CN110895637A - 一种产水气井单井控制储量的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于控制步骤如下：a.对产水气井单井进行数据测量；b.利用已知气、水两相相渗曲线，分别拟合气、水两相相对渗透率Krg、Krw与含水饱和度Sw的关系式，并选择相关系数最大的作为拟合结果；将天然气的黏度按照不同的化氢含量、不同的压力以及不同的温度计算，地层水黏度按照不同的化氢溶解度、不同的离子含量进行计算，并将含水饱和度Sw表示为目前累计产气量Gp以及单井控制储量G的表达式；给定不同的单井控制储量G，积分得到不同单井控制储量G下的累计产气量Gp与累计产水量Wp的关系图版；绘制累计产水量Wp与累计产气量Gp关系曲线，c.与理论图版进行对比，确定单井控制储量。
Description
技术领域
本发明属于气井单井控制储量领域，具体涉及一种产水气井单井控制储量的方法。
背景技术
气井单井控制储量计算是气田开发过程中一项重要的工作，通过对气井单井控制储量的计算，可以对气井单井配产进行优化以及水侵量的估算，为下步制定防水以及治水措施提供依据，特别是在高含水气藏开发过程中，气相与液相的渗流特征较为复杂，且受到沉积等因素的影响，准确计算其单井控制储量对跟踪整个气井的动态有着至关重要的作用。
目前在国内外已有较多的学者对气井单井控制储量(干气气井与产水气井)的计算进行较为深入的研究，主要分为以下三类：第I类为物质平衡方法，但对于产水气藏，水侵量计算过程繁琐，主要计算模型有Schilthuis模型、Van Everdingen&Hurst模型以及Fetkovich模型；第Ⅱ类为试井分析方法，主要包括弹性二相法与压力恢复试井法，但该类方法要求气井生产达到拟稳态，因而无法应用于投产时间较短的气井；第Ⅲ类方法为产量不稳定分析方法，但该类方法在单井控制储量计算过程中受产水影响较大，不能计算产水气井的单井控制储量。同时以上三类方法均需要产水气井的气水渗流规律与气井产能公式较为深入的研究，若考虑到沉积等因素的影响，渗流规律变得更加复杂，无法运用于高产水气井单井控制储量的计算。
气田开发过程中，礁滩复合区以及滩区气井先后出水，且出水的趋势较为明显，这也是生物礁气藏的一般特征，目前计算产水气井单井控制储量的方法较为繁琐，需要满足的条件较多，且计算过程涉及繁琐的水侵量计算过程中，无法较为广泛的推广。以元坝高气田为例，随着气井压力的逐渐降低，半数以上气井产水逐渐明显，且均以地层水为主，由于渗流规律复杂，产能公式繁琐，无法较为准确以及大量计算气井单井控制储量，给产水气井的动态分析、产能预测、合理配产以及水侵对策研究带来一定的难度，同时也给整个气田的动态分析带来挑战。
发明内容
本发明的目的在于针对目前产水气井单井控制储量计算较为繁琐的现状，简化前人对产水气井单井控制储量的求解过程，建立高产水气井单井控制储量的计算新方法。
基于高产水气井渗流特征，利用产水气藏分流率与日产气量、日产水量的关系，结合气、水两相相渗曲线，得到高产水气井单井控制储量计算的理论图版，通过生产动态资料与单井控制储量理论图版进行拟合，得到单井控制储量，弥补了常规计算方法的不足，提供了一种产水气井单井控制储量的方法。
一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于方法具体步骤如下：
a.对产水气井单井进行数据测量；
b.对步骤a中测量到的数据进行处理；
c.根据步骤b中的处理结果确定单井控制储量；
所述步骤b的详细步骤如下：
(1)利用已知气、水两相相渗曲线，分别拟合气、水两相相对渗透率Krg、Krw与含水饱和度Sw的关系式，并选择相关系数最大的作为拟合结果；
