CN111723531A - 页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法及设备 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例提供了一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法及设备。所述方法包括：获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。本发明实施例提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法及设备，通过获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分，以得到天然气的偏差系数，进而预测页岩气藏水平井临界携液产气量，其有利于后续对泡排剂的注入类型及注入量进行优化。
Description
技术领域
本发明实施例涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法及设备。
背景技术
页岩气经济开采一般采用“大排量、大液量、低砂比”的水平井分段压裂改造技术，但压后返排率低，大量压裂液随页岩气一同产出，在井筒内形成气液两相流，增大井筒流动摩阻，消耗大量地层能量。页岩气压后初期地层能量充足、产气量高，压裂液可从井筒被天然气携带至井口。但页岩气单井产量常表现为初期产量高、递减快、稳产期短的特征，中后期产气量不足以把压裂液携带至井口，造成井筒积液现象，消耗大量页岩地层压力，致使产气量降低或井口压力低于输压，影响页岩气的正常生产与集输。
注泡排剂作为一种常见的排水采气工艺技术已被大量应用于常规气藏。鉴于页岩气井筒相关特征的特殊性(造斜段、长水平段)，目前尚缺少一种可准确预测页岩气藏水平井临界携液产气量的方法。因此，建立一种结合页岩气井筒特征和泡排剂性质，准确可靠的预测页岩气藏水平井临界携液产气量，其有利于实现不同类型和不同剂量泡排剂的注入优化。
发明内容
针对现有技术存在的上述问题，本发明实施例提供了一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法及设备。
第一方面，本发明的实施例提供了一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，包括：获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；
根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。
进一步地，所述计算沿页岩气藏水平井筒的压力场，包括：根据起始点压力、段数、段深度、段内平均压力、平均温度、流动参数、流动型态、持液率和阻力系数，获取段内末端压力和段内压力差；若所述段内末端压力和段内压力差的差值绝对值满足预设阈值，则将所述段内末端压力作为下一段的起点压力，从而得到沿页岩气藏水平井筒的压力场；其中，所述段为将页岩气藏水平井分割成若干段，所述若干段中的任意一段。
进一步地，所述根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度，结合所述沿页岩气藏水平井筒的压力场，得到天然气偏差系数，包括：
其中，Z为天然气偏差系数；ρpr为无因次对比密度；Ppr为天然气拟临界压力；Tpr为天然气拟临界温度；A1＝0.3265，A2＝-1.0700，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210。
进一步地，所述页岩气藏水平井临界携液产气量，包括：水平段临界携液产气量、倾斜段临界携液产气量和垂直段临界携液产气量。
进一步地，所述水平段临界携液产气量，包括：
其中，Qcr为水平段临界携液产气量；Vg为水平段临界速度；ρl为液体密度；ρg为气体密度；σ为气液界面张力；g为重力加速度；T为实时温度；A为油管横截面积。
进一步地，所述倾斜段临界携液产气量，包括：
其中，Q'cr为倾斜段临界携液产气量；A'为油管横截面积；V'g为倾斜段临界速度；T'为实时温度；g为重力加速度；σ'为气液界面张力；ρ'l为液体密度；ρ'g为气体密度；α为井斜角。
进一步地，所述垂直段临界携液产气量，包括：
其中，Q”cr为垂直段临界携液产气量；A”为油管横截面积；V”g为倾斜段临界速度；T”为实时温度；g为重力加速度；σ”为气液界面张力；ρ”l为液体密度；ρ”g为气体密度。
第二方面，本发明的实施例提供了一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测装置，包括：
数据获取模块，其用于获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；
临界携液产气量预测模块，其用于根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。
第三方面，本发明的实施例提供了一种电子设备，包括：
至少一个处理器；以及
与处理器通信连接的至少一个存储器，其中：
存储器存储有可被处理器执行的程序指令，处理器调用程序指令能够执行第一方面的各种可能的实现方式中任一种可能的实现方式所提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法。
第四方面，本发明的实施例提供了一种非暂态计算机可读存储介质，非暂态计算机可读存储介质存储计算机指令，计算机指令使计算机执行第一方面的各种可能的实现方式中任一种可能的实现方式所提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法。
本发明实施例提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法及设备，通过获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分，以得到天然气的偏差系数，进而预测页岩气藏水平井临界携液产气量，其有利于后续对泡排剂的注入类型及注入量进行优化。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图做一简单的介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法流程图；
图2为本发明实施例提供的注入泡排剂前后的页岩气场水平井排采效果与实际产气量对比效果示意图；
图3为本发明实施例提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测装置结构示意图；
图4为本发明实施例提供的电子设备的实体结构示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。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。另外，本发明提供的各个实施例或单个实施例中的技术特征可以相互任意结合，以形成可行的技术方案，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时，应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
