CN109681184B - 页岩气井生产动态预测方法及设备 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种页岩气井生产动态预测方法，包括下列步骤：获取气井数据，据以判断气井生产方式，并划分气井生产阶段；根据与气井生产阶段对应的压力递减规律，进行所述气井生产阶段中的多个稳产阶段压力递减预测或产量递减阶段产量递减预测，相应获取多个所述稳产阶段或稳压阶段的页岩气储量信息；根据页岩气产量递减规律和/或页岩气压力递减规律，分析多个所述页岩气储量信息，获取气井可采储量信息。本发明提供的页岩气井生产动态预测方法通过采用根据页岩气井常见参数自动识别生产方式，并对生产阶段自动分段，实现可通过计算机自动进行页岩气储量信息预测，能有效避免人的主观因素对产量预测影响，并且提高预测准确性和效率。

Description

页岩气井生产动态预测方法及设备

技术领域

本发明涉及油气资源开发生产方法领域，特别是涉及一种页岩气井生产动态预测方法及设备。

背景技术

页岩气的来源是生化气、热成气，通常以游离态存在于天然裂缝和孔隙中，或者以吸附态存在于干酪根、黏土颗粒表面，还有极少量以溶解状态储存于沥青质中。与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。页岩气储层渗透率低，开采难度较大，需要通过水平井钻井、多段压裂技术等多种方法才能实现有效开发，由于地质条件和工艺水平存在差异，气井产能各不相同，而且可能存在相同区域差异较大的现象。

因气井产能差异大且采用不同的生产方式，从而很容易影响气井的生产特征，页岩气井的生产特征并不一致无法用统一方法进行分析，并且通过人工进行气井产量预测，会明显受到主观因素的影响，判断的效率不高，无法做到实时更新。

发明内容

基于此，有必要针对上述提到的至少一个问题，提供一种页岩气井生产动态预测方法。

一种页岩气井生产动态预测方法，包括下列步骤：

获取气井数据，据以判断气井生产方式，并划分气井生产阶段；

根据与气井生产阶段对应的压力递减规律，进行所述气井生产阶段中的多个稳产阶段压力递减预测或产量递减阶段产量递减预测，相应获取多个所述稳产阶段或稳压阶段的页岩气储量信息；

根据页岩气产量递减规律和/或页岩气压力递减规律，分析多个所述页岩气储量信息，获取气井可采储量信息。

在其中一个实施例中，所述气井数据包括生产时间、日产气量、油压和套压；所述气井数据获取自气井历史数据数据库。

在其中一个实施例中，所述判断气井生产方式，并划分气井生产阶段的步骤具体包括：

根据所述气井数据，判断气井生产方式为油管生产方式、套管生产方式和环空生产方式；

根据所述气井生产方式，以及与所述气井生产方式对应的产气量和产水量数据，将气井生产阶段划分为定产降压或定压降产。

进一步的，根据气井数据中的生产压力数据，进一步将所述定压降产生产阶段分为连续递减生产阶段或间歇生产阶段。

进一步的，对所述定产降压生产阶段的气井进行稳产阶段压力递减预测过程中，截止值为当前气井的外输压力；

对所述定压降产生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为气井的废弃产量。

更进一步的，对所述连续递减生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为连续携液流量产量；

对于所述间歇生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为每个生产周期递减至临界携液流量。

在其中一个实施例中，所述页岩气产量递减规律具体为气井稳定在一个产量和一段生产预定周期下的压力递减数据，所述气井稳定具体表征为压力波动小于等于预设压力值；

获取页岩气井压力新数据，判断到新数据与页岩气井压力的历史压力递减数据一致则利用历史压力递减数据对应的页岩气产量递减规律，或

判断到新数据与历史数据不一致，则将所述新数据对应的页岩气产量递减规律替代历史数据对应的页岩气产量递减规律。

在其中一个实施例中，所述页岩气产量递减规律具体包括：指数递减规律、双曲递减规律和/或调和递减规律。

本发明同时提供一种页岩气生产动态预测设备，其中存储有多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行：