(2)将天然气的黏度按照不同的化氢含量、不同的压力以及不同的温度计算，地层水黏度按照不同的化氢溶解度、不同的离子含量等进行计算，并将含水饱和度Sw表示为目前累计产气量Gp以及单井控制储量G的表达式；
(3)给定不同的单井控制储量G，积分得到不同单井控制储量G下的累计产气量Gp与累计产水量Wp的关系图版；
(4)利用产水气井生产动态数据，绘制累计产水量Wp与累计产气量Gp关系曲线，并与理论图版进行对比，确定单井控制储量。
所述步骤(1)的详细步骤如下：
高含水气藏开发过程中，在不考虑毛管力和重力影响条件下，fw为气藏中水相分流率或单井含水率，且令μR＝μg/μw，则
所述fw为单井含水率或气藏水相分流率，单位为％；所述Qg为日产气量，单位为m3/d；所述Qw为日产水量，单位为m3/d；所述μR为气、水黏度比；所述Krg为气相相对渗透率；所述Krw为水相相对渗透率；
由式(1)经整理得到
根据气水两相渗流理论，气、水两相相对渗透率与含水饱和度的关系
所述Sw为含水饱和度。
将式(3)代入式(2)得
所述Sw为含水饱和度。
所述步骤(2)的详细步骤如下：
根据含水气藏物质平衡方程以及采出程度的表达式R＝Gp/G
G＝Gp+Gres (5)
所述G为单井控制储量，单位为108m3；所述Gp为目前累计产气量，单位为108m3；所述Gres为气藏目前剩余储量，单位为108m3；
则目前气藏含水饱和度可以表示为
Sw＝Swi+R(1-Swi) (6)
所述R为采出程度，单位为％；所述Swi为气藏原始含水饱和度，单位为％；
将式(6)代入式(4)
所述步骤(3)的详细步骤为：
由累计产水量Wp以及累计产气量Gp与日产气量Qg、日产水量Qw的关系式
Qg＝dGp/dt，Qw＝dWp/dt (8)
因此式(7)右端可以化为
则式(7)可以化为
将式(10)分离变量积分，积分上下限从0到目前累计产气量与累计产水量，得到累计产水量Wp与累计产气量Gp、单井控制储量G的关系式为
所述Wp为累计产水量，单位为m3；
其中，
在已知单井气、水两相相渗曲线、目前累计产气量以及目前累计产水量的条件下，根据式(11)确定不同单井控制储量下的累计产水量与累计产气量。
所述Wp为累计产水量，单位为m3。
本发明的有益效果：
1.本发明方法步骤简单明了，减少了繁多的步骤，避免了繁多复杂的步骤带来数据的不准确性。
2.本发明相对于以往的传统的方法，该方法可以避免复杂的理论计算、数据拟合以及软件调参过程，可以仅仅通过调整一个参数就可以改变图版的精度来拟合实际数据，使得计算过程更加灵活。
3.本发明不局限于井型、不局限于渗流模式，既可以计算产水直井，也可以计算产水水平井，同时不考虑因为不同井型号引起的渗流模式改变而导致的产能方程的变化。
4.本发明涉及到的方法对于整个气藏来说，只要参数获取较为合理，相渗曲线可靠，也可以计算整个气藏的动态储量，推广价值较高。
附图说明
图1为本发明的单井控制储量理论图版。
具体实施方式
实施例1：
一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于方法具体步骤如下：
a.对产水气井单井进行数据测量；
b.对步骤a中测量到的数据进行处理；
c.根据步骤b中的处理结果确定单井控制储量；
所述步骤b的详细步骤如下：
(1)利用已知气、水两相相渗曲线，分别拟合气、水两相相对渗透率Krg、Krw与含水饱和度Sw的关系式，并选择相关系数最大的作为拟合结果；
(2)将天然气的黏度按照不同的化氢含量、不同的压力以及不同的温度计算，地层水黏度按照不同的化氢溶解度、不同的离子含量等进行计算，并将含水饱和度Sw表示为目前累计产气量Gp以及单井控制储量G的表达式；
(3)给定不同的单井控制储量G，积分得到不同单井控制储量G下的累计产气量Gp与累计产水量Wp的关系图版；
(4)利用产水气井生产动态数据，绘制累计产水量Wp与累计产气量Gp关系曲线，并与理论图版进行对比，确定单井控制储量。
