CN112576248A - 一种底水气藏早期产能评价预测方法 - Google Patents

一种底水气藏早期产能评价预测方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112576248A
CN112576248A CN202110223291.0A CN202110223291A CN112576248A CN 112576248 A CN112576248 A CN 112576248A CN 202110223291 A CN202110223291 A CN 202110223291A CN 112576248 A CN112576248 A CN 112576248A
Authority
CN
China
Prior art keywords
unit
pressure
well
reservoir
shaft
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
CN202110223291.0A
Other languages
English (en)
Inventor
徐有杰
谭晓华
李晓平
奎明清
毛正林
韩晓冰
杨豪
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.)
Southwest Petroleum University
Original Assignee
Southwest Petroleum University
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 Southwest Petroleum University filed Critical Southwest Petroleum University
Priority to CN202110223291.0A priority Critical patent/CN112576248A/zh
Publication of CN112576248A publication Critical patent/CN112576248A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • 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
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Agronomy & Crop Science (AREA)
  • Animal Husbandry (AREA)
  • Marine Sciences & Fisheries (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Economics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

本发明涉及一种底水气藏早期产能评价预测方法，属于油气田开发领域；它解决现今气藏开发早期气井产能的评价方法较少，且少有的评价方法考虑因素单一、预测不准的问题；其技术方案是：建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，提取生产层段井眼轨迹数据和测井数据，根据底水气藏总的势分布函数，耦合井流动方程和储层流动方程，绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力。本发明考虑了井眼轨迹和渗透率沿井眼轨迹差异分布，计算结果更加准确；所需数据少，只需要井眼轨迹和测井数据；通用性强，可以计算直井、水平井、大斜度井和蛇曲井气井产能。

Description

一种底水气藏早期产能评价预测方法
技术领域
本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种底水气藏早期产能评价预测方法。
背景技术
我国天然气资源储量丰富，合理评价气井产能对气藏的开发与合理布井具有重要的理论意义与实际意义。我国大部分气藏纵向上渗透率存在很大的差异，因此，无法利用平均渗透率来准确的评价气井产能。此外，在天然气勘探开发早期，由于气井刚投入开发，可以得到的储层参数比较少，并且投产初期压力波也没有传播到单井控制边界，这导致常规的二项式稳态产能方程无法准确预测气井产能。同时，由于地层条件复杂，导致实际井眼轨迹弯并不是纯粹的直井、水平井或斜井，而是弯曲多变的井眼轨迹，针对弯曲多变的井眼轨迹，常规的二项式产能方程无法进行底水气藏产能预测与评价。基于此，本发明基于镜像反映和势叠加原理，耦合井筒流动方程与储层流动方程，得到底水气藏流入动态曲线，达到准确预测底水气藏气井产能的目的。
明确底水气藏渗流规律，在地质资料很少的情况下，快速准确的预测气井产能是底水气藏高效开发的重中之重，而目前相关研究较少，专利号为CN201110440973.3的气井动态产能预测方法根据相关经验公式，建立了气井产能动态预测方法，但是该方法没有考虑井眼轨迹变化和渗透率纵向各向异性分布影响，导致产能预测不准确。
发明内容
本发明目的是：为了解决现今气藏开发早期气井产能的评价方法较少，且少有的评价方法考虑因素单一、预测不准的问题，本发明建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，提取生产层段井眼轨迹数据和测井数据，根据底水气藏总的势分布函数，耦合井流动方程和储层流动方程，绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力。该方法计算简单，通用性强，计算结果准确。
