CN111353205B - 用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法 - Google Patents

用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，属于油气田勘探开发领域。该方法包括：根据水锁表皮系数对气井的影响，建立致密气藏产水气井拟稳定状态下的二项式产能方程；根据气井试气阶段的流压、产气和产液数据，以及实测相渗曲线得到气井试气阶段的水锁表皮系数；根据气井试气阶段的水锁表皮系数、气井的实测静压、流压、产气和产液数据，利用二项式产能方程确定气井试气阶段的产能；根据不同生产阶段气井稳定点测试的流压、产气和产液数据，利用二项式产能方程确定气井不同生产阶段的地层压力和产能。该方法通过引入水锁表皮系数，考虑了水锁伤害对气井地层压力和动态产能的影响，计算结果准确性高。

Description

用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法
技术领域
本发明涉及一种用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，属于油气田勘探开发技术领域。
背景技术
气井地层压力预测和动态产能计算是致密气藏开发过程中必不可少的一部分，是不同开发节点调整气井工作制度的重要依据。
目前的气井动态产能计算方法都是基于气体单相渗流计算得到的，例如公布号为CN108612525A，发明名称为“一种气藏动态储能计算方法”的专利申请文件，公开了一种气藏动态储量计算方法，该方法基于物质平衡法的优点，结合气体渗流过程、综合垂直管流模型、气井产能方程和物质平衡方程确定动态储量。
该方法虽然能够获取气井的动态产能，但是由于计算过程中没有考虑致密气藏气井水锁对气井产能和地层压力的影响、也没有考虑高压物性参数随地层压力的变化和地层非均质性、不渗透边界等不确定性因素对气井产能和地层压力的影响，导致得到的动态产能与实际气藏不符、准确性低。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，用以解决目前计算气井地层压力和动态产能的过程中，没有考虑水锁影响，导致计算结果准确性低的问题。
为实现上述目的，本发明提供了一种用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，包括以下步骤：
1)根据水锁表皮系数对气井的影响，建立致密气藏产水气井拟稳定状态下的二项式产能方程；
2)根据气井试气阶段的流压、产气和产液数据，以及实测相渗曲线得到气井试气阶段的水锁表皮系数；
3)根据气井试气阶段的水锁表皮系数、气井的实测静压、流压、产气和产液数据，计算气井试气阶段的产能系数和储层有效渗透率，利用二项式产能方程计算给定不同流压下对应的气井产气量，以确定气井试气阶段的产能；
4)根据不同生产阶段气井稳定点测试的流压、产气和产液数据，确定气井不同生产阶段的水锁表皮系数，根据气井试气阶段的储层有效渗透率和气井不同生产阶段的气相相对渗透率，确定气井不同生产阶段的产能系数，利用二项式产能方程通过迭代求解得到气井不同生产阶段的地层压力，并以此为基础计算不同流压下对应的气井产气量，以确定气井不同生产阶段的产能。
本发明的有益效果是：通过引入水锁表皮系数，考虑了水锁伤害对气井地层压力和动态产能的影响，计算结果准确性高。
为了提高不同生产阶段气井地层压力和气井产能预测的准确性，作为对上述用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法的一种改进，所述步骤1)建立的二项式产能方程为：
Figure BDA0001914245220000021
其中，
Figure BDA0001914245220000022
B＝12.69μgZTD；
式中，PR表示地层压力，单位为MPa；Pwf表示井底流压，单位为MPa；Kg表示气相有效渗透率，单位为mD；h表示气层厚度，单位为m；qg表示气井日产气量，单位为104m3/d；μg表示气体粘度，单位为mPa·s；Z表示天然气压缩因子，为小数；T表示地层温度，单位为K；reh表示泄气半径，单位为m；rw表示井筒半径，单位为m；S表示机械表皮系数，为小数；Sb表示水锁表皮系数，为小数；D表示非达西流动系数，单位为(104m3/d)-1。
为了使计算产能时采用的地层压力符合实际地层压力，进一步提高产能预测的准确性，作为对上述用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法的另一种改进，所述步骤4)中通过迭代求解得到气井不同生产阶段的地层压力的过程包括：先设置地层压力的迭代初始值，通过二项式产能方程确定第一次迭代求解的地层压力，将该地层压力与迭代初始值进行比较，若满足精度要求，将迭代初始值作为目前地层压力；若不满足，则将第一次迭代求解的地层压力作为第二地层压力迭代初始值，继续迭代求解直至满足精度要求。
