CN108266184A - 一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油气井储量评价技术领域，特别涉及一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，包括如下步骤：(1)、收集并整理气井生产数据、储层参数及流体物性参数；(2)、拟压力及拟时间的计算；(3)、基于拟压力及产量数据，计算单位拟压力差下的累计产气量；(4)、利用Iψ指数及拟压力，绘制Iψ指数与拟压力之间的关系曲线，从而获得Iψ曲线；(5)、基于Iψ曲线回归得到趋势线，识别趋势线的拐点位置，利用拐点所对应的Iψ指数值，计算获得气井单井控制储量的估算结果。本发明可以实现在仅有少量数据的情况下，简单快速且较为准确地估算气井单井控制储量，可广泛用于气井生产能力评价。

Description

一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法

技术领域

本发明涉及油气井储量评价技术领域，特别涉及一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法。

背景技术

气井单井控制储量是评价气井生产能力的重要指标，在气井工作制度制定过程中发挥着十分重要的作用。但是，由于地层条件的复杂性及基础资料的缺乏，气井的单井控制储量的估算成为了气藏开发过程中的难题之一。

目前最为常见的气井单井控制储量确定方法是干扰试井，但是该种方法所需的测试时间长，会对气井的正常生产造成不利的影响。而逐渐兴起的经验分析方法如阿普斯(Arps)方法等要求气井为定井底流压生产，但大部分气井并不满足这一条件。同时，目前的一些解析方法及数值模拟方法，需要已知储层渗透率、气层厚度等参数来建立相应的模型，但大部分气井尚缺乏这些数据。

本发明的目的是提供一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，从而在基础数据较少的情况下，简单快速且较为准确的估算气井单井控制储量。

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气井的单井控制储量的估算所需的基础数据较多的问题，现提供一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，该气井单井控制储量估算方法可在基础数据较少的情况下，简单快速且较为准确的估算气井单井控制储量。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，包括如下步骤：

(1)、收集并整理气井生产数据、储层参数及流体物性参数，气井生产数据包括气井产量数据与井底流压数据；

(2)、基于井底流压数据，分别计算考虑气体物性随压力动态变化的拟压力及拟时间，气体物性随压力动态变化的拟压力及拟时间的具体计算公式如下：

其中，ψ为拟压力，MPa²/cp；p为压力，MPa；p_a为参照压力，MPa；μ_g为气体粘度，cp；z_g为气体压缩因子；t_a为拟时间，d；μ_gi为原始地层压力条件下的气体粘度，cp；为平均压力条件下的气体粘度，cp；C_tg为原始地层压力条件下的综合压缩系数；为平均压力条件下的综合压缩系数；

(3)、基于拟压力的计算结果及气井产量数据，计算单位拟压力差下的累计产气量，单位拟压力差下的累计产气量定义为Iψ指数；

(4)、利用Iψ指数及拟时间，绘制Iψ指数与拟时间之间的关系曲线，从而获得Iψ曲线(Iψ指数与拟时间之间的关系曲线定义为Iψ曲线)；

(5)、基于Iψ曲线回归得到趋势线，识别趋势线的拐点位置，利用拐点所对应的Iψ指数值，计算获得气井单井控制储量的估算结果。

在步骤(3)中，单位拟压力差下的累计产气量的计算公式为：

其中，Q_t1为时间t1时刻的累计产气量，m³；Q_t2为时间t2时刻的累计产气量，m³；ψ_wft1为时间t1时刻的井底流压所对应的拟压力，MPa²/cp，ψ_wft2为时间t2时刻的井底流压所对应的拟压力，MPa²/cp。

在步骤(4)中，Iψ曲线的纵坐标为Iψ指数，Iψ曲线的横坐标为拟时间。

在步骤(5)中，基于Iψ曲线趋势线的拐点所对应的Iψ指数值，根据以下计算公式估算气井的单井控制储量：

其中，G为气井单井控制储量，m³；B_g为气体体积系数；T_f为储层温度，K；Iψ为单位拟压力差下的累计产气量，m³*cp/MPa²。

本发明的有益效果是：本发明的基于生产数据的气井单井控制储量估算方法可以实现对气井单井控制储量的估算，与当前反演方法相比，具有以下优点：本方法所需的参数较少，仅需要气井的产气量数据、井底流压数据或套压数据、气体物性参数及地层温度等，不需要地层渗透率、气层厚度等数据，且无需满足定井底流压生产的条件，同时无需进行干扰试井测试，避免了对气井正常生产造成不利影响，可以简单快速且较为准确的估算气井单井控制储量。

