CN108153944A - 一种应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法，包括如下步骤：(1)储层、流体及气井相关数据的收集整理；(2)计算不同压力条件下的气‑水等效相对渗透率；(3)假设天然气单井控制储量初值，计算地层平均压力；(4)计算改进的拟压力；(5)绘制并利用改进的流动物质平衡曲线对边界控制流进行识别；(6)基于边界控制流阶段数据进行线性回归，结合计算模型获得气井天然气单井控制储量，并进行检验及迭代。本发明可以充分考虑应力敏感储层中气‑水两相渗流时相渗曲线应力敏感、绝对渗透率应力敏感、滑脱效应等复杂渗流特征，消除了传统计算方法所造成的误差，可广泛用于应力敏感储层产水气井的天然气控制储量评价。
Description
技术领域
本发明涉及气井储量评价技术领域，特别涉及一种应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法。
背景技术
天然气单井控制储量是指气井生产周期内所能控制的天然气储量，它是评价气井产能、制定合理开发制度的重要依据。而对于应力敏感储层来说，随着开发过程中地层压力的变化，储层孔喉结构也会随之发生改变。特别是当储层中存在着气-水两相渗流时，孔喉结构的变化会导致气-水两相渗流呈现出相渗曲线应力敏感、绝对渗透率应力敏感、动态滑脱效应等复杂渗流特征，从而对应力敏感储层中产水气井天然气单井控制储量的确定造成较大的挑战。
但是，目前存在的一些天然气单井控制储量确定方法，并未综合考虑应力敏感储层气-水两相复杂渗流特征，特别是忽视了相渗曲线的应力敏感，所得的天然气单井控制储量通常与实际值存在较大的差异，因此不适用于气-水两相渗流应力敏感储层中气井天然气单井控制储量的确定。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：为了克服现有技术中之不足，本发明提供一种综合考虑相渗曲线应力敏感等气-水两相渗流特征的气井天然气单井控制储量确定方法，从而提高天然气单井控制储量确定结果的准确性。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法，具有如下步骤：
(1)、气井日常生产数据、储层物性、流体物性、气-水相渗数据、应力敏感数据的收集整理；
(2)、计算不同压力条件下综合考虑相渗曲线应力敏感、绝对渗透率应力敏感及动态滑脱效应等气-水两相复杂渗流特征的等效气-水相渗曲线；
(3)、假设一个天然气单井控制储量值Ggi，利用该初始值计算不同时刻储层中的平均地层压力；
(4)、利用等效气-水相渗曲线，结合气井生产数据，根据下式，分别计算井底流压、原始地层压力及平均地层压力所对应的考虑应力敏感储层气-水两相复杂渗流特征的改进拟压力；
其中，ψtwo为考虑应力敏感储层气-水两相复杂渗流特征的改进的拟压力MPa/cp；p为压力MPa；pa为参考压力MPa；ρg为气相地下密度kg/m3；ρw为水的地下密度kg/m3；ρwsc为水的地面标准密度kg/m3；krgE为气相等效相对渗透率；krwE为水相等效相对渗透率；μg为气体粘度cp；μw为水的粘度cp；
(5)、基于井底流压、原始地层压力及平均地层压力所对应的改进的拟压力，根据生产数据初步绘制改进的流动物质平衡曲线，若后期数据能形成近似的直线关系，则将该阶段初步视为边界控制流，若无法形成近似的直线关系，则返回步骤(3)中重新假设一个储量值，并继续步骤(3)～(5)；
(6)、对初步识别边界控制流阶段的数据点进行线性回归，基于回归所得到的直线与横坐标轴的交点，利用计算模型获得产水气井天然气单井控制储量，若该储量值与所假设的储量之间的误差在1％以内，则计算所得到的储量值即为气井的天然气单井控制储量，否则返回步骤(3)中重新假设一个储量值，并继续步骤(3)～(6)，直到计算的储量值与所假设的储量之间的误差缩小到1％以内。
在上述步骤(5)中，绘制改进的物质平衡曲线时，横坐标为而纵坐标为
