CN105569646A - 一种油气井技术可采储量预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种油气井技术可采储量预测方法。该方法包括：收集日产量和累产量数据；根据日产量和累产量数据绘制日产量与物质平衡时间关系曲线，所述物质平衡时间是累产量与其对应的时间的日产量的比值，然后通过对日产量与物质平衡时间关系曲线求导绘制特征线段，所述特征线段是斜率为特定值的线段；根据日产量与物质平衡时间关系曲线中特征线段的分布情况判断流场类型，然后根据流场类型建立相应的产量递减分析模型；最后在设定的约束条件下根据产量递减分析模型预测技术可采储量。本发明将产量递减分析模型统一在相同的判定规则下，通过流场识别进行产量递减分析模型适应性的分析和选择，进而预测技术可采储量。本发明能够解决现有技术中因盲目选择模型导致预测结果不确定的技术问题，提高了技术可采储量的预测精度。

Description

一种油气井技术可采储量预测方法

技术领域

本发明涉及油气勘探预测技术，特别是关于一种可应用于页岩气井和其他类型油气井动态评价的油气井技术可采储量预测方法。

背景技术

石油及天然气可采储量是指一个油(气)井(田)(藏)在当前工业技术条件下可采出的油(气)量。可采储量不仅与油(气)藏类型、储层物性、流体性质、驱动类型等自然条件有关，而且与布井方式、注入方式、采油工艺、油(气)田管理水平以及经济条件等人为因素有关。技术可采储量是指依靠现在的工业技术条件可能采出，但是未经过经济评价的可采储量。通常以某一废弃产量界限、某一废弃压力界限或某一生产时间为截止值计算的可采出油(气)量。

技术可采储量预测对页岩气井(田)开发具有如下作用：(1)预测开发潜力，为产能建设方案及调整方案设计提供依据；(2)指导延缓产量递减措施的实施，达到稳产、高产、合理开发的目的；(3)为气井(田)经济评价提供依据。与常规油气井(田)相比，页岩气井投入大、风险大、投资回收期较长，因此对页岩气井技术可采储量的预测具有更重要的意义。

目前，基于产量递减分析对技术可采储量的预测主要有以下三种模型：Arps模型、SEDM模型、Duong模型。这些模型中Arps模型最早针对常规油气井提出，国内外也发展了许多类似Arps模型的模型，但本质上可以写成相似的形式；SEDM模型和Duong模型是针对页岩气井提出的模型。这三种模型都是经验或半经验模型，所以可以应用于所有类型的油气井，但是需要甄别应用条件。

Arps模型具有指数递减、调和递减、双曲递减三种类型，分别对应于不同的递减指数。Arps方法是最早提出的产量递减分析方法，其要求页岩气井进入稳态或“拟稳态”的边界控制流动。但是由于渗透率极低，页岩气井需要几个月、年、几十年才可能达到边界控制流阶段，所以采用该方法对页岩气井进行产量递减分析时容易造成较大的误差。

SEMD模型为延展指数递减模型(StretchedExponentialDeclineModel)，由PeterValko等人基于Barnett页岩气田7000多口页岩气井生产规律统计得到，是目前页岩气井递减分析较常用和准确的方法。但是该方法准确应用的前提条件需要确定从非稳态流到稳态流的转折时间点。

Duong模型由Duong,A.N.等人提出，其认为页岩气井生产过程中主要处于线性流阶段，所以采用Duong模型去拟合线性流阶段的生产数据，以便得到之后阶段的产量递减规律。然而Duong模型仅适用于页岩气井生产过程中的线性流和双线性流，当页岩气井流场由线性流进入稳态流时，该方法会造成较大误差。

综上所述，应用Arps、SEDM、Duong三种产量递减分析模型预测技术可采储量，对不同的流动条件(流场)具有不同的适应性。上述三种模型都是经验或半经验模型，目前条件下应用于现场井时，效果时好时坏，较难得到确定的预测结果。基于常规油气井和页岩气井等非常规油气井形成的不同模型没有形成统一的分析方法，难以进行有效的模型选择，模型应用具有盲目性，影响了应用效果。