为实现上述目的，本发明提供了一种底水气藏早期产能评价预测方法，该方法包括下列步骤：
S100、建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，具体步骤为：
S101、考虑储层中流体流动为单相气体，三维无限大空间井筒离散单元微元段
Figure DEST_PATH_IMAGE002
在三维空间任意一点产生的单位长度地层势分布为：
Figure DEST_PATH_IMAGE004
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE006
为平面极坐标半径，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE008
为单位长度气井产量，单位为m3/d；
Figure DEST_PATH_IMAGE010
为单位长度地层势分布；
Figure DEST_PATH_IMAGE012
为常数；
S102、三维无限大空间地层中产生的总的势为：
Figure DEST_PATH_IMAGE014
Figure DEST_PATH_IMAGE015
Figure DEST_PATH_IMAGE017
Figure DEST_PATH_IMAGE019
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE021
第i个井筒离散单元流量贡献，单位为m3/d；
Figure DEST_PATH_IMAGE023
为储层任意位置到井筒离散单元的距离，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE025
为第i个井筒离散单元的长度，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE027
分别为三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE028
分别为第i个井筒离散单元的三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE030
为常数；
Figure 851315DEST_PATH_IMAGE014
为储层任意一点对整个井筒的总势；
Figure DEST_PATH_IMAGE031
为储层任意一点对源的势分布；
Figure DEST_PATH_IMAGE033
为离散单元数；
S103、对于底水气藏而言，假定井筒位于上边界封闭、下边界定压、侧向边界无限大储层中，其稳定渗流微分方程为：
Figure DEST_PATH_IMAGE035
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE037
为储层厚度，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE039
为原始地层压力下势分布；
Figure DEST_PATH_IMAGE040
为储层任意一点在初始时刻对整个井筒的总势；
S104、结合镜像原理和压降叠加原则，得到底水气藏第i小段在地层中任意一点引起的势为：
Figure DEST_PATH_IMAGE042
Figure 990959DEST_PATH_IMAGE015
Figure DEST_PATH_IMAGE044
Figure DEST_PATH_IMAGE046
Figure DEST_PATH_IMAGE048
Figure DEST_PATH_IMAGE050
Figure DEST_PATH_IMAGE052
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE054
为垂向封闭边界镜像距离坐标，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE056
为垂向定压边界镜像距离坐标，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE058
为镜像井个数；
Figure DEST_PATH_IMAGE060
为第i个井筒离散单元端点与跟端距离比；
Figure DEST_PATH_IMAGE062
为储层任意一点对离散单元i产生的势；
S105、通过将井筒离散并结合势分布函数与拟压力关系，得到叠加之后的总拟压力表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE064
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE066
为气体拟压力，单位为MPa/s；
Figure DEST_PATH_IMAGE068
为原始状态气体拟压力，单位为MPa/s；
Figure DEST_PATH_IMAGE070
为顶部封闭边界；
Figure DEST_PATH_IMAGE072
为天然气粘度，单位为mPa·s；K h 为储层渗透率，单位为mD；
Figure DEST_PATH_IMAGE074
为重力加速度，单位为m/s2；
Figure DEST_PATH_IMAGE076
为天然气密度，单位为kg/m3；
S200、导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，提取生产层井眼轨迹和测井渗透率；
