标准参数，根据标准参数计算单井动态储量，单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量。

具体地，在该步骤S101中，首先获取凝析油产量和天然气产量等标准参数，然后，将凝析油产量代入公式(1)，将凝析油产量折算为凝析油的气体当量：

$G_e=\frac{8.3093{\mathrm{\γ}}_o{T}_{SC}}{M_o{p}_{SC}}---\left(1\right),$

其中，G_e为凝析油的气体当量，单位为m³/m³；γ_o为凝析油的相对密度，无量纲；T_SC为标准状态下的温度，单位为K；p_SC为标准状态下的压力，单位为MPa；M_o为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。

进一步地，将天然气产量及公式(1)计算生成的气体当量G_e代入公式(2)，计算凝析气产量：

$q=q_g(1+\frac{G_e}{R_s})---\left(2\right),$

其中，R_s为油气比，单位为m³/m³；q_g为日产气量，单位为m³/d。

然后，按如下步骤计算单井动态储量：

1)根据区块平均单井天然气地质储量(OGIP)情况，确定估算初值；

2)计算规整化拟时间t_ca、规整化拟压力及绘图参数团即：

$t_{ca}=\frac{{\left(\mathrm{\μ}C\right)}_i}{q}\underset{0}{\overset{t}{\∫}}\frac{q}{{\mathrm{\μ}}_{av}{C}_{av}}dt;\frac{q}{{\mathrm{\Δp}}_p}=\frac{q}{p_i-p_{wf}};\frac{q}{{\mathrm{\Δp}}_p{C}_{ti}}{t}_{ca}$

其中，C_ti为原始条件下综合压缩系数，单位为MPa^–1；q为日产量，单位为m³/d；Δp_p为规整化拟压力差，单位为MPa；t_ca为规整化拟时间，单位为小时(hour)；G为凝析气地质储量，单位为10⁸m³。

3)根据上一步骤计算的规整化拟时间t_ca、规整化拟压力绘制曲线；

4)结合该曲线数据点线性回归，获得最佳拟合，直线段外推与x轴的交点即为凝析气地质储量G；

5)重复上述步骤1)至步骤4)，直到估算初值与凝析气地质储量之间的误差小于一设定数值，则凝析气地质储量收敛，此时的凝析气地质储量即为所要求出的单井动态储量，计算结果如图2所示。此时可根据气油比将单井动态储量分解为天然气地质储量和凝析油地质储量。

上述的步骤S102：根据预设的天然气产量分段递减规律预测天然气产量，并生成各生产时间点的天然气累计产量。

在进行天然气产量统计时，可根据生产趋势分段确定递减规律，进而确定单井天然气产量的变化趋势，如图3所示。具体地，生产趋势可根据凝析气井的生产时间的长短来进行划分。如果凝析气井生产时间较长(生产时间大于330天)，可用实际生产数据确定分段递减规律(如指数式或幂函数形式等)；若凝析气井生产时间较短或未投产，可参考地质条件类似的邻井的递减规律来确定天然气产量，并结合生产时间来计算天然气累计产量。

上述步骤S103，根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线。具体地，是根据定容衰竭实验，确定两相偏差系数；分析流体压力与体积关系及井流物组分，结合原始压力下偏差系数及测试压力，校正定容衰竭实验累计采出数据，从而得到气油比数据，并进一步确定两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线，如图4所示。

上述步骤S104是对地层压力进行分析的步骤。当地层平均压力高于露点压力时，气藏中流体为单相气；当地层平均压力低于露点压力时，气藏中气液两相共存。利用累计产量等数据，进行物质平衡分析，确定地层压力。

其中，当地层平均压力高于露点压力时，可直接应用定容气藏物质平衡方程；当地层平均压力低于露点压力时，将定容气藏物质平衡方程中单相体积系数和偏差系数考虑为两相体积系数和两相偏差系数(Z_T)，该参数可以通过实验室确定。具体地，该物质平衡方程可通过公式(3)表示：

其中，G为气井凝析气地质储量，单位为10⁸m³；G_p为已采出天然气累计产量，单位为10⁸m³；p为目前平均地层压力，单位为MPa；p_i为原始地层压力，单位为MPa；Z为目前平均地层压力下的天然气偏差系数，无量纲；Z_i为原始地层压力下的天然气偏差系数，无量纲；Z_T为目前平均地层压力下的两相天然气偏差系数，无量纲；Z_Ti为露点压力压力下的天然气两相偏差系数，无量纲。