为了确定水锁表皮系数，作为对上述用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法的又一种改进，水锁表皮系数Sb的计算公式为：
Figure BDA0001914245220000031
其中，krg表示目前生产水气比条件下的气相相对渗透率，为小数；rb表示水锁半径，单位为m。
为了确定产能系数，作为对上述用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法的再一种改进，产能系数Kgh的计算公式为：
Figure BDA0001914245220000032
为了确定精度要求，作为对上述用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法的进一步改进，所述地层压力的迭代初始值用PR0表示，第一次迭代求解的地层压力用PR1表示，所述精度要求为
Figure BDA0001914245220000033
附图说明
图1为本发明实施例的天然气体积系数随地层压力的变化曲线图；
图2为本发明实施例的天然气粘度随地层压力的变化曲线图；
图3为本发明实施例的天然气压缩因子随地层压力的变化曲线图；
图4为本发明实施例的气水两相相对渗透率曲线图；
图5为本发明实施例的气水两相相对渗透率曲线所对应的分流率曲线图；
图6为本发明实施例的试气阶段气井的流入动态曲线图；
图7为本发明实施例的气井中部流压变化图；
图8为本发明实施例的气井产气产液数据变化曲线图；
图9为本发明实施例的不同生产阶段气井的流入动态曲线图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及具体实施例对本发明进行进一步详细说明。
本实施例的用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，包括以下步骤：
1)根据水锁表皮系数对气井的影响，建立致密气藏产水气井拟稳定状态下的二项式产能方程。
二项式产能方程为：
Figure BDA0001914245220000041
其中：
Figure BDA0001914245220000042
B＝12.69μgZTD
式中，PR表示地层压力(也称静压)，单位为MPa；Pwf表示井底流压(即流压)，单位为MPa；Kg表示气相有效渗透率，单位为mD；h表示气层厚度，单位为m；Kgh表示产能系数，单位为mD·m；qg表示气井日产气量，单位为104m3/d(即万方/天)；μg表示气体(即天然气)粘度，单位为mPa·s；Z表示天然气压缩因子，为小数；T表示地层温度，单位为K；reh表示泄气半径，单位为m；rw表示井筒半径，单位为m；S表示机械表皮系数，为小数；Sb表示水锁表皮系数，为小数；D表示非达西流动系数，单位为(104m3/d)-1。
水锁表皮系数Sb为：
Figure BDA0001914245220000051
式中，krg表示目前生产水气比(也叫生产液气比)条件下的气相相对渗透率，为小数；rb表示水锁半径，单位为m。
可以看出，本实施例在建立二项式产能方程的过程中，通过引入水锁表皮系数，考虑了水锁伤害的影响，同时，通过引入非达西流动系数，考虑了非达西流动的影响。
2)根据气井试气阶段的流压、产气和产液数据(即日产气量和日产液量)，以及实测相渗曲线得到气井试气阶段的水锁表皮系数。
分流率fw为：
Figure BDA0001914245220000052
其中，fw表示分流率，为小数；krw表示水相相对渗透率，为小数；μw表示水的粘度，单位为mPa·s；Rwgr表示气井生产过程中的凝析水气比，单位为方/万方；Bg表示天然气体积系数，为小数；WGR表示生产液气比(即日产液量/日产气量)，单位为方/万方。
水锁表皮系数Sb的计算过程如下：
首先，利用气井试气阶段一个稳定点测试的流压、产气和产液数据，得到凝析水气比Rwgr、生产液气比WGR和天然气体积系数Bg(其中，Bg根据测得的地层压力，结合天然气体积系数随地层压力的变化曲线得到)；接着，利用分流率公式，计算出分流率fw；然后，利用分流率曲线，得到与分流率fw相对应的含水饱和度SW；然后，根据实测相渗曲线(即气水两相相对渗透率曲线)，得到与含水饱和度SW相对应的气相相对渗透率krg；最后，将气相相对渗透率krg以及测得的其他气井数据代入水锁表皮系数公式，得到对应的水锁表皮系数Sb(其中，井筒半径rw可直接测得，水锁半径rb可通过压恢解释得到)。
3)根据气井试气阶段的水锁表皮系数、气井的实测静压、流压、产气和产液数据，计算气井试气阶段的产能系数和储层有效渗透率，利用二项式产能方程计算给定不同流压下对应的气井日产气量(即气井产气量)，以确定气井试气阶段的产能。
产能系数Kgh为：
Figure BDA0001914245220000061