S300、根据底水气藏总的势分布函数，代入生产层井眼轨迹和测井渗透率数据计算特定井底压力下气井产量，具体步骤为：
S301、确定井筒离散单元压降方程，井筒离散单元压降方程为：
Figure DEST_PATH_IMAGE078
Figure DEST_PATH_IMAGE080
Figure DEST_PATH_IMAGE082
Figure DEST_PATH_IMAGE084
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE086
为第i个井筒离散单元压降，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE088
为井筒摩擦系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE090
为井筒直径，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE092
为井筒离散步长，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE094
为第i个离散单元储层流入井筒的流量，单位为m3/d；
Figure DEST_PATH_IMAGE096
为第i个离散单元与水平方向的夹角，单位为°；
Figure DEST_PATH_IMAGE098
为井筒总流量，单位为m3/d；
S302、根据井筒压降计算公式，得到井筒内压力分布公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE100
Figure DEST_PATH_IMAGE102
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE104
为井筒内离散单元上端压力，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE106
为井筒内离散单元下端压力，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE107
为第一个与第二个离散单元的压力差，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE108
为井筒内离散单元上端压力差，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE109
为井筒内离散单元下端压力差，单位为MPa；
S303、耦合储层与井筒流动压降方程，迭代计算特定井底压力下气井产量；
S304、根据质量守恒原理，得到每个井筒离散单元的流量贡献和井筒总流量的关系式：
Figure DEST_PATH_IMAGE111
S400、绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力。
上述一种底水气藏早期产能评价预测方法中，S303中耦合储层与井筒流动压降方程的步骤如下：
S311、给定一组井底流压
Figure DEST_PATH_IMAGE113
，假设每个
Figure 723028DEST_PATH_IMAGE113
都为第一次迭代时气井井底压力；
S312、通过线性插值得到
Figure 587078DEST_PATH_IMAGE113
对应的拟压力，在将其代入S105的总拟压力表达式，通过高斯消元法得到每个离散单元流量贡献
Figure DEST_PATH_IMAGE115
与总产量
Figure 339134DEST_PATH_IMAGE098
；
S313、将离散单元流量贡献
Figure 378240DEST_PATH_IMAGE115
与总产量
Figure 114115DEST_PATH_IMAGE098
代入S301的井筒离散单元压降方程，求出
Figure 781857DEST_PATH_IMAGE086
；
S314、将
Figure 372107DEST_PATH_IMAGE086
代入S302的井筒内压力分布公式中，更新
Figure 834313DEST_PATH_IMAGE117
，更新之后的
Figure 57483DEST_PATH_IMAGE117
作为下一步迭代的初值；
S315、重复S302~S304，将
Figure 263337DEST_PATH_IMAGE119
与
Figure 6296DEST_PATH_IMAGE121
进行对比，当
Figure 904982DEST_PATH_IMAGE123
时，停止迭代，得到最终的总产量
Figure 615449DEST_PATH_IMAGE098
，绘制总产量
Figure 359414DEST_PATH_IMAGE098
与井底压力
Figure 720994DEST_PATH_IMAGE113
的关系曲线；否则，继续步骤S302~S304，直到
Figure DEST_PATH_IMAGE124
时停止迭代计算，其中，
Figure 993844DEST_PATH_IMAGE119
为第m次迭代得到的井筒内离散单元上端压力，单位为MPa；
Figure 191607DEST_PATH_IMAGE121
为第m+1次迭代得到的井筒内离散单元上端压力；
Figure 758504DEST_PATH_IMAGE113
