CN109252855B - 确定气井最终累积产量的方法及装置 - Google Patents
确定气井最终累积产量的方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109252855B CN109252855B CN201811196412.1A CN201811196412A CN109252855B CN 109252855 B CN109252855 B CN 109252855B CN 201811196412 A CN201811196412 A CN 201811196412A CN 109252855 B CN109252855 B CN 109252855B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- yield
- gas well
- cumulative
- production
- time point
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 title claims abstract description 150
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 117
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims abstract description 46
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 17
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 27
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 16
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 7
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 5
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 248
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005206 flow analysis Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明实施例提供一种确定气井最终累积产量的方法及装置，其中，该方法包括：对目标区域内的气井进行分类，不同类的气井满足不同的开采效果标准；确定目标区域内每口气井的产量递减的初始时间点；确定目标区域内每口气井在产量递减的初始时间点之前的累积产量，该累积产量为第一累积产量；确定目标区域内每口气井由产量递减的初始时间点至产量递减期内预设时间点的累积产量，该累积产量为第二累积产量；计算每类气井在产量递减期内的产量系数；针对每类气井，根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量。该方案有利于在批量预测区块气井EUR的同时，减少工作量、减少耗时。
Description
技术领域
本发明涉及天然气开发技术领域，特别涉及一种确定气井最终累积产量的方法及装置。
背景技术
气井最终累积产量(EUR)即在废弃条件约束下气井由测试到废弃的过程中最终可采出的天然气总量，它是表征气井生产动态特征、评价气井开发效果的关键技术指标之一，准确、快速地预测该项指标对指导气井/气田的经济效益评价以及气田开发方案编制/调整具有重要意义。
目前，气井EUR的评价方法众多，主要包括经验公式法、理论解析法、数值模拟法等。经验公式法以气井产量数据为分析对象，通过数据最优拟合来建立气井产量表达式，进而预测气井EUR，该方法以Arps产量递减模型为典型代表，该经典模型在常规油气井EUR预测中的应用非常成功，而后，随着致密气、页岩气等非常规资源的兴起，经验公式法得到了较大的发展，先后发展出了Valkó扩展指数模型、Ilk幂律指数模型、Duong模型等。理论解析法根据分析原理的不同，又可分为流动物质平衡法、典型曲线拟合法、线性流分析法、解析模型法等；流动物质平衡法是利用气井流动达到拟稳态时储层压力匀速降落的特点，建立气井累积产量(Gp)与压力参数(Pwf/Z)的线性关系来预测气井最终累积产量；典型曲线拟合法是借鉴试井解释的思想，将生产数据(压力、产量)导入模型，并与理论曲线拟合，获得相应的动态解释参数，进而预测气井未来产量变化；线性流分析法是针对特定流动阶段内的动态数据，开展双线性流、线性流等分析，以获得裂缝、储层特性参数，作为未来产量预测的理论基础；解析模型法是建立以分段压裂水平井为对象的概念模型，通过全生命周期的生产数据获得确定性的动态参数，进而预测气井未来产量及EUR。数值模拟法是基于流动过程的生产动态模拟，通过物理-数学模型与实际数据的历史拟合，厘清影响生产的主控因素，掌握气井的生产动态规律，从而获得可靠的EUR，该方法计算量大，应用相对复杂。
