CN112561223B - 油气井增产潜力的定量评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种油气井增产潜力的定量评价方法。定量评价方法包括以下步骤：S10：根据稳定点二项式产能理论方程，建立地层的理论渗透率K与天然气采气量qg之间的二项式产能模型；S20：对地层的有效渗透率K1进行修正，使得修正后的动态渗透率K′与有效渗透率K1之间满足指数关系；S30：将修正后的动态渗透率K′代入二项式产能模型，得到地层的有效渗透率K1和天然气采气量qg的关系式；S40：在不同的生产压差下，绘制地层的有效渗透率K1与天然气采气量qg的关系曲线，建立油气井产能评价模型图版；S50：根据油气井产能评价模型图版，评价油气井的增产能力。本发明的技术方案能够定量评估油气井增产能力。
Description
技术领域
本发明涉及油气田勘探与开发技术领域，具体而言，涉及一种油气井增产潜力的定量评价方法。
背景技术
在油气田勘探与开发技术领域，本领域的技术人员通常是将产出油气当量小于1t的井定为低产低效井。经过多年的开发，大量的油气井的产出油气当量递减，最终变成了低产低效井，低产低效井所占总井数的比例也在逐年增加，采收率仅为20％～30％，其采收率仍有较大提升的空间。此外，由于产出油气当量的减少，导致采油设备和管柱投入的资产得不到效益，大大增加了投资成本，制约了油气田的后续发展。因此，针对低产低效井提出的增产措施显得尤为很重要，而有效的增产潜力评价方法则为后续的增产措施奠定了基础。
目前，低产低效井的成因评价包括两个方面：(1)地质方面：如构造、断层和砂体平面非均质性以及单砂层注采关系等因素；(2)工程方面：如开采方式、油层污染和套损状况等因素。在油气田实际工程应用中，通常会以油气田地质为基础，结合开发方式等因素进行增产评价，针对性地提出低产低效井的增产措施，而对低产低效井增产潜力的评价缺乏理论和技术支撑，无法定量描述低产低效井的增产潜力。例如，专利申请号为201710492552.1的专利公开了一种涉及低产低效井重复压裂增产技术，其根据储层微观特征、生产动态分析和测试获取的现场参数进行数值模拟得到储层剩余油分布的特征，建立有利的渗流通道，从而提高油气产量。专利申请号为201810186624.5的专利公开了一种用于低渗油田低产井的宽带酸化造缝方法，通过前期的低产井和其邻井生产动态分析，推测低产低效井的近井地带可能存在污染，利用宽带酸化造缝方法提高近井地带的地层渗透率，从而提高低产低效井油气产量。上述两个专利在前期分析低产低效井成因时，均不能定量描述低产低效井的增产潜力，且对实施增产措施后的低产低效井的产能增加情况也无法做到定量评估。因此，需要研究一种能够定量评价油气井增产能力的方法。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种油气井增产潜力的定量评价方法，能够定量评估油气井增产能力。
为了实现上述目的，本发明提供了一种油气井增产潜力的定量评价方法，定量评价方法包括以下步骤：S10：根据稳定点二项式产能理论方程，建立地层的理论渗透率K与天然气采气量qg之间的二项式产能模型；S20：对地层的有效渗透率K1进行修正，使得修正后的动态渗透率K’与有效渗透率K1之间满足指数关系；S30：将修正后的动态渗透率K’代入二项式产能模型，得到地层的有效渗透率K1和天然气采气量qg的关系式；S40：在不同的生产压差下，绘制地层的有效渗透率K1与天然气采气量qg的关系曲线，建立油气井产能评价模型图版；S50：根据油气井产能评价模型图版，评价油气井的增产能力。
进一步地，地层的有效渗透率K1与天然气采气量qg的关系满足公式(1)：