获取气井数据，据以判断气井生产方式，并划分气井生产阶段；

根据所述生产阶段中的压力递减规律，进行所述生产阶段中的多个稳产阶段压力递减预测，分别获取多个所述稳产阶段的页岩气储量信息；

根据页岩气产量递减规律，分析多个所述页岩气储量信息，获取气井可采储量信息。

本发明提供的页岩气井生产动态预测方法通过采用根据页岩气井常见参数自动识别生产方式，并对生产阶段自动分段，实现可通过计算机自动进行页岩气储量信息预测，能有效避免人的主观因素对产量预测影响，并且提高预测准确性和效率。

附图说明

图1为本发明一实施例中页岩气井生产动态预测方法的方法流程图；

图2为本发明一实施例中页岩气井生产动态预测方法的流程图。

具体实施方式

为了便于理解本发明，下面将参照相关附图对本发明进行更全面的描述。附图中给出了本发明的较佳实施例。但是，本发明可以以许多不同的形式来实现，并不限于本文所描述的实施例。相反地，提供这些实施例的目的是使对本发明的公开内容的理解更加透彻全面。

需要说明的是，当元件被称为“固定于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。

除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本发明。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。

本发明一实施例中提供了一种页岩气井生产动态预测方法，如图1和图2所示，包括下列步骤：

步骤S10：获取气井数据，据以判断气井生产方式，并划分气井生产阶段。气井数据为本领域常见的参数，包括地理位置、地质参数、温湿度信息等等，优选的，本发明中选取的气井数据至少包括生产时间、产气量、油压和套压等。这些气井数据均可直接由实时数据库通过不同现场设备获取，计算机对此类数据自动汇总以形成气井历史数据数据库，在使用时，计算机根据需要对气井历史数据数据库中的气井数据进行调用。在本步骤中，判断气井生产方式，并划分气井生产阶段的步骤具体包括：

步骤S11：根据所述气井数据，判断气井生产方式为油管生产方式、套管生产方式或环空生产方式。具体的，根据气井数据中的压力数据，若不存在油压数据(根据预设判定标准判定为油压数据位于可忽略数值范围内)，则判断气井生产方式为套管生产方式；如存在油压数据，进一步的若油压大于套压，则判断为环空生产方式，若油压小于套压，则判断为油管生产方式。

步骤S12：根据所述气井生产方式，以及与所述气井生产方式对应的产气量数据，将气井生产阶段划分为定产降压或定压降产。

根据某一口井的气井历史数据，将其根据生产方式划分为套管生产方式、环空生产方式、油管生产方式等，根据各气井生产方式中压力变化的特征，结合气井数据中的产气量数据和产水量数据，自动划分气井生产阶段，若日产气量稳定在一个预定稳定值上下波动，则进一步判断日产水量是否稳定，也即在生产过程中判断为定产压力递减情况，判断时可用一条线拟合，判断拟合R2是否大于X，当有新数据加入时，如果小于前一拟合趋势的波动值X，则将生产压力进一步递减，如果不是，则截断趋势递减，重新形成新的趋势，优选的，对定产降压生产阶段的气井进行稳产阶段压力递减预测过程中，截止值为当前气井的外输压力，对定压降产生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为气井的废弃产量。根据压力递减情况判定生产阶段类型，气井生产阶段要么为定产降压生产阶段，要么为定压降产生产阶段，明确生产阶段后才可进一步选择预测参数和节点。当压力递减保持稳定，判断为定产降压生产阶段，即稳产阶段，如果是压力值保持稳定，而压力递减稳定，则判断为定压降产生产阶段，即稳压阶段。

步骤S20：根据生产阶段中的压力递减规律，进行生产阶段中的多个稳产阶段压力递减预测或产量递减阶段产量递减预测，相应获取多个稳产阶段或稳压阶段的页岩气储量信息。当为压力递减规律，也即该生产阶段以定产降压为主，则进一步分析多个压力梯度下页岩气储量信息，从而得出阶段递减特征，根据气井数据中统计得到的压力历史数据得出压力递减规律，进行生产压力预测，获取该阶段页岩气累计产量预测值。当为定压降产，即稳压阶段，则进一步分析定压降产的产量递减规律，根据生产压力数据判断页岩气井所处连续递减阶段或间歇生产阶段，或者将两种生产阶段结合以备于进一步全面分析页岩气储量或可开采量信息。