储层有效渗透率K为：
K＝Kg/krg
产能系数Kgh的计算过程如下：
将步骤2)中计算得到的水锁表皮系数Sb以及测得的其他气井数据代入A、B的计算公式，分别得到A、B(其中，地层温度T、泄气半径reh、井筒半径rw、机械表皮系数S和非达西流动系数D可直接测得或通过压恢解释得到；天然气粘度μg根据测得的地层压力，结合天然气粘度随地层压力的变化曲线得到；天然气压缩因子Z根据测得的地层压力，结合天然气压缩因子随地层压力的变化曲线得到)；将A、B、气井的实测静压PR、流压Pwf和日产气量qg，代入二项式产能方程，即得到气井试气阶段的产能系数Kgh。
储层有效渗透率K的计算过程如下：
利用上述步骤计算出气井试气阶段的产能系数Kgh后，结合气层厚度h，可以得到气相有效渗透率Kg；然后，根据步骤2)中计算得到的气相相对渗透率krg，即可得到气井试气阶段的储层有效渗透率K＝Kg/krg。
不同流压下对应的气井日产气量的计算过程如下：
将上述步骤计算得到的A、B、产能系数Kgh以及气井的实测静压PR、流压Pwf，代入二项式产能方程，可计算出不同流压下对应的气井日产气量，接着以气井日产气量为横坐标，流压为纵坐标，绘制试气阶段气井的流入动态曲线(即IPR曲线)，得到气井试气阶段的产能。
4)根据不同生产阶段气井稳定点测试的流压、产气和产液数据，确定气井不同生产阶段的水锁表皮系数，根据气井试气阶段的储层有效渗透率和气井不同生产阶段的气相相对渗透率，确定气井不同生产阶段的产能系数，利用二项式产能方程通过迭代求解得到气井不同生产阶段的地层压力，并以此为基础计算不同流压下对应的气井日产气量，以确定气井不同生产阶段的产能。
其中，气井第j个生产阶段的地层压力和产能的计算过程如下：
参照步骤2)根据第j个生产阶段气井稳定点测试的流压Pwfj、产气数据qgj和产液数据qwj，计算得到气井第j个生产阶段的气相相对渗透率krgj和水锁表皮系数Sbj；接着，利用步骤3)中计算得到的气井试气阶段的储层有效渗透率K，得到气井第j个生产阶段的气相有效渗透率Kgj＝K·krgj；然后，根据气相有效渗透率Kgj和气层厚度h，确定气井第j个生产阶段的产能系数Kgjh；接着，设置地层压力的迭代初始值为PR0，并利用天然气粘度随地层压力的变化曲线得到与PR0对应的天然气粘度
Figure BDA0001914245220000071
利用天然气压缩因子随地层压力的变化曲线得到与PR0对应的天然气压缩因子Z0，将天然气粘度
Figure BDA0001914245220000072
天然气压缩因子Z0、水锁表皮系数Sbj和测得的其他气井数据代入A、B的计算公式，分别得到与PR0对应的Aj、Bj，将Aj、Bj、流压Pwfj、日产气量qgj、产能系数Kgjh代入二项式产能方程，确定第一次迭代求解的地层压力PR1，将该地层压力与迭代初始值进行比较，若满足精度要求
Figure BDA0001914245220000081
将迭代初始值PR0作为气井第j个生产阶段的地层压力PRj；若不满足，则将第一次迭代求解的地层压力PR1作为第二地层压力迭代初始值，重新计算与PR1对应的Aj、Bj，再次迭代求解直至得到满足精度要求的地层压力，作为气井第j个生产阶段的地层压力PRj。
重复上述过程，即可得到气井不同生产阶段的地层压力，以及与地层压力对应的A、B，在此基础上结合气井不同生产阶段的产能系数，利用二项式产能方程计算不同流压下对应的气井日产气量，即可确定气井不同生产阶段的产能。
下面以某地气田DPX井为例，详细介绍本发明的方法。
某地气田DPX井的数据如下：
气层厚度为9.0m，地层温度为85℃，水平段实钻长度为1200m，井筒半径为0.1m，平均孔隙度为8.0％，天然气粘度为0.02mPa·s，水锁半径为10m。试井解释得到的机械表皮系数为0，泄气半径为600m，非达西流动系数为0.012(104m3/d)-1。
试气阶段试气20天后进行流压测试，平均日产气量为2.6万方/天，平均日产液量为16.5方/天，折算得到流压为5.1Mpa，静压为24.9Mpa，凝析水气比为0.26方/万方，天然气体积系数随地层压力的变化曲线见图1，天然气粘度随地层压力的变化曲线见图2，天然气压缩因子随地层压力的变化曲线见图3，气水两相相对渗透率曲线见图4，与图4相应对的分流率曲线见图5。
1)气井试气阶段水锁表皮指数的确定。
根据试气阶段测试的静压、流压、产气和产液数据，通过分流率建立实测相渗曲线和生产液气比的联系，通过插值运算得到试气阶段对应的气相相对渗透率，计算得到试气阶段气井的水锁表皮系数为4.6。
2)气井试气阶段的动态产能的确定。
通过实测流压、产气和产液数据，计算试气阶段气井产能系数Kgh为33.74mD·m，储层有效渗透率为3.75mD，根据不同流压下对应的气井日产气量，绘制得到的试气阶段气井的流入动态曲线如图6所示，得到气井试气阶段的产能为2.7万方/天。
3)气井不同生产阶段的地层压力和动态产能的确定。
DPX井的生产曲线如图7和图8所示：
