CN112065339B - 多储层气藏合采产能预测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种多储层气藏合采产能预测方法及装置，该方法包括：获取待开采气藏各储层的岩石属性信息，其中，待开采气藏包括：相邻的第一储层和第二储层，第一储层和第二储层的产气方式不同；根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量；根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量；根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量；确定合采井筒内气液两相流压降；根据第一初始含气量、第二初始含气量、气体窜流量和合采井筒内气液两相流压降，确定待开采气藏的产气量。本发明实现了对多储层气藏合采产能的准确定量预测。

Description

多储层气藏合采产能预测方法及装置

技术领域

本发明涉及气藏开发领域，尤其涉及一种多储层气藏合采产能预测方法及装置。

背景技术

本部分旨在为权利要求书中陈述的本发明实施例提供背景或上下文。此处的描述不因为包括在本部分中就承认是现有技术。

油气藏数值模拟是油气田科学开发的基础，是油田生产指标计算、剩余油分布预测的必备技术。目前，市面上的一些油气藏数值模拟软件(例如，Eclips、CMG、Commet等)在模拟单一油气藏时比较成熟，但在模拟多储层气藏时有限制。现有技术大多基于定性分析以及现场经验，来对多储层气藏开发过程中的产气规律进行分析，唯一可借鉴的基础理论模型是常规多层油气藏合采的研究成果。

与常规油气藏相比，多储层气藏产气机理具有多样性(例如，含有砂岩气的多煤层气藏中，煤层有吸附气，也有游离气；而砂岩夹层只有游离气)。在多储层气藏开采过程中，产气方式不同的两个储层会相互影响(例如，煤层与砂岩层之间存在气体窜流)，使得常规多层油气藏的研究成果不能直接用来解释多煤层气藏中气/水的运移规律。

因而，如何提供一种多储层气藏合采产能的定量预测方法，对于多储层气藏的开发具有十分重要的意义。

发明内容

本发明实施例提供一种多储层气藏合采产能预测方法，用以解决现有常规多储层油气藏合采产能预测方法无法对多储层气藏合采产能进行准确预测的技术问题，该方法包括：获取待开采气藏各储层的岩石属性信息，其中，待开采气藏包括：相邻的第一储层和第二储层，第一储层和第二储层的产气方式不同；根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量；根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量；根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量；确定合采井筒内气液两相流压降；根据第一初始含气量、第二初始含气量、气体窜流量和合采井筒内气液两相流压降，确定待开采气藏的产气量。

本发明实施例还提供一种多储层气藏合采产能预测装置，用以解决现有常规多储层油气藏合采产能预测方法无法对多储层气藏合采产能进行准确预测的技术问题，该装置包括：岩石属性信息获取模块，用于获取待开采气藏各储层的岩石属性信息，其中，待开采气藏包括：相邻的第一储层和第二储层，第一储层和第二储层的产气方式不同；第一储层含气量确定模块，用于根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量；第二储层含气量确定模块，用于根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量；气体窜流量确定模块，用于根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量；井筒气液两相流压降确定模块，用于确定合采井筒内气液两相流压降；合采产气量确定模块，用于根据第一初始含气量、第二初始含气量、气体窜流量和合采井筒内气液两相流压降，确定待开采气藏的产气量。

本发明实施例还提供一种计算机设备，用以解决现有常规多储层油气藏合采产能预测方法无法对多储层气藏合采产能进行准确预测的技术问题，该计算机设备包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述多储层气藏合采产能预测方法。

本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，用以解决现有常规多储层油气藏合采产能预测方法无法对多储层气藏合采产能进行准确预测的技术问题，计算机可读存储介质存储有执行上述多储层气藏合采产能预测方法的计算机程序。

本发明实施例中，在对多储层气藏合采产能进行预测的时候，首先根据各储层的岩石属性信息，确定各储层的初始含气量，然后根据相邻两个储层的岩石属性信息，确定相邻两个储层之间的气体窜流量，结合合采井筒在各储层位置处的井底流压，来确定多储层气藏合采产能。由于多储层气藏中不同储层的产气方式可能不同，且产气方式不同的相邻两个储层之间会有气体窜流影响，本发明实施例综合考虑各储层产气量、相邻两个储层之间的气体窜流量，以及合采井筒在各储层位置处的井底流压来确定多储层气藏合采产能，实现了对多储层气藏合采产能的准确定量预测。