本发明实施例提供了一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，参见图1，该方法包括：
101、获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；
102、根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。
在上述实施例的基础上，本发明实施例中提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，所述获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场，包括：根据起始点压力、段数、段深度、段内平均压力、平均温度、流动参数、流动型态、持液率和阻力系数，获取段内末端压力和段内压力差；若所述段内末端压力和段内压力差的差值绝对值满足预设阈值(具体地，段内压力差Δp′与段内末端压力p′h1，若满足|p′h1-ph1|<0.0001；其中，0.0001即为预设阈值)，则将所述段内末端压力作为下一段的起点压力，从而得到沿页岩气藏水平井筒的压力场；其中，所述段为将页岩气藏水平井分割成若干段中的任意一段。
在上述实施例的基础上，本发明实施例中提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，所述根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度，得到天然气偏差系数，包括：
其中，Z为天然气偏差系数；ρpr为无因次对比密度；Ppr为天然气拟临界压力；Tpr为天然气拟临界温度；A1＝0.3265，A2＝-1.0700，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210。
在上述实施例的基础上，本发明实施例中提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，所述页岩气藏水平井临界携液产气量，包括：水平段临界携液产气量、倾斜段临界携液产气量和垂直段临界携液产气量。
在上述实施例的基础上，本发明实施例中提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，所述水平段临界携液产气量，包括：
其中，Qcr为水平段临界携液产气量；Vg为水平段临界速度；ρl为液体密度；ρg为气体密度；σ为气液界面张力；g为重力加速度；T为实时温度；A为油管横截面积。
在上述实施例的基础上，本发明实施例中提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，所述倾斜段临界携液产气量，包括：
其中，Q'cr为倾斜段临界携液产气量；A'为油管横截面积；V'g为倾斜段临界速度；T'为实时温度；g为重力加速度；σ'为气液界面张力；ρ'l为液体密度；ρ'g为气体密度；α为井斜角。
在上述实施例的基础上，本发明实施例中提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，所述垂直段临界携液产气量，包括：
其中，Q”cr为垂直段临界携液产气量；A”为油管横截面积；V”g为倾斜段临界速度；T”为实时温度；g为重力加速度；σ”为气液界面张力；ρ”l为液体密度；ρ”g为气体密度。
本发明实施例提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法及设备，通过获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分，以得到天然气的偏差系数，进而预测页岩气藏水平井临界携液产气量，其有利于后续对泡排剂的注入类型及注入量进行优化。
为了更加清晰的阐述本发明的技术方案的本质，在上述实施例的基础上，拟提出一个整体的实施例，从整体上展现本发明技术方案的全貌。需要说明的是，该整体实施例仅仅是为了将本发明的技术本质进一步体现出来，并不是对本发明保护范围的限制，本领域技术人员在本发明各个实施例的基础上，通过组合技术特征，得到的任何满足本发明技术方案本质的组合型技术方案，只要能够实际实施，均在本专利的保护范围之内。
整体实施例的技术方案包括：
1)、采用Beggs-Brill方法计算沿井筒的压力场：a.根据基础数据，确定计算的起始点压力p(如井口压力)、计算段数n、段深度△h；b.假设计算段内的压力差△p，则计算段内的末端压力ph1；c.计算该计算段内的平均压力
平均温度
流体性质参数(其中天然气偏差系数Z由步骤②计算)、流动参数；d.确定该计算段内的流动型态、持液率、阻力系数；e.计算该段内的压力差Δp′与末端压力p′h1，若满足|p′h1-ph1|<0.0001，则将计算的末端压力作为下一段的起点压力，若不满足则重新将p′h1替代ph1，继续计算直到满足误差要求为止；f.重复b～e继续计算下一段压力分布，直到所有计算分割段计算完成；
2)、天然气偏差因子计算：采用Dranchuk-Abu-Kassem方法计算天然气偏差系数Z，已知天然气组分组成，计算出天然气拟临界压力ppr、拟临界温度Tpr，采用如下公式计算：
采用牛顿迭代法对Z进行迭代计算，其中A1＝0.3265，A2＝-1.0700，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210。
3)、注入泡排剂前后(刚刚注入)水平段、倾斜段、垂直段临界携液产气量计算；
气井临界携液产气量为：
式中，Qcr为临界携液产气量，单位m3/d；Vg为临界速度，单位m/s；A为油管横截面积，单位m2，且
di为油管内径，单位m。
垂直段临界速度
斜段临界速度
水平段临界速度
式中：σ为气水界面张力，单位N/cm；ρl为液体密度，单位kg/m3；ρg为气体密度，单位kg/m3；α为井斜角。
4)、绘制不同井深(测深/垂深)临界携液流量与实际产量的对比图，判断效果：计算不同泡排剂性质下气水界面张力、起泡体积、不同井段临界携液流量，即改变基础输入参数，采用步骤1)中的Beggs-Brill方法计算沿井筒的压力场；
5)、基于页岩气藏水平井井深数据(测深、垂深、井斜角)，将临界携液流量计算结果与实际产气量绘制在同一图形上，对比注入泡排剂排采效果，亦可优化泡排剂类型与注入量。具体地，注入泡排剂前后的页岩气场水平井排采效果与实际产气量对比效果可以参见图2，图2中包括：井深纵轴201(单位：米)、井斜角横轴202(单位：度)、实际产气量曲线203、注入泡排剂前临界携液产气量204、注入泡排剂后临界携液产气量205、流量横轴206(单位：万方/天)和井筒轨迹曲线207。由图2中可见，与实际产气量曲线203相比，注入泡排剂前临界携液产气量204明显偏大，而注入泡排剂后临界携液产气量205偏小，这说明注入泡排剂后抑制了压裂液对产气量的阻滞效果，使得预测的产气量没有超过实际的产气量。对于不同类型和不同注入量的泡排剂，则可根据其对应的临界携液产气量与实际产气量之间的契合关系判断不同类型和不同注入量的泡排剂的影响作用，进而有利于获取最佳的泡排剂注入类型和注入量。