其中，qg代表天然气采气量，单位为m3/d；PR代表地层原始压力，单位为MPa；Pwf代表折算井底流压，单位为MPa；代表气体平均粘度，单位为Pa.s；/>代表地层条件下平均气体偏差系数；/>代表地层条件下平均温度，单位为K；re代表井控半径，单位为m；rw代表井筒半径，单位为m；S代表气井的综合表皮系数；K1代表地层的有效渗透率，单位为mD；h代表气层有效厚度，单位为m；α代表线性渗透率修正因子，φ代表地层有效孔隙度，单位为％；γg代表天然气相对密度，单位为Kg/m3；β代表对数渗透率修正因子。
进一步地，公式(1)由下面的公式(2)得出：
PR 2-Pwf 2＝A'qg+B'qg 2 (2)
其中，公式(2)中，A'和B'满足如下的公式：
其中，A'代表修正后的动态层流系数，B'代表修正后的动态紊流系数，D代表非达西流系数，代表气体平均粘度，/>代表地层条件下平均气体偏差系数，/>代表地层条件下平均温度，re代表井控半径，rw代表井筒半径，S代表气井的综合表皮系数，K′代表修正后的动态渗透率，单位为mD，h代表气层有效厚度。
进一步地，其中，参数A、B、C、D满足下面的公式(4)和(5)：
其中，代表气体偏差因子，A代表第一偏差因子计算系数，B代表第二偏差因子计算系数，C代表第三偏差因子计算系数，D代表第四偏差因子计算系数，Tpr代表拟对比温度，单位为K；Ppr代表拟对比压力，单位为MPa。
进一步地，公式(3)中，参数S满足下面的公式：
其中，S代表气井的综合表皮系数；J代表压力回复曲线直线段的截距，单位为m；Pwfo代表关井前井底流压，单位为Mpa；m代表压力恢复曲线直线段的斜率；qg代表天然气采气量，Bg代表天然气体积系数；代表地层有效孔隙度；Ct代表总压缩系数；h代表地层有效厚度；rw代表井筒半径。
进一步地，公式(3)中的参数D由下面的公式得出：
其中，D代表非达西流系数，γg代表天然气相对密度，K'代表修正后的动态渗透率，代表地层有效孔隙度，h代表地层有效厚度，rw代表井筒半径，μg代表天然气粘度。
进一步地，公式(2)中的参数Pwf由下面的公式得出：
其中，Pwf代表折算井底流压；S1代表表皮系数；Pwh代表井口压力，单位为Mpa；f代表摩擦系数；qg代表采气量；Tav代表井筒内动气柱平均温度，单位为K；Zav代表井筒内动气柱平均偏差系数；d代表油管内直径，单位为m；γg代表天然气相对密度，L代表井深，单位为m。
进一步地，步骤S20中地层有效渗透率K1和修正后的动态渗透率K′关系满足下面的公式：
K'＝K1ln(αK1)/(1+βK1) (9)
其中，K′代表修正后的动态渗透率，K1代表地层有效渗透率，α代表线性渗透率修正因子，β代表对数渗透率修正因子。
进一步地，α值等于0.32，β值等于6.88。
进一步地，步骤S40中产能评价模型图版包括生产压差分别为2MPa、2.5MPa、3MPa、3.5MPa、4MPa、4.5MPa、5MPa、5.5MPa、6MPa时，地层有效渗透率K1与天然气采气量qg的关系曲线图。
应用本发明的技术方案，以稳定点二项式产能方程理论为基础，建立了一种油气井增产潜力的定量评价方法并绘制了评价模型图版，该定量评价方法不仅能定量评价油气井的增产能力，还能为后续油气井增产措施提供更充分的理论依据。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了生产压差为3.5Mpa时，采气量qg与地层有效渗透率K1的关系曲线图；
图2示出了在不同生产压差条件下图1中的关系曲线组成的评价模型图版；
图3示出了生产压差分别为3.5Mpa和4.5Mpa时，某气藏中的30口井的实际采气量同图2中的评价模型的拟合图；以及