上述经验公式法和理论解析法的应用都是针对单井开展的，对于一个区块或气田而言，随着开发进程的推进，气井数量会快速增加，针对数百口甚至数千口的气井动态资料，如果逐井开展EUR评价，将会带来巨大的工作量和实施难度；数值模拟法虽可批量预测区块气井EUR，但由于模型建立、历史拟合等环节的工作量相对较大，且耗时较长，使得该方法应用同样存在不便。因而开展EUR批量快速评价方法研究具有重要的现实意义。
发明内容
本发明实施例提供了一种确定气井最终累积产量的方法，以解决现有技术中在批量预测区块气井EUR时存在工作量大、耗时长的技术问题。该方法包括：
对目标区域内的气井进行分类，不同类的气井满足不同的开采效果标准；
确定所述目标区域内每口气井的产量递减的初始时间点；
确定所述目标区域内每口气井在所述产量递减的初始时间点之前的累积产量，该累积产量为第一累积产量；
确定所述目标区域内每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内预设时间点的累积产量，该累积产量为第二累积产量；
计算每类气井在产量递减期内的产量系数；
针对每类气井，根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述任意的确定气井最终累积产量的方法。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述任意的确定气井最终累积产量的方法的计算机程序。
本发明实施例还提供了一种确定气井最终累积产量的装置，以解决现有技术中在批量预测区块气井EUR时存在工作量大、耗时长的技术问题。该装置包括：
气井分类模块，用于对目标区域内的气井进行分类，不同类的气井满足不同的开采效果标准；
时间点确定模块，用于确定所述目标区域内每口气井的产量递减的初始时间点；
第一产量确定模块，用于确定所述目标区域内每口气井在所述产量递减的初始时间点之前的累积产量，该累积产量为第一累积产量；
第二产量确定模块，用于确定所述目标区域内每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内预设时间点的累积产量，该累积产量为第二累积产量；
系数计算模块，用于计算每类气井在产量递减期内的产量系数；
最终累积产量确定模块，用于针对每类气井，根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量。
在本发明实施例中，通过对目标区域内的气井进行分类，进而得到目标区域内每口气井的第一累积产量和第二累积产量，再确定出每类气井在产量递减期内的产量系数，最后，就可以根据每类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，批量计算出每类气井中每口气井的最终累积产量。该方案主要是确定出了每类气井在产量递减期内的产量系数，使得可以实现根据每类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，批量计算出每类气井中每口气井的最终累积产量，相对现有技术而言避免了模型建立、历史拟合等环节，有利于在批量预测区块气井EUR的同时，减少工作量、减少耗时。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：
图1是本发明实施例提供的一种确定气井最终累积产量的方法的流程图；
图2是本发明实施例提供的一种确定气井最终累积产量的示例流程图；
图3是本发明实施例提供的一种气井产量递减起始点识别及递减期内阶段累积产量统计示意图；
图4是本发明实施例提供的一种区块A的I类气井“递减240天的累积产量”与“递减180天内的累积产量”之间的线性关系图；
图5是本发明实施例提供的一种区块A的I类气井“递减330天的累积产量”与“递减180天内的累积产量”之间的线性关系图；
图6是本发明实施例提供的一种区块A的I类气井“递减期内的阶段累积产量”与“递减180天内的累积产量”之间的线性关系系列，线性斜率随递减时间的延长而增大的示意图；
图7是本发明实施例提供的一种区块A的I类气井“递减期内的阶段累积产量”与“递减180天内的累积产量”之间的线性关系斜率与递减时间之间的函数关系拟合示意图；
图8是本发明实施例提供的一种确定气井最终累积产量的装置的结构框图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
在本发明实施例中，提供了一种确定气井最终累积产量的方法，如图1所示，该方法包括：
步骤101：对目标区域内的气井进行分类，不同类的气井满足不同的开采效果标准；
步骤102：确定所述目标区域内每口气井的产量递减的初始时间点；
步骤103：确定所述目标区域内每口气井在所述产量递减的初始时间点之前的累积产量，该累积产量为第一累积产量；
步骤104：确定所述目标区域内每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内预设时间点的累积产量，该累积产量为第二累积产量；
步骤105：计算每类气井在产量递减期内的产量系数；