发明内容

为了克服现有技术中模型应用的盲目性，本发明提出了一种基于产量递减分析的油气井技术可采储量预测方法，为油气井(田)的产能建设提供更加客观准确的科学依据。

本发明提供的油气井技术可采储量预测方法，包括以下步骤：

数据收集步骤，收集日产量和累产量数据；

图形绘制步骤，根据日产量和累产量数据绘制日产量与物质平衡时间关系曲线，所述物质平衡时间是累产量与其对应的时间的日产量的比值，然后通过对日产量与物质平衡时间关系曲线求导绘制特征线段，所述特征线段是斜率为特定值的线段；

模型建立步骤，根据日产量与物质平衡时间关系曲线中特征线段的分布情况判断流场类型，然后根据流场类型建立相应的产量递减分析模型；

储量预测步骤，根据产量递减分析模型预测技术可采储量。

根据本发明的实施例，上述日产量与物质平衡时间关系曲线为双对数曲线。

根据本发明的实施例，上述特定值包括0、-1/4、-1/2、-1。

根据本发明的实施例，在上述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上没有特征线段，所述流场为过渡流，可以按照生产趋势进行回归，建立回归模型。

根据本发明的实施例，在上述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1，所述流场为边界控制流，建立Arps模型。

根据本发明的实施例，在上述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1，所述流场为边界控制流，建立SEDM模型。

根据本发明的实施例，在上述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1/2，所述流场为线性流；若进行技术可采储量预测的时间点位于线性流阶段内，建立Duong模型；否则，提示预测误差较大，建议放弃预测技术可采储量，若仍然坚持预测则建立SEDM模型。

根据本发明的实施例，在上述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1/4，所述流场为双线性流；若进行技术可采储量预测的时间点位于双线性流阶段或线性流阶段内，建立Duong模型，否则，提示预测误差较大，建议放弃预测技术可采储量，若仍然坚持预测则建立SEDM模型。

根据本发明的实施例，在上述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为0，提示产量保持恒定，无法预测技术可采储量。

根据本发明的实施例，上述储量预测步骤进一步包括以下小步骤：，

对产量递减分析模型进行积分获得累产量计算模型；

基于产量递减分析模型和累产量计算模型进行日产量和累产量预测，并绘制日产量与累产量的半对数关系曲线，其中日产量取对数；

若设定废弃产量为技术可采储量的计算条件，则在半对数关系曲线上日产量等于废弃产量时所对应的累产量为技术可采储量；

若设定生产时间为技术可采储量的计算条件，则生产时间所对应的累产量为技术可采储量。

与现有技术相比，本发明的一个或多个实施例具有如下优点：

本发明提出的技术可采储量预测方法将常用的产量递减分析模型统一在相同的判定规则下，通过流场识别进行产量递减分析模型适应性的分析和选择，进而进行技术可采储量的预测，能够有效解决现有技术中因盲目选择模型导致技术可采储量预测结果的不确定的技术问题，提高技术可采储量的预测精度。

本发明提出的技术可采储量预测方法可以为页岩气井(田)产能建设方案及调整方案设计、增产措施实施、可采储量预测、经济效益评价提供客观的依据。当然，本发明也适用于其他类型的油气藏，在页岩气藏和其他类型油气藏都具有广泛的应用前景。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是本发明实施例提供的油气井技术可采储量预测系统的组成示意图；

图2是本发明实施例中绘制的日产量和累产量与时间关系曲线图；

图3是本发明实施例中绘制的日产量与物质平衡时间关系曲线图；

图4是本发明实施例中油气井技术可采储量预测方法的工作流程图；

图5是本发明实施例设定废弃产量条件下应用Arps模型、SEDM模型和Duong模型所预测的技术可采储量和商业软件模拟的实际技术可采储量的预测结果的示意图；

图6是图5所示的预测结果的对比图；

图7是本发明实施例设定生产时间条件下应用Arps模型、SEDM模型和Duong模型所预测的技术可采储量和商业软件模拟的实际技术可采储量的预测结果的示意图；

图8是图7所示的预测结果的对比图。

具体实施方式

图1是本发明实施例提供的油气井技术可采储量预测系统的组成示意图。从图1可知，该系统主要包括：

数据收集模块100，收集日产量和累产量数据；

图形绘制模块200，根据日产量和累产量数据绘制日产量与物质平衡时间关系曲线，所述物质平衡时间是累产量与其对应的时间的日产量的比值；然后通过对日产量与物质平衡时间关系曲线求导绘制特征线段，所述特征线段是斜率为特定值的线段；