其中，Gtwoi为气井的气-水两相单井控制总储量m3；Ggi为天然气单井控制储量，m3；ψtwoi、ψtwowf分别为原始地层压力、平均地层压力及井底流压所对应的改进的拟压力MPa/cp；qtwo为气水两相总产量m3。
在步骤(6)中，基于回归得到的直线，该直线与横坐标轴的交点即为气井的气-水两相单井控制总储量Gtwoi，而天然气单井控制储量Ggi的计算模型为：
其中，Swi为原始含水饱和度；Bg为气体体积系数。
本发明的有益效果是：本发明与当前反演方法相比，具有以下优点和有益效果：1.相对于现有的天然气单井控制储量确定方法，本方法综合考虑了相渗曲线应力敏感等复杂渗流特征，更加接近应力敏感储层的实际渗流情况，所得到的天然气单井控制储量更加准确；2.相对于目前常见的数值求解方法，本方法采用了半解析方法，求取速度更快；3.与目前常见的基于干扰试井的天然气单井控制储量确定方法对比：由于大部分的应力敏感储层的渗透率较低，若采用干扰试井等方法确定天然气单井控制储量，所需的测试时间极长，会对现场生产造成不利影响，而本方法是基于日常生产数据进行分析，无需进行关井测试，显著降低了天然气单井控制储量确定的成本。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
图1为本发明流程图。
图2为本发明实施例中的水气比及井底流压数据。
图3为本发明实施例中的等效相渗曲线。
图4为本发明实施例中改进的流动物质平衡曲线。
具体实施方式
现在结合附图对本发明作进一步详细的说明。
如图1为本发明的所述一种应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法的流程图，该方法具有一下步骤：
在步骤(1)中，收集整理的必要数据为：包含产水量qw、产气量qg、水气比fw、套压pc或井底流压pwf等在内的气井现场生产数据；原始地层压力条件下的气体滑脱因子bi等储层物性参数；不同压力条件下的流体粘度μg、μw及压缩系数Cg、Cw等流体物性参数；原始地层压力所对应的相渗曲线端点值(Swci、Sgri、krgendi、krwendi)、储层孔喉非等径系数λ及弯曲系数η等相渗曲线参数；储层绝对渗透率、孔隙度及相渗曲线端点值的应力敏感系数(α、γ、C、D、E、F)等。其中，本实施例中的水气比及井底流压数据如图2所示，收集到的部分其它基础参数如表1所示。
表1
在步骤(2)中，基于下式计算气-水等效相对渗透率，如附图3所示：
其中，及分别为：
其中，krgE-p1<Sw>为某一压力(p1)及饱和度(Sw)下的气相等效相对渗透率；krwE-p1<Sw>为某一压力(p1)及饱和度(Sw)下的水相等效相对渗透率；krg-p1<Sw>为某一压力(p1)及饱和度(Sw)下的气相相对渗透率；krw-p1<Sw>为某一压力(p1)及饱和度(Sw)下的水相相对渗透率；bi为原始地层压力所对应的滑脱因子MPa；B为滑脱因子回归系数；α为渗透率应力敏感系数MPa-1；krgendi为原始地层压力下的气相相渗端点值；Sw为含水饱和度；Swci为原始地层压力下的束缚水饱和度；Sgri为原始地层压力下的残余气饱和度；λ为毛管分布指数；η为毛管弯曲系数；krwendi为原始地层压力下的水相相渗端点值；C为气相相渗端点值应力敏感系数，单位为MPa-1；D为水相相渗端点值应力敏感系数，单位为MPa-1；E为束缚水饱和度应力敏感系数，单位为MPa-1；F为残余气饱和度应力敏感系数，单位为MPa-1；p为指定地层压力，单位为MPa；pi为原始地层压力，单位为MPa；
在步骤(3)中，假设一个天然气单井控制储量值Ggi等于4.8×108m3，利用该初始值计算不同时刻储层中的平均地层压力；
在步骤(4)中，利用等效气-水相渗曲线，结合气井生产数据，根据下式，分别计算井底流压、原始地层压力及平均地层压力所对应的考虑应力敏感储层气-水两相复杂渗流特征的改进拟压力；
其中，ψtwo为考虑应力敏感储层气-水两相复杂渗流特征的改进的拟压力MPa/cp；p为压力MPa；pa为参考压力MPa；ρg为气相地下密度kg/m3；ρw为水的地下密度kg/m3；ρwsc为水的地面标准密度kg/m3；krgE为气相等效相对渗透率；krwE为水相等效相对渗透率；μg为气体粘度cp；μw为水的粘度cp；