步骤106：针对每类气井，根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量。
由图1所示的流程可知，在本发明实施例中，通过对目标区域内的气井进行分类，进而得到目标区域内每口气井的第一累积产量和第二累积产量，再确定出每类气井在产量递减期内的产量系数，最后，就可以根据每类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，批量计算出每类气井中每口气井的最终累积产量。该方案主要是确定出了每类气井在产量递减期内的产量系数，使得可以实现根据每类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，批量计算出每类气井中每口气井的最终累积产量，相对现有技术而言避免了模型建立、历史拟合等环节，有利于在批量预测区块气井EUR的同时，减少工作量、减少耗时。
具体实施时，上述目标区域可以是任意待预测气井最终累积产量的气井所在的区域，例如，可以是一个气井区块或气田等。
具体实施时，在本实施例中，提出根据综合分类系数、生产测试时的测试产量、投产首年的平均日产量以及气井内部收益率，对目标区域内的气井进行分类。
具体实施时，在对目标区域内的气井进行分类之前，进行基础数据准备工作，采集目标区域内所有气井的动、静态资料，包括地质特征参数、工程施工资料以及生产动态数据；检查、核实气井的动、静态数据的合理性，尤其对于气井生产动态资料，删除或校正异常的产量和压力数据。
具体实施时，依据每口气井的特征参数、工程施工资料等关键参数构建综合分类系数，具体地，从影响气井产量的诸多因素中筛选优质储层钻遇比例、压裂水平段长度、压裂改造段数以及压裂加砂量，构建气井综合分类系数的公式如下：
其中，Ψ为气井的综合分类系数，无量纲；L为气井压裂水平段长度，单位为：m；N为改造段数；S为压裂加砂量，单位为：t；β为优质储层钻遇比例，单位为：％；脚标avg代表相应的样本平均值。
具体实施时，以气井早期的生产动态资料为基础，优选关键评价指标进行气井分类。具体地，对于钻完井后、正式投产前，气井普遍进行生产测试，测试产量是可信度较强的第一手动态资料，初步较客观地反映了气井的开发效果；对于正式投产早期阶段，首年平均日产量可有效反映气井产能。因而，优选生产测试时的测试产量qtest和投产首年的平均日产量qavg,1st为分类指标。
进一步，以综合分类系数、生产测试时的测试产量、投产首年的平均日产量以及气井内部收益率为分类指标，综合分类系数、生产测试时的测试产量、投产首年的平均日产量以及气井内部收益率的具体分类之间的界限值可以视情况而定，本申请不做具体限定。例如，综合分类系数可以分别以1.06和1.28为分类参考界限，生产测试时的测试产量可以分别以13.9 104m3/d和15.3 104m3/d为分类参考界限，投产首年的平均日产量可以分别以7.2104m3/d和8.0 104m3/d为分类参考界限，气井内部收益率可以分别以8％和12％为分类参考界限，来确定气井分类标准。
具体实施时，对气井进行分类后，以气井分类标准为指导，获得每类气井的样本集合，基于每类气井的样本集合计算每类气井在产量递减期内的产量系数。
具体的，通过以下步骤计算每类气井在产量递减期内的产量系数：
确定该类气井中每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内任意时间点的累积产量，该累积产量为递减期内的阶段累积量，其中，相邻时间点之间相差预设时间步长；例如，时间步长可以为“月”、“日”等。
针对该类气井中所有气井，以第二累积产量为横坐标，以不同时间点对应的递减期内的阶段累积量为纵坐标，绘制散点图，得到一系列的线性关系，对各散点进行线性拟合，得到与时间点对应的线性斜率；
以每个时间点对应的线性斜率为样本数据，绘制线性斜率与时间点的关系图，根据数据点分布趋势优选函数进行曲线拟合，得到线性斜率与时间点的函数表达式，该线性斜率为该类气井在产量递减期内的产量系数，依据此函数表达式，可计算任意产量递减期内时间点对应的气井总累积产量。
具体的，线性斜率与时间点的函数表达式如下：
Gp(t)＝Gp0+k(t)·Gptn
其中，Gp(t)为产量递减期内任意时间点的气井总累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(t)为线性斜率；t为产量递减期内的时间点。
具体实施时，第二累积产量Gptn对应的产量递减期内预设时间点可以就具体情况而定，本申请不做限定，例如，该产量递减期内预设时间点可以是产量递减期内第180日，产量递减期内预设时间点还可以是产量递减期内第5个月等。
具体实施时，得到每类气井的产量系数后，可以通过以下公式实现根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量：
EUR＝Gp0+k(tabandon)·Gptn
其中，EUR为每口气井的最终累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(tabandon)为该类气井在产量递减期内的产量系数；tabandon为气井最终寿命对应的时间点。