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作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅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。在附图中：

图1为本发明实施例中提供的一种多储层气藏合采产能预测方法流程图；

图2为本发明实施例中提供的一种多煤层合采垂直井筒内气液两相流型示意图；

图3为本发明实施例中提供的一种确定各段截面含气率和密度的方法流程图；

图4为本发明实施例中提供的多储层气藏合采产能预测装置示意图。

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明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

在本说明书的描述中，所使用的“包含”、“包括”、“具有”、“含有”等，均为开放性的用语，即意指包含但不限于。参考术语“一个实施例”、“一个具体实施例”、“一些实施例”、“例如”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构或者特点包含于本申请的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。各实施例中涉及的步骤顺序用于示意性说明本申请的实施，其中的步骤顺序不作限定，可根据需要作适当调整。

本发明实施例中提供了一种多储层气藏合采产能预测方法，图1为本发明实施例中提供的一种多储层气藏合采产能预测方法流程图，如图1所示，该方法可以包括如下步骤：

S101，获取待开采气藏各储层的岩石属性信息，其中，待开采气藏包括：相邻的第一储层和第二储层，第一储层和第二储层的产气方式不同。

需要说明的是，上述S101中的待开采气藏可以是任意一种包含多个储层的多储层气藏；上述岩石属性信息包括但不限于第一储层的岩石属性信息和第二储层的岩石属性信息；上述第一储层和第二储层可以是多储层气藏中任意两个相邻的储层。

作为一种可选的实施例，本发明实施例中的待开采气藏可以是含有砂岩夹层的多煤层气藏。下面以含有砂岩夹层的多煤层气藏为例来对本发明实施例进行说明，假设第一储层煤层；第二储层为砂岩层。

S102，根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量。

由于煤层中的含气量由吸附气和游离气组成，作为一种可选的实施方式，当第一储层为煤层的情况下，上述S102具体可以通过如下公式，计算第一储层的第一初始含气量：

其中，

表示煤层游离气；

表示煤层吸附气；

其中，V₁表示第一储层的第一初始含气量，m³；V_c表示煤层体积，m³；φ_c表示煤层孔隙度；S_cg表示煤层含气饱和度；S_cw表示煤层含水饱和度；B_g表示煤层气体体积分数；B_w表示煤层水体积分数；R_cw表示煤层中液相溶解气液比；V_L表示朗格缪尔体积；P_L表示朗格缪尔压力；p表示煤层孔隙压力，MPa。

需要注意的是，Langmuir等温吸附公式被广泛用于描述甲烷在煤层中的吸附和解吸，因此使用了Langmuir等温吸附来描述甲烷在煤层中的吸附情况。

S103，根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量。

由于砂岩中的含气量只有游离气，因而，作为一种可选的实施方式，当第二储层为砂岩层的情况下，上述S103具体可以通过如下公式，计算第二储层的第二初始含气量：

其中，V₂表示第二储层的第二初始含气量，m³；V_s表示砂岩层体积，m³；φ_s表示砂岩层孔隙度；S_sg表示砂岩层含气饱和度；S_sw表示砂岩层含水饱和度；B_g表示砂岩层气体体积分数；B_w表示砂岩层水体积分数；R_sw表示砂岩层中液相溶解气液比。

S104，根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量。

当含有砂岩夹层的多煤层气藏开采过程中，煤层与砂岩层之间会发生气体窜流，因而，作为一种可选的实施方式，当第一储层为煤层、第二储层为砂岩层的情况下，上述S104具体可以通过如下公式，计算第一储层与第二储层之间的气体窜流量：

