CN108166973A - 一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及气藏开发技术领域，特别涉及一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，包括如下步骤：不同压力条件下储层绝对渗透率的确定；利用不同压力条件下的绝对渗透率，结合动态高速非达西因子计算模型，建立不同压力条件下所对应的气井单井数值模型；利用不同压力条件下的气井单井数值模型进行模拟修正等时试井，获取各压力条件下所对应的气井产能方程；基于气井产能方程，绘制不同压力条件下气井的采气曲线；基于采气曲线，确定不同地层压力条件下的合理生产压差，本发明在合理生产压差的确定过程中考虑了高速非达西因子随地层压力的变化特征，从而可以较为准确的获取不同地层压力条件下气井的合理生产压差。

Description

一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法
技术领域
本发明涉及气藏开发技术领域，特别涉及一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法。
背景技术
非常规储层通常具有较强的应力敏感性。因此，非常规气井实际生产过程中，由于地层压力会不断发生变化，储层孔喉结构也会随之改变。这一方面导致了储层绝对渗透率的变化，另一方面也会导致高速非达西因子表现出动态特征。而合理生产压差作为气井开发方案中的重要组成部分，其数值受绝对渗透率及高速非达西因子变化的影响较为显著。
但是，现有的一些合理生产压差确定方法，并未综合考虑储层绝对渗透率及高速非达西因子的应力敏感性，特别是忽略了高速非达西因子在生产过程中的动态变化特征，从而难以获得不同压力条件下的合理生产压差，缺乏对于合理生产压差随地层压力变化特征的探讨，不利于气井的高效开发。
本发明的目的是提供一种综合考虑储层绝对渗透率及高速非达西因子应力敏感性的气井合理生产压差确定方法，从而提高压力变化条件下合理生产压差确定的准确性。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：为了解决现有技术中的合理生产压差确定方法并未综合考虑储层绝对渗透率及高速非达西因子的应力敏感性，导致难以获得不同压力条件下的合理生产压差，缺乏对于合理生产压差随地层压力变化特征的探讨，不利于气井的高效开发的问题，现提供一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，该合理生产压差确定方法综合考虑了储层绝对渗透率及高速非达西因子应力敏感性，从而实现提高压力变化条件下合理生产压差确定的准确性。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，包括如下步骤：
(1)、不同压力条件下储层绝对渗透率的确定；
(2)、利用不同压力条件下的绝对渗透率，结合动态高速非达西因子计算模型，建立不同压力条件下所对应的气井单井数值模型；
(3)、利用不同压力条件下的气井单井数值模型进行模拟修正等时试井，获取各压力条件下所对应的气井产能方程；
(4)、基于气井产能方程，绘制不同压力条件下气井的采气曲线；
(5)、基于采气曲线，建立气井的合理生产压差与地层压力之间的定量关系，确定不同地层压力条件下的合理生产压差。
进一步地，步骤(2)中所述的动态高速非达西因子计算模型如下：
其中，D为高速非达西因子，(m3/d)-1；γg为天然气相对密度；μg为气体粘度，cp；h为气层有效厚度，m；K为绝对渗透率，mD。
进一步地，步骤(2)中所述的气井单井数值模型如下：
其中，p为压力，MPa；L为线性渗流距离，m；h为气层有效厚度，m；ρ为气体密度，kg/m3；v为渗流速度，m/s，D为高速非达西因子，(m3/d)-1；γg为天然气相对密度；μg为气体粘度，cp；；K为绝对渗透率，mD。
进一步地，步骤(3)中所述的气井产能方程如下：
其中，pR为地层平均压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；qsc为地面条件下的气井产量，m3/d；a、b均为系数；pR-pwf即为生产压差，MPa。
本发明的有益效果是：本发明的变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法可以实现对变压力场下非常规气井合理生产压差的确定。本发明由于采取以上技术方法，与当前反演方法相比，具有以下优点，本发明在合理生产压差的确定过程中考虑了高速非达西因子随地层压力的变化特征，从而可以较为准确的获取不同地层压力条件下气井的合理生产压差。
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是为本发明变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法的流程图；
图2为本发明实施例中地层压力为29.69MPa条件下的采气曲线；
图3为本发明实施例中地层压力为25MPa条件下的采气曲线；
图4为本发明实施例中地层压力为20MPa条件下的采气曲线；
图5为本发明实施例中地层压力为15MPa条件下的采气曲线；
图6为本发明实施例中地层压力为10MPa条件下的采气曲线；
图7为本发明实施例中地层压力为5MPa条件下的采气曲线；
图8为本发明实施例中气井的合理生产压差随地层压力的变化特征曲线。
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。
实施例
如图1所示，一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，包括如下步骤：
本实施例步骤(1)，不同压力条件下储层绝对渗透率的确定，可通过实验方法或理论模型获取不同压力条件下储层绝对渗透率，如基于储层绝对渗透率随压力的变化特征模型，可获得不同压力所对应的绝对渗透率；
本实施例步骤(2)，利用不同压力条件下的绝对渗透率，结合动态高速非达西因子计算模型，建立不同压力条件下所对应的气井单井数值模型；
所述的动态高速非达西因子计算模型如下：
其中，D为高速非达西因子，(m3/d)-1；γg为天然气相对密度；μg为气体粘度，cp；h为气层有效厚度，m；K为绝对渗透率，mD；
此时，所述的气井单井数值模型如下：
其中，p为压力，MPa；L为线性渗流距离，m；h为气层有效厚度，m；ρ为气体密度，kg/m3；v为渗流速度，m/s，D为高速非达西因子，(m3/d)-1；γg为天然气相对密度；μg为气体粘度，cp；；K为绝对渗透率，mD，而高速非达西因子实际上为储层渗透率的函数。
本实施例步骤(3)，利用不同压力条件下的气井单井数值模型进行模拟修正等时试井，获取各压力条件下所对应的气井产能方程及无阻流量；
模拟修正等时试井是一种基于人工建立的数值模型(用于较为准确的描述储层及井筒条件)，通过输入与实际修正等时试井类似的产量数据(开井与关井交替进行，各次关井时间相同，在井底流压达到稳定的过程中，以某一较长时间稳定时的产量作为产量数据)，然后进行模拟并获得井底流压数据，从而在产量数据和井底流压数据的基础上确定气井的产能方程；而气井产能方程则是描述气井产量与压力之间定量关系的重要媒介，通常可以表示为二项式形式：
其中，pR为地层平均压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；qsc为地面条件下的气井产量，m3/d；a、b均为系数；pR-pwf即为生产压差，MPa；当井底流压pwf为零时，此时的气井产量取得最大值，称为无阻流量。
本实施例步骤(4)，如图2-7所示，基于气井产能方程，以气井无阻流量为横坐标，生产压差pR-pwf为纵坐标，绘制不同压力条件下气井的采气曲线；
本实施例步骤(5)，基于采气曲线，识别采气曲线上偏离直线关系的点(图2～7中五角星中心点位置)，将该点所对应的生产压差视为该地层压力条件下该气井的合理生产压差，并在此基础上分析合理生产压差随地层压力的变化规律，建立合理生产压差与地层压力之间的定量关系，如图8所示，绘制合理生产压差随地层压力的变化特征曲线，从而确定不同地层压力条件下的合理生产压差。
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 (4)

