CN111506863A - 一种自动计算气藏地层压力的方法及系统 - Google Patents

一种自动计算气藏地层压力的方法及系统 Download PDF

Info

Publication number
CN111506863A
CN111506863A CN202010478890.2A CN202010478890A CN111506863A CN 111506863 A CN111506863 A CN 111506863A CN 202010478890 A CN202010478890 A CN 202010478890A CN 111506863 A CN111506863 A CN 111506863A
Authority
CN
China
Prior art keywords
well
gas
gas reservoir
pressure
formation pressure
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.)
Pending
Application number
CN202010478890.2A
Other languages
English (en)
Inventor
甘笑非
肖尧
易劲
欧家强
袁权
阮基富
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum And Natural Gas Co ltd Southwest Oil And Gas Field Branch Chuanzhong Oil And Gas Mine
Original Assignee
China Petroleum And Natural Gas Co ltd Southwest Oil And Gas Field Branch Chuanzhong Oil And Gas Mine
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum And Natural Gas Co ltd Southwest Oil And Gas Field Branch Chuanzhong Oil And Gas Mine filed Critical China Petroleum And Natural Gas Co ltd Southwest Oil And Gas Field Branch Chuanzhong Oil And Gas Mine
Priority to CN202010478890.2A priority Critical patent/CN111506863A/zh
Publication of CN111506863A publication Critical patent/CN111506863A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G06F17/10—Complex mathematical operations
    • 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
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
    • G06F2111/10—Numerical modelling
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Data Mining & Analysis (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Computational Mathematics (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • Databases & Information Systems (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明提供了一种自动计算气藏地层压力的方法及系统，具体包括：以固定频率采集气井的井口油压、井口温度、标准状态下的气井产量数据，并记录测量时间点，判断气井的开关状态，结合存储气藏及井参数，分别计算第一气藏地层压力和第二气藏地层压力，并将根据用户输入的目标指令选择第一气藏地层压力或第二气藏地层压力作为气藏地层压力值输出。通过本发明提供的方法和系统，可以自动实现气藏地层压力的计算，具有广泛的适用性和智能性，能够大幅降低现有技术中计算气藏地层压力所需要的人工劳动，提升了气藏开发的效率。

Description

一种自动计算气藏地层压力的方法及系统
技术领域
本发明涉及气藏开采技术领域，具体涉及一种自动计算气藏地层压力的方法及系统。
背景技术