其中，q_gcross表示煤层与砂岩层之间的气体窜流量，m³/s；p_cg表示煤岩层孔隙气相压力；p_sg表示砂岩层孔隙气相压力；μ_cg表示煤层中气体的动力粘度MPa·s；μ_sg表示砂岩层中气体的动力粘度；ρ_cg表示煤层条件下气体的密度，kg/m³；ρ_sg表示砂岩层条件下气体的密度，kg/m³；k_crg表示煤岩层气体相对渗透率；k_srg表示砂岩层气体相对渗透率；h_c表示煤层的厚度，m；h_s表示砂岩层的厚度，m；k_cz表示煤岩层垂向渗透率；k_sz表示砂岩层垂向渗透率；β₁和β₂表示基于熔合界面的层间窜流阻力系数；ρ_sc表示地面条件下气体的密度，kg/m³；R_s表示单位体积水中溶解气量；p_cw表示煤岩层孔隙水相压力；p_sw表示砂岩层孔隙水相压力；μ_cw表示煤层中水相动力粘度；k_crw表示煤岩层水相对渗透率；μ_sw表示砂岩层水相粘度；k_srw表示砂岩层水相对渗透率。

S105，确定合采井筒内气液两相流压降。

作为一种可选的实施方式，上述S105具体可以通过如下公式确定合采井筒内气液两相流压降：

其中，

ρ_wb＝(1-α)ρ_w (5)

其中，p_wf2表示合采井筒中第二储层位置处的第二井底流压；p_wf1表示合采井筒中第一储层位置处的第一井底流压；ρ_wb表示合采井筒中不同位置处气液两相密度；g表示重力加速度，9.8m/s²；z1表示第一储层的垂直深度，m；z2表示第二储层的垂直深度，m；ρ_w表示水密度；α表示含气截面率。

需要说明的是，含有砂岩夹层的多煤层气藏井产气阶段，垂直井筒内为气液两相(例如，气水两相)流动，最下层煤层至动液面，由于压力变化和上层产气补给，井筒内气液两相流动相关参数甚至流型是发生变化的。因而，为了准确预测各层井底流压，对垂直井筒内的相关流动情况(气液流型和截面含气率)进行准确预测至关重要。根据气液流型图和煤层气产量数据分析可以确定，合采井筒内的气液流型主要是泡状流和段塞流，如图2所示，因此本发明实施例只对这两种流型的截面含气率以及两者的转变准则进行阐述。

首先，合采井筒内气液两相流的气液流型由泡状流向段塞流的转变满足如下条件：

其中，

表示泡状流向段塞流转变的临界气相表观流速；v_sg表示气体表观流速；v_sl表示液相表观流速。

气泡在静液中的上升速度表示如下：

其中，v_s表示气泡在静液中的上升速度，m·s^-1；

表示泡状流向段塞流转变的临界气相表观流速，m·s^-1；v_sg表示气体表观流速；v_sl表示液相表观流速。

泡状流的截面含气率可以通过如下公式计算：

其中，σ表示气液界面张力，10^-3N·m^-1；ρ_l表示液相密度，kg·m^-3；ρ_g表示气相密度，kg·m^-3；g表示重力加速度，m·s^-2；α_g表示泡状流的截面含气率，无量纲；v_sg表示气体表观流速，m·s^-1；v_sl表示液相表观流速，m·s^-1。

需要说明的是，充分发展的段塞流平均截面含气率，则段塞流液段截面含气率可以通过如下公式计算：

其中，

α_lgv_lg+(1-α_lg)v_ll＝v_m (10)

其中，α_lg表示液段截面含气率，无量纲；σ表示气液界面张力；ρ_l表示液相密度；ρ_g表示气相密度；g表示重力加速度；C_l表示与液相雷诺数有关的一个系数；D表示井筒内径；μ_l表示液相粘度,Pa·s；v_m表示气液两相的混合流速，m·s^-1；v_lg表示液段气相流速，m·s^-1；v_ll表示液段液相流速，m·s^-1；n表示与雷诺数有关的一个常数，无量纲。

Taylor气泡的速度：

v_TB＝1.2v_ll+0.35Z_TB (12)

其中，v_TB为Taylor气泡的速度，m·s^-1；z_TB为Taylor气泡在静液中的上升速度，m·s^-1。

Taylor气泡段含气率和液膜流速：

α_TBgv_TB-(1-α_TBg)v_f＝v_m (14)

