CN109815543A - 计算气田动态储量的方法 - Google Patents

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刘荣和
高志彬
高仪君
郑可
张李
费文宗
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China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd
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Abstract

本发明公开了一种计算气田动态储量的方法，包括如下步骤：a、标准井选取，将标准井的井底流压近似看作区块地层压力，其中井底流压可根据垂直管流模型由井口油压计算得到；b、在开发早期地层条件下流体不发生相态变化且水侵作用较小情况下，利用压降法建立动态储量计算模型；c、根据动态储量计算模型，利用气田累产气、温度，单井油压、天然气高压物性、管柱等数据，计算区块动储量；d、计算结果验证。利用产量不稳定分析法、流动物质平衡法、不稳定试井法等常规方法和"标准井"快速法动态储量计算结果进行对比分析，评价方法适用性。本发明能有效解决目前全气藏关井测压难度大、地层压力精确获得困难，井间干扰，储量“分吃”和计算结果不准的问题。

Description

计算气田动态储量的方法
技术领域
本发明涉及一种快速计算气田动态储量的新方法，适用于连通性好的气田(区块)动态储量计算，属于油气勘探开发的开发领域。
背景技术
气藏储量计算是一项十分重要的工作,它是气田勘探的综合成果,也是后续开发的物质基础,是编制开发方案、调整方案、生产计划、长远规划和确定建设规模及基建投资的依据。对气藏储量感兴趣的不仅是气藏工作者,而且政策决策人、经济学家和气藏工程有关的行业也都关心气藏储量。对于一个已经投入开发的气藏，人们关心的是气藏动态储量有多大，只有确定这个问题，才能够进行气藏开发动态、开采机理等分析，从而认识和了解气藏的开发状况，及时优化调整气井合理工作制度、指导气藏开发。
目前对气藏动态储量的计算方法主要有4种：一是物质平衡法；二是通过试井所得到的预测方法；三是产量不稳定分析法；四是数学统计及其他预测方法。(1)物质平衡法只需要有两次以上的关井复压数据，就能计算动态储量，计算过程相当易于操作，在目前应用比较广泛。该方法多用于开发早期,方法本身简单、易于操作,但由于地层压力的精确获得比较困难，所以在实际应用中会给计算带来误差。(2)不稳定试井法在一定程度上避开了对地质参数的依赖，仅根据试井测试压力数据、地层压力、产量就可计算动态储量。但在实际工作中由于人工选择直线段的主观性、地层压力难以准确获得、无法保证完全的定压或定产而使储量计算存在不可避免的误差。(3)产量不稳定法利单井的生产历史数据(产量和流压)进行物质平衡分析，进而计算单井控制动态储量。其特点是可以利用丰富的单井日常生产数据，不要求气井生产达到拟稳态,不必进行关井测压，也不必进行定产或定压测试，对产量和流压数据没有特殊要求，对于低渗非均质气藏具有较大优势。(4)产量累积法，只需要产量数据，就可以对储量进行估算，且计算过程简单。但只能用于长期连续生产且处于开发后期的井。
目前常规的动态储量计算方法主要是使用单井资料进行分析,计算结果可能是全气藏的储量,也可能是单井控制储量,问题在于动态资料所涉及的范围。连通性好的气藏，单井之间由于井间干扰，存在储量“分吃”和计算结果不准的情况。另外，从川渝油气田开发过去积累的经验看，全气藏关井物质平衡分析法是计算气藏储量的较可靠方法，但全面应用于复杂气藏仍存在诸多困难：如：在目前天然气供需矛盾突出的情况下，全气藏关井测压计算气藏平均地层压力对生产影响过大，难于普遍采用。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种计算气田动态储量的方法。本发明能有效解决目前全气藏关井测压难度大、地层压力精确获得困难，井间干扰，储量“分吃”和计算结果不准的问题。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种计算气田动态储量的方法，其特征在于，包括如下步骤：
a、标准井选取，将标准井的井底流压近似看作区块地层压力；
b、利用压降法建立动态储量计算模型；
c、根据动态储量计算模型，计算区块动储量。
所述步骤a中，标准井的选取基本原则为：a)单井试油测试期间，在不同的产量下，单井的井底流压代表该井的地层压力；b)单井的地层压力代表气田的平均地层压力。
所述步骤a中，选取标准井井底流压替代研究区气田的平均地层压力(公式1)，其中井底流压可根据垂直管流模型(公式2)由井口油压计算得到，计算如下：