气藏地层压力作为气藏开发的动力，决定着气井的产气量和经济效益，时刻掌握地层压力的变化，对保障气井和气藏的增产、稳产和后期开发调整至关重要。目前，人们计算气藏地层压力，主要用于修井设计、气井产能计算、储量复核、开发潜力评估等目的。但现有技术中，地层压力获取技术包括实测法和计算法两大类。实测法最准确但需要较长时间的关井时间，对于低渗气藏关井时间甚至需要半年以上，井底压力才能达到稳定，测量的地层压力值才能反映真实的地层压力，长时间关井会给有生产任务的气井会带来经济上的损失。对于开发中后期的气藏，受油管内径、井筒腐蚀、堵塞等条件的限制，部分气井不具备将压力计下到产层中部进行压力测量的条件，气井生产数据往往是唯一的计算数据源。计算法适用性广，但均是通过人工收集现场纷繁复杂的数据，逐步推导气藏地层压力，导致研究人员在进行修井设计、储量复核时，工作负担重、效率低下；同时现有计算法通常仅应用气井关井数据或气井开井数据计算地层压力，未实现对气井生产数据的充分利用，计算的准确性不足。
因此，如何实现具有普遍适用性和高计算精度的气藏地层压力自动计算，是一个亟待解决的技术问题。
发明内容
鉴于此，本发明提供了一种自动计算气藏地层压力的方法及系统，可以利用标准状态下的气井产量数据判断井口状态，并在不同的井口状态下获取不同的气藏地层压力，根据气藏地层压力数据的使用场景，自动输出气藏地层压力数值，从而实现适用性和高计算精度的气藏地层压力自动计算，提升了气藏地层压力计算的效率并降低了人工操作的工作强度。
本发明通过下述技术方案解决上述问题：一种自动计算气藏地层压力的方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤a，以固定频率采集气井的井口油压、井口温度、标准状态下的气井产量数据，并记录测量时间点；根据所述标准状态下的气井产量数据，判断井口所对应的状态；当气井产量数据大于0时，将井口状态标记为开井；当气井产量数据不大于0时，则将井口状态标记为关井；
步骤b，若井口状态为关井时，则获取关井时间并判断关井时间是否已经超过120小时，若未超过，则返回步骤a中继续采集数据，若已超过，则计算第一气藏地层压力；若井口状态为开井时，则计算第二气藏地层压力；
步骤c，存储并更新第一气藏地层压力和第二气藏地层压力，将压力数据存储进检索数据库中；
步骤d，接收用户输入的目标指令，并根据所述目标指令选择第一气藏地层压力或第二气藏地层压力作为气藏地层压力值输出。
优选地，所述步骤b中的计算第一气藏地层压力具体包括如下步骤：
步骤b11，检测获取或预先设置测量获取或预先设置气藏及井参数；
步骤b12，计算关井持续时间内每个关井时间点ts对应的气井的井底静压pws(ts)，
Figure BDA0002516668410000021
其中，pts(ts)为关井时间点ts对应的关井时井口油压，MPa；rg为天然气相对密度；H为气层深度；Z为井筒气体的平均偏差系数；
Figure BDA0002516668410000031
为井筒内气体平均绝对温度；
步骤b13，对每个关井时间点ts对应的井底静压pws(ts)求导，得到其对应导数；若导数小于或等于0.001，则最后一个关井时间点对应的气井的井底静压即为第一气藏地层压力；若导数大于0.001，则判断最后一个关井时间点对应的气井的井底静压是否小于或等于21MPa；若小于或等于21MPa，则进行非线性拟合，
Figure BDA0002516668410000032
a，b，c均为拟合过程中生成的常数，第一气藏地层压力值为
Figure BDA0002516668410000033
若大于21MPa，则进行线性拟合，
Figure BDA0002516668410000034
a，b，c均为拟合过程中生成的常数，第一气藏地层压力值为a。
优选地，所述步骤b中的计算第二气藏地层压力具体包括如下步骤：
步骤b21，检测获取或预先设置测量获取或预先设置气藏及井参数；
步骤b22，根据气藏及井参数，通过计算获取每个开井时间点tf对应的气井的井底流压pwf(tf)；给定井控储量初值G0、精度要求e及最大循环次数K；
步骤b23，计算每个开井时间点tf对应的气藏地层压力初值
Figure BDA0002516668410000035
Figure BDA0002516668410000036
其中，Gp(tf)为每个开井时间点tf对应的累产气量，pi为气藏原始地层压力，Zi为气藏原始地层压力条件下的偏差因子，Z'为气藏当前地层压力条件下的偏差因子，在计算得到视地层压力后通过查表得出；
步骤b24，若气藏原始地层压力pi小于或等于21MPa，则使用非线性关系，计算获取每个开井时间点tf对应的归整化产量
Figure BDA0002516668410000041
和归整化累产量
Figure BDA0002516668410000042
其中Qsc(tf)为每个开井时间点tf对应的标准状态下的气井产量；若气藏原始地层压力pi大于21MPa，则使用线性关系，计算获取每个开井时间点tf对应的归整化产量
Figure BDA0002516668410000043
和归整化累产量
Figure BDA0002516668410000044
其中Qsc(tf)为每个开井时间点tf对应的标准状态下的气井产量；
步骤b25，做出x＝QN(t)，y＝qN(t)的xy散点图，将具有线性关系的散点拟合成一条直线，直线与X轴的交点即为井控储量计算值G1；若|G1-G0|＜e，则井控储量G＝G0；否则将G0重置为G1，重复上述步骤直到满足计算精度要求或者达到最大循环次数k；