其中，α_TBg为Taylor气泡段含气率，无量纲；v_f为液膜流速，m·s^-1；X为洛-马参数，无量纲；Y为管路倾角对流型的影响参数。

Taylor气泡段长度与段塞单元段长度比值：

其中，L_TB表示泰勒气泡段长度，L表示段塞单元长度；α_TBg表示Taylor气泡段含气率；a_lg表示液段截面含气率；v_sg表示气体表观流速；v_lg表示液段气相流速。

段塞流平均截面含气率：

其中，α_TBg为泰勒气泡段含气率，无量纲；v_f为液膜流速，m·s^-1；X为洛-马参数，无量纲；Y为管路倾角对流型的影响参数；v_sl表示液相表观流速。

S106，根据第一初始含气量、第二初始含气量、气体窜流量和合采井筒内气液两相流压降，确定待开采气藏的产气量。

需要说明的是，上述S102、S103、S104、S105的执行顺序仅为示例，原则上可以任意交换，或并列分别执行。

由上可知，在本发明实施例提供的多储层气藏合采井产气量预测方法，在获取到多储层气藏各储层的岩石属性信息后，根据各储层的岩石属性信息，确定各储层的初始含气量，然后根据相邻两个储层的岩石属性信息，确定相邻两个储层之间的气体窜流量，结合合采井筒在各储层位置处的井底流压，来确定多储层气藏合采产能。由于多储层气藏中不同储层的产气方式可能不同，且产气方式不同的相邻两个储层之间会有气体窜流影响，本发明实施例综合考虑各储层产气量、相邻两个储层之间的气体窜流量，以及合采井筒在各储层位置处的井底流压来确定多储层气藏合采产能，实现了对多储层气藏合采产能的准确定量预测。

图3为本发明实施例中提供的一种确定各段截面含气率和密度的方法流程图，如图3所示，假设某一含有砂岩夹层的多煤层气藏包括煤层1、砂岩层和煤层2。通过图3所示的流程，计算各段截面含气率和密度，直到根据第n+1次的管流密度与第n次的管流密度之差的绝对值与第n次的管流密度的比值小于一个阈值(例如，0.01)，结束流程。

本发明实施例中还提供了一种多储层气藏合采井产气量预测装置，如下面的实施例所述。由于该装置实施例解决问题的原理与多储层气藏合采井产气量预测方法相似，因此该装置实施例的实施可以参见方法的实施，重复之处不再赘述。

图4为本发明实施例中提供的多储层气藏合采产能预测装置示意图，如图4所示，该装置包括：岩石属性信息获取模块41、第一储层含气量确定模块42、第二储层含气量确定模块43、气体窜流量确定模块44、井筒气液两相流压降确定模块45、合采产气量确定模块46。

其中，岩石属性信息获取模块41，用于获取待开采气藏各储层的岩石属性信息，其中，待开采气藏包括：相邻的第一储层和第二储层，第一储层和第二储层的产气方式不同；第一储层含气量确定模块42，用于根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量；第二储层含气量确定模块43，用于根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量；气体窜流量确定模块44，用于根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量；井筒气液两相流压降确定模块45，用于确定合采井筒内气液两相流压降；合采产气量确定模块46，用于根据第一初始含气量、第二初始含气量、气体窜流量和合采井筒内气液两相流压降，确定待开采气藏的产气量。

由上可知，在本发明实施例提供的多储层气藏合采井产气量预测方法，通过岩石属性信息获取模块41获取多储层气藏各储层的岩石属性信息，通过第一储层含气量确定模块42根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的初始含气量；通过第二储层含气量确定模块43根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的初始含气量；通过气体窜流量确定模块44根据相邻两个储层的岩石属性信息，确定相邻两个储层之间的气体窜流量，通过井筒气液两相流压降确定模块45确定合采井筒内气液两相流压降；通过合采产气量确定模块46根据第一储层和第二储层的初始含气量，以及第一储层和第二储层之间的气体窜流量，结合合采井筒内气液两相流压降，来确定多储层气藏合采产能。由于多储层气藏中不同储层的产气方式可能不同，且产气方式不同的相邻两个储层之间会有气体窜流影响，本发明实施例综合考虑各储层产气量、相邻两个储层之间的气体窜流量，以及合采井筒在各储层位置处的井底流压来确定多储层气藏合采产能，实现了对多储层气藏合采产能的准确定量预测。