模型建立模块300，根据日产量与物质平衡时间关系曲线中特征线段的分布情况判断流场类型，然后根据流场类型建立相应的产量递减分析模型；

储量预测模块400，根据产量递减分析模型预测技术可采储量。

下面结合附图和实施例对该系统的工作方式进行详细地描述。本领域的技术人员应当理解，为了使本发明的技术方案清楚地呈现，以下以某地区一口页岩气水平井的分析预测为例进行说明，但是实施例描述的技术方案同样适用于其他类型的油气藏。

下表表一记载了此页岩气水平井的基础参数。

表一

在本实施例中，油气井技术可采储量预测系统中的数据收集模块100收集该页岩气水平井在初始2000天生产时的日产量数据和累产量数据。这其中，如果某一天页岩气水平井的生产时间不足24小时，可以由数据收集模块100将这天实际的日产量数据折算成24小时等效的日产量数据，以提供标准化的分析和计算。

图像绘制模块200首先根据数据收集模块100收集的日产量数据和累产量数据绘制图2所示的日产量和累产量与时间关系曲线。在日产量和累产量与时间关系曲线中，作为横坐标的时间参数是页岩气水平井的实际生产天数，在本实施例中为0～2000天。然后在此基础上，图像绘制模块200绘制图3所示的日产量与物质平衡时间关系曲线，其中物质平衡时间是累产量数据与其对应的时间的日产量数据的比值。在日产量与物质平衡时间关系曲线中，作为横坐标的时间参数是物质平衡时间，在本实施例中为0～10000天。进一步地，从图3可以看出，在本实施例中，日产量与物质平衡时间关系曲线为双对数曲线，并具有三段特征线段，其斜率分别为-1/4、-1/2和-1。从图3可以看出，日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1。这说明该页岩气水平井在生产晚期处于边界流阶段。

在本发明中，特征线段是指日产量与物质平衡时间关系曲线上斜率为特定值的线段。所述特定值可以是0、-1/4、-1/2、-1。发明人提出根据日产量与物质平衡时间关系曲线上特征线段的分布情况来判断油气井的流场类型。

下面介绍识别油气井的流场类型的工作原理。

对于均质地层中一口压裂的直井(油井)，定井底流压生产时在线性流阶段的日产量变化方程为：

$\frac{1}{q}=\frac{141.2\mathrm{B\μ\π}\sqrt{\mathrm{\π}\·0.00633}}{2\mathrm{h\Δp}\sqrt{x_f}}{\left(\frac{1}{\mathrm{\φ\μ}{C}_{t}k}\right)}^{\frac{1}{2}}{t}^{\frac{1}{2}}---\left(1\right)$

式中，q为日产量，单位stb/d；B为体积系数，无因次；μ为流体粘度，单位cp；h为储层厚度，单位ft；△p为生产压差，单位psi，△p＝p_i-p_wf；p_i为原始地层压力，单位psi；p_wf为井底流压，单位psi；x_f为裂缝半长，单位ft；为孔隙度，小数；C_t为综合压缩系数，单位psi^-1；k为储层渗透率，单位md；t为物质平衡时间，t＝Q/q，单位d；Q为累计产量，单位stb。

整理上式可以得到：

$q={\mathrm{at}}^{-\frac{1}{2}}---\left(2\right)$

式中，a为式(2)的系数。

若为气井，则用拟压力代替压力，拟压力表达式为：

$m\left(p\right)=2{\∫}_{p_o}^p\frac{p}{\mathrm{\μz}}---\left(3\right)$

式中，p₀为参考压力，单位psi；z为气体偏差因子，无因次。

则拟压力差△m(p)为：

△m(p)＝m(p_i)-m(p_wf)(4)

对于气井，以△m((p)替换△p，带入式(1)中，同样可整理得到式(2)。

对式(2)两边取对数，得到

$\lg \left(q\right)=-\frac{1}{2}\lg \left(t\right)+\lg \left(a\right)---\left(5\right)$

类似上述推导过程，可以得出可能发生线性流的情况(垂直裂缝井、平行边界储层中的井、含高渗条带储层中的井、水平井)，只要处于线性流阶段，都能够得出式(5)的方程形式。所以无论是油井还是气井，只要处于线性流阶段，其日产量和物质平衡时间在双对数曲线上的斜率为-1/2。