具体的，通过以下公式确定气井最终寿命对应的时间点：
其中，qabandon为气井经济极限产量；Gp(tabandon)为气井最终寿命对应的时间点的气井总累积产量；Gp(tabandon-1)为气井最终寿命对应时间点的前一时间点的气井总累积产量，相邻时间点之间的时间步长为一个月；tlimit为气井最终寿命。
以下基于具体示例来描述上述确定气井最终累积产量的方法，如图2所示，包括以下步骤：
步骤1，采集区块A的页岩气井动、静态资料：气井动态数据主要包括单井日产气量qg、套压Pc、测试产量qtest、测试压力Ptest等，如图3所示，带平滑线的实心圆散点即单井日产气量；静态资料主要包括气井的优质储层钻遇比例β、压裂水平段长度L、压裂改造段数N、压裂加砂量S等，如表1所示。检查数据资料的合理性，尤其对于气井生产动态资料，删除或校正异常的产量和压力数据。
表1
步骤2，以开发效果为评价目标，对区块A的页岩气井进行分类。首先，以地质、工程资料为基础求取气井分类评价指标：基于每口气井的压裂水平段长度L、压裂改造段数N、压裂加砂量S和优质储层钻遇比例β，求取气井综合分类系数Ψ；其次，以气井早期的生产动态资料为基础求取气井分类评价指标：区块A气井测试产量qtest数据较少，因而只选用首年平均日产qavg,1st作为气井分类评价指标；具体数据如表1所示。
依据区块A已经建立的分类评价标准(表2)对气井进行分类，获得每类气井的样本集，分类结果如表1所示。
表2
步骤3，针对每类气井，逐井开展气井产量递减识别，图3中的实心三角形即标记出了气井产量递减的起始点。
步骤4，针对每类气井，计算每口气井在产量递减现象出现前的累积产量Gp0(即上述第一累积产量)，如图3中的实心正方形所示。
步骤5，针对每类气井的产量递减期，自产量递减始点(t＝0)起，以“月”为时间步长，逐井统计不同递减时间点t对应的“递减期内的阶段累积产量Gp(t)”，如图3中的实心星形所示。
步骤6，针对每类气井，将步骤5中统计数据进行汇总，如表3所示，基于这些数据，以“递减180天内的累积产量Gp180(即上述第二累积产量)”为横坐标，以不同递减时间点t对应的“递减期内的阶段累积产量Gp(t)”为纵坐标，绘制散点图，得到一系列的线性关系，对散点进行线性拟合并求取线性斜率K(t)，本实施例的图4～图6举例展示了I类气井的线性关系特征，后文的论述均只针对I类气井展开。
表3
步骤7：以每个时间点t对应的线性斜率K(t)为样本数据，如表4所示，绘制线性斜率K(t)与递减时间点t的关系图，如图7所示，根据数据点分布趋势优选函数进行曲线拟合，明确线性斜率K(t)与递减时间t之间的函数表达式：
K(t)＝1.292×(6.602t+23.756)0.2852-3.215
依据此函数表达式，可计算任意递减时间点t对应的气井总累积产量Gp(t)。
表4
步骤8：以气井的“经济极限产量qabandon”取0.1万方/天和“根据油气田实际需求所设定的气井极限生产时间tlimit”取20年为例求取气井最终累积产量(EUR)，则约束条件如下：
上述约束条件满足任意其一，气井即废弃。
计算结果表明，I类气井均因达到极限生产时间20年而废弃；而20年对应的线性斜率计算结果为7.3943，据此，便可批量快速计算I类气井的最终累积产量(EUR)，计算结果如表5所示。
表5
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种确定气井最终累积产量的装置，如下面的实施例所述。由于确定气井最终累积产量的装置解决问题的原理与确定气井最终累积产量的方法相似，因此确定气井最终累积产量的装置的实施可以参见确定气井最终累积产量的方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图8是本发明实施例的确定气井最终累积产量的装置的一种结构框图，如图8所示，包括：
气井分类模块801，用于对目标区域内的气井进行分类，不同类的气井满足不同的开采效果标准；
时间点确定模块802，用于确定所述目标区域内每口气井的产量递减的初始时间点；
第一产量确定模块803，用于确定所述目标区域内每口气井在所述产量递减的初始时间点之前的累积产量，该累积产量为第一累积产量；
第二产量确定模块804，用于确定所述目标区域内每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内预设时间点的累积产量，该累积产量为第二累积产量；
系数计算模块805，用于计算每类气井在产量递减期内的产量系数；
最终累积产量确定模块806，用于针对每类气井，根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量。
在一个实施例中，所述气井分类模块，具体用于根据综合分类系数、生产测试时的测试产量、投产首年的平均日产量以及气井内部收益率，对目标区域内的气井进行分类。
在一个实施例中，所述气井分类模块还用于通过以下公式计算所述综合分类系数：
其中，Ψ为气井的综合分类系数，无量纲；L为气井压裂水平段长度；N为改造段数；S为压裂加砂量；β为优质储层钻遇比例；脚标avg代表相应的样本平均值。