在步骤(5)中，基于井底流压、原始地层压力及平均地层压力所对应的改进的拟压力，根据生产数据，以横坐标为而纵坐标为初步绘制改进的流动物质平衡曲线，此时后期数据能形成近似的直线关系，因此将该阶段初步视为边界控制流，如附图4所示；
其中，Gtwoi为气井的气-水两相单井控制总储量m3；Ggi为天然气单井控制储量m3；ψtwoi、ψtwowf分别为原始地层压力、平均地层压力及井底流压所对应的改进的拟压力MPa/cp；qtwo为气水两相总产量m3。
在步骤(6)中，对初步识别边界控制流阶段的数据点进行线性回归，基于回归所得到的直线与横坐标轴的交点Gtwoi，利用计算模型计算获得Ggi为4.81×108m3，与假设值之间的差异在1％之内，因此气井的天然气单井控制储量为4.81×108m3。
其中，Swi为原始含水饱和度；Bg为气体体积系数。
以上述依据本发明的理想实施例为启示，通过上述的说明内容，相关工作人员完全可以在不偏离本项发明技术思想的范围内，进行多样的变更以及修改。本项发明的技术性范围并不局限于说明书上的内容，必须要根据权利要求范围来确定其技术性范围。
Claims (3)
1.一种应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)、气井日常生产数据、储层物性、流体物性、气-水相渗数据、应力敏感数据的收集整理；
(2)、综合考虑相渗曲线应力敏感、绝对渗透率应力敏感及动态滑脱效应，计算不同压力条件下气-水两相复杂渗流特征的气-水等效相对渗透率；
(3)、假设一个天然气单井控制储量值Ggi，利用该初始值计算不同时刻储层中的平均地层压力；
(4)、利用气-水等效相对渗透率，结合气井生产数据，根据下式，分别计算井底流压、原始地层压力及平均地层压力所对应的考虑应力敏感储层气-水两相复杂渗流特征的改进拟压力；
其中，ψtwo为考虑应力敏感储层气-水两相复杂渗流特征的改进的拟压力MPa/cp；p为压力MPa；pa为参考压力MPa；ρg为气相地下密度kg/m3；ρw为水的地下密度kg/m3；ρwsc为水的地面标准密度kg/m3；krgE为气相等效相对渗透率；krwE为水相等效相对渗透率；μg为气体粘度cp；μw为水的粘度cp；
(5)、基于井底流压、原始地层压力及平均地层压力所对应的改进的拟压力，根据生产数据初步绘制改进的流动物质平衡曲线，若后期数据能形成近似的直线关系，则将该阶段初步视为边界控制流，若无法形成近似的直线关系，则返回步骤(3)中重新假设一个储量值，并继续步骤(3)～(5)；
(6)、对初步识别边界控制流阶段的数据点进行线性回归，基于回归所得到的直线与横坐标轴的交点，利用计算模型获得产水气井天然气单井控制储量，若该储量值与所假设的储量之间的误差在1％以内，则计算所得到的储量值即为气井的天然气单井控制储量，否则返回步骤(3)中重新假设一个储量值，并继续步骤(3)～(6)，直到计算的储量值与所假设的储量之间的误差缩小到1％以内。
2.根据权利要求1所述的应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法，其特征在于：在步骤(5)中绘制改进的物质平衡曲线时，横坐标为而纵坐标为
其中，Gtwoi为气井的气-水两相单井控制总储量m3；Ggi为天然气单井控制储量，m3；ψtwoi、ψtwowf分别为原始地层压力、平均地层压力及井底流压所对应的改进的拟压力，单位为MPa/cp；qtwo为气水两相总产量，定位为m3。
3.根据权利要求1所述的应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法，其特征在于：在步骤(6)中，基于回归得到的直线，该直线与横坐标轴的交点即为气井的气-水两相单井控制总储量Gtwoi，而天然气单井控制储量Ggi的计算模型为：
其中，Swi为原始含水饱和度；Bg为气体体积系数。
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