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是本发明基于生产数据的气井单井控制储量估算方法的流程图；

图2是本发明实施例中Iψ曲线及其趋势线示意图。

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。

实施例

如图1所示，一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，包括如下步骤：

本实施例步骤(1)，收集并整理气井生产数据、储层参数及流体物性参数，气井生产数据包括气井产量数据与井底流压数据。

本实施例步骤(2)，基于井底流压数据，计算考虑气体物性随压力动态变化的拟压力及拟时间，其中，拟压力及拟时间的计算式分别为：

其中，ψ为考虑了气体物性随压力动态变化的拟压力，MPa²/cp；p为压力，MPa；p_a为参照压力，MPa；μ_g为气体粘度，cp；z_g为气体压缩因子；

其中，t_a为考虑了气体物性随压力动态变化的拟时间，d；μ_gi及分别为原始地层压力及平均压力条件下的气体粘度，cp；C_tg及为原始地层压力及平均压力条件下的综合压缩系数。

本实施例步骤(3)，基于拟压力及产量数据，计算单位拟压力差下的累计产气量即Iψ指数，其中，Iψ指数定义为单位拟压力差下的累计产气量，计算式为：

其中，Q_t1及Q_t2分别为时间t1及t2时刻的累计产气量，m³；ψ_wft1及ψ_wft2分别为时间t1及t2时刻的井底流压所对应的拟压力，MPa²/cp。

本实施例步骤(4)，利用Iψ指数及拟时间，绘制Iψ指数与拟时间之间的关系曲线，从而得到Iψ曲线，如图2所示，其中，纵坐标为Iψ指数，横坐标为考虑了气体物性随压力动态变化的拟时间。

本实施例步骤(5)，基于Iψ曲线回归得到趋势线，识别趋势线的拐点位置，如图2，此时图2中的Iψ值约为2760m³*cp/MPa²(其中，单位cp与mPa*s意义相同)，此时储层的温度为372K，而该条件下的气体物性系数的值为6.36cp^-1，利用以下计算公式估算气井的单井控制储量：

其中，G为气井单井控制储量，m³；B_g为气体体积系数；T_f为储层温度，K；Iψ为单位拟压力差下的累计产气量,m³*cp/MPa²。

由此，可得到该实施例中的气井天然气单井控制储量为4.51×10⁷m³。

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)

1.一种基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，其特征在于：包括如下步骤：

(1)、收集并整理气井生产数据、储层参数及流体物性参数，气井生产数据包括气井产量数据与井底流压数据；

(2)、基于井底流压数据，分别计算考虑气体物性随压力动态变化的拟压力及拟时间，气体物性随压力动态变化的拟压力及拟时间的具体计算公式如下：

其中，ψ为拟压力，MPa²/cp；p为压力，MPa；p_a为参照压力，MPa；μ_g为气体粘度，cp；z_g为气体压缩因子；t_a为拟时间，d；μ_gi为原始地层压力条件下的气体粘度，cp；为平均压力条件下的气体粘度，cp；C_tg为原始地层压力条件下的综合压缩系数；为平均压力条件下的综合压缩系数；

(3)、基于拟压力的计算结果及气井产量数据，计算单位拟压力差下的累计产气量，单位拟压力差下的累计产气量定义为Iψ指数；

(4)、利用Iψ指数及拟时间，绘制Iψ指数与拟时间之间的关系曲线，从而获得Iψ曲线；

(5)、基于Iψ曲线回归得到趋势线，识别趋势线的拐点位置，利用拐点所对应的Iψ指数值，计算获得气井单井控制储量的估算结果。

2.根据权利要求1所述的基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，其特征在于：在步骤(3)中，单位拟压力差下的累计产气量的计算公式为：

其中，Q_t1及Q_t2分别为时间t1及t2时刻的累计产气量，m³；ψ_wft1及ψ_wft2分别为时间t1及t2时刻的井底流压所对应的拟压力，MPa²/cp。

3.根据权利要求1所述的基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，其特征在于：在步骤(4)中，Iψ曲线的纵坐标为Iψ指数，Iψ曲线的横坐标为拟时间。

4.根据权利要求1所述的基于生产数据的气井单井控制储量估算方法，其特征在于：在步骤(5)中，基于Iψ曲线趋势线的拐点所对应的Iψ指数值，根据以下计算公式估算气井的单井控制储量：

其中，G为气井单井控制储量，m³；B_g为气体体积系数；T_f为储层温度，K；Iψ为单位拟压力差下的累计产气量，m³*cp/MPa²。