图4示出了生产压差分别为3.5Mpa和4.5Mpa时，某气藏中的9口井实施增产措施后的采气量同图2中的评价模型的拟合图。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
在本发明中，在未作相反说明的情况下，使用的方位词如“上、下、顶、底”通常是针对附图所示的方向而言的，或者是针对部件本身在竖直、垂直或重力方向上而言的；同样地，为便于理解和描述，“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内、外，但上述方位词并不用于限制本发明。
本发明提供了一种油气井增产潜力的定量评价方法，定量评价方法包括以下步骤：S10：根据稳定点二项式产能理论方程，建立地层的理论渗透率K与天然气采气量qg之间的二项式产能模型；S20：对地层的有效渗透率K1进行修正，使得修正后的动态渗透率K’与有效渗透率K1之间满足指数关系；S30：将修正后的动态渗透率K’代入二项式产能模型，得到地层的有效渗透率K1和天然气采气量qg的关系式；S40：在不同的生产压差下，绘制地层的有效渗透率K1与天然气采气量qg的关系曲线，建立油气井产能评价模型图版；S50：根据油气井产能评价模型图版，定量评价油气井的增产能力。
根据上述步骤，建立了一种油气井增产潜力的定量评价方法并绘制了评价模型图版，该定量评价方法不仅能定量评价油气井的增产能力，还能为后续油气井增产措施提供更充分的理论依据。
具体地，下面详细阐述一下地层的有效渗透率K1与天然气采气量qg的关系满足公式的建立：
首先，由稳定点二项式产能方程基础理论模型可知，当流动进入拟稳态以后，压力与产量关系式满足经典渗流理论：
式中：
Sa＝S+Dqg (11)
将上式转换成二项式产能方程：
PR 2-Pwf 2＝Aqg+Bqg 2 (12)
则有：
其中，qg代表天然气采气量，单位为m3/d；PR代表地层原始压力，单位为MPa；Pwf代表折算井底流压，单位为MPa；代表气体平均粘度，单位为Pa.s；/>代表地层条件下平均气体偏差系数；/>代表地层条件下平均温度，单位为K；re代表井控半径，单位为m；rw代表井筒半径，单位为m；K代表地层的理论渗透率，单位为mD；h代表气层有效厚度，单位为m；S代表气井的综合表皮系数；Sa代表气井的视表皮系数；Psc代表临界大气压力，单位为MPa；Tsc代表临界温度，单位为K。
需要说明的是，上述公式(12)和(13)是根据稳定点二项式产能理论方程，建立地层的理论渗透率K与天然气采气量qg之间的二项式产能模型。
其次，将K’代替K，得到以下公式(3)：
其中，A’代表修正后的动态层流系数，B’代表修正后的动态紊流系数，D代表非达西流系数。
其次，将上述公式(3)带入公式(12)，得到以下公式(14)：
然后，再引入公式(8)：
其中，S1代表表皮系数；Pwh代表井口压力，单位为Mpa；f代表摩擦系数；Tav代表井筒内动气柱平均温度，单位为K；Zav代表井筒内动气柱平均偏差系数，d代表油管内直径，单位为m；γg代表天然气相对密度，L代表井深，单位为m；e代表欧拉数。
需要说明的是，上述公式(8)是应用平均温度和偏差系数计算方程，由于实施例中油藏为低温中渗气藏，属于常规气藏，所以依据平均温度、偏差系数和表皮系数以及动态产量去折算井底流压无需进行修正，公式简单易算，参数通过现场测量而获取。若使用在高温高压油藏中可使用相应方法，例如Cullender-Smith法、温压耦合模型法。
再将上述公式(8)带入上述公式(14)，得到以下公式(15)：
再引入公式(9)：
K'＝K1ln(αK1)/(1+βK1) (9)
其中，K1代表地层有效渗透率，α代表线性渗透率修正因子，β代表对数渗透率修正因子。