Pr≈Pr(B)≈Pwf(B)………..公式1
其中，Pr为平均地层压力，Pr(B)为标准井平均地层压力,Pwf(B)为标准井井底流压。
所述步骤b中，压降法动态储量计算模型如下：
其中，Pwh为气井井口油压，MPa；f为T、P下的摩阻系数，是雷诺数和管壁相对糙度的函数；为井筒或井段平均温度，K；为井筒或井段气体的平均偏差系数；qsc为标准状态下天然气的体积流量，m3/d；D为油管内径，m；s指数为天然气相对密度、井口到气层中部深度、和的函数；Gp为累积产气量,108m3；G为气田地质储量,108m3；e为自然常数；P0为目前平均地层压力,Mpa；Z0为目前平均地层压力下的天然气偏差因子，无因次量；Zr为原始地层压力下的天然气偏差因子，无因次量。
所述步骤c中，根据动态储量计算模型，利用气田累产气、温度，单井油压、天然气高压物性、管柱等数据，计算区块动储量。
本发明还包括步骤d，计算结果验证：利用产量不稳定分析法、流动物质平衡法、不稳定试井法等常规方法和"标准井"快速法动态储量计算结果进行对比分析，评价方法适用性。
采用本发明的优点在于：
1、本发明利用单井井口油压或井底流压便能计算气田(区块)动态储量，有效地解决了目前全气藏关井测压难度大、地层压力精确获得困难的问题，提高了动态储量计算准确度。
2、本发明利用单井压力资料代替气田(区块)地层压力，计算全气藏的储量，有效地回避了单井之间由于井间干扰，存在储量“分吃”导致计算结果不准的情况。
3、本发明利用天然气高压物性资料、单井管柱数据和气田(区块)生产动态数据就能计算动态储量，方法本身简单、易于操作，在连通性好的气田(区块)有很好的推广前景。
综上，本发明为连通性好的气田(区块)提供了利用单井井口油压或井底流压便能计算气田(区块)动态储量的方法，有效地解决了目前全气藏关井测压难度大、地层压力精确获得困难的问题，提高了动态储量计算准确度；方法简单、易于操作，有很好的推广前景。
附图说明
图1B-21井压力计算曲线图。
具体实施方式
实施例1
一种计算气田动态储量的方法，包括如下步骤：
a、标准井选取，将标准井的井底流压近似看作区块地层压力(公式1)，其中井底流压可根据垂直管流模型(公式2)由井口油压计算得到；
b、在开发早期地层条件下流体不发生相态变化且水侵作用较小情况下，利用压降法建立动态储量计算模型(公式3)；
c、根据动态储量计算模型，利用气田累产气、温度，单井油压、天然气高压物性、管柱等数据，计算区块动储量；
d、计算结果验证。利用产量不稳定分析法、流动物质平衡法、不稳定试井法等常规方法和"标准井"快速法动态储量计算结果进行对比分析，评价方法适用性。
所述步骤a中，标准井的选取基本原则为：a)单井试油测试期间，在不同的产量下，单井的井底流压基本可以代表该井的地层压力；b)单井的地层压力基本可以代表气田的平均地层压力。
所述步骤a中，选取标准井井底流压替代研究区气田的平均地层压力如下：
Pr≈Pr(B)≈Pwf(B)………..公式1
Pr为平均地层压力，Pr(B)为标准井平均地层压力,Pwf(B)为标准井井底流压。
所述步骤b中，压降法动态储量计算模型如下：
其中，Pwh为气井井口油压，MPa；f为T、P下的摩阻系数，是雷诺数和管壁相对糙度的函数；为井筒或井段平均温度，K；为井筒或井段气体的平均偏差系数；qsc为标准状态下天然气的体积流量，m3/d；D为油管内径，m；s指数为天然气相对密度、井口到气层中部深度、和的函数；Gp为累积产气量,108m3；G为气田地质储量,108m3；e为自然常数；P0为目前平均地层压力,Mpa；Z0为目前平均地层压力下的天然气偏差因子，无因次量；Zr为原始地层压力下的天然气偏差因子，无因次量。
实施例2
本发明是一种快速计算气田动态储量的新方法，以B气田为例，具体如下：
a、“标准井”的选取。B气田连通性特别好，主体区的各单井压力基本一致，单井的地层压力基本可以代表气田的平均地层压力；其中B-21井产能极高，在不同的产量制度下，生产差压极小(表1)，该井的井底流压基本可以代表该井的地层压力；选取B-21井作为快速评价方法的标准井，进行地层压力的计算(图1)；
b、动态储量计算模型的建立。在开发早期地层条件下流体不发生相态变化且水侵作用较小情况下，利用压降法建立动态储量计算模型；
c、根据动态储量计算模型，利用气田累产气、温度，B-21井油压、天然气高压物性、管柱等数据，计算区块动储量；
d、计算结果验证。"标准井"快速法动态储量计算结果与流动物质平衡法和产量不稳定法一致程度高(表2)，“标准井”快速计算法能达到动储量快速评价的目的。
表1B-21井系统测试表
表2B气田各种动储量计算方法对比表