步骤b26，将井控储量G代入下式，即可获得第二气藏地层压力pr(tf)，
Figure BDA0002516668410000045
，其中，Gp(tf)为每个开井时间点tf对应的累产气量，pi为气藏原始地层压力，Zi为气藏原始地层压力条件下的偏差因子，Z'为气藏当前地层压力条件下的偏差因子，在计算得到视地层压力后通过查表得出。
优选地，所述拟合是通过MATLAB中的拟合模块来实现。
优选地，在所述步骤d中，若所述目标指令为修井设计类型时，则选择第一气藏地层压力与第二气藏地层压力两者之间数值较大的作为气藏地层压力值输出；若所述目标指令为气井产能计算、储量复核或开发潜力评估类型时，则选择第一气藏地层压力与第二气藏地层压力两者之间数值较小的作为气藏地层压力值输出。
本发明还提供了一种自动计算气藏地层压力的系统，其特征在于，包括：服务器，输入模块，输出模块，井口温度计，井口流量计和井口压力表；所述服务器中包括处理器和数据库；所述井口温度计，井口流量计和井口压力表均设置于气井井口并与所述服务器连接，分别用于采集井口温度、标准状态下的气井产量数据和井口油压；所述数据库中存储气藏及井参数；所述处理器中包括第一计算模块，第二计算模块，计时器和逻辑判断模块；所述逻辑判断模块根据所述井口流量计采集的气井产量数据是否大于0，判断井口状态为开井或关井；所述第一计算模块在所述逻辑判断模块判断井口状态为关井时，计算第一气藏地层压力，并将计算结果存入所述数据库中；所述第二计算模块在所述逻辑判断模块判断井口状态为开井时，计算第二气藏地层压力，并将计算结果存入所述数据库中；所述输入模块用于用户输入测量或预先设定的气藏及井参数，以及目标指令；所述逻辑判断模块根据用户输入的目标指令，选择输出所述数据库中存储的第一气藏地层压力或第二气藏地层压力作为目标气藏地层压力，并通过所述输出模块输出给用户。
优选地，还包括设置于井口的安全装置，所述安全装置采集井口气体信息，完成可燃气体和/或有毒气体泄露检测报警；所述安全装置还与所述服务器连接，接收所述服务器发出的关井命令，执行关井和关闭所述自动计算气藏地层压力的系统的操作。
优选地，所述输出模块包括用户终端，所述用户终端可显示目标气藏地层压力。
优选地，所述输入模块和/或所述输出模块是通过有线或无线的方式与所述服务器连接。
优选地，所述井口温度计，井口流量计和井口压力表采集数据的频率是1次/天或1次/小时，所述计时器用于记录数据采集的时间。
本发明的有益效果是：通过设置于气井井口的测量仪器，结合预先存储的气藏及井参数，可以自动实现气藏地层压力的计算，具有广泛的适用性和智能性，能够大幅降低现有技术中计算气藏地层压力所需要的人工劳动，提升了气藏开发的效率。
附图说明
图1为本发明实施例提供的自动计算气藏地层压力的方法流程图；
图2为本发明实施例提供的计算第一气藏底层压力的方法流程图；
图3为本发明实施例提供的计算第二气藏底层压力的方法流程图；
图4为示例性计算第一气藏地层压力时的拟合图；
图5为示例性计算第二气藏地层压力时的拟合图；
图6为本发明实施例提供的自动计算气藏地层压力的系统的框图；
图7为将本发明的系统中的传感装置设置于井口的示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅是本发明的部分实施例，用于让本领域的技术人员对本发明的技术方案有更完整和准确理解。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在一种实施例中，提供了一种自动计算气藏地层压力的方法，其流程图如图1中所示。具体包括：
步骤a，以固定频率采集气井的井口油压Pt、井口温度Tempt、标准状态下的气井产量数据Qsc并记录测量时间点t，采集频率可以是1次/天或1次/小时等。根据标准状态下的气井产量数据，判断井口所对应的状态。获取测量时间点t对应的标准状态下的气井产量数据Qsc，判断标准状态下的气井产量数据Qsc是否大于0，当Qsc大于0时，将井口状态标记为开井，并将测量时间点t标记为开井时间点tf，对应的井口油压Pt与井口温度Temp标记为开井时井口油压Ptf、开井时井口温度Tempf；反之，则将井口状态标记为关井，测量时间点t标记为关井时间点ts，并将测量时间点t对应的井口油压Pt与井口温度Temp标记为关井时井口油压Pts、关井时井口温度Temps。
步骤b，若井口状态为关井时，则获取关井时间并判断关井时间是否已经超过120小时，若未超过，则返回步骤a中继续采集数据，若已超过，则计算第一气藏地层压力；若井口状态为开井时，则计算第二气藏地层压力。
步骤c，存储并更新第一气藏地层压力和第二气藏地层压力，将压力数据存储进检索数据库中。
步骤d，接收用户输入的目标指令，并根据用户输入的目标指令输出目标气藏地层压力值。所述目标指令与研究目的相关，包括但不限于修井设计、气井产能计算、储量复核或开发潜力评估等。判断所述目标指令类型。当所述目标指令为修井设计类型时，检索数据库中已存储的最新第一气藏地层压力与第二气藏地层压力，输出数值两者之间较大的气藏地层压力数据，作为目标气藏地层压力值输出。修井设计时提供数值大的气藏地层压力数据，可确保后续修井设计的安全性。当所述目标指令为气井产能计算、储量复核或开发潜力评估类型时，检索数据库中已存储的最新第一气藏地层压力与第二气藏地层压力，输出数值两者之间较小的气藏地层压力数据，作为目标气藏地层压力值输出。避免了产能计算、储量复核或开发潜力评估时，高估气井、气藏潜力，可确保气井、气井后续开发调整的经济性。