需要说明的是，地层有效渗透率K1是指多相流体通过地层时，其中单相流体通过地层时的渗透率，可通过现场测井解释和室内岩心驱替试验等方法而获得地层有效渗透率K1。修正后的动态渗透率K’与地层有效渗透率K1的数学关系式、线性渗透率修正因子α以及对数渗透率修正因子β的取值是以地层有效渗透率K1为基础，根据现场的生产数据，通过数学方法拟合得出的。
优选地，α值等于0.32，β值等于6.88。
再将上述公式(9)带入上述公式(15)，得到以下公式(16)：
由上述公式(16)可知，建立了K1与qg的数学关系；
具体地，选用对应的公式(4)：
其中，A代表第一偏差因子计算系数，B代表第二偏差因子计算系数，C代表第三偏差因子计算系数，D代表第四偏差因子计算系数，Ppr代表拟对比压力，单位为MPa。
其中，A、B、C、D由下面的公式(5)得出
其中，Tpr代表拟对比温度，单位为K(开氏温标)；Ppr代表拟对比压力。
需要说明的是，由于实施例油藏为低压油藏，所以选用经典计算偏差因子的BB法(Berggs和Brill于1973年提出)，该公式是计算偏差因子的最基础理论方程，普适性更强。后续一些学者针对不同油藏类型进行了修正，如应用于高压高温油藏可选用其他计算偏差因子计算方法，例如Stanging-Katz图版法、DAK法。
具体地，选用公式(6)得出气井的综合表皮系数S：
其中，S代表气井的综合表皮系数；J代表压力恢复曲线直线段的截距，单位为m；Pwfo代表关井前井底流压，单位为MPa；m代表压力恢复曲线直线段的斜率；qg代表天然气采气量，Bg代表天然气体积系数；代表地层有效孔隙度；Ct代表总压缩系数；h代表地层有效厚度。
需要说明的是，实施例中的井基本都有动态生产数据—复压资料，通过复压解释可以知道压力恢复曲线的斜率和截距，依据其他静态参数，如孔隙度、体积系数等，去计算出气井的综合表皮系数S。采用上述公式(6)的主要原因是研究对象都有复压解释资料，该资料是一种易获取的现场动态资料，修正后的动态渗透率K’也是通过现有生产数据拟合算出的，所以应用该公式更易算出综合表皮系数S。
具体地，选用公式(7)得出非达西流系数D
其中，D代表非达西流系数，γg代表天然气相对密度，K′代表修正后的动态渗透率，代表地层有效孔隙度，h代表地层有效厚度，rw代表井筒半径，μg代表天然气粘度。
需要说明的是，上述公式(7)是本领域的专家和学者认为求D(非达西流系数)值比较准确的公式。
最后，将上公式(4)至(7)代入上述公式(16)，并进行整理，得到下面的公式(1)：
下面以某气藏的低产低效井，详细说明根据上述油气井产能评价模型图版，定量评价油气井的增产能力的方法。
首先，依据单井产能主控因素分析，综合考虑地层有效渗透率K1、孔隙体积分布和构造位置，将气库分为三类区域。其中，Ⅰ类区域为地层有效渗透率K1大于30mD的区域，Ⅱ类区域为地层有效渗透率K1在15mD～30mD之间的区域，Ⅲ类区域为地层有效渗透率K1小于15mD的区域。另外，按照不同单井产能将30口采气井分为Ⅰ类井、Ⅱ类井和Ⅲ类井，Ⅰ类井为单井产能大于70×104m3/d的气井，Ⅱ类井为单井产能在30×104m3/d～70×104m3/d之间的气井，Ⅲ类井为单井产能小于30×104m3/d的气井。上述30口采气井中，Ⅰ类井有14口，Ⅱ类井有9口，Ⅲ类井有7口。从表1和表2中可以看出，地质分类Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类区域内井数与按单井产能动态分类的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井井数相差较大，也就是说，地质能力和实际产气能力存在严重不匹配的问题。
表1平面区域地质分类标准
表2单井产能动态分类标准