确定了物质平衡方程后，将步骤S102中生成的天然气累计产量以及步骤S103中PVT实验提供的两相偏差系数代入该物质平衡方程，计算不同生产时间对应的地层压力(地层压力理论值)；再根据实测静压数据对地层压力(理论值)进行校正，从而得到各生产时间点的地层压力(校正值)，该值受实测地层压力约束，较为可靠，计算结果如图5所示。

在通过步骤S104计算出地层压力校正值后，执行上述步骤S105，根据该地层压力校正值以及步骤S103中生成的气油比数据预测未来的凝析油产量，如图6所示。

上述的步骤S106，以废弃地层压力为约束，根据物质平衡方程计算凝析油累计产量。具体地，根据井口外输压力下限，将井口压力通过井筒多相流理论折算为井底流压，进而根据公式(4)确定废弃地层压力：

$p=\sqrt{p_{wf}^2+Aq+{\mathrm{Bq}}^2}---\left(4\right),$

其中，p为废弃地层压力，单位为MPa；p_wf为井底流压，单位为MPa；q为气井废弃产量，单位为10⁴m³；A、B为产能方程系数。

然后，以废弃地层压力为约束，根据上述的物质平衡方程计算气井停止生产的时间，进而根据该气井停止时间及凝析油产量计算凝析油累计产量。

上述的步骤S107，根据单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油采出程度及天然气采出程度。

在步骤S107中，以步骤S101计算得到的单井凝析油和天然气的动态储量为基础，根据步骤S102中预测生成的天然气累计产量，以及步骤S106中计算生成的凝析油累计产量，分别计算天然气采出程度和凝析油采出程度，如图7所示。具体地，计算凝析油采出程度的公式为：凝析油采出程度＝凝析油累计产量/凝析油地质储量；计算天然气采出程度的公式为：天然气采出程度＝天然气累计产量/天然气地质储量。

综上所述，根据本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，能够分别分析得出缝洞型碳酸盐岩凝析气井凝析油产量、天然气产量、地层压力、可采储量及采收率等关键开发指标，从而为解决该类气藏开发指标分析难题提供有效途径。

本发明实施例还提供一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，如图8所示，该缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置主要包括以下各部分：单井动态储量计算单元1、天然气累计产量生成单元2、PVT实验数据生成单元3、地层压力校正值生成单元4、凝析油产量生成单元5、凝析油累计产量计算单元6及采出程度计算单元7等。

其中，上述的单井动态储量计算单元1用于获取单井中的标准参数，根据标准参数计算单井动态储量，单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量；天然气累计产量生成单元2用于根据预设的天然气产量分段递减规律预测天然气产量，并生成各生产时间点的天然气累计产量；PVT实验数据生成单元3用于根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线；地层压力校正值生成单元4用于根据地层平均压力与露点压力的关系建立物质平衡方程，将天然气累计产量及两相偏差系数代入物质平衡方程，计算各生产时间点的地层压力理论值，并根据实测静压数据生成地层压力校正值；凝析油产量生成单元5用于根据地层压力校正值及气油比数据生成不同生产时间对应的凝析油产量；凝析油累计产量计算单元6用于以废弃地层压力为约束，根据物质平衡方程计算凝析油累计产量；采出程度计算单元7用于根据单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油采出程度及天然气采出程度。

综上所述，首先根据单井生产数据确定单井动态储量、确定天然气产量的递减规律，预测未来天然气产量；然后根据凝析气藏物质平衡方程和PVT实验数据，预测凝析油的产量以及地层压力；进而可以得到可采储量和采收率。本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置解决了常规分析方法难以处理的缝洞型碳酸盐岩凝析气井生产动态预测难题，可以准确预测凝析气井的凝析油、天然气产量，评价凝析油、天然气可采储量及采收率。

以下结合上述各个部分，对本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置做详细说明。

上述的单井动态储量计算单元1，获取单井中的标准参数，根据标准参数计算单井动态储量，单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量。