实施例2：
一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于方法具体步骤如下：
a.对产水气井单井进行数据测量；
b.对步骤a中测量到的数据进行处理；
c.根据步骤b中的处理结果确定单井控制储量；
所述步骤b的详细步骤如下：
(1)利用已知气、水两相相渗曲线，分别拟合气、水两相相对渗透率Krg、Krw与含水饱和度Sw的关系式，并选择相关系数最大的作为拟合结果；
(2)将天然气的黏度按照不同的化氢含量、不同的压力以及不同的温度计算，地层水黏度按照不同的化氢溶解度、不同的离子含量等进行计算，并将含水饱和度Sw表示为目前累计产气量Gp以及单井控制储量G的表达式；
(3)给定不同的单井控制储量G，积分得到不同单井控制储量G下的累计产气量Gp与累计产水量Wp的关系图版；
(4)利用产水气井生产动态数据，绘制累计产水量Wp与累计产气量Gp关系曲线，并与理论图版进行对比，确定单井控制储量。
所述步骤(1)的详细步骤如下：
高含水气藏开发过程中，在不考虑毛管力和重力影响条件下，fw为气藏中水相分流率或单井含水率，且令μR＝μg/μw，则
由式(1)经整理得到
根据气水两相渗流理论，气、水两相相对渗透率与含水饱和度的关系
将式(3)代入式(2)得
所述步骤(2)的详细步骤如下：
根据含水气藏物质平衡方程以及采出程度的表达式R＝Gp/G
G＝Gp+Gres (5)
则目前气藏含水饱和度可以表示为
Sw＝Swi+R(1-Swi) (6)
所述R为采出程度，单位为％；所述Swi为气藏原始含水饱和度，单位为％；
将式(6)代入式(4)
所述步骤(3)的详细步骤为：
由累计产水量Wp以及累计产气量Gp与日产气量Qg、日产水量Qw的关系式
Qg＝dGp/dt，Qw＝dWp/dt (8)
因此式(7)右端可以化为
则式(7)可以化为
将式(10)分离变量积分，积分上下限从0到目前累计产气量与累计产水量，得到累计产水量Wp与累计产气量Gp、单井控制储量G的关系式为
其中，
在已知单井气、水两相相渗曲线、目前累计产气量以及目前累计产水量的条件下，根据式(11)确定不同单井控制储量下的累计产水量与累计产气量。
实施例4：
一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于方法具体步骤如下：
a.对产水气井单井进行数据测量；
b.对步骤a中测量到的数据进行处理；
c.根据步骤b中的处理结果确定单井控制储量；
所述步骤b的详细步骤如下：
(1)利用已知气、水两相相渗曲线，分别拟合气、水两相相对渗透率Krg、Krw与含水饱和度Sw的关系式，并选择相关系数最大的作为拟合结果；
(2)将天然气的黏度按照不同的化氢含量、不同的压力以及不同的温度计算，地层水黏度按照不同的化氢溶解度、不同的离子含量等进行计算，并将含水饱和度Sw表示为目前累计产气量Gp以及单井控制储量G的表达式；
(3)给定不同的单井控制储量G，积分得到不同单井控制储量G下的累计产气量Gp与累计产水量Wp的关系图版；
(4)利用产水气井生产动态数据，绘制累计产水量Wp与累计产气量Gp关系曲线，并与理论图版进行对比，确定单井控制储量。
所述步骤(1)的详细步骤如下：
高含水气藏开发过程中，在不考虑毛管力和重力影响条件下，fw为气藏中水相分流率或单井含水率，且令μR＝μg/μw，则
所述fw为单井含水率或气藏水相分流率，单位为％；所述Qg为日产气量，单位为m3/d；所述Qw为日产水量，单位为m3/d；所述μR为气、水黏度比；所述Krg为气相相对渗透率；所述Krw为水相相对渗透率；
由式(1)经整理得到
根据气水两相渗流理论，气、水两相相对渗透率与含水饱和度的关系
所述Sw为含水饱和度。
将式(3)代入式(2)得
所述Sw为含水饱和度。
所述步骤(2)的详细步骤如下：