步骤S30：根据页岩气产量递减规律和/或页岩气压力递减规律，分析多个页岩气储量信息，获取气井可采储量信息。根据气井数据中统计得到的压力历史数据得出压力递减规律，进行生产压力预测，获取该阶段页岩气累计产量预测值，或者根据产量历史数据得出产量递减规律，进行页岩气日产量预测，获取该阶段累计产量预测值。当然，也可将两种生产阶段结合起来，进行页岩气产量预测。

根据获取到的多个页岩气储量信息，以及相对应的页岩气产量递减规律，即可分析得出该气井的可采储量信息。对于定产降压阶段的页岩气井，经多次判断，采用指数递减规律、双曲递减规律和/或调和递减规律等计算方法，计算机可获取其压力递减与产量之间的关系，对于定压降产生产阶段的页岩气井，计算机会判断出产量下降的规律，从而获取气井的可采储量信息。

当然，对于步骤S20中判断出定压降产生产阶段，在其中一个实施例中，页岩气产量递减规律具体为气井稳定在一个产量和生产预定周期下(如15天)的压力递减数据，气井稳定具体为压力波动小于等于3MPa。

获取页岩气井压力新数据，判断到新数据与页岩气井压力历史数据一致则利用历史数据对应的页岩气产量递减规律，或判断到新数据与历史数据不一致，则将新数据对应的页岩气产量递减规律替代历史数据对应的页岩气产量递减规律。

当然，对于步骤S20中判断出的定压降产生产阶段，其又可具体分为连续递减生产阶段或间歇生产阶段。即根据气井数据中的生产压力数据，判断生产压力是否稳定，即波动幅度处于预设值范围之内，若生产压力稳定则判断为连续递减生产阶段，若生产压力不稳定则判断为间歇生产阶段。对连续递减生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为连续携液流量产量。对于间歇生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为每个生产周期递减至临界携液流程。根据产量历史数据得出产量递减规律，进行页岩气日产量预测，预测截止值为连续携液流量，根据日产量预测结果得出阶段生产时间，获取该阶段累计产量预测值。或者，根据产量历史数据得出产量递减规律，进行页岩气日产量预测，每个生产周期的预测截止值为临界携液流量，根据日产量预测结果结合间隙生产周期，获取该阶段累计产量预测值。

为进一步便于说明本发明提供的页岩气井生产动态预测方法的内容，现列举实例进行说明：

选取页岩气田XHF井进行生产动态预测，该井生产历经定产降压阶段、定压降产阶段的连续递减阶段，目前处于定压降产阶段的间歇生产阶段。首先计算机获取XHF井数据，判断存在油压数据且油压小于套压，判断为油管生产，因此生产压力预测代表对油压进行预测。

根据截取的稳定日产气量数据，判断并选定该井处于定产降压阶段的不同时间节点，计算机获取XHF井压力历史数据，自适应拟合生成生产压力递减模型，计算得到不同时间节点生产压力预测值，得到生产压力递减到目前输压所用时间，结合日产气量得到该阶段累计产量预测值。

根据截取的波动幅度超过预设值范围的日产气量数据，判断并选定该井处于定压降产阶段，进一步根据稳定的生产压力数据，判断并选定该井处于连续递减阶段的不同时间节点，采用指数递减规律、双曲递减规律和调和递减规律等计算方法自适应拟合产量数据，生成产量递减预测模型，判断出产量下降的规律，计算得到气井不同时间节点的产量，结合该阶段生产时间，得到累计产量预测值。

根据截取的波动幅度超过预设值范围的日产气量数据，判断并选定该井处于定压降产阶段，进一步根据波动幅度超过预设值范围的生产压力数据，判断并选定该井处于间歇生产阶段的不同时间节点，采用指数递减规律、双曲递减规律或调和递减规律等计算方法自适应拟合数据，生成产量递减预测模型，判断出产量下降的规律，计算得到气井不同时间节点的产量，结合该阶段生产周期，得到累计产量预测值。