为井底压力，单位为MPa。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）考虑了井眼轨迹和渗透率沿井眼轨迹差异分布，计算结果更加准确；（2）所需数据少，只需要井眼轨迹和测井数据；（3）通用性强，可以计算直井、水平井、大斜度井和蛇曲井气井产能。
附图说明
在附图中：
图1是本方法技术路线图。
图2是某气井测井渗透率分布图。
图3是某气井测井孔隙度分布图。
图4是某气井井眼轨迹图。
图5是某气井生产层井眼轨迹。
图6是井筒离散单元流动示意图。
图7是某气井流入动态曲线图。
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。
本发明提供了一种底水气藏早期产能评价预测方法，图1为本方法的技术路线图，该方法包括下列步骤：
S100、建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，具体步骤为：
S101、考虑储层中流体流动为单相气体，三维无限大空间井筒离散单元微元段
Figure 459744DEST_PATH_IMAGE002
在三维空间任意一点产生的单位长度地层势分布为：
Figure 700232DEST_PATH_IMAGE004
式中，
Figure 119712DEST_PATH_IMAGE006
为平面极坐标半径，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE125
为单位长度气井产量，单位为m3/d；
Figure 454748DEST_PATH_IMAGE010
为单位长度地层势分布；
Figure DEST_PATH_IMAGE126
为常数；
S102、三维无限大空间地层中产生的总的势为：
Figure 744915DEST_PATH_IMAGE014
Figure 907037DEST_PATH_IMAGE015
Figure 813813DEST_PATH_IMAGE017
Figure 703272DEST_PATH_IMAGE019
式中，
Figure 644683DEST_PATH_IMAGE021
第i个井筒离散单元流量贡献，单位为m3/d；
Figure DEST_PATH_IMAGE127
为储层任意位置到井筒离散单元的距离，单位为m；
Figure 945083DEST_PATH_IMAGE025
为第i个井筒离散单元的长度，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE128
分别为三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；
Figure 759062DEST_PATH_IMAGE028
分别为第i个井筒离散单元的三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE129
为常数；
Figure 186632DEST_PATH_IMAGE014
为储层任意一点对整个井筒的总势；
Figure 716971DEST_PATH_IMAGE031
为储层任意一点对源的势分布；
Figure 719431DEST_PATH_IMAGE033
为离散单元数；
S103、对于底水气藏而言，假定井筒位于上边界封闭、下边界定压、侧向边界无限大储层中，其稳定渗流微分方程为：
Figure 600799DEST_PATH_IMAGE035
式中，
Figure 97639DEST_PATH_IMAGE037
为储层厚度，单位为m；
Figure 748064DEST_PATH_IMAGE039
为原始地层压力下势分布；
Figure 157310DEST_PATH_IMAGE040
为储层任意一点在初始时刻对整个井筒的总势；
S104、结合镜像原理和压降叠加原则，得到底水气藏第i小段在地层中任意一点引起的势为：
Figure 729237DEST_PATH_IMAGE042
Figure 29768DEST_PATH_IMAGE015
Figure 49546DEST_PATH_IMAGE044
Figure 82224DEST_PATH_IMAGE046
Figure 938185DEST_PATH_IMAGE048
Figure 518771DEST_PATH_IMAGE050
Figure 143787DEST_PATH_IMAGE052
式中，
Figure 409684DEST_PATH_IMAGE054
为垂向封闭边界镜像距离坐标，单位为m；
Figure 408732DEST_PATH_IMAGE056
为垂向定压边界镜像距离坐标，单位为m；
Figure 316646DEST_PATH_IMAGE058
为镜像井个数；
Figure 750163DEST_PATH_IMAGE060
为第i个井筒离散单元端点与跟端距离比；
Figure 186961DEST_PATH_IMAGE062
为储层任意一点对离散单元i产生的势；
S105、通过将井筒离散并结合势分布函数与拟压力关系，得到叠加之后的总拟压力表达式为：
Figure 220776DEST_PATH_IMAGE064
式中，
Figure 650489DEST_PATH_IMAGE066
为气体拟压力，单位为MPa/s；
Figure 984518DEST_PATH_IMAGE068
为原始状态气体拟压力，单位为MPa/s；
Figure 592217DEST_PATH_IMAGE070
为顶部封闭边界；
Figure 644487DEST_PATH_IMAGE072
为天然气粘度，单位为mPa·s；K h 为储层渗透率，单位为mD；