1.一种变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，其特征在于：包括如下步骤：
(1)、不同压力条件下储层绝对渗透率的确定；
(2)、利用不同压力条件下的绝对渗透率，结合动态高速非达西因子计算模型，建立不同压力条件下所对应的气井单井数值模型；
(3)、利用不同压力条件下的气井单井数值模型进行模拟修正等时试井，获取各压力条件下所对应的气井产能方程；
(4)、基于气井产能方程，绘制不同压力条件下气井的采气曲线；
(5)、基于采气曲线，建立气井的合理生产压差与地层压力之间的定量关系，确定不同地层压力条件下的合理生产压差。
2.根据权利要求1所述的变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，其特征在于：步骤(2)中所述的动态高速非达西因子计算模型如下：
其中，D为高速非达西因子，(m3/d)-1；γg为天然气相对密度；μg为气体粘度，cp；h为气层有效厚度，m；K为绝对渗透率，mD。
3.根据权利要求1或2所述的变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，其特征在于：步骤(2)中所述的气井单井数值模型如下：
其中，p为压力，MPa；L为线性渗流距离，m；h为气层有效厚度，m；ρ为气体密度，kg/m3；v为渗流速度，m/s，D为高速非达西因子，(m3/d)-1；γg为天然气相对密度；μg为气体粘度，cp；；K为绝对渗透率，mD。
4.根据权利要求1所述的变压力场下非常规气井合理生产压差确定方法，其特征在于：步骤(3)中所述的气井产能方程如下：
其中，pR为地层平均压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；qsc为地面条件下的气井产量，m3/d；a、b均为系数；pR-pwf即为生产压差，MPa。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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