在一个实施例中，所述系数计算模块，包括：
产量获取单元，用于确定该类气井中每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内任意时间点的累积产量，该累积产量为递减期内的阶段累积量，其中，相邻时间点之间相差预设时间步长；
斜率获取单元，用于针对该类气井中所有气井，以第二累积产量为横坐标，以递减期内的阶段累积量为纵坐标，绘制散点图，对各散点进行线性拟合，得到与时间点对应的线性斜率；
产量系数确定单元，用于绘制线性斜率与时间点的关系图，根据数据点分布趋势优选函数进行曲线拟合，得到线性斜率与时间点的函数表达式，该线性斜率为该类气井在产量递减期内的产量系数。
在一个实施例中，线性斜率与时间点的函数表达式如下：
Gp(t)＝Gp0+k(t)·Gptn
其中，Gp(t)为产量递减期内任意时间点的气井总累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(t)为线性斜率；t为产量递减期内的时间点。
在一个实施例中，所述最终累积产量确定模块通过以下公式计算该类气井中每口气井的最终累积产量：
EUR＝Gp0+k(tabandon)·Gptn
其中，EUR为每口气井的最终累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(tabandon)为该类气井在产量递减期内的产量系数；tabandon为气井最终寿命对应的时间点。
在一个实施例中，所述最终累积产量确定模块还用于通过以下公式确定气井最终寿命对应的时间点：
其中，qabandon为气井经济极限产量；Gp(tabandon)为气井最终寿命对应的时间点的气井总累积产量；Gp(tabandon-1)为气井最终寿命对应时间点的前一时间点的气井总累积产量，相邻时间点之间的时间步长为一个月；tlimit为气井最终寿命。
在另外一个实施例中，还提供了一种软件，该软件用于执行上述实施例及优选实施方式中描述的技术方案。
在另外一个实施例中，还提供了一种存储介质，该存储介质中存储有上述软件，该存储介质包括但不限于：光盘、软盘、硬盘、可擦写存储器等。
本发明实施例实现了如下技术效果：通过对目标区域内的气井进行分类，进而得到目标区域内每口气井的第一累积产量和第二累积产量，再确定出每类气井在产量递减期内的产量系数，最后，就可以根据每类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，批量计算出每类气井中每口气井的最终累积产量。该方案主要是确定出了每类气井在产量递减期内的产量系数，使得可以实现根据每类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，批量计算出每类气井中每口气井的最终累积产量，相对现有技术而言避免了模型建立、历史拟合等环节，有利于在批量预测区块气井EUR的同时，减少工作量、减少耗时。
显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。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 (10)
1.一种确定气井最终累积产量的方法，其特征在于，包括：
对目标区域内的气井进行分类，不同类的气井满足不同的开采效果标准；
确定所述目标区域内每口气井的产量递减的初始时间点；
确定所述目标区域内每口气井在所述产量递减的初始时间点之前的累积产量，该累积产量为第一累积产量；
确定所述目标区域内每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内预设时间点的累积产量，该累积产量为第二累积产量；
计算每类气井在产量递减期内的产量系数；
针对每类气井，根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量；
计算每类气井在产量递减期内的产量系数：
确定该类气井中每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内任意时间点的累积产量，该累积产量为递减期内的阶段累积量，其中，相邻时间点之间相差预设时间步长；
针对该类气井中所有气井，以第二累积产量为横坐标，以递减期内的阶段累积量为纵坐标，绘制散点图，对各散点进行线性拟合，得到与时间点对应的线性斜率；
绘制线性斜率与时间点的关系图，根据数据点分布趋势优选函数进行曲线拟合，得到线性斜率与时间点的函数表达式，该线性斜率为该类气井在产量递减期内的产量系数；
线性斜率与时间点的函数表达式如下：
Gp(t)＝Gp0+k(t)·Gptn
其中，Gp(t)为产量递减期内任意时间点的气井总累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(t)为线性斜率；t为产量递减期内的时间点；
通过以下公式实现根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量：
EUR＝Gp0+k(tabandon)·Gptn