具体地，该单井动态储量计算单元1首先获取凝析油产量和天然气产量等标准参数，然后，将凝析油产量代入公式(5)，将凝析油产量折算为凝析油的气体当量：

$G_e=\frac{8.3093{\mathrm{\γ}}_o{T}_{SC}}{M_o{p}_{SC}}---\left(5\right),$

其中，G_e为凝析油的气体当量，单位为m³/m³；γ_o为凝析油的相对密度，无量纲；T_SC为标准状态下的温度，单位为K；p_SC为标准状态下的压力，单位为MPa；M_o为凝析油的分子量，单位为kg/kmol。

进一步地，单井动态储量计算单元1将天然气产量及公式(5)计算生成的气体当量G_e代入公式(6)，计算凝析气产量：

$q=q_g(1+\frac{G_e}{R_s})---\left(6\right),$

其中，R_s为油气比，单位为m³/m³；q_g为日产气量，单位为m³/d。

然后，按如下步骤计算单井动态储量：

1)根据区块平均单井天然气地质储量(OGIP)情况，确定估算初值；

2)计算规整化拟时间t_ca、规整化拟压力及绘图参数团即：

$t_{ca}=\frac{{\left(\mathrm{\μ}C\right)}_i}{q}\underset{0}{\overset{t}{\∫}}\frac{q}{{\mathrm{\μ}}_{av}{C}_{av}}dt;\frac{q}{{\mathrm{\Δp}}_p}=\frac{q}{p_i-p_{wf}};\frac{q}{{\mathrm{\Δp}}_p{C}_{ti}}{t}_{ca}$

其中，C_ti为原始条件下综合压缩系数，单位为MPa^–1；q为日产量，单位为m³/d；Δp_p为规整化拟压力差，单位为MPa；t_ca为规整化拟时间，单位为小时(hour)；G为凝析气地质储量，单位为10⁸m³。

3)根据上一步骤计算的规整化拟时间t_ca、规整化拟压力绘制曲线；

4)结合该曲线数据点线性回归，获得最佳拟合，直线段外推与x轴的交点即为凝析气地质储量G；

5)重复上述步骤1)至步骤4)，直到估算初值与凝析气地质储量之间的误差小于一设定数值，则凝析气地质储量收敛，此时的凝析气地质储量即为所要求出的单井动态储量，计算结果如图2所示。此时可根据气油比将单井动态储量分解为天然气地质储量和凝析油地质储量。

上述的天然气累计产量生成单元2用于根据预设的天然气产量分段递减规律预测天然气产量，并生成各生产时间点的天然气累计产量。

在进行天然气产量统计时，天然气累计产量生成单元2可根据生产趋势分段确定递减规律，进而确定单井天然气产量的变化趋势，如图3所示。具体地，生产趋势可根据凝析气井的生产时间的长短来进行划分。如果凝析气井生产时间较长(生产时间大于330天)，可用实际生产数据确定分段递减规律(如指数式或幂函数形式等)；若凝析气井生产较短或未投产，可参考地质条件类似的邻井的递减规律来确定天然气产量，并结合生产时间来计算天然气累计产量。

上述PVT实验数据生成单元3则根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线。具体地，是根据定容衰竭实验，确定两相偏差系数；分析流体压力与体积关系及井流物组分，结合原始压力下偏差系数及测试压力，校正定容衰竭实验累计采出数据，从而得到气油比数据，并进一步确定两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线，如图4所示。

上述地层压力校正值生成单元4是用以对地层压力进行分析。当地层平均压力高于露点压力时，气藏中流体为单相气；当地层平均压力低于露点压力时，气藏中气液两相共存。利用累计产量等数据，进行物质平衡分析确定地层压力。

其中，当地层平均压力高于露点压力时，可直接应用定容气藏物质平衡方程；当地层平均压力低于露点压力时，将定容气藏物质平衡方程中单相体积系数和偏差系数考虑为两相体积系数和两相偏差系数(Z_T)，该参数可以通过实验室确定。具体地，该物质平衡方程可通过公式(7)表示：

其中，G为气井凝析气地质储量，单位为10⁸m³；G_p为已采出天然气累计产量，单位为10⁸m³；p为目前平均地层压力，单位为MPa；p_i为原始地层压力，单位为MPa；Z为目前平均地层压力下的天然气偏差系数，无量纲；Z_i为原始地层压力下的天然气偏差系数，无量纲；Z_T为目前平均地层压力下的两相天然气偏差系数，无量纲；Z_Ti为露点压力压力下的天然气两相偏差系数，无量纲。