对于均质地层中一口压裂的直井(油井)，定井底流压生产时在双线性流阶段的产量变化方程为：

式中，k_f为裂缝渗透率，单位md；w_f为裂缝宽度，单位ft。

整理可以得到：

$q={\mathrm{bt}}^{-\frac{1}{4}}---\left(7\right)$

式中，b为式(7)的系数。

对式(7)两边取对数，得到

$\lg \left(q\right)=-\frac{1}{4}\lg \left(t\right)+\lg \left(b\right)---\left(8\right)$

类似上述推导过程，无论是油井还是气井，只要处于双线性流阶段，其日产量和物质平衡时间在双对数曲线上的斜率为-1/4。

对于均质地层封闭油藏中的油井，定井底流压生产时在边界控制流阶段的产量变化方程为：

$\frac{1}{q}=\frac{5.615\mathrm{B\μ}}{\mathrm{\Δp\φh}{C}_{t}A}t+\frac{141.2\mathrm{B\μ}}{\mathrm{\Δpkh}}\left[\frac{1}{2}\ln \left(\frac{4}{\mathrm{e\γ}}\frac{A}{C_A{r}_w^2}\right)\right]---\left(9\right)$

式中，γ为常数，γ＝0.5772；C_A为油气藏形状因子，无因次；r_w为井筒半径，ft。

令，

$c=\frac{5.615\mathrm{B\μ}}{\mathrm{\Δp\φh}{C}_{t}A}$

$d=\frac{141.2\mathrm{B\μ}}{\mathrm{\Δpkh}}\left[\frac{1}{2}\ln \left(\frac{4}{e^{\mathrm{\γ}}}\frac{A}{C_A{r}_w^2}\right)\right]$

则可以得到如下形式：

$\frac{q}{d}=\frac{1}{1+\frac{c}{d}t}---\left(10\right)$

因为边界控制流通常发生在整个流动的最后阶段，日产量已经递减到非常低的程度，因此物质平衡时间t非常大，所以上式(10)近似等于

$\frac{q}{d}\≈\frac{d}{c}t---\left(11\right)$

对式(11)两边取对数，也可以得到式(12)：

lg(q)＝-lg(t)+lg(c)(12)

类似上述推导过程，无论是油井还是气井，只要处于边界控制流阶段，其日产量和物质平衡时间在双对数曲线上的斜率近似为-1。

由上可知，无论是油井还是气井，当日产量和物质平衡时间关系曲线上有特定线段时，可以根据日产量和物质平衡时间关系曲线上沿物质平衡时间轴最后的特征线段的斜率的大小识别流场类型。下面进行详细的说明。

当斜率为0时，油气井处于恒定产量生产阶段。在此阶段油气井产量保持恒定。

当斜率为-1/4时，油气井处于双线性流阶段，指同时存在流体由地层流向裂缝和由裂缝流向井筒的流动。双线性流阶段主要在水力压裂直井或水平井中且裂缝导流能力较低的情况下出现。

当斜率为-1/2时，油气井处于线性流阶段，指流体由地层流向裂缝或者由裂缝流向井筒的流动。线性流阶段主要在垂直裂缝井、平行边界储层中的井、含高渗条带储层中的井、水平井中出现。尤其对于多段压裂的页岩气水平井，在生产初期很长一段时间内都会处于线性流阶段。

当斜率为-1时，油气井处于边界控制流阶段，指生产晚期封闭边界储层中流体向井筒的流动。边界控制流阶段主要在生产晚期出现。如果生产足够长的时间，基本上所有的油气井都会出现边界控制流阶段。

此外，还有一种情况，即日产量和物质平衡时间关系曲线上没有特征线段，这说明油气井处于过渡流阶段。

下面仍以前述的页岩气水平井为例，参照图4详细地说明根据流场类型选择产量递减分析模型的相关内容。

1)斜率为-1，说明此页岩气井处于边界控制流阶段。模型建立模块300选用Arps模型或者SEDM模型来描述此页岩气水平井的产量递减规律。

若选用Arps模型，其间可以对双对数曲线求导，获取该页岩气井从非稳态流(对应斜率为-1/4或-1/2)到边界控制流(对应斜率为-1)的转折时间点，将该转折时间点对应的日产量作为Arps模型的初始产量点。

若选用SEDM模型，其间可以对双对数曲线求导，获取该页岩气井从非稳态流(对应斜率为-1/4或-1/2)到边界控制流(对应斜率为-1)的转折时间点，将该转折时间点对应的日产量作为SEDM模型的产量转折点。

