CN106227995B - 页岩气藏单井产能计算方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及页岩气技术领域，公开了一种S1：根据页岩气形成机理和压裂过程中流体运移特性，结合理想气体方程，推导出气液置换方程如下：1/Pn＝1/Ps‑1/Pn×(Vi/Vs)，其中，Pn为井底气体压力，Ps为井底液体压力，Vi为压裂液压缩体积，Vs为压裂液有效体积；S2：利用页岩气水平井单段压裂施工曲线及压裂施工数据绘制1/Pn与Vs的线性回归曲线，求取单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj；S3：对单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj及井底停泵压力Pj，根据下列公式计算出单段压后裂缝体积SRVj、单段产能Ej，对各单段计算产能求和最终得到单井总产能E。本发明的页岩气藏单井产能计算方法，能够准确计算单井总产能。

Description

页岩气藏单井产能计算方法
技术领域
本发明涉及页岩气技术领域，特别涉及一种页岩气藏单井产能计算方法。
背景技术
目前页岩气水平井产能评价方法主要有：经验法，数值模拟法及解析法。经验法受地理位置、气藏基本地质情况、开采方案、开采工具及现场技术人员等因素的影响较大；解析法主要是从产能理论模型的建立和产能公式推导出的，这两者都是建立在对页岩气渗流规律正确认识的基础上，目前国内对于页岩气渗流规律的认识大多是从国外直接引进过来的，存在可行性和适用性的问题；数值模拟法对于参数的分析受分析模拟软件和参数的设定影响较大。
页岩气藏是人造气藏，压裂是主控因素，常规的产能评价方法与压裂参数无明显的数模对应关系，因此，亟需一种利用压裂参数来精确预测单井产能的计算方法。
发明内容
本发明提出一种页岩气藏单井产能计算方法，解决了现有技术中无法精确预测单井产能的问题。
本发明的一种页岩气藏单井产能计算方法，包括：
S1：根据页岩气形成机理和压裂过程中流体运移特性，结合理想气体方程，推导出气液置换方程如下：
1/Pn＝1/Ps-1/Pn×(Vi/Vs)
其中，Pn为井底气体压力，Ps为井底液体压力，Vi为压裂液压缩体积，Vs为压裂液有效体积；
S2：利用页岩气水平井单段压裂施工曲线及压裂施工数据绘制1/Pn与Vs的线性回归曲线1/Pn＝﹣S·(10﹣D)·Vs+K，求取单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj，j表示段数；
S3：对单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj及井底停泵压力Pj，根据下列公式计算出单段压后裂缝体积SRVj、单段产能Ej，对各单段产能求和最终得到单井总产能E，其中，m为总段数，
单段压后裂缝体积SRVj：SRVj＝Kj/Sj×10Dj(j＝1，2，……，m)
单段产能Ej：Ej＝SRVj×Pj×10(j＝1，2，……，m)
单井总产能E：E＝E1+E2+…+Ej…+Em。
本发明的页岩气藏单井产能计算方法，能够准确计算单井总产能。
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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为页岩气藏的经典压裂曲线模型；
图2为回归方程图；
图3为单井实际产能和本实施例计算的单井产能的相关图；
图4为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组3号小层的产气计算贡献率与实测贡献率关系；
图5为上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组1号小层的产气计算贡献率与实测贡献率关系。
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。
本实施例不同于目前页岩气水平井产能评价的主流方法，通过对页岩气形成机理和压裂过程中流体运移特性的分析，结合压裂曲线特征，推导出单井产能计算公式，并在此基础上利用页岩气水平井单段压裂施工曲线及压裂施工数据计算出各段SRV、单段产气能力，最终得到单井的累积产能。具体步骤包括：
步骤S1，根据页岩气形成机理和压裂过程中流体运移特性，结合理想气体方程，推导出气液置换方程如下：
1/Pn＝1/Ps-1/Pn×(Vi/Vs)