根据含水气藏物质平衡方程以及采出程度的表达式R＝Gp/G
G＝Gp+Gres (5)
所述G为单井控制储量，单位为108m3；所述Gp为目前累计产气量，单位为108m3；所述Gres为气藏目前剩余储量，单位为108m3；
则目前气藏含水饱和度可以表示为
Sw＝Swi+R(1-Swi) (6)
所述R为采出程度，单位为％；所述Swi为气藏原始含水饱和度，单位为％；
将式(6)代入式(4)
所述步骤(3)的详细步骤为：
由累计产水量Wp以及累计产气量Gp与日产气量Qg、日产水量Qw的关系式
Qg＝dGp/dt，Qw＝dWp/dt (8)
因此式(7)右端可以化为
则式(7)可以化为
将式(10)分离变量积分，积分上下限从0到目前累计产气量与累计产水量，得到累计产水量Wp与累计产气量Gp、单井控制储量G的关系式为
所述Wp为累计产水量，单位为m3；
其中，
在已知单井气、水两相相渗曲线、目前累计产气量以及目前累计产水量的条件下，根据式(11)确定不同单井控制储量下的累计产水量与累计产气量。
所述Wp为累计产水量，单位为m3。
实施例5：
一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于控制步骤如下：
a.对产水气井单井进行数据测量；
b.对步骤a中测量到的数据进行处理；
c.根据步骤b中的处理结果确定单井控制储量；
所述步骤b的详细步骤如下：
(1)利用已知气、水两相相渗曲线，分别拟合气、水两相相对渗透率Krg、Krw与含水饱和度Sw的关系式，并选择相关系数最大的作为拟合结果；
(2)将天然气的黏度按照不同的化氢含量、不同的压力以及不同的温度计算，地层水黏度按照不同的化氢溶解度、不同的离子含量等进行计算，并将含水饱和度Sw表示为目前累计产气量Gp以及单井控制储量G的表达式；
(3)给定不同的单井控制储量G，积分得到不同单井控制储量G下的累计产气量Gp与累计产水量Wp的关系图版；
(4)利用产水气井生产动态数据，绘制累计产水量Wp与累计产气量Gp关系曲线，并与理论图版进行对比，确定单井控制储量。
所述Wp的关系图版为具体为：Wp与累计产气量Gp、单井控制储量G的关系表示为：
Wp的关系图版具体推导过程如下：
高含水气藏开发过程中，在不考虑毛管力和重力影响条件下，fw为气藏中水相分流率或单井含水率，且令μR＝μg/μw，则
式(1)经整理得到
根据气水两相渗流理论，气、水两相相对渗透率与含水饱和度的关系
将式(3)代入式(2)得
根据含水气藏物质平衡方程以及采出程度的表达式R＝Gp/G
G＝Gp+Gres (5)
则目前气藏含水饱和度可以表示为
Sw＝Swi+R(1-Swi) (6)
将式(6)代入式(4)
由累计产水量Wp以及累计产气量Gp与日产气量Qg、日产水量Qw的关系式
Qg＝dGp/dt，Qw＝dWp/dt (8)
因此式(7)右端可以化为
则式(7)可以化为
式(10)分离变量积分，积分上下限从0到目前累计产气量与累计产水量，得到累计产水量Wp与累计产气量Gp、单井控制储量G的关系式为
其中，
在已知单井气、水两相相渗曲线、目前累计产气量以及目前累计产水量的条件下，根据式(11)确定不同单井控制储量下的累计产水量与累计产气量。
Claims (4)
1.一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于方法具体步骤如下
a.对产水气井单井进行数据测量；
b.对步骤a中测量到的数据进行处理；
c.根据步骤b中的处理结果确定单井控制储量；
所述步骤b的详细步骤如下：
(1)利用已知气、水两相相渗曲线，分别拟合气、水两相相对渗透率Krg、Krw与含水饱和度Sw的关系式，并选择相关系数最大的作为拟合结果；