确定了物质平衡方程后，将通过天然气累计产量生成单元2生成的天然气累计产量以及PVT实验数据生成单元3中PVT实验提供的两相偏差系数代入该物质平衡方程，计算不同生产时间对应的地层压力(地层压力理论值)；再根据实测静压数据对地层压力(理论值)进行校正，从而得到各生产时间点的地层压力(校正值)，该值受实测地层压力约束，较为可靠，计算结果如图5所示。

在通过地层压力校正值生成单元4计算出地层压力校正值后，执行上述凝析油产量生成单元5，根据该地层压力校正值以及步骤S103中生成的气油比数据预测未来的凝析油产量，如图6所示。

上述的累积产量计算单元6，以废弃地层压力为约束，根据物质平衡方程计算凝析油累计产量。具体地，根据井口外输压力下限，将井口压力通过井筒多相流理论折算为井底流压，进而根据公式(8)确定废弃地层压力：

$p=\sqrt{p_{wf}^2+Aq+{\mathrm{Bq}}^2}---\left(8\right),$

其中，p为废弃地层压力，单位为MPa；p_wf为井底流压，单位为MPa；q为气井废弃产量，单位为10⁴m³；A、B为产能方程系数。

然后，以废弃地层压力为约束，根据上述的物质平衡方程计算气井停止生产的时间，进而根据该气井停止时间及凝析油产量计算凝析油累计产量。

上述的采出程度计算单元7，根据单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油采出程度及天然气采出程度。

采出程度计算单元7，以单井动态储量计算单元1计算得到的单井凝析油和天然气的动态储量为基础，根据天然气累计产量生成单元2中预测生成的天然气累计产量，以及累积产量计算单元6中计算生成的凝析油累计产量，分别计算天然气采出程度和凝析油采出程度，如图7所示。具体地，计算凝析油采出程度的公式为：凝析油采出程度＝凝析油累计产量/凝析油地质储量；计算天然气采出程度的公式为：天然气采出程度＝天然气累计产量/天然气地质储量。

综上所述，根据本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，能够分析得出缝洞型碳酸盐岩凝析气井凝析油产量、天然气产量、地层压力、可采储量及采收率等关键开发指标，从而为解决该类气藏开发指标分析难题提供有效途径。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤，可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序可以存储于一计算机可读取存储介质中，比如ROM/RAM、磁碟、光盘等。

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)

1.一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，其特征在于，所述的分析方法包括：

获取单井中的标准参数，根据所述标准参数计算单井动态储量，所述单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量；

根据预设的天然气产量分段递减规律确定天然气产量以及各生产时间点的天然气累计产量；

根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线；

根据地层平均压力与露点压力的关系建立物质平衡方程，将所述的天然气累计产量及两相偏差系数代入所述物质平衡方程，计算各生产时间点的地层压力理论值，并根据实测静压数据校正计算结果及所述的地层压力理论值生成地层压力校正值；

根据所述的地层压力校正值及气油比数据生成对应的凝析油产量；

以废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算凝析油累计产量；

根据所述的单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油采出程度及天然气采出程度。

2.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，其特征在于，获取单井中的标准参数，根据所述标准参数计算单井动态储量，包括：

步骤a：获取凝析油产量及天然气产量，并根据所述凝析油产量计算气体当量；

步骤b：根据所述天然气产量及气体当量计算凝析气产量；

步骤c：根据区块平均单井天然气地质储量确定估算初值；

步骤d：根据规整化拟时间公式及规整化拟压力公式分别计算规整化拟时间t_ca及规整化拟压力并生成关系曲线；

步骤e：对所述关系曲线进行数据点线性回归，确定凝析气地质储量回归值；

步骤f：判断所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差是否小于一预设值，如果是，则将所述凝析气地质储量回归值确定为所述的单井动态储量；否则返回执行所述步骤c～步骤f，直至所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差小于所述预设值。

3.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，其特征在于，所述的物质平衡方程为：

其中，G为气井凝析气地质储量，单位为10⁸m³；G_p为已采出凝析气累计产量，单位为10⁸m³；p为目前平均地层压力，单位为MPa；p_i为原始地层压力，单位为MPa；Z为目前平均地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_i为原始地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_T为目前平均地层压力下的两相凝析气偏差系数，无量纲；Z_Ti为露点压力压力下的凝析气两相偏差系数，无量纲。

4.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，其特征在于，以废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算凝析油累计产量，包括：