本发明实施例还提供一种计算机设备，用以解决现有常规多储层油气藏合采产能预测方法无法对多储层气藏合采产能进行准确预测的技术问题，该计算机设备包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述多储层气藏合采产能预测方法。

本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，用以解决现有常规多储层油气藏合采产能预测方法无法对多储层气藏合采产能进行准确预测的技术问题，计算机可读存储介质存储有执行上述多储层气藏合采产能预测方法的计算机程序。

综上所述，本发明实施例基于煤岩双孔-单渗模型和砂岩单孔-单渗模型，以及煤岩与砂岩层间窜流模型和井筒气-水两相管流模型，构建了考虑层间窜流的多煤层气藏全过程气-水两相流动数值模型；采用数值的方法对模型进行求解，获得多煤层气合采井产气量和产水量以及层间窜流量随时间的变化，分析了多煤层气藏合采井产气动态变化规律，井筒气-水两相管流对合采的影响，以及窜流位置对合采井产气量的影响。通过本发明实施例提供的多储层气藏合采产能预测方法，能够实现对多储层气藏合采产能的准确定量预测。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种多储层气藏合采产能预测方法，其特征在于，包括：

获取待开采气藏各储层的岩石属性信息，其中，所述待开采气藏包括：相邻的第一储层和第二储层，第一储层和第二储层的产气方式不同；

根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量；

根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量；

根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量；

确定合采井筒内气液两相流压降；

根据所述第一初始含气量、所述第二初始含气量、所述气体窜流量和所述合采井筒内气液两相流压降，确定待开采气藏的产气量；

其中，第一储层为煤层，第二储层为砂岩层，其中，根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量，包括：

通过如下公式，计算第一储层与第二储层之间的气体窜流量：

其中，q_gcross表示煤层与砂岩层之间的气体窜流量；p_cg表示煤岩层孔隙气相压力；p_sg表示砂岩层孔隙气相压力；μ_cg表示煤层中气体的动力粘度；μ_sg表示砂岩层中气体的动力粘度；ρ_cg表示煤层条件下气体的密度；ρ_sg表示砂岩层条件下气体的密度；k_crg表示煤岩层气体相对渗透率；k_srg表示砂岩层气体相对渗透率；h_c表示煤层的厚度；h_s表示砂岩层的厚度；k_cz表示煤岩层垂向渗透率；k_sz表示砂岩层垂向渗透率；β₁和β₂表示基于熔合界面的层间窜流阻力系数；ρ_sc表示地面条件下气体的密度；R_s表示单位体积水中溶解气量；p_cw表示煤岩层孔隙水相压力；p_sw表示砂岩层孔隙水相压力；μ_cw表示煤层中水相动力粘度；k_crw表示煤岩层水相对渗透率；μ_sw表示砂岩层水相粘度；k_srw表示砂岩层水相对渗透率。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量，包括：

通过如下公式，计算第一储层的第一初始含气量：

其中，V₁表示第一储层的第一初始含气量；V_c表示煤层体积；φ_c表示煤层孔隙度；S_cg表示煤层含气饱和度；S_cw表示煤层含水饱和度；B_g表示煤层气体体积分数；B_w表示煤层水体积分数；R_cw表示煤层中液相溶解气液比；V_L表示朗格缪尔体积；P_L表示朗格缪尔压力；p表示煤层孔隙压力。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量，包括：

通过如下公式，计算第二储层的第二初始含气量：

其中，V₂表示第二储层的第二初始含气量；V_s表示砂岩层体积；φ_s表示砂岩层孔隙度；S_sg表示砂岩层含气饱和度；S_sw表示砂岩层含水饱和度；B_g表示砂岩层气体体积分数；B_w表示砂岩层水体积分数；R_sw表示砂岩层中液相溶解气液比。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，确定合采井筒内气液两相流压降，包括：