Figure 110847DEST_PATH_IMAGE074
为重力加速度，单位为m/s2；
Figure 564962DEST_PATH_IMAGE076
为天然气密度，单位为kg/m3；
S200、导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，某气井测井渗透率和孔隙度数据如图2和图3所示，提取生产层井眼轨迹和测井渗透率，气井井眼轨迹图和生产层段井眼轨迹数据如图4和图5所示，井筒单元流动示意图如图6所示；
S300、根据底水气藏总的势分布函数，代入生产层井眼轨迹和测井渗透率数据计算特定井底压力下气井产量，具体步骤为：
S301、确定井筒离散单元压降方程，井筒离散单元压降方程为：
Figure 343562DEST_PATH_IMAGE078
Figure 883128DEST_PATH_IMAGE080
Figure 654644DEST_PATH_IMAGE082
Figure 963265DEST_PATH_IMAGE084
式中，
Figure 912767DEST_PATH_IMAGE086
为第i个井筒离散单元压降，单位为MPa；
Figure 674049DEST_PATH_IMAGE088
为井筒摩擦系数，为无量纲量；
Figure 750721DEST_PATH_IMAGE090
为井筒直径，单位为m；
Figure 913849DEST_PATH_IMAGE092
为井筒离散步长，单位为m；
Figure 34252DEST_PATH_IMAGE094
为第i个离散单元储层流入井筒的流量，单位为m3/d；
Figure 548410DEST_PATH_IMAGE096
为第i个离散单元与水平方向的夹角，单位为°；
Figure 661728DEST_PATH_IMAGE098
为井筒总流量，单位为m3/d；
S302、根据井筒压降计算公式，得到井筒内压力分布公式为：
Figure 679363DEST_PATH_IMAGE100
Figure 236246DEST_PATH_IMAGE102
式中，
Figure 972121DEST_PATH_IMAGE104
为井筒内离散单元上端压力，单位为MPa；
Figure 393525DEST_PATH_IMAGE106
为井筒内离散单元下端压力，单位为MPa；
Figure 265666DEST_PATH_IMAGE107
为第一个与第二个离散单元的压力差，单位为MPa；
Figure 993450DEST_PATH_IMAGE108
为井筒内离散单元上端压力差，单位为MPa；
Figure 216621DEST_PATH_IMAGE109
为井筒内离散单元下端压力差，单位为MPa；
S303、耦合储层与井筒流动压降方程，迭代计算特定井底压力下气井产量；
S304、根据质量守恒原理，得到每个井筒离散单元的流量贡献和井筒总流量的关系式：
Figure 671742DEST_PATH_IMAGE111
S400、绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力，图7为某气井流入动态特征曲线，将生产数据绘制和生产流入动态曲线绘制到一张图中，验证本方法的准确性。
在流入动态特征曲线的基础上，可以计算气井产能指数，通过气井产能指数和无阻流量共同评价气井产能。同时，由于该方法只需要井眼轨迹数据和测井数据，这些数据都是生产气井早期就可以获得的数据，利用这些早期数据可以准确的对气井产能进行评价。
进一步的，S303中耦合储层与井筒流动压降方程的步骤如下：
S311、给定一组井底流压
Figure 663969DEST_PATH_IMAGE113
，假设每个
Figure 562655DEST_PATH_IMAGE113
都为第一次迭代时气井井底压力；
S312、通过线性插值得到
Figure 7543DEST_PATH_IMAGE113
对应的拟压力，在将其代入S105的总拟压力表达式，通过高斯消元法得到每个离散单元流量贡献
Figure 236661DEST_PATH_IMAGE115
与总产量
Figure 348973DEST_PATH_IMAGE098
；
S313、将离散单元流量贡献
Figure 152981DEST_PATH_IMAGE115
与总产量
Figure 600012DEST_PATH_IMAGE098
代入S301的井筒离散单元压降方程，求出
Figure 147668DEST_PATH_IMAGE086
；
S314、将
Figure 114487DEST_PATH_IMAGE086
代入S302的井筒内压力分布公式中，更新
Figure 886134DEST_PATH_IMAGE117
，更新之后的
Figure 571193DEST_PATH_IMAGE117
作为下一步迭代的初值；
S315、重复S302~S304，将
Figure 873605DEST_PATH_IMAGE119
与
Figure 694931DEST_PATH_IMAGE121
进行对比，当
Figure 371900DEST_PATH_IMAGE123
时，停止迭代，得到最终的总产量
Figure 527943DEST_PATH_IMAGE098
，绘制总产量
Figure 417402DEST_PATH_IMAGE098
与井底压力
Figure 358813DEST_PATH_IMAGE113
的关系曲线；否则，继续步骤S302~S304，直到
Figure 675525DEST_PATH_IMAGE124
时停止迭代计算，其中，