根据气藏采气生产动态监测数据可知，30口井的生产压差基本控制在3.5MPa～4.5MPa之间，将气井实际产气能力投射到油气井产能评价模型图版上。
需要说明的是，图1至图4中，横坐标指的是地层有效渗透率K1，单位为mD，纵坐标指的是天然气采气量qg，单位为m3/d(立方米/天)。
具体地，如图3所示，气藏30口采气井的地层有效渗透率K1主要分布在15mD～70mD之间，虽然Ⅰ类井与Ⅱ类井单井产能差异较大，但其地层有效渗透率K1并没有明显差距，即使产气量较低的Ⅲ类井渗透率大部分也分布在25mD～30mD之间。由油气井产能评价模型图版可知，Ⅱ类井在生产压差3.5MPa～4.5MPa条件下，合理的单井产能应该分布在图版虚线区域内，也就是说，未投射到虚线区域的Ⅱ类井仍具有较大增产潜力。因此，有必要针对Ⅱ类井的储层进行改造，进一步的实施增产措施。进一步地，由油气井产能评价模型图版可知，Ⅱ类井增产潜力至少为35×104m3/d。
在具体实施方式中，我们可以综合评价储层厚度、地层系数、污染程度、采气能力等因素，优选出Ⅱ类井4口、Ⅲ类井5口，共计9口实施增产措施。具体地，如图4所示和表2所示，在增产措施实施后，Ⅱ类井中单井产能最大增幅为56×104m3/d，Ⅲ类井单井产能最大增幅达25×104m3/d，9口措施井累计增产238×104m3/d，其中1口井因受外部工程原因未能提产，不能参与油气井产能的评价，Ⅱ类井增产能力均达到油气井产能评价模型图版的范围内。
综上所述，通过本发明的油气井产能的评价方法可定量评价低产低效井增产潜力，且在措施后能够对增产能力进行定量评估。
表3 Ⅱ、Ⅲ类井措施前后增产效果对比表
从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：根据稳定点二项式产能理论方程，建立了一种油气井增产潜力的定量评价方法并绘制了评价模型图版，该定量评价方法不仅能定量评价油气井的增产能力，还能为后续油气井增产措施提供更充分的理论依据。
显然，上述所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，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，都应当属于本发明保护的范围。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、工作、器件、组件和/或它们的组合。
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种油气井增产潜力的定量评价方法，其特征在于，所述定量评价方法包括以下步骤：
S10：根据稳定点二项式产能理论方程，建立地层的理论渗透率K与天然气采气量qg之间的二项式产能模型；
S20：对地层的有效渗透率K1进行修正，使得修正后的动态渗透率K′与所述有效渗透率K1之间满足指数关系；
S30：将所述修正后的动态渗透率K′代入所述二项式产能模型，得到地层的有效渗透率K1和天然气采气量qg的关系式；
S40：在不同的生产压差下，绘制所述地层的有效渗透率K1与所述天然气采气量qg的关系曲线，建立油气井产能评价模型图版；
S50：根据所述油气井产能评价模型图版，评价油气井的增产能力；
所述地层的有效渗透率K1与所述天然气采气量qg的关系满足公式(1)：
其中，所述qg代表天然气采气量，单位为m3/d；所述PR代表地层原始压力，单位为MPa；所述Pwf代表折算井底流压，单位为MPa；所述代表气体平均粘度，单位为Pa.s；所述/>代表地层条件下平均气体偏差系数；所述/>代表地层条件下平均温度，单位为K；所述re代表井控半径，单位为m；所述rw代表井筒半径，单位为m；所述S代表气井的综合表皮系数；所述K1代表地层的有效渗透率，单位为mD；所述h代表气层有效厚度，单位为m；所述α代表线性渗透率修正因子，所述φ代表地层有效孔隙度，单位为％；所述γg代表天然气相对密度，单位为Kg/m3；所述β代表对数渗透率修正因子。