2)斜率为为-1/2，说明此页岩气井处于线性流阶段。模型建立模块300优选Duong模型来描述此页岩气水平井的产量递减规律。

具体地，首先预估线性流阶段的时长，若进行技术可采储量预测的时间点位于线性流阶段，选用Duong模型；否则，说明进行技术可采储量预测的时间点已经处于边界控制流阶段或由线性流到边界控制流的过渡流阶段，此时系统可以给出“预测误差较大，建议放弃预测技术可采储量”的提示，若用户仍然坚持预测则选用SEDM模型。

若选用SEDM模型，其间可以选取实际生产的最后一天的日产量作为SEDM模型的产量转折点。

3)斜率为-1/4，说明此页岩气井处于双线性流阶段。模型建立模块300优选Duong模型来描述此页岩气水平井的产量递减规律。

具体地，与斜率为-1/2的情况类似，首先预估双线性流阶段和线性流阶段的时长，若进行技术可采储量预测的时间点位于双线性流阶段或线性流阶段，选用Duong模型；否则，说明技术可采储量预测的时间点已经处于边界控制流阶段或由线性流到边界控制流的过渡流阶段，此时系统可以给出“预测误差较大，建议放弃预测技术可采储量”的提示，若用户仍然坚持预测则选用SEDM模型。

若选用SEDM模型，其间可以选取实际生产的最后一天的日产量作为SEDM模型的产量转折点。

4)斜率为零，说明此页岩气水平井处于恒定产量生产阶段。由于无法确定保持恒定的时长，因此无法根据生产规律预测技术可采储量。系统给出“无法进行技术可采储量预测”的提示。

对于日产量和物质平衡时间关系曲线中没有特征线段的情况，说明油气井处于过渡流阶段(既可以是双线性流到线性流的过渡流阶段，也可以是线性流到边界控制流的过渡流阶段)。对于这种情况，由于目前现有技术中尚无类似Arps模型、SEDM模型、Duong模型的模型可以用于预测分析，因此在本实施例中，模型建立模块300按照生产趋势进行回归，建立回归模型。

在选定合理的模型之后，模型建立模块300通过与页岩气水平井的历史数据不断拟合确定所选模型的各项参数，从而建立该页岩气水平井的产量递减分析模型。其中，拟合方式可以是多项式拟合、指数拟合或者幂律拟合，在此不作限制。

最后，储量预测模块400基于模型建立模块300建立的产量递减分析模型预测技术可采储量。下面详细说明具体步骤。

S410，对产量递减分析模型进行积分获得累产量计算模型。

对于Arps模型，Arps模型通用的日产量模型为式(13)

$q_t=\frac{q_i}{{(1+\frac{b}{D_i}t)}^{1/b}}---\left(13\right)$

式中，q_i为初始日产量，单位stb/d；q_t为t时刻日产量，单位stb/d；b为递减指数，无因次；D_i为初始递减率，无因次；t为生产时间，单位d。

对Arp模型求积分，得到累产量公式为

$Q_t=\frac{D_i{q}_i}{1-b}({q_i}^{1-b}-{q_t}^{1-b})---\left(14\right)$

式中，Q_t为t时刻累产量，单位stb/d；

对于SEDM模型，SEDM模型的日产量模型为式(15)

$q_t=q_i{e}^{{\left(\frac{t}{\mathrm{\τ}}\right)}^n}---\left(15\right)$

式中，τ为SEDM模型中定义的特征松弛时间，单位d；n是SEDM模型中定义的指数，无因次。

对式(3)求积分，得到SEDM模型的累产量公式为式(16)

$Q_t={\∫}_0^t\mathrm{qdt}={\∫}_0^t{q}_i{e}^{{\left(\frac{t}{\mathrm{\τ}}\right)}^n}\mathrm{dt}---\left(16\right)$

对于Duong模型，Duong模型的日产量模型为式(17)

$q_t=q_i{t}^{-m}{e}^{\frac{a}{1-m}(t^{1-m}-1)}---\left(17\right)$

式中，a和m为Duong模型中定义的两个参数，无因次。

对式(5)式求积分，得到Duong模型的累产量公式为式(18)