其中，EUR为每口气井的最终累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(tabandon)为该类气井在产量递减期内的产量系数；tabandon为气井最终寿命对应的时间点。
2.如权利要求1所述的确定气井最终累积产量的方法，其特征在于，对目标区域内的气井进行分类，包括：
根据综合分类系数、生产测试时的测试产量、投产首年的平均日产量以及气井内部收益率，对目标区域内的气井进行分类。
3.如权利要求2所述的确定气井最终累积产量的方法，其特征在于，所述综合分类系数通过以下公式计算：
其中，Ψ为气井的综合分类系数，无量纲；L为气井压裂水平段长度；N为改造段数；S为压裂加砂量；β为优质储层钻遇比例；脚标avg代表相应的样本平均值。
4.如权利要求1所述的确定气井最终累积产量的方法，其特征在于，通过以下公式确定气井最终寿命对应的时间点：
其中，qabandon为气井经济极限产量；Gp(tabandon)为气井最终寿命对应的时间点的气井总累积产量；Gp(tabandon-1)为气井最终寿命对应时间点的前一时间点的气井总累积产量，相邻时间点之间的时间步长为一个月；tlimit为气井最终寿命。
5.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至4任一项所述的确定气井最终累积产量的方法。
6.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至4任一项所述的确定气井最终累积产量的方法的计算机程序。
7.一种确定气井最终累积产量的装置，其特征在于，包括：
气井分类模块，用于对目标区域内的气井进行分类，不同类的气井满足不同的开采效果标准；
时间点确定模块，用于确定所述目标区域内每口气井的产量递减的初始时间点；
第一产量确定模块，用于确定所述目标区域内每口气井在所述产量递减的初始时间点之前的累积产量，该累积产量为第一累积产量；
第二产量确定模块，用于确定所述目标区域内每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内预设时间点的累积产量，该累积产量为第二累积产量；
系数计算模块，用于计算每类气井在产量递减期内的产量系数；
最终累积产量确定模块，用于针对每类气井，根据该类气井的产量系数、每口气井的第一累积产量以及每口气井的第二累积产量，计算该类气井中每口气井的最终累积产量；
所述系数计算模块，包括：
产量获取单元，用于确定该类气井中每口气井由所述产量递减的初始时间点至产量递减期内任意时间点的累积产量，该累积产量为递减期内的阶段累积量，其中，相邻时间点之间相差预设时间步长；
斜率获取单元，用于针对该类气井中所有气井，以第二累积产量为横坐标，以递减期内的阶段累积量为纵坐标，绘制散点图，对各散点进行线性拟合，得到与时间点对应的线性斜率；
产量系数确定单元，用于绘制线性斜率与时间点的关系图，根据数据点分布趋势优选函数进行曲线拟合，得到线性斜率与时间点的函数表达式，该线性斜率为该类气井在产量递减期内的产量系数；
线性斜率与时间点的函数表达式如下：
Gp(t)＝Gp0+k(t)·Gptn
其中，Gp(t)为产量递减期内任意时间点的气井总累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(t)为线性斜率；t为产量递减期内的时间点；
所述最终累积产量确定模块通过以下公式计算该类气井中每口气井的最终累积产量：
EUR＝Gp0+k(tabandon)·Gptn
其中，EUR为每口气井的最终累积产量；Gp0为第一累积产量；Gptn为第二累积产量；k(tabandon)为该类气井在产量递减期内的产量系数；tabandon为气井最终寿命对应的时间点。
8.如权利要求7所述的确定气井最终累积产量的装置，其特征在于，所述气井分类模块，具体用于根据综合分类系数、生产测试时的测试产量、投产首年的平均日产量以及气井内部收益率，对目标区域内的气井进行分类。
9.如权利要求8所述的确定气井最终累积产量的装置，其特征在于，所述气井分类模块还用于通过以下公式计算所述综合分类系数：
其中，Ψ为气井的综合分类系数，无量纲；L为气井压裂水平段长度；N为改造段数；S为压裂加砂量；β为优质储层钻遇比例；脚标avg代表相应的样本平均值。
10.如权利要求7所述的确定气井最终累积产量的装置，其特征在于，所述最终累积产量确定模块还用于通过以下公式确定气井最终寿命对应的时间点：
其中，qabandon为气井经济极限产量；Gp(tabandon)为气井最终寿命对应的时间点的气井总累积产量；Gp(tabandon-1)为气井最终寿命对应时间点的前一时间点的气井总累积产量，相邻时间点之间的时间步长为一个月；tlimit为气井最终寿命。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811196412.1A CN109252855B (zh) | 2018-10-15 | 2018-10-15 | 确定气井最终累积产量的方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811196412.1A CN109252855B (zh) | 2018-10-15 | 2018-10-15 | 确定气井最终累积产量的方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109252855A CN109252855A (zh) | 2019-01-22 |