通过如下公式，确定合采井筒内气液两相流压降：

其中，ρ_wb＝(1-α)ρ_w；

其中，p_wf2表示合采井筒中第二储层位置处的第二井底流压；p_wf1表示合采井筒中第一储层位置处的第一井底流压；ρ_wb表示合采井筒中不同位置处气液两相密度；g表示重力加速度；z1表示第一储层的垂直深度；z2表示第二储层的垂直深度；ρ_w表示水密度；α表示含气截面率。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述合采井筒内气液两相流的气液流型包括：泡状流和段塞流，所述方法还包括：

通过如下公式计算泡状流的截面含气率：

其中，σ表示气液界面张力；ρ_l表示液相密度；ρ_g表示气相密度；g表示重力加速度；α_g表示泡状流的截面含气率；v_sg表示气体表观流速；v_sl表示液相表观流速；

通过如下公式计算段塞流的截面含气率：

其中，α_lgv_lg+(1-α_lg)v_ll＝v_m；

其中，α_lg表示液段截面含气率；σ表示气液界面张力；ρ_l表示液相密度；ρ_g表示气相密度；g表示重力加速度；C_l表示与液相雷诺数有关的一个系数；D表示井筒内径；μ_l表示液相粘度；v_m表示气液两相的混合流速；v_lg表示液段气相流速；v_ll表示液段液相流速；n表示与雷诺数有关的一个常数。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述合采井筒内气液两相流的气液流型由泡状流向段塞流的转变满足如下条件：

其中，v_s表示气泡在静液中的上升速度；

表示泡状流向段塞流转变的临界气相表观流速；v_sg表示气体表观流速；v_sl表示液相表观流速。

7.一种多储层气藏合采产能预测装置，其特征在于，包括：

岩石属性信息获取模块，用于获取待开采气藏各储层的岩石属性信息，其中，所述待开采气藏包括：相邻的第一储层和第二储层，第一储层和第二储层的产气方式不同；

第一储层含气量确定模块，用于根据第一储层的岩石属性信息，确定第一储层的第一初始含气量；

第二储层含气量确定模块，用于根据第二储层的岩石属性信息，确定第二储层的第二初始含气量；

气体窜流量确定模块，用于根据第一储层和第二储层的岩石属性信息，确定第一储层与第二储层之间的气体窜流量；

井筒气液两相流压降确定模块，用于确定合采井筒内气液两相流压降；

合采产气量确定模块，用于根据所述第一初始含气量、所述第二初始含气量、所述气体窜流量和所述合采井筒内气液两相流压降，确定待开采气藏的产气量；

其中，第一储层为煤层，第二储层为砂岩层；

所述气体窜流量确定模块还用于通过如下公式，计算第一储层与第二储层之间的气体窜流量：

其中，q_gcross表示煤层与砂岩层之间的气体窜流量；p_cg表示煤岩层孔隙气相压力；p_sg表示砂岩层孔隙气相压力；μ_cg表示煤层中气体的动力粘度；μ_sg表示砂岩层中气体的动力粘度；ρ_cg表示煤层条件下气体的密度；ρ_sg表示砂岩层条件下气体的密度；k_crg表示煤岩层气体相对渗透率；k_srg表示砂岩层气体相对渗透率；h_c表示煤层的厚度；h_s表示砂岩层的厚度；k_cz表示煤岩层垂向渗透率；k_sz表示砂岩层垂向渗透率；β₁和β₂表示基于熔合界面的层间窜流阻力系数；ρ_sc表示地面条件下气体的密度；R_s表示单位体积水中溶解气量；p_cw表示煤岩层孔隙水相压力；p_sw表示砂岩层孔隙水相压力；μ_cw表示煤层中水相动力粘度；k_crw表示煤岩层水相对渗透率；μ_sw表示砂岩层水相粘度；k_srw表示砂岩层水相对渗透率。

8.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至6任一项所述多储层气藏合采产能预测方法。

9.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至6任一项所述多储层气藏合采产能预测方法的计算机程序。

Images