2.根据权利要求1所述的定量评价方法，其特征在于，所述公式(1)由下面的公式(2)得出：
PR 2-Pwf 2＝A'qg+B'qg 2 (2)
其中，公式(2)中，A'和B'满足如下的公式：
其中，所述A'代表修正后的动态层流系数，所述B'代表修正后的动态紊流系数，所述D代表非达西流系数，所述代表气体平均粘度，所述/>代表地层条件下平均气体偏差系数，所述/>代表地层条件下平均温度，所述re代表井控半径，所述rw代表井筒半径，所述S代表气井的综合表皮系数，所述K′代表修正后的动态渗透率，单位为mD，所述h代表气层有效厚度，单位为m。
3.根据权利要求2所述的定量评价方法，其特征在于，其中，参数A、B、C、D1满足下面的公式(4)和(5)：
其中，所述代表地层条件下平均气体偏差系数，所述A代表第一偏差因子计算系数，所述B代表第二偏差因子计算系数，所述C代表第三偏差因子计算系数，所述D1代表第四偏差因子计算系数，所述Tpr代表拟对比温度，单位为K；所述Ppr代表拟对比压力，单位为MPa。
4.根据权利要求2所述的定量评价方法，其特征在于，所述公式(3)中，参数S满足下面的公式：
其中，所述S代表气井的综合表皮系数；所述J代表压力恢复曲线直线段的截距，单位为m；所述Pwfo代表关井前井底流压，单位为Mpa；所述m代表压力恢复曲线直线段的斜率；所述qg代表天然气采气量，单位为m3/d；所述Bg代表天然气体积系数；所述代表地层有效孔隙度，单位为％；所述Ct代表总压缩系数；所述h代表地层有效厚度，单位为m；所述rw代表井筒半径，单位为m。
5.根据权利要求2所述的定量评价方法，其特征在于，所述公式(3)中的参数D由下面的公式得出：
其中，所述D代表非达西流系数，所述γg代表天然气相对密度，单位为Kg/m3；所述K'代表修正后的动态渗透率，单位为mD；所述代表地层有效孔隙度，单位为％；所述h代表地层有效厚度，单位为m；所述rw代表井筒半径，单位为m；所述μg代表天然气粘度，单位为Pa.s。
6.根据权利要求2所述的定量评价方法，其特征在于，所述公式(2)中的参数Pwf由下面的公式得出：
其中，所述Pwf代表折算井底流压；所述S1代表井筒的表皮系数；所述Pwh代表井口压力，单位为Mpa；所述f代表摩擦系数；所述qg代表天然气采气量，单位为m3/d；所述Tav代表井筒内动气柱平均温度，单位为K；所述Zav代表井筒内动气柱平均偏差系数；所述d代表油管内直径，单位为m；所述γg代表天然气相对密度，L代表井深，单位为m。
7.根据权利要求1至6中任一项所述的定量评价方法，其特征在于，所述步骤S20中，地层的有效渗透率K1和修正后的动态渗透率K′满足下面的公式：
K'＝K1ln(αK1)/(1+βK1)(9)
其中，所述K′代表修正后的动态渗透率，所述K1代表地层的有效渗透率，所述α代表线性渗透率修正因子，所述β代表对数渗透率修正因子。
8.根据权利要求7所述的定量评价方法，其特征在于，所述α值等于0.32，β值等于6.88。
9.根据权利要求1至6中任一项所述的定量评价方法，其特征在于，所述步骤S40中的产能评价模型图版包括生产压差分别为2MPa、2.5MPa、3MPa、3.5MPa、4MPa、4.5MPa、5MPa、5.5MPa、6MPa时，地层的有效渗透率K1与天然气采气量qg的关系曲线图。
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