| CN109252855B true CN109252855B (zh) | 2022-02-01 |
Family
ID=65046556
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811196412.1A Active CN109252855B (zh) | 2018-10-15 | 2018-10-15 | 确定气井最终累积产量的方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109252855B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112211623A (zh) * | 2019-07-12 | 2021-01-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 评估方法、装置、设备以及存储介质 |
| CN113027414B (zh) * | 2019-12-24 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 预测原油经济可采储量的方法和装置 |
| CN113033859A (zh) * | 2019-12-24 | 2021-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 预测直线递减期原油累积产量的方法和装置 |
| CN112836860B (zh) * | 2021-01-12 | 2022-08-02 | 中国石油大学(华东) | 确定压裂井产量递减阶段全周期内动态产量方法、系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105134191A (zh) * | 2015-08-25 | 2015-12-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密油油井储量的评价方法 |
| CN106481315A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 陆上砂岩油藏单井可采储量快速确定模型及建立方法 |
| CN107657338A (zh) * | 2017-09-18 | 2018-02-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 不同液量水平下产量变化预测方法 |
| US10012056B1 (en) * | 2017-04-28 | 2018-07-03 | Shale Specialists, LLC | Method for forecasting well production and determining ultimate recoveries using bubble point decline curve analysis |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101904278B1 (ko) * | 2016-09-05 | 2018-10-04 | 동아대학교 산학협력단 | 비전통가스전에서 누적생산량증가율 지표에 따른 감퇴곡선법 선정 방법 |
| US20180293336A1 (en) * | 2017-04-06 | 2018-10-11 | Qingfeng TAO | Forecasting ultimate recovery of oil and oil production for a multiply-fractured horizontal well |
-
2018
- 2018-10-15 CN CN201811196412.1A patent/CN109252855B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105134191A (zh) * | 2015-08-25 | 2015-12-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密油油井储量的评价方法 |
| CN106481315A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 陆上砂岩油藏单井可采储量快速确定模型及建立方法 |
| US10012056B1 (en) * | 2017-04-28 | 2018-07-03 | Shale Specialists, LLC | Method for forecasting well production and determining ultimate recoveries using bubble point decline curve analysis |