Claims (6)

1.一种计算气田动态储量的方法，其特征在于，包括如下步骤：
a、标准井选取，将标准井的井底流压近似看作区块地层压力；
b、利用压降法建立动态储量计算模型；
c、根据动态储量计算模型，计算区块动储量。
2.根据权利要求1所述的计算气田动态储量的方法，其特征在于：所述步骤a中，标准井的选取基本原则为：a)单井试油测试期间，在不同的产量下，单井的井底流压代表该井的地层压力；b)单井的地层压力代表气田的平均地层压力。
3.根据权利要求2所述的计算气田动态储量的方法，其特征在于：所述步骤a中，选取标准井井底流压替代研究区气田的平均地层压力(公式1)，其中井底流压可根据垂直管流模型(公式2)由井口油压计算得到，计算如下：
Pr≈Pr(B)≈Pwf(B)………..公式1
其中，Pr为平均地层压力，Pr(B)为标准井平均地层压力,Pwf(B)为标准井井底流压。
4.根据权利要求3所述的计算气田动态储量的方法，其特征在于：所述步骤b中，压降法动态储量计算模型如下：
其中，Pwh为气井井口油压，MPa；f为T、P下的摩阻系数，是雷诺数和管壁相对糙度的函数；为井筒或井段平均温度，K；为井筒或井段气体的平均偏差系数；qsc为标准状态下天然气的体积流量，m3/d；D为油管内径，m；s指数为天然气相对密度、井口到气层中部深度、和的函数；Gp为累积产气量,108m3；G为气田地质储量,108m3；e为自然常数；P0为目前平均地层压力,Mpa；Z0为目前平均地层压力下的天然气偏差因子，无因次量；Zr为原始地层压力下的天然气偏差因子，无因次量。
5.根据权利要求4所述的计算气田动态储量的方法，其特征在于：所述步骤c中，根据动态储量计算模型，利用气田累产气、温度，单井油压、天然气高压物性、管柱数据，计算区块动储量。
6.根据权利要求5所述的计算气田动态储量的方法，其特征在于：本发明还包括步骤d，计算结果验证：利用产量不稳定分析法、流动物质平衡法、不稳定试井法常规方法和"标准井"快速法动态储量计算结果进行对比分析，评价方法适用性。
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