2014年9月，气井稳定日产气量为0.8万方/天，生产液气比1.0方/万方，测试流压为20.3Mpa；2016年11月，气井稳定日产气量为1.4万方/天，生产液气比2.5方/万方，测试流压为7.4Mpa。
结合不同生产阶段气井稳定点测试的流压、产气和产液数据，通过迭代求解得到不同生产阶段气井的流入动态曲线如图9所示，得到表1所示的DPX井不同生产阶段的动态产能和地层压力。
表1 DPX井不同生产阶段的动态产能和地层压力
Figure BDA0001914245220000091
如图9所示，2014年9月本发明方法计算气井产能5.4万方/天，地层压力22.7MPa，运用采气曲线法得到合理配产为1.9万方/天左右，而2014年12月速度管生产时气井最高产量达到4.5万方/天，2015年1月～2015年6月期间气井因井口作业关井，2015年7月～2016年7月期间，气井配产1.9万方/天后实现稳定生产；2016年11月本发明方法计算气井产能1.8万方/天，地层压力14.9MPa，运用采气曲线法得到合理配产为1.1万方/天左右，而2016年12月～2017年8月期间气井调产后实现1.1万方/天稳产，不同生产阶段气井的动态产能与气井生产情况一致性强，说明本发明方法计算得到的气井生产阶段的地层压力和动态产能可靠性高。

Claims (6)

1.一种用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)根据水锁表皮系数对气井的影响，建立致密气藏产水气井拟稳定状态下的二项式产能方程；
2)根据气井试气阶段的流压、产气和产液数据，以及实测相渗曲线得到气井试气阶段的水锁表皮系数；
3)根据气井试气阶段的水锁表皮系数、气井的实测静压、流压、产气和产液数据，计算气井试气阶段的产能系数和储层有效渗透率，利用二项式产能方程计算给定不同流压下对应的气井产气量，以确定气井试气阶段的产能；
4)根据不同生产阶段气井稳定点测试的流压、产气和产液数据，确定气井不同生产阶段的水锁表皮系数，根据气井试气阶段的储层有效渗透率和气井不同生产阶段的气相相对渗透率，确定气井不同生产阶段的产能系数，利用二项式产能方程通过迭代求解得到气井不同生产阶段的地层压力，并以此为基础计算不同流压下对应的气井产气量，以确定气井不同生产阶段的产能。
2.根据权利要求1所述的用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，其特征在于，所述步骤1)建立的二项式产能方程为：
Figure FDA0001914245210000011
其中，
Figure FDA0001914245210000012
B＝12.69μgZTD；
式中，PR表示地层压力，单位为MPa；Pwf表示井底流压，单位为MPa；Kg表示气相有效渗透率，单位为mD；h表示气层厚度，单位为m；qg表示气井日产气量，单位为104m3/d；μg表示气体粘度，单位为mPa·s；Z表示天然气压缩因子，为小数；T表示地层温度，单位为K；reh表示泄气半径，单位为m；rw表示井筒半径，单位为m；S表示机械表皮系数，为小数；Sb表示水锁表皮系数，为小数；D表示非达西流动系数，单位为(104m3/d)-1。
3.根据权利要求1或2所述的用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，其特征在于，所述步骤4)中通过迭代求解得到气井不同生产阶段的地层压力的过程包括：先设置地层压力的迭代初始值，通过二项式产能方程确定第一次迭代求解的地层压力，将该地层压力与迭代初始值进行比较，若满足精度要求，将迭代初始值作为目前地层压力；若不满足，则将第一次迭代求解的地层压力作为第二地层压力迭代初始值，继续迭代求解直至满足精度要求。
4.根据权利要求2所述的用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，其特征在于，水锁表皮系数Sb的计算公式为：
Figure FDA0001914245210000021
其中，krg表示目前生产水气比条件下的气相相对渗透率，为小数；rb表示水锁半径，单位为m。
5.根据权利要求2所述的用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，其特征在于，产能系数Kgh的计算公式为：
Figure FDA0001914245210000022
。
6.根据权利要求3所述的用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法，其特征在于，所述地层压力的迭代初始值用PR0表示，第一次迭代求解的地层压力用PR1表示，所述精度要求为
Figure FDA0001914245210000023
。
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