在另一实施例中，还提供了一种计算第一气藏地层压力的方法，其流程图如图2中所示。具体包括：
当检测到井口状态为关井且关井天数超过120小时时，检测获取或预先设置测量获取或预先设置气藏及井参数，包括天然气相对密度rg、气层深度H、气藏温度Tempr、气层深度H、关井时井口油压Pts、关井时井口温度Temps以及关井时间点ts，计算该关井持续时间内每个关井时间点ts对应的气井的井底静压Pws，所述井底静压Pws由式(1)计算得到：
Figure BDA0002516668410000081
其中，Pws(ts)为测量时间点ts对应的气井的井底静压，MPa；Pts(ts)为关井时间点ts对应的关井时井口油压Pts，MPa；Z为井筒气体的平均偏差系数；
Figure BDA0002516668410000082
为井筒内气体平均绝对温度，由以下式(2)表示：
Figure BDA0002516668410000083
其中，Temps(ts)为关井时间点ts对应的关井时井口温度，Tempr为气藏温度。
对每个关井时间点ts对应的井底静压Pws(ts)求导，得到其对应导数dPws(ts)/dts，判断井底静压是否已经恢复为水平状态。若存在dPws(ts)/dts小于或等于0.001，则井底静压已经恢复稳定，此时最后一个关井时间点ts_last对应的气井的井底静压Pws(ts_last)即为第一气藏地层压力。
若存在dPws(ts)/dts大于0.001，则判断最后一个关井时间点ts_last对应的气井的井底静压Pws(ts_last)是否小于或等于21MPa。21MPa的取值来自于对某种典型天然气的研究，该项研究中显示，当气体压力大于21MPa时，拟压力与压力呈近似直线关系；当气体压力小于等于21MPa时，拟压力与压力的平方呈近似直线关系。
因此，若最后一个关井时间点ts_last对应的气井的井底静压Pws(ts_last)小于或等于21MPa，对关井时间点ts以及其对应的气井的井底静压Pws(ts)的平方，通过(式3)进行非线性拟合，
Figure BDA0002516668410000091
其中，ts为关井时间点，Pws(ts)为关井时间点ts对应的气井的井底静压Pws，a，b，c均为拟合过程中生成的常数。采用(式3)对采集得到的所有关井时间点ts以及其对应的气井的井底静压的平方
Figure BDA0002516668410000092
数据进行非线性拟合，即可得到常数a，b，c的取值。对于(式3)，假设关井时间持续无穷大时，
Figure BDA0002516668410000093
会趋近于a，此时气井的井底静压也已经恢复稳定，因此
Figure BDA0002516668410000094
即可代表气藏地层压力值。由此得到第一气藏地层压力，第一气藏地层压力值即为
Figure BDA0002516668410000095
若当最后一个关井时间点ts对应的气井的井底静压Pws(ts_last)大于21MPa，对关井时间点ts以及其对应的气井的井底静压Pws(ts)，通过式(4)进行线性拟合，
Figure BDA0002516668410000096
其中，ts为关井时间点ts，Pws(ts)为关井时间点ts对应的气井的井底静压Pws，a，b，c均为拟合过程中生成的常数。采用(式4)对采集得到的所有关井时间点ts以及其对应的气井的井底静压的平方pws(ts)数据进行线性拟合，即可得到常数a，b，c的取值。对于(式4)，假设关井时间持续无穷大时，pws(ts)会趋近于a，此时气井的井底静压也已经恢复稳定，因此a即可代表气藏地层压力值。由此得到第一气藏地层压力，第一气藏地层压力值即为a。
上述非线性拟合和线性拟合过程，可以是通过MATLAB中的拟合模块来进行。
在又一实施例中，还提供了一种计算第二气藏地层压力的方法，其流程图如图3中所示。具体包括：
通过测量或预先设置获取气藏及井参数，包括气层深度H、气藏温度Tempr、气藏原始地层压力Pi、天然气相对密度rg、天然气临界压力Ppc、天然气临界温度Tpc、压力-视压力-偏差因子关系表、摩擦阻力系数f、油管内径rw。根据这些气藏及井参数，可以通过计算获取每个开井时间点tf对应的气井的井底流压pwf(tf)。同时给定井控储量初值G0、精度要求e及最大循环次数K。
将井控储量初值G0带入气藏物质平衡公式(式5)，计算出每个开井时间点tf对应的气藏地层压力初值
Figure BDA0002516668410000101
Figure BDA0002516668410000102
其中，Gp(tf)为每个开井时间点tf对应的累产气量，pi为气藏原始地层压力，Zi为气藏原始地层压力条件下的偏差因子，Z'为气藏当前地层压力条件下的偏差因子，在式(5)计算得到视地层压力后通过查表得出。
若气藏原始地层压力Pi小于或等于21MPa，则使用非线性关系，通过(式6)、(式7)计算获取每个开井时间点tf对应的归整化产量和归整化累产量，
归整化产量
Figure BDA0002516668410000103
归整化累产量
Figure BDA0002516668410000104
，其中Qsc(tf)为每个开井时间点tf对应的标准状态下的气井产量。
若气藏原始地层压力Pi大于21MPa，则使用线性关系，通过(式8)、(式9)计算获取每个开井时间点tf对应的归整化产量和归整化累产量，
归整化产量
Figure BDA0002516668410000111
归整化累产量
Figure BDA0002516668410000112
，其中Qsc(tf)为每个开井时间点tf对应的标准状态下的气井产量。
在拟稳态条件下，归整化产量与归整化累产量满足下列关系：
Figure BDA0002516668410000113
式中bpss为拟渗流阻力，在拟稳态条件下为定值，上式满足线性关系。
代入初值，即可做出x＝QN(t)，y＝qN(t)的xy散点图，将具有线性关系的散点拟合成一条直线，直线与X轴的交点即为井控储量计算值G1。
若|G1-G0|＜e，则井控储量G＝G0；否则将G0重置为G1，重复上述步骤直到满足计算精度要求或者达到最大循环次数。
在获取井控储量G后，将其代入(式11)中，即可获得第二气藏地层压力，
Figure BDA0002516668410000114
，其中，Gp(tf)为每个开井时间点tf对应的累产气量，pi为气藏原始地层压力，Zi为气藏原始地层压力条件下的偏差因子，Z'为气藏当前地层压力条件下的偏差因子，在式(11)计算得到的视地层压力后通过查表得出。
通过上述方法，即可实现在不同的井口状态下获取不同的气藏地层压力，并根据气藏地层压力数据的使用场景，自动输出气藏地层压力数值。
示例性地，将上述方法应用于实际气藏井中。
以四川盆地中部LeiYi1气藏M38H井为例，该井于2004年1月投产，最新关井时间为2019年8月，关井天数31天，超过120小时，计算第一气藏地层压力。
根据气层深度H、气藏温度Tempr、气层深度H、关井时井口油压Pts、关井时井口温度Temps以及关井时间点ts，计算该关井持续时间内每个关井时间点ts对应的气井的井底静压Pws，如下表所示
Figure BDA0002516668410000121
Figure BDA0002516668410000131
不存在dPws(ts)/dts小于或等于0.001的情况且最后一个关井时间点ts对应的气井的井底静压Pws(ts_last)小于21MPa。对关井时间点ts以及其对应的气井的井底静压平方
Figure BDA0002516668410000132
通过式(3)进行非线性拟合，拟合图如图4所示。
拟合得到a＝92.05，得到第一气藏地层压力
Figure BDA0002516668410000133
根据开井时标准状态下的气井产量数据Qsc以及开井时间点tf，气层深度H、气藏温度Tempr、气藏原始地层压力Pi、天然气相对密度rg、天然气临界压力Ppc、天然气临界温度Tpc、摩擦阻力系数f、油管内径rw，计算每个开井时间点tf对应的累产气量Gp及气井的井底流压Pwf，给定初始储量G0＝1×108m3，进行迭代计算。迭代最终步拟合图如图5所示。
在满足预设的精度要求e及最大循环次数K的情况下，迭代计算获得G＝1.35×108m3，得到最新第二气藏地层压力Pr2＝11.84MPa。
据用户输入的目标指令为修井设计，接收并显示目标气藏地层压力值为max[Pr1,Pr2]＝11.84MPa。
在又一种实施例中，提供了一种自动计算气藏地层压力的系统，如图6所示。图7中示出了将上述系统中的传感装置设置于井口的示意图。
参见图6，一种自动计算气藏地层压力的系统，包括：服务器8、输入模块11，输出模块12，井口温度计5，井口流量计6和井口压力表7。其中，井口温度计5，井口流量计6和井口压力表7均设置于气井井口，如图7中所示。气藏地层2位于地表1的下方，位于套管3内的油管4下入气藏地层2中。井口温度计5，井口流量计6和井口压力表7均设置于井口处油管4的末端，分别用于采集井口温度Tempt、标准状态下的气井产量数据Qsc和井口油压Pt。
井口温度计5，井口流量计6和井口压力表7均分别与服务器8连接，将采集的数据传输到服务器8中，采集的频率可以是1次/天或1次/小时等。服务器8中包括处理器9和数据库10。
处理器9中包括第一计算模块901，第二计算模块902，计时器903和逻辑判断模块904。逻辑判断模块904根据井口流量计6采集的气井产量数据Qsc是否大于0，判断井口状态为开井或关井。第一计算模块在逻辑判断模块判断井口状态为关井时，根据井口压力表7采集的关井时井口油压，以及数据库10中存储的气藏温度、井筒气体的平均偏差系数和气层深度等气藏及井参数，计算第一气藏地层压力，并将计算结果存入数据库10中。第二计算模块在逻辑判断模块判断井口状态为开井时，根据井口压力表7采集的开井时井口油压，井口流量计6采集的气井产量数据Qsc，以及数据库10中存储的气藏温度、压力-视压力-偏差因子关系表和气层深度等气藏及井参数，计算第二气藏地层压力，并将计算结果存入数据库10中。计时器903用于记录数据采集的时间。
输入模块11用于用户输入测量或预先设定的各种气藏及井参数，以及目标指令。逻辑判断模块904根据用户输入的目标指令，选择输出数据库10中存储的第一气藏地层压力或第二气藏地层压力作为目标气藏地层压力值，并通过输出模块12输出给用户。输出模块12包括用户终端，所述用户终端可显示目标气藏地层压力值。输入模块11和/或输出模块12是通过有线或无线的方式与服务器8连接。
在又一实施例中，井口还设置有安全装置13，其通过安全装置13一方面可以采集井口气体信息，完成可燃气体和/或有毒气体泄露检测报警，另一方面，还与服务器8连接，接收服务器8发出的关井命令，执行关井和关闭自动计算气藏地层压力的系统的操作。
本领域的普通技术人员会意识到，这里所述的实施例是为了帮助读者理解本发明的原理，应被理解为本发明的保护范围并不局限于这样的特别陈述和实施例。本领域的普通技术人员可以根据本发明公开的这些技术启示做出各种不脱离本发明实质的其它各种具体变形和组合，这些变形和组合仍然在本发明的保护范围内。

Claims (10)

1.一种自动计算气藏地层压力的方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤a，以固定频率采集气井的井口油压、井口温度、标准状态下的气井产量数据，并记录测量时间点；根据所述标准状态下的气井产量数据，判断井口所对应的状态；当气井产量数据大于0时，将井口状态标记为开井；当气井产量数据不大于0时，则将井口状态标记为关井；
步骤b，若井口状态为关井时，则获取关井时间并判断关井时间是否已经超过120小时，若未超过，则返回步骤a中继续采集数据，若已超过，则计算第一气藏地层压力；若井口状态为开井时，则计算第二气藏地层压力；
步骤c，存储并更新第一气藏地层压力和第二气藏地层压力，将压力数据存储进检索数据库中；
步骤d，接收用户输入的目标指令，并根据所述目标指令选择第一气藏地层压力或第二气藏地层压力作为气藏地层压力值输出。
2.根据权利要求1所述的一种自动计算气藏地层压力的方法，其特征在于，所述步骤b中的计算第一气藏地层压力具体包括如下步骤：
步骤b11，检测获取或预先设置测量获取或预先设置气藏及井参数；
步骤b12，计算关井持续时间内每个关井时间点ts对应的气井的井底静压pws(ts)，
Figure FDA0002516668400000011
其中，pts(ts)为关井时间点ts对应的关井时井口油压，MPa；rg为天然气相对密度；H为气层深度；Z为井筒气体的平均偏差系数；
Figure FDA0002516668400000012
为井筒内气体平均绝对温度；
步骤b13，对每个关井时间点ts对应的井底静压pws(ts)求导，得到其对应导数；若导数小于或等于0.001，则最后一个关井时间点对应的气井的井底静压即为第一气藏地层压力；若导数大于0.001，则判断最后一个关井时间点对应的气井的井底静压是否小于或等于21MPa；若小于或等于21MPa，则进行非线性拟合，
Figure FDA0002516668400000021
a，b，c均为拟合过程中生成的常数，第一气藏地层压力值为
Figure FDA0002516668400000022
若大于21MPa，则进行线性拟合，
Figure FDA0002516668400000023
a，b，c均为拟合过程中生成的常数，第一气藏地层压力值为a。
3.根据权利要求1所述的一种自动计算气藏地层压力的方法，其特征在于，所述步骤b中的计算第二气藏地层压力具体包括如下步骤：
步骤b21，检测获取或预先设置测量获取或预先设置气藏及井参数；
步骤b22，根据气藏及井参数，通过计算获取每个开井时间点tf对应的气井的井底流压pwf(tf)；给定井控储量初值G0、精度要求e及最大循环次数K；
步骤b23，计算每个开井时间点tf对应的气藏地层压力初值
Figure FDA0002516668400000024
Figure FDA0002516668400000025
其中，Gp(tf)为每个开井时间点tf对应的累产气量，pi为气藏原始地层压力，Zi为气藏原始地层压力条件下的偏差因子，Z'为气藏当前地层压力条件下的偏差因子，在计算得到视地层压力后通过查表得出；
步骤b24，若气藏原始地层压力pi小于或等于21MPa，则使用非线性关系，计算获取每个开井时间点tf对应的归整化产量
Figure FDA0002516668400000026
和归整化累产量
Figure FDA0002516668400000031
其中Qsc(tf)为每个开井时间点tf对应的标准状态下的气井产量；若气藏原始地层压力pi大于21MPa，则使用线性关系，计算获取每个开井时间点tf对应的归整化产量
Figure FDA0002516668400000032
和归整化累产量
Figure FDA0002516668400000033
其中Qsc(tf)为每个开井时间点tf对应的标准状态下的气井产量；
步骤b25，做出x＝QN(t)，y＝qN(t)的xy散点图，将具有线性关系的散点拟合成一条直线，直线与X轴的交点即为井控储量计算值G1；若|G1-G0|＜e，则井控储量G＝G0；否则将G0重置为G1，重复上述步骤直到满足计算精度要求或者达到最大循环次数k；
步骤b26，将井控储量G代入下式，即可获得第二气藏地层压力pr(tf)，
Figure FDA0002516668400000034
，其中，Gp(tf)为每个开井时间点tf对应的累产气量，pi为气藏原始地层压力，Zi为气藏原始地层压力条件下的偏差因子，Z'为气藏当前地层压力条件下的偏差因子，在计算得到视地层压力后通过查表得出。
4.根据权利要求2或3所述的一种自动计算气藏地层压力的方法，其特征在于，所述拟合是通过MATLAB中的拟合模块来实现。
5.根据权利要求1所述的一种自动计算气藏地层压力的方法，其特征在于，在所述步骤d中，若所述目标指令为修井设计类型时，则选择第一气藏地层压力与第二气藏地层压力两者之间数值较大的作为气藏地层压力值输出；若所述目标指令为气井产能计算、储量复核或开发潜力评估类型时，则选择第一气藏地层压力与第二气藏地层压力两者之间数值较小的作为气藏地层压力值输出。
6.一种自动计算气藏地层压力的系统，其特征在于，包括：服务器，输入模块，输出模块，井口温度计，井口流量计和井口压力表；
所述服务器中包括处理器和数据库；
所述井口温度计，井口流量计和井口压力表均设置于气井井口并与所述服务器连接，分别用于采集井口温度、标准状态下的气井产量数据和井口油压；
所述数据库中存储气藏及井参数；
所述处理器中包括第一计算模块，第二计算模块，计时器和逻辑判断模块；
所述逻辑判断模块根据所述井口流量计采集的气井产量数据是否大于0，判断井口状态为开井或关井；所述第一计算模块在所述逻辑判断模块判断井口状态为关井时，计算第一气藏地层压力，并将计算结果存入所述数据库中；
所述第二计算模块在所述逻辑判断模块判断井口状态为开井时，计算第二气藏地层压力，并将计算结果存入所述数据库中；
所述输入模块用于用户输入测量或预先设定的气藏及井参数，以及目标指令；
所述逻辑判断模块根据用户输入的目标指令，选择输出所述数据库中存储的第一气藏地层压力或第二气藏地层压力作为目标气藏地层压力，并通过所述输出模块输出给用户。
7.根据权利要求6所述的一种自动计算气藏地层压力的系统，其特征在于，还包括设置于井口的安全装置，所述安全装置采集井口气体信息，完成可燃气体和/或有毒气体泄露检测报警；所述安全装置还与所述服务器连接，接收所述服务器发出的关井命令，执行关井和关闭所述自动计算气藏地层压力的系统的操作。
8.根据权利要求6所述的一种自动计算气藏地层压力的系统，其特征在于，所述输出模块包括用户终端，所述用户终端可显示目标气藏地层压力。
9.根据权利要求6所述的一种自动计算气藏地层压力的系统，其特征在于，所述输入模块和/或所述输出模块是通过有线或无线的方式与所述服务器连接。
10.根据权利要求6所述的一种自动计算气藏地层压力的系统，其特征在于，所述井口温度计，井口流量计和井口压力表采集数据的频率是1次/天或1次/小时，所述计时器用于记录数据采集的时间。
CN202010478890.2A 2020-05-29 2020-05-29 一种自动计算气藏地层压力的方法及系统 Pending CN111506863A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010478890.2A CN111506863A (zh) 2020-05-29 2020-05-29 一种自动计算气藏地层压力的方法及系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010478890.2A CN111506863A (zh) 2020-05-29 2020-05-29 一种自动计算气藏地层压力的方法及系统

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN111506863A true CN111506863A (zh) 2020-08-07

Family

ID=71877081

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010478890.2A Pending CN111506863A (zh) 2020-05-29 2020-05-29 一种自动计算气藏地层压力的方法及系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111506863A (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111927445A (zh) * 2020-09-06 2020-11-13 中国石油天然气集团有限公司 基于随钻岩矿数据拟合测井参数获取随钻地层压力的方法
CN114444005A (zh) * 2020-11-03 2022-05-06 中国石油化工股份有限公司 一种矿场非均质油藏地层压力测算方法

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111927445A (zh) * 2020-09-06 2020-11-13 中国石油天然气集团有限公司 基于随钻岩矿数据拟合测井参数获取随钻地层压力的方法
CN111927445B (zh) * 2020-09-06 2023-10-27 中国石油天然气集团有限公司 基于随钻岩矿数据拟合测井参数获取随钻地层压力的方法
CN114444005A (zh) * 2020-11-03 2022-05-06 中国石油化工股份有限公司 一种矿场非均质油藏地层压力测算方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102877832B (zh) 一种油井动液面的测量方法及系统
Moharir et al. Inverse modelling of aquifer parameters in basaltic rock with the help of pumping test method using MODFLOW software
Shlyapobersky et al. Field determination of fracturing parameters for overpressure calibrated design of hydraulic fracturing
CN111506863A (zh) 一种自动计算气藏地层压力的方法及系统
CN107893653A (zh) 一种利用连续油管光纤技术测试水平井产出剖面的方法
US10830035B1 (en) Cross-plot engineering system and method
NO342027B1 (no) System og fremgangsmåte for å bestemme en strømingsprofil i en avbøyd injeksjonsbrønn
CN111260216B (zh) 一种运营期地下水封储油库渗流场综合评价与防治方法
RU2598261C1 (ru) Мониторинг и диагностика эксплуатационных данных обводненных резервуаров с использованием эксплуатационных данных
CN114444823A (zh) 一种预测钻井作业过程中井漏风险的方法及系统
Chang et al. When should we worry about supercharging in formation pressure while drilling measurements?
CN211857471U (zh) 一种自动计算气藏地层压力的系统
Shorter et al. Data release and initial interpretation of test pumping of boreholes at the Glasgow UK Geoenergy Observatory
CN105389439A (zh) 天然气关井井筒建模模拟实现方法
RU2644433C2 (ru) Способ рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера
Honore Jr et al. Cementing temperature predictions based on both downhole measurements and computer predictions: a case history
Bruni et al. A Technically Rigorous and Fully Automated System for Performance Monitoring and Production Test Validation
Haws et al. State-of-the-art simultaneous downhole flow-rate and pressure measurement equipment
Lubbe et al. A review of slug tests analysis on South African aquifers in potential yield and transmissivity estimations
RU2067664C1 (ru) Способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации
US20230194320A1 (en) Virtual flow rate test
Dada et al. Mitigation of the remote gauge problem in temperature transient analysis
CN105927208A (zh) 一种井底压力随钻测量真伪实时识别方法
Jordan et al. Simple, Accurate Gas Production Analysis for Forecasting and Reserves
Johnson et al. The nuts and bolts of falloff testing

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