$Q_t=\frac{q_i}{a}{e}^{\frac{a}{1-m}(t^{1-m}-1)}---\left(18\right)$

S420，基于产量递减分析模型和累产量计算模型进行日产量和累产量预测，并绘制日产量与累产量的半对数关系曲线，其中日产量取对数。

S430，在设定的约束条件下预测技术可采储量：

若设定废弃产量为技术可采储量的计算条件，则在半对数关系曲线上日产量等于废弃产量时所对应的累产量为技术可采储量；

若设定生产时间为技术可采储量的计算条件，则生产时间所对应的累产量为技术可采储量。

图5显示了设定废弃产量为10MSCF的条件下，上述页岩气水平井分别应用Arps模型、SEDM模型和Duong模型所预测的技术可采储量和商业软件模拟的实际技术可采储量的预测结果。图6对比了这三种模型的预测结果与商业软件的预测结果。从图5～图6中可以看出，通过Arps模型和SEDM模型获得的预测结果与商业软件预测结果的偏差较小，而通过Duong模型获得的预测结果与商业软件预测结果的偏差太大，从而验证了本发明的正确性。

图7显示了设定生产时间为30年的条件下，上述页岩气水平井分别应用Arps模型、SEDM模型和Duong模型所预测的技术可采储量和商业软件模拟的实际技术可采储量的预测结果。图8对比了这三种模型的预测结果与商业软件的预测结果。从图7～图8中可以看出，通过Arps模型和SEDM模型获得的预测结果与商业软件预测结果的偏差较小，而通过Duong模型获得的预测结果与商业软件预测结果的偏差太大，从而验证了本发明的正确性。

上述实施例说明本发明提出的油气井技术可采储量预测方法达到了以下技术效果：(1)将页岩气井产量递减分析模型统一在相同的判定规则下，即根据日产量与物质平衡时间双对数图版识别生产晚期的流场；(2)基于流场识别合理地选择产量递减分析模型，然后在设定的约束条件下进行技术可采储量预测，提高了模型选择的科学性；(3)所选择的模型对页岩气井的技术可采储量具有较高的预测精度。

最后应当说明的是：上文中斜率为特定值的意义是斜率等于或者近似于特定值。此外，上述实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种油气井技术可采储量预测方法，包括以下步骤：

数据收集步骤，收集日产量和累产量数据；

图形绘制步骤，根据日产量和累产量数据绘制日产量与物质平衡时间关系曲线，所述物质平衡时间是累产量与其对应的时间的日产量的比值，然后通过对日产量与物质平衡时间关系曲线求导绘制特征线段，所述特征线段是斜率为特定值的线段；

模型建立步骤，根据日产量与物质平衡时间关系曲线中特征线段的分布情况判断流场类型，然后根据流场类型建立相应的产量递减分析模型；

储量预测步骤，根据产量递减分析模型预测技术可采储量。

2.如权利要求1所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述日产量与物质平衡时间关系曲线为双对数曲线。

3.如权利要求2所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述特定值包括0、-1/4、-1/2、-1。

4.如权利要求1～3任意一项所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上没有特征线段，所述流场为过渡流，按照生产趋势进行回归，建立回归模型。

5.如权利要求2或3所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1，所述流场为边界控制流，建立Arps模型。

6.如权利要求2或3所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1，所述流场为边界控制流，建立SEDM模型。

7.如权利要求2或3所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1/2，所述流场为线性流；若进行技术可采储量预测的时间点位于线性流阶段内，建立Duong模型；否则，提示预测误差较大，建议放弃预测技术可采储量，若仍然坚持预测则建立SEDM模型。

8.如权利要求2或3所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为-1/4，所述流场为双线性流；若进行技术可采储量预测的时间点位于双线性流阶段或线性流阶段内，建立Duong模型，否则，提示预测误差较大，建议放弃预测技术可采储量，若仍然坚持预测则建立SEDM模型。

9.如权利要求2或3所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于：

所述模型建立步骤中，若日产量与物质平衡时间关系曲线上最后的特征线段的斜率为0，提示产量保持恒定，无法预测技术可采储量。

10.如权利要求2或3所述的油气井技术可采储量预测方法，其特征在于，所述储量预测步骤进一步包括以下步骤：

对产量递减分析模型进行积分获得累产量计算模型；

基于产量递减分析模型和累产量计算模型进行日产量和累产量预测，并绘制日产量与累产量的半对数关系曲线，其中日产量取对数；

若设定废弃产量为技术可采储量的计算条件，则在半对数关系曲线上日产量等于废弃产量时所对应的累产量为技术可采储量；

若设定生产时间为技术可采储量的计算条件，则生产时间所对应的累产量为技术可采储量。