其中，Pn为井底气体压力，Ps为井底液体压力，Vi为压裂液压缩体积，Vs为压裂液有效体积。
步骤S2，利用页岩气水平井单段压裂施工曲线及压裂施工数据绘制1/Pn与Vs的线性回归曲线1/Pn＝﹣S·(10﹣D)·Vs+K，求取单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj，j表示段数。
图1中，各压裂阶段作用为：
①前置酸、前置液施工阶段：近井疏通、储层破压；
②减阻水施工压降阶段：人工裂缝延伸、沟通储层天然裂缝；
③减阻水施工压升阶段：提升储层压力、裂缝延伸受阻、生成有效SRV；
④胶液施工阶段：以加粗砂为主，提高主裂缝导流能力；
⑤顶替液施工阶段：求取停泵压力、建立储层压力平衡。
步骤S3，对单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj及井底停泵压力Pj，根据下列公式计算出单段压后裂缝体积SRVj、单段产能Ej，对各单段产能求和最终得到单井总产能E，其中，m为总段数。
单段压后裂缝体积SRVj：SRVj＝Kj/Sj×10Dj(j＝1，2，……，m)
单段产能Ej：Ej＝SRVj×Pj×10(j＝1，2，……，m)
单井总产能E：E＝E1+E2+…+Ej…+Em。
在压裂施工过程中随着液体的注入，页岩气连通的储气空间内压力逐渐上升，达到破裂压力后地层破裂，气体或液体扩散渗透，不断重复，从而不断沟通储气空间。
当地层破裂之后，入井流体在一个相对平稳的井底流压下进入地层，但随着液量、砂量的注入，井底流压逐步上升、人工缝网复杂程度开始增加；同时考虑到在压裂期的注入液体的总量对于地层储层空间来说相对比较少，忽略一些影响小的因数，近似分析认为压裂过程为一个等温压缩过程。这样，可通过绘制井底气体压力的倒数(Pn)和压裂液有效体积Vs的线性回归曲线，根据该曲线求取相关参数：单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj，从而计算所得到单段压后裂缝体积SRVj，进一步得出单井的累积产能。
通过对150井次的计算，本发明所计算出的单井产能与目前生产中利用测试产能计算的单井产能具有很好的相关性，相关系数达92.78％、准确度达96.32％，见图3所示。该方法可较准确地解决页岩气水平井的压裂过程中所面临的密度、TOC、可压性、含气性等物性参数，及液量、砂量、段长、簇数等工程参数均无法评价措施效果的困难，同时为我国页岩气的产能评价提供一种新的思路。
结合23井次的FSI产气剖面测试结果、利用本发明对涪陵页岩气藏上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组3号小层的产气贡献率进行计算，计算值与产气剖面实测值相关图。如图4所示，由图可知，本实施例的计算方法与产气剖面实测值的符合率达83.8％。
如图5所示，针对涪陵页岩气藏上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组1号小层的产气贡献率计算，与实测值的相关符合率达92.8％。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，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 (1)

1.一种页岩气藏单井产能计算方法，其特征在于，包括步骤：
S1：根据页岩气形成机理和压裂过程中流体运移特性，结合理想气体方程，推导出气液
置换方程如下：
1/Pn＝1/Ps-1/Pn×(Vi/Vs)
其中，Pn为井底气体压力，Ps为井底液体压力，Vi为压裂液压缩体积，Vs为压裂液有效体
积；
S2：利用页岩气水平井单段压裂施工曲线及压裂施工数据绘制1/Pn与Vs的线性回归曲
线1/Pn＝﹣S·(10﹣D)·Vs+K，求取单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj，j表示段
数；
S3：对单段的产能置换因子Kj、产能系数Sj、产能指数Dj及井底停泵压力Pj，根据下列公
式计算出单段压后裂缝体积SRVj、单段产能Ej，对各单段产能求和最终得到单井总产能E，其
中，m为总段数，
单段压后裂缝体积SRVj：SRVj＝Kj/Sj×10Dj(j＝1，2，……或正整数m)
单段产能Ej：Ej＝SRVj×Pj×10(j＝1，2，……或正整数m)
单井总产能E：E＝E1+E2+…+Ej…+Em。
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