本发明各个实施例的实现基础是通过具有处理器功能的设备进行程序化的处理实现的。因此在工程实际中，可以将本发明各个实施例的技术方案及其功能封装成各种模块。基于这种现实情况，在上述各实施例的基础上，本发明的实施例提供了一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测装置，该装置用于执行上述方法实施例中的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法。参见图3，该装置包括：
数据获取模块301，其用于获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；
临界携液产气量预测模块302，其用于根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。
本发明实施例提供的页岩气藏水平井临界携液产气量预测装置，采用数据获取模块301和临界携液产气量预测模块302，获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分，以得到天然气的偏差系数，进而预测页岩气藏水平井临界携液产气量，其有利于后续对泡排剂的注入类型及注入量进行优化。
本发明实施例的方法是依托电子设备实现的，因此对相关的电子设备有必要做一下介绍。基于此目的，本发明的实施例提供了一种电子设备，如图4所示，该电子设备包括：至少一个处理器(processor)401、通信接口(Communications Interface)404、至少一个存储器(memory)402和通信总线403，其中，至少一个处理器401，通信接口404，至少一个存储器402通过通信总线403完成相互间的通信。至少一个处理器401可以调用至少一个存储器402中的逻辑指令，以执行如下方法：获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。
此外，上述的至少一个存储器402中的逻辑指令可以通过软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。例如包括：获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性的劳动的情况下，即可以理解并实施。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到各实施方式可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件。基于这样的理解，上述技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，其特征在于，包括：
获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；
根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。
2.根据权利要求1所述的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，其特征在于，所述获取沿页岩气藏水平井筒的压力场，包括：
根据起始点压力、段数、段深度、段内平均压力、平均温度、流动参数、流动型态、持液率和阻力系数，获取段内末端压力和段内压力差；
若所述段内末端压力和段内压力差的差值绝对值满足预设阈值，则将所述段内末端压力作为下一段的起点压力，从而得到沿页岩气藏水平井筒的压力场；
其中，所述段为将页岩气藏水平井分割成的若干段中的任意一段。
3.根据权利要求1所述的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，其特征在于，所述根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度，得到天然气偏差系数，包括：
其中，Z为天然气偏差系数，ρpr为无因次对比密度；Ppr为天然气拟临界压力；Tpr为天然气拟临界温度；A1＝0.3265，A2＝-1.0700，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210。
4.根据权利要求3所述的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，其特征在于，所述页岩气藏水平井临界携液产气量，包括：
水平段临界携液产气量、倾斜段临界携液产气量和垂直段临界携液产气量。
5.根据权利要求4所述的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，其特征在于，所述水平段临界携液产气量，包括：
其中，Qcr为水平段临界携液产气量；Vg为水平段临界速度；ρl为液体密度；ρg为气体密度；σ为气液界面张力；g为重力加速度；T为实时温度；A为油管横截面积。
6.根据权利要求4所述的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，其特征在于，所述倾斜段临界携液产气量，包括：
其中，Q'cr为倾斜段临界携液产气量；A'为油管横截面积；V'g为倾斜段临界速度；T'为实时温度；g为重力加速度；σ'为气液界面张力；ρ'l为液体密度；ρ'g为气体密度；α为井斜角。
7.根据权利要求4所述的页岩气藏水平井临界携液产气量预测方法，其特征在于，所述垂直段临界携液产气量，包括：
其中，Q”cr为垂直段临界携液产气量；A”为油管横截面积；V”g为倾斜段临界速度；T”为实时温度；g为重力加速度；σ”为气液界面张力；ρ”l为液体密度；ρ”g为气体密度。
8.一种页岩气藏水平井临界携液产气量预测装置，其特征在于，包括：
数据获取模块，其用于获取沿页岩气藏水平井井筒的压力场以及天然气组分；
临界携液产气量预测模块，其用于根据天然气组分和压力场得到天然气拟临界压力和拟临界温度；根据所述天然气拟临界压力和拟临界温度得到天然气偏差系数，根据所述天然气偏差系数预测页岩气藏水平井临界携液产气量。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：
至少一个处理器、至少一个存储器、通信接口和总线；其中，
所述处理器、存储器、通信接口通过所述总线完成相互间的通信；
所述存储器存储有可被所述处理器执行的程序指令，所述处理器调用所述程序指令，以执行如权利要求1至7任一项所述的方法。
10.一种非暂态计算机可读存储介质，其特征在于，所述非暂态计算机可读存储介质存储计算机指令，所述计算机指令使所述计算机执行如权利要求1至7中任一项所述的方法。
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