按照上述步骤具体实施后，XHF井全生命周期生产动态预测结果如表1所示，预测精度满足生产要求。目前该井储量为前几个阶段的实际累产与最新阶段预测值之和。

表1XHF井全生命周期生产动态预测结果

基于计算机系统的思路，本发明同时提供一种页岩气井生产动态预测设备，其中存储有多条指令，这些指令适于由处理器加载并执行：

步骤S10：获取气井数据，据以判断气井生产方式，并划分气井生产阶段。

步骤S20：根据与气井生产阶段对应的压力递减规律，进行气井生产阶段中的多个稳产阶段压力递减预测或产量递减阶段产量递减预测，相应获取多个稳产阶段或稳压阶段的页岩气储量信息。

步骤S30：根据页岩气产量递减规律和/或页岩气压力递减规律，分析多个页岩气储量信息，获取气井可采储量信息。

详细过程参见前文对于页岩气井生产动态预测方法的描述。以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (8)

1.一种页岩气井生产动态预测方法，其特征在于，包括下列步骤：

获取气井数据，据以判断气井生产方式，并划分气井生产阶段；

根据与气井生产阶段对应的压力递减规律，进行所述气井生产阶段中的多个稳产阶段压力递减预测或产量递减阶段产量递减预测，相应获取多个所述稳产阶段或稳压阶段的页岩气储量信息；

根据页岩气产量递减规律和/或页岩气压力递减规律，分析多个所述页岩气储量信息，获取气井可采储量信息；

所述页岩气产量递减规律具体为气井稳定在一个产量和一段生产预定周期下的压力递减数据，所述气井稳定具体表征为压力波动小于等于预设压力值；

获取页岩气井压力新数据，判断到新数据与页岩气井压力的历史压力递减数据一致则利用历史压力递减数据对应的页岩气产量递减规律，或

判断到新数据与历史数据不一致，则将所述新数据对应的页岩气产量递减规律替代历史数据对应的页岩气产量递减规律。

2.根据权利要求1所述的页岩气井生产动态预测方法，其特征在于，所述气井数据包括生产时间、日产气量、油压和套压；所述气井数据获取自气井历史数据数据库。

3.根据权利要求1所述的页岩气井生产动态预测方法，其特征在于，所述判断气井生产方式，并划分气井生产阶段的步骤具体包括：

根据所述气井数据，判断气井生产方式为油管生产方式、套管生产方式和环空生产方式；

根据所述气井生产方式，以及与所述气井生产方式对应的产气量数据，将气井生产阶段划分为定产降压或定压降产。

4.根据权利要求3所述的页岩气井生产动态预测方法，其特征在于，根据气井数据中的生产压力数据，进一步将所述定压降产生产阶段分为连续递减生产阶段或间歇生产阶段。

5.根据权利要求3所述的页岩气井生产动态预测方法，其特征在于，对所述定产降压生产阶段的气井进行稳产阶段压力递减预测过程中，截止值为当前气井的外输压力；

对所述定压降产生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为气井的废弃产量。

6.根据权利要求4所述的页岩气井生产动态预测方法，其特征在于，对所述连续递减生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为连续携液流量产量；

对于所述间歇生产阶段的气井进行稳产阶段的页岩气储量递减预测，截止值为每个生产周期递减至临界携液流量。

7.根据权利要求1所述的页岩气井生产动态预测方法，其特征在于，所述页岩气产量递减规律具体包括：指数递减规律、双曲递减规律和/或调和递减规律。

8.一种页岩气井生产动态预测设备，其特征在于，其中存储有多条指令，所述指令适于由处理器加载并执行：

获取气井数据，据以判断气井生产方式，并划分气井生产阶段；

根据所述生产阶段中的压力递减规律，进行所述生产阶段中的多个稳产阶段压力递减预测，分别获取多个所述稳产阶段的页岩气储量信息；

根据页岩气产量递减规律，分析多个所述页岩气储量信息，获取气井可采储量信息；

所述页岩气产量递减规律具体为气井稳定在一个产量和一段生产预定周期下的压力递减数据，所述气井稳定具体表征为压力波动小于等于预设压力值；

获取页岩气井压力新数据，判断到新数据与页岩气井压力的历史压力递减数据一致则利用历史压力递减数据对应的页岩气产量递减规律，或

判断到新数据与历史数据不一致，则将所述新数据对应的页岩气产量递减规律替代历史数据对应的页岩气产量递减规律。

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