根据井口外输压力下限确定井底流压，并通过以下公式确定所述废弃地层压力：

$p=\sqrt{p_{wf}^2+Aq+{\mathrm{Bq}}^2},$

其中，p为废弃地层压力，单位为MPa；p_wf为井底流压，单位为MPa；q为气井废弃产量，单位为10⁴m³；A、B为产能方程系数；

以所述废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算气井停止生产时间；

根据所述气井停止时间及凝析油产量计算凝析油累计产量。

5.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析方法，其特征在于，计算所述凝析油采出程度的公式为：凝析油采出程度＝凝析油累计产量/凝析油地质储量；

计算所述天然气采出程度的公式为：天然气采出程度＝天然气累计产量/天然气地质储量。

6.一种缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，其特征在于，所述的分析装置包括：

单井动态储量计算单元，用于获取单井中的标准参数，根据所述标准参数计算单井动态储量，所述单井动态储量包括：天然气地质储量和凝析油地质储量；

天然气累计产量生成单元，用于根据预设的天然气产量分段递减规律确定天然气产量以及各生产时间点的天然气累计产量；

PVT实验数据生成单元，用于根据PVT实验数据确定两相偏差系数、气油比数据以及两相偏差系数、气油比数据分别与地层压力的关系曲线；

地层压力校正值生成单元，用于根据地层平均压力与露点压力的关系建立物质平衡方程，将所述的天然气累计产量及两相偏差系数代入所述物质平衡方程，计算各生产时间点的地层压力理论值，并根据实测静压数据生成地层压力校正值；

凝析油产量生成单元，用于根据所述的地层压力校正值及气油比数据生成不同生产时间对应的凝析油产量；

凝析油累计产量计算单元，用于以废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算凝析油累计产量；

采出程度计算单元，用于根据所述的单井动态储量、凝析油累计产量及天然气累计产量分别计算凝析油采出程度及天然气采出程度。

7.根据权利要求6所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，其特征在于，所述的单井动态储量计算单元具体用于：

步骤a：获取凝析油产量及天然气产量，并根据所述凝析油产量计算气体当量；

步骤b：根据所述天然气产量及气体当量计算凝析气产量；

步骤c：根据区块平均单井天然气地质储量确定估算初值；

步骤d：根据规整化拟时间公式及规整化拟压力公式分别计算规整化拟时间t_ca及规整化拟压力并生成关系曲线；

步骤e：对所述关系曲线进行数据点线性回归，确定凝析气地质储量回归值；

步骤f：判断所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差是否小于一预设值，如果是，则将所述凝析气地质储量回归值确定为所述的单井动态储量；否则返回执行所述步骤c～步骤f，直至所述估算初值与凝析气地质储量回归值之间的误差小于所述预设值。

8.根据权利要求6所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，其特征在于，所述的物质平衡方程为：

其中，G为气井凝析气地质储量，单位为10⁸m³；G_p为已采出凝析气累计产量，单位为10⁸m³；p为目前平均地层压力，单位为MPa；p_i为原始地层压力，单位为MPa；Z为目前平均地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_i为原始地层压力下的凝析气偏差系数，无量纲；Z_T为目前平均地层压力下的两相凝析气偏差系数，无量纲；Z_Ti为露点压力压力下的凝析气两相偏差系数，无量纲。

9.根据权利要求6所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，其特征在于，所述的凝析油累计产量计算单元包括：

废弃地层压力确定模块，用于根据井口外输压力下限确定井底流压，并通过以下公式确定所述废弃地层压力：

$p=\sqrt{p_{wf}^2+Aq+{\mathrm{Bq}}^2},$

其中，p为废弃地层压力，单位为MPa；p_wf为井底流压，单位为MPa；q为气井废弃产量，单位为10⁴m³；A、B为产能方程系数；

气井停止生产时间计算模块，用于以所述废弃地层压力为约束，根据所述物质平衡方程计算气井停止生产时间；

凝析油累计产量计算模块，用于根据所述气井停止时间及凝析油产量计算凝析油累计产量。

10.根据权利要求6所述的缝洞型碳酸盐岩凝析气井开发指标分析装置，其特征在于，计算所述凝析油采出程度的公式为：凝析油采出程度＝凝析油累计产量/凝析油地质储量；

计算所述天然气采出程度的公式为：天然气采出程度＝天然气累计产量/天然气地质储量。