| CN107657338A (zh) * | 2017-09-18 | 2018-02-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 不同液量水平下产量变化预测方法 |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| Benchmarking Unconventional Well Performance Predictions;Rainer等;《SPE/EAGE》;20120322;全文 * |
| Myths and Facts of Forecasting Horizontal Well Production in Unconventional Reservoirs;Vivek Muralidharan等;《URTeC》;20180725;全文 * |
| Optimum Production Metrics to Predict Unconventional Well"s Long-term Performance;Edward Ifejika等;《J Pet Technol》;20170126;全文 * |
| Unconventional Performance Metrics Validated Using Eagle Ford Field Data;B.Lowry等;《URTeC》;20160803;全文 * |
| Understand the Early Indicators for Long-Term Performance of Unconventional Wells;Richard Cao等;《URTeC》;20180725;全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109252855A (zh) | 2019-01-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109252855B (zh) | 确定气井最终累积产量的方法及装置 | |
| CN111441767B (zh) | 油藏生产动态预测方法及装置 | |
| CN105069524B (zh) | 基于大数据分析的计划调度优化方法 | |
| CN104572449A (zh) | 一种基于用例库的自动化测试方法 | |
| CN107291667B (zh) | 一种井间连通程度确定方法及系统 | |
| KR20180026842A (ko) | 비전통가스전에서 누적생산량증가율 지표에 따른 감퇴곡선법 선정 방법 | |
| CN106875286A (zh) | 一种聚合物驱油田全过程注聚参数分阶段优化决策方法 | |
| CN112561356A (zh) | 一种页岩油压裂水平井生产动态模式与产能综合评价方法 | |
| CN116305702A (zh) | 分析数据波动页岩气井产量经验递减曲线的方法及系统 | |
| CN110489844A (zh) | 一种适用于软岩隧道不均匀大变形等级预测方法 | |
| CN104794366A (zh) | 喷油嘴磨粒流加工全因子试验分析方法 | |
| CN114580261A (zh) | 可采储量预测模型建立方法、可采储量预测方法和装置 | |
| CN116976519A (zh) | 一种页岩油藏单井可采储量预测方法及系统 | |
| CN110924935B (zh) | 致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备 | |
| CN116011268A (zh) | 一种优势渗流通道的定量描述方法 | |
| CN111008775B (zh) | 基于矿场不同构成的有用功简化计算方法 | |
| CN112523748B (zh) | 致密油体积压裂效果多阶段、多维度评价方法及装置 | |
| CN113837912A (zh) | 一种建筑业碳排放影响因素分析方法 | |
| CN111878072A (zh) | 一种基于流态识别外推法的页岩气井eur计算方法 | |
| CN112983377A (zh) | 低渗透油藏直井重复压裂增产改造潜力评价及选井方法 | |
| CN106326620A (zh) | 勘探目标分布范围成岩系数模型的优选方法 | |
| CN115619788B (zh) | 一种三维地质模型质量的自动化定量评价方法 | |
| CN115796628A (zh) | 注采井组调整效果判断和评价方法 | |
| CN109426879B (zh) | 一种复杂断陷盆地的油气储量增长预测方法 | |
| CN113153283B (zh) | 一种影响气井产量的主控因素判别方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |