CN111506865B - 一种页岩气井生产拟合与预测方法 - Google Patents

一种页岩气井生产拟合与预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种页岩气井生产拟合与预测方法，属于页岩气井产能评价领域；它解决现今页岩气井生产预测误差较大，流程繁琐等问题；其技术方案是：将页岩气储层分为裂缝系统与基质系统，联立裂缝系统与基质系统的产能方程和物质平衡方程，针对页岩气井定产量与定压力两种生产模式对井底流压和产水量进行生产历史拟合，拟合成功后，分别预测定产量与定压力两种生产模式下的页岩气井的产气量和产水量。本发明拟合效果较好，预测精度高，可推广性强。

Description

一种页岩气井生产拟合与预测方法
技术领域
本发明涉及一种页岩气井生产拟合与预测方法，属于页岩气井产能评价领域。
背景技术
在当前国际能源供需矛盾日渐突出的情势下，新能源的有效开采对国家战略部署具有重要的意义，而页岩气作为一种新非常规能源，尤其是北美国家成功开发之后，备受世界各国的关注。随着国内页岩气藏的不断开发，现场经验及理论研究的不断深入，明确页岩气井的产能，并对页岩气井生产情况进行预测变得愈加重要。
经过广泛的调研，专利号为CN201811482058.9 的《页岩气井生产动态预测方法及设备》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，相对客观，但精度较低；专利号为CN201710046501.7 的《一种页岩气井产量预测方法》根据页岩气井试井分析模型，构建理论模型数据的双对数图版，确定待分析页岩气井的预测产量，精度较高，但计算量大；专利号为CN201710886718.9 的《基于指数模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法》基于指数模型预测页岩气水平井初期最高产能，该方法流程简单，但所需数据较多，精度一般。
总体来说，目前预测页岩气井产能的方法较多，但都有各自的局限性，部分方法精度较高，但流程繁琐，部分方法流程简单，但误差较大，需要一种精度较高，且计算流程简便的页岩气井生产预测方法。
发明内容
本发明目的是：为了解决现今页岩气井生产预测误差较大，流程繁琐等问题，本发明联立裂缝系统与基质系统的产能方程和物质平衡方程，对页岩气井定产量与定压力两种生产模式进行生产历史拟合和生产预测，拟合效果较好，可推广性强。
为实现上述目的，本发明提供了一种页岩气井生产拟合与预测方法，该方法包括下列步骤：
首先，准备页岩气井生产数据和静态参数，包括产气量、产水量、裂缝系统的原始压力和目前压力、基质系统的原始压力和目前压力、原始条件下的偏差系数和目前压力下的偏差系数；
然后，将页岩气储层分为裂缝系统与基质系统，联立裂缝系统与基质系统的产能方程和物质平衡方程，对页岩气井定产量与定压力两种生产模式进行生产历史拟合；
最后，拟合成功后，分别预测定产量与定压力两种生产模式页岩气井的产气量和产水量。
上述一种页岩气井生产拟合与预测方法中，所述裂缝系统的产能方程为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE002
，其中，P F为裂缝系统的目前压力，单位为MPa；P wf 为井底流压，单位为MPa；q Fsc为从裂缝系统流入井筒的流量，单位为104m3/d；A为层流项系数；B为紊流项系数。
上述一种页岩气井生产拟合与预测方法中，所述基质系统的产能方程为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE004
，其中，P M为基质系统的目前压力，单位为MPa； q Msc为从基质系统流入裂缝系统的流量，单位为104m3/d；C为产能系数。
上述一种页岩气井生产拟合与预测方法中，所述裂缝系统的物质平衡方程为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE006
，其中，G Fp为裂缝系统累积产气量，单位为104m3；G F为裂缝系统地质储量，单位为104m3；G Me为从基质系统补充进裂缝系统的天然气量，单位为104m3；W p为页岩气井的累积产水量，单位为m3；B w为水的体积系数，单位为m3/m3；p sc为标准压力，值为0.1013MPa；T sc为标准温度，值为293.15K；p Fi为裂缝系统原始压力，单位为MPa；p F为裂缝系统的目前压力，单位为MPa；T为裂缝系统的温度，单位为K。
上述一种页岩气井生产拟合与预测方法中，所述基质系统的物质平衡方程为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE008
，其中，p Mi与p M为基质系统原始压力和目前压力，单位为MPa；Z i与Z为原始条件下偏差系数和目前压力下偏差系数；G Mp与G M为基质系统累积产气量和基质系统地质储量，单位为104m3，且G Mp=G Me。
上述一种页岩气井生产拟合与预测方法中，所述生产历史拟合的思路为，
第一步，利用产气量、产水量与井口油压计算井底流压；
第二步，给定层流项系数A、紊流项系数B和产能系数C三个参数的上下界限，上下界限内随机给定初值，结合裂缝系统与基质系统的产能方程，利用裂缝系统的目前压力、基质系统的目前压力、井底流压、层流项系数A的初值、紊流项系数B的初值以及产能系数C的初值分别计算从裂缝系统流入井筒的流量q Fsc与从基质系统流入裂缝系统的流量q Msc；
第三步，分别叠加从裂缝系统流入井筒的流量q Fsc和从基质系统流入裂缝系统的流量q Fsc，分别得到裂缝系统与基质系统的累积产量，其中裂缝系统的累积产量包括裂缝系统的累积产气量和累积产水量，基质系统的累积产量是指基质系统的累积产气量；裂缝系统与基质系统的累积产气量之差为页岩气井的产气量，裂缝系统的累积产水量为页岩气井的累积产水量；
第四步，给定裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M两个参数的上下界限，上下界限内随机给定初值，结合裂缝系统与基质系统的物质平衡方程，利用裂缝系统的累积产量、基质系统的累积产量、利用裂缝系统的原始压力、基质系统的原始压力、裂缝系统地质储量G F的初值以及基质系统地质储量G M的初值分别计算下一时刻的裂缝系统的目前压力P F、基质系统的目前压力P M；
第五步，再利用第四步得到的裂缝系统的目前压力P F、基质系统的目前压力P M，从第一步开始继续进行迭代，生产数据中的一天为一个迭代周期，不断迭代将得到整个生产阶段的页岩气井的井底流压与产水量；
第六步，在参数的上下限内调整参数，采用自动拟合方法拟合页岩气井的井底流压与产水量，寻求最优参数理论值与实际值的最佳拟合，井底流压拟合的收敛条件表示为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE010
其中，E为偏差值；n为迭代次数；p wfi（A,B,C,G F,G M）为井底流压的最优参数理论值，单位为MPa；p wfi为井底流压的实际值，单位为MPa；
产水量拟合的收敛条件表示为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE012
其中，q wci（A,B,C,G F,G M）为产水量的最优参数理论值，单位为104m3；q wci为产水量的实际值，单位为104m3。
上述一种页岩气井生产拟合与预测方法中，拟合过程中如果参数超出上下限区间，计算结束时，参数的计算值等于所给的边界值，将边界扩展，重新进行计算，直到满足收敛条件为止。
上述一种页岩气井生产拟合与预测方法中，所述分别预测定产量与定压力两种生产模式页岩气井的产气量和产水量是指，首先分别以定产量与定压力两种生产模式对页岩气井生产历史进行拟合，拟合成功后，停止调整层流项系数A、紊流项系数B、产能系数C、裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M五个参数，以拟合成功时的层流项系数A、紊流项系数B、产能系数C、裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M为实际参数，重复第一步到第五步的迭代步骤，计算定产量生产模式下未来三年页岩气井的产气量和产水量，计算定压力生产模式下未来五年页岩气井的产气量和产水量。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）结合裂缝系统与基质系统的产能方程和物质平衡方程实现生产历史拟合和预测，拟合效果较好；（2）编程实现拟合和预测，计算过程省时省力；（3）预测生产情况的同时可以精确计算页岩气藏裂缝系统和基质系统的地质储量；（4）可推广性强。
附图说明
在附图中：
图1是本方法技术路线图。
图2是页岩气井生产拟合与预测软件界面图。
图3是某定产量生产页岩气井井底流压拟合图。
图4是某定产量生产页岩气井日产水拟合曲线图。
图5是某定产量生产页岩气井生产情况预测曲线图。
图6是某定压力生产页岩气井井底流压拟合图。
图7是某定压力生产页岩气井日产水拟合曲线图。
图8是某定压力生产页岩气井生产情况预测曲线图。
具体实施方式
下面结合实施方式和附图对本发明做进一步说明。
本发明提供了一种页岩气井生产拟合与预测方法，图1为本方法的技术路线图，该方法包括下列步骤：
首先，准备页岩气井生产数据和静态参数，包括产气量、产水量、裂缝系统的原始压力和目前压力、基质系统的原始压力和目前压力、原始条件下的偏差系数和目前压力下的偏差系数；
然后，将页岩气储层分为裂缝系统与基质系统，联立裂缝系统与基质系统的产能方程和物质平衡方程，对页岩气井定产量与定压力两种生产模式进行生产历史拟合；
最后，拟合成功后，分别预测定产量与定压力两种生产模式页岩气井的产气量和产水量。
进一步的，所述裂缝系统的产能方程为
Figure DEST_PATH_IMAGE013
，其中，P F为裂缝系统的目前压力，单位为MPa； P wf 为井底流压，单位为MPa；q Fsc为从裂缝系统流入井筒的流量，单位为104m3/d；A为层流项系数；B为紊流项系数。
进一步的，所述基质系统的产能方程为
Figure 262936DEST_PATH_IMAGE004
，其中，P M为基质系统的目前压力，单位为MPa； q Msc为从基质系统流入裂缝系统的流量，单位为104m3/d；C为产能系数。
进一步的，所述裂缝系统的物质平衡方程为
Figure 491661DEST_PATH_IMAGE006
，其中，G Fp为裂缝系统累积产气量，单位为104m3；G F为裂缝系统地质储量，单位为104m3；G Me为从基质系统补充进裂缝系统的天然气量，单位为104m3；W p为页岩气井的累积产水量，单位为m3；B w为水的体积系数，单位为m3/m3；p sc为标准压力，值为0.1013MPa；T sc为标准温度，值为293.15K；p Fi为裂缝系统原始压力，单位为MPa；p F为裂缝系统的目前压力，单位为MPa；T为裂缝系统的温度，单位为K。
进一步的，所述基质系统的物质平衡方程为
Figure 599294DEST_PATH_IMAGE008
，其中，p Mi与p M为基质系统原始压力和目前压力，单位为MPa；Z i与Z为原始条件下偏差系数和目前压力下偏差系数；G Mp与G M为基质系统累积产气量和基质系统地质储量，单位为104m3，且G Mp=G Me。
进一步的，所述生产历史拟合的思路为，
第一步，利用产气量、产水量与井口油压计算井底流压；
第二步，给定层流项系数A、紊流项系数B和产能系数C三个参数的上下界限，上下界限内随机给定初值，结合裂缝系统与基质系统的产能方程，利用裂缝系统的目前压力、基质系统的目前压力、井底流压、层流项系数A的初值、紊流项系数B的初值以及产能系数C的初值分别计算从裂缝系统流入井筒的流量q Fsc与从基质系统流入裂缝系统的流量q Msc；
第三步，分别叠加从裂缝系统流入井筒的流量q Fsc和从基质系统流入裂缝系统的流量q Fsc，分别得到裂缝系统与基质系统的累积产量，其中裂缝系统的累积产量包括裂缝系统的累积产气量和累积产水量，基质系统的累积产量是指基质系统的累积产气量；裂缝系统与基质系统的累积产气量之差为页岩气井的产气量，裂缝系统的累积产水量为页岩气井的累积产水量；
第四步，给定裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M两个参数的上下界限，上下界限内随机给定初值，结合裂缝系统与基质系统的物质平衡方程，利用裂缝系统的累积产量、基质系统的累积产量、利用裂缝系统的原始压力、基质系统的原始压力、裂缝系统地质储量G F的初值以及基质系统地质储量G M的初值分别计算下一时刻的裂缝系统的目前压力P F、基质系统的目前压力P M；
第五步，再利用第四步得到的裂缝系统的目前压力P F、基质系统的目前压力P M，从第一步开始继续进行迭代，生产数据中的一天为一个迭代周期，不断迭代将得到整个生产阶段的页岩气井的井底流压与产水量；
第六步，在参数的上下限内调整参数，采用自动拟合方法拟合页岩气井的井底流压与产水量，寻求最优参数理论值与实际值的最佳拟合，井底流压拟合的收敛条件表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE014
其中，E为偏差值；n为迭代次数；p wfi（A,B,C,G F,G M）为井底流压的最优参数理论值，单位为MPa；p wfi为井底流压的实际值，单位为MPa；
产水量拟合的收敛条件表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE015
其中，q wci（A,B,C,G F,G M）为产水量的最优参数理论值，单位为104m3；q wci为产水量的实际值，单位为104m3。
进一步的，拟合过程中如果参数超出上下限区间，计算结束时，参数的计算值等于所给的边界值，将边界扩展，重新进行计算，直到满足收敛条件为止。
进一步的，所述分别预测定产量与定压力两种生产模式页岩气井的产气量和产水量是指，首先分别以定产量与定压力两种生产模式对页岩气井生产历史进行拟合，拟合成功后，停止调整层流项系数A、紊流项系数B、产能系数C、裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M五个参数，以拟合成功时的层流项系数A、紊流项系数B、产能系数C、裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M为实际参数，重复第一步到第五步的迭代步骤，计算定产量生产模式下未来三年页岩气井的产气量和产水量，计算定压力生产模式下未来五年页岩气井的产气量和产水量。
以页岩气井生产拟合与预测模型为基础，使用C#语言编制了如图2所示的页岩气井生产拟合与预测软件，利用该软件，对定产量与定压力两种生产模式的页岩气井进行拟合，再分别预测定产量与定压力两种生产模式气井的产气、产水情况。
定产量生产模式以JY1HF井为例，JY1HF井于2012年11月28日开始生产，截止2018年10月17日，该井累计产气1.04×108m3，累计产水651.26m3，原始地层压力35.97MPa，入井总液量为19854.7m3；使用JY1HF井产气量、产水量等生产数据作为已知参数，首先以不同时期的JY1HF井实测井底流压拟合目标，通过调整新模型参数，使得计算的气井井底流压与实测值一致，由此拟合井底流压，再采用同样的思路拟合产水量，井底流压拟合图如图3所示，日产水拟合曲线图如图4所示。
拟合成功后，得到JY1HF井的层流项系数A为12.04、紊流项系数B为0.96、产能系数C为0.000704，裂缝系统地质储量G F为7345.99×104m3、基质系统地质储量G M为7705.90×104m3，JY1HF井总控制储量为1.505×108m3，采用2×104m3/d的产量对JY1HF井进行配产，预测生产情况，生产情况预测曲线图如图5所示，稳产时间为1081d，预测三年气井累产1.309×108m3，采出程度为86.98%。
定压力生产模式以JY6-2HF井为例，JY6-2HF井于2013年9月30日开始生产，截止2018年10月17日，该井累计产气2.7034×108m3，累计产水1468.43m3，原始地层压力36.49MPa；使用JY6-2HF井产气量、产水量等生产数据作为已知参数，首先以不同时期的JY6-2HF井实测井底流压拟合目标，通过调整新模型参数，使得计算的气井井底流压与实测值一致，由此拟合井底流压，再采用同样的思路拟合产水量，井底流压拟合图如图6所示，日产水拟合曲线图如图7所示。
拟合成功后，得到JY6-2HF井的层流项系数A为0.28、紊流项系数B为0.34、产能系数C为0.000815，裂缝系统地质储量G F为8125.86×104m3、基质系统地质储量G M为29433.58×104m3，JY6-2HF井总控制储量为3.76×108m3，气井井口以2MPa的压力对JY6-2HF井进行生产情况预测，生产情况预测曲线图如图8所示，稳产时间为1564d，预测5年气井累产3.41×108m3，采出程度为90.69%。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）结合裂缝系统与基质系统的产能方程和物质平衡方程实现生产历史拟合和预测，拟合效果较好；（2）编程实现拟合和预测，计算过程省时省力；（3）预测生产情况的同时可以精确计算页岩气藏裂缝系统和基质系统的地质储量；（4）可推广性强。
最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (7)

1.一种页岩气井生产拟合与预测方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
第一步，利用产气量、产水量与井口油压计算井底流压；
第二步，将页岩气储层分为裂缝系统与基质系统，联立裂缝系统与基质系统的产能方程和物质平衡方程，对页岩气双重介质气水两相进行耦合，给定层流项系数A、紊流项系数B和产能系数C三个参数的上下界限，上下界限内随机给定初值，结合裂缝系统与基质系统的产能方程，利用裂缝系统的目前压力、基质系统的目前压力、井底流压、层流项系数A的初值、紊流项系数B的初值以及产能系数C的初值分别计算从裂缝系统流入井筒的流量q Fsc与从基质系统流入裂缝系统的流量q Msc；
第三步，分别叠加从裂缝系统流入井筒的流量q Fsc和从基质系统流入裂缝系统的流量q Fsc，分别得到裂缝系统与基质系统的累积产量，其中裂缝系统的累积产量包括裂缝系统的累积产气量和累积产水量，基质系统的累积产量是指基质系统的累积产气量；裂缝系统与基质系统的累积产气量之差为页岩气井的产气量，裂缝系统的累积产水量为页岩气井的累积产水量；
第四步，给定裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M两个参数的上下界限，上下界限内随机给定初值，结合裂缝系统与基质系统的物质平衡方程，利用裂缝系统的累积产量、基质系统的累积产量、利用裂缝系统的原始压力、基质系统的原始压力、裂缝系统地质储量G F的初值以及基质系统地质储量G M的初值分别计算下一时刻的裂缝系统的目前压力P F、基质系统的目前压力P M；
第五步，再利用第四步得到的裂缝系统的目前压力P F、基质系统的目前压力P M，从第一步开始继续进行迭代，生产数据中的一天为一个迭代周期，不断迭代得到整个生产阶段的页岩气井的井底流压与产水量；
第六步，在参数的上下限内调整参数，对页岩气井定产量与定压力两种生产模式进行生产历史拟合并预测产气量和产水量，采用自动拟合方法拟合页岩气井的井底流压与产水量，寻求最优参数理论值与实际值的最佳拟合，井底流压拟合的收敛条件表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE002
其中，E为偏差值；n为迭代次数；p wfi（A,B,C,G F,G M）为井底流压的最优参数理论值，单位为MPa；p wfi为井底流压的实际值，单位为MPa；
产水量拟合的收敛条件表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE004
其中，q wci（A,B,C,G F,G M）为产水量的最优参数理论值，单位为104m3；q wci为产水量的实际值，单位为104m3。
2.根据权利要求1所述的一种页岩气井生产拟合与预测方法，其特征在于：所述裂缝系统的产能方程为
Figure DEST_PATH_IMAGE006
，其中，P F为裂缝系统的目前压力，单位为MPa； P wf 为井底流压，单位为MPa；q Fsc为从裂缝系统流入井筒的流量，单位为104m3/d；A为层流项系数；B为紊流项系数。
3.根据权利要求1所述的一种页岩气井生产拟合与预测方法，其特征在于：所述基质系统的产能方程为
Figure DEST_PATH_IMAGE008
，其中，P M为基质系统的目前压力，单位为MPa； q Msc 为从基质系统流入裂缝系统的流量，单位为104m3/d；C为产能系数。
4.根据权利要求1所述的一种页岩气井生产拟合与预测方法，其特征在于：所述裂缝系统的物质平衡方程为
Figure DEST_PATH_IMAGE010
，其中，G Fp为裂缝系统累积产气量，单位为104m3；G F为裂缝系统地质储量，单位为104m3；G Me为从基质系统补充进裂缝系统的天然气量，单位为104m3；W p为页岩气井的累积产水量，单位为m3；B w为水的体积系数，单位为m3/m3；p sc为标准压力，值为0.1013MPa；T sc为标准温度，值为293.15K；p Fi为裂缝系统原始压力，单位为MPa；p F为裂缝系统的目前压力，单位为MPa；T为裂缝系统的温度，单位为K。
5.根据权利要求1所述的一种页岩气井生产拟合与预测方法，其特征在于：所述基质系统的物质平衡方程为
Figure DEST_PATH_IMAGE012
，其中，p Mi与p M为基质系统原始压力和目前压力，单位为MPa；Z i与Z为原始条件下偏差系数和目前压力下偏差系数；G Mp与G M为基质系统累积产气量和基质系统地质储量，单位为104m3，且G Mp=G Me。
6.根据权利要求1所述的一种页岩气井生产拟合与预测方法，其特征在于：拟合过程中如果参数超出上下限区间，计算结束时，参数的计算值等于所给的边界值，将边界扩展，重新进行计算，直到满足收敛条件为止。
7.根据权利要求1所述的一种页岩气井生产拟合与预测方法，其特征在于：所述对页岩气井定产量与定压力两种生产模式进行生产历史拟合并预测产气量和产水量是指，首先分别以定产量与定压力两种生产模式对页岩气井生产历史进行拟合，拟合成功后，停止调整层流项系数A、紊流项系数B、产能系数C、裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M五个参数，以拟合成功时的层流项系数A、紊流项系数B、产能系数C、裂缝系统地质储量G F和基质系统地质储量G M为实际参数，重复第一步到第五步的迭代步骤，计算定产量生产模式下未来三年页岩气井的产气量和产水量，计算定压力生产模式下未来五年页岩气井的产气量和产水量。
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