(2)将天然气的黏度按照不同的化氢含量、不同的压力以及不同的温度计算，地层水黏度按照不同的化氢溶解度、不同的离子含量等进行计算，并将含水饱和度Sw表示为目前累计产气量Gp以及单井控制储量G的表达式；
(3)给定不同的单井控制储量G，积分得到不同单井控制储量G下的累计产气量Gp与累计产水量Wp的关系图版；
(4)利用产水气井生产动态数据，绘制累计产水量Wp与累计产气量Gp关系曲线，并与理论图版进行对比，确定单井控制储量。
2.根据权利要求1所述一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于：
所述步骤(1)的详细步骤如下：
高含水气藏开发过程中，在不考虑毛管力和重力影响条件下，fw为气藏中水相分流率或单井含水率，且令μR＝μg/μw，则
所述fw为单井含水率或气藏水相分流率，单位为％；所述Qg为日产气量，单位为m3/d；所述Qw为日产水量，单位为m3/d；所述μR为气、水黏度比；所述Krg为气相相对渗透率；所述Krw为水相相对渗透率；
由式(1)经整理得到
根据气水两相渗流理论，气、水两相相对渗透率与含水饱和度的关系
所述Sw为含水饱和度。
将式(3)代入式(2)得
所述Sw为含水饱和度。
3.根据权利要求1所述一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于：
所述步骤(2)的详细步骤如下：
根据含水气藏物质平衡方程以及采出程度的表达式R＝Gp/G
G＝Gp+Gres (5)
所述G为单井控制储量，单位为108m3；所述Gp为目前累计产气量，单位为108m3；所述Gres为气藏目前剩余储量，单位为108m3；
则目前气藏含水饱和度可以表示为
Sw＝Swi+R(1-Swi) (6)
所述R为采出程度，单位为％；所述Swi为气藏原始含水饱和度，单位为％；
将式(6)代入式(4)
4.根据权利要求1所述一种产水气井单井控制储量的方法，其特征在于：
步骤(3)的详细步骤为：
由累计产水量Wp以及累计产气量Gp与日产气量Qg、日产水量Qw的关系式
Qg＝dGp/dt，Qw＝dWp/dt (8)
因此式(7)右端可以化为
则式(7)可以化为
将式(10)分离变量积分，积分上下限从0到目前累计产气量与累计产水量，得到累计产水量Wp与累计产气量Gp、单井控制储量G的关系式为
所述Wp为累计产水量，单位为m3；
其中，
在已知单井气、水两相相渗曲线、目前累计产气量以及目前累计产水量的条件下，根据式(11)确定不同单井控制储量下的累计产水量与累计产气量。
所述Wp为累计产水量，单位为m3。
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| CN104018829A (zh) * | 2014-05-23 | 2014-09-03 | 中国地质大学（北京） | 一种利用煤层气井生产数据测量气水相渗曲线的方法 |
| CN105160146A (zh) * | 2015-07-07 | 2015-12-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水驱特征关系图版生成方法及装置 |
| CN106204304A (zh) * | 2016-07-12 | 2016-12-07 | 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院 | 一种砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法 |
-
2019
- 2019-09-06 CN CN201910843493.8A patent/CN110895637A/zh active Pending
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