Figure 820330DEST_PATH_IMAGE119
为第m次迭代得到的井筒内离散单元上端压力，单位为MPa；
Figure 513479DEST_PATH_IMAGE121
为第m+1次迭代得到的井筒内离散单元上端压力；
Figure 309397DEST_PATH_IMAGE113
为井底压力，单位为MPa。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）考虑了井眼轨迹和渗透率沿井眼轨迹差异分布，计算结果更加准确；（2）所需数据少，只需要井眼轨迹和测井数据；（3）通用性强，可以计算直井、水平井、大斜度井和蛇曲井气井产能。
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 (2)

1.一种底水气藏早期产能评价预测方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
S100、建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，具体步骤为：
S101、考虑储层中流体流动为单相气体，三维无限大空间井筒离散单元微元段
Figure DEST_PATH_IMAGE001
在三维空间任意一点产生的单位长度地层势分布为：
Figure 662889DEST_PATH_IMAGE002
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE003
为平面极坐标半径，单位为m；
Figure 607842DEST_PATH_IMAGE004
为单位长度气井产量，单位为m3/d；
Figure DEST_PATH_IMAGE005
为单位长度地层势分布；
Figure 669253DEST_PATH_IMAGE006
为常数；
S102、三维无限大空间地层中产生的总的势为：
Figure DEST_PATH_IMAGE007
Figure 826696DEST_PATH_IMAGE008
Figure DEST_PATH_IMAGE009
Figure 793515DEST_PATH_IMAGE010
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE011
第i个井筒离散单元流量贡献，单位为m3/d；
Figure 909369DEST_PATH_IMAGE012
为储层任意位置到井筒离散单元的距离，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE013
为第i个井筒离散单元的长度，单位为m；
Figure 328849DEST_PATH_IMAGE014
分别为三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；
Figure 414617DEST_PATH_IMAGE015
分别为第i个井筒离散单元的三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE016
为常数；
Figure 111309DEST_PATH_IMAGE007
为储层任意一点对整个井筒的总势；
Figure 319436DEST_PATH_IMAGE017
为储层任意一点对源的势分布；
Figure DEST_PATH_IMAGE018
为离散单元数；
S103、对于底水气藏而言，假定井筒位于上边界封闭、下边界定压、侧向边界无限大储层中，其稳定渗流微分方程为：
Figure 101579DEST_PATH_IMAGE019
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE020
为储层厚度，单位为m；
Figure 459879DEST_PATH_IMAGE021
为原始地层压力下势分布；
Figure DEST_PATH_IMAGE022
为储层任意一点在初始时刻对整个井筒的总势；
S104、结合镜像原理和压降叠加原则，得到底水气藏第i小段在地层中任意一点引起的势为：
Figure 666869DEST_PATH_IMAGE023
Figure 186843DEST_PATH_IMAGE008
Figure DEST_PATH_IMAGE024
Figure 580916DEST_PATH_IMAGE025
Figure DEST_PATH_IMAGE026
Figure 477327DEST_PATH_IMAGE027
Figure 945349DEST_PATH_IMAGE028
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE029
为垂向封闭边界镜像距离坐标，单位为m；
Figure 964121DEST_PATH_IMAGE030
为垂向定压边界镜像距离坐标，单位为m；
Figure 783172DEST_PATH_IMAGE031
为镜像井个数；
Figure DEST_PATH_IMAGE032
为第i个井筒离散单元端点与跟端距离比；
Figure 483275DEST_PATH_IMAGE033
为储层任意一点对离散单元i产生的势；
S105、通过将井筒离散并结合势分布函数与拟压力关系，得到叠加之后的总拟压力表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE034
式中，
Figure 133699DEST_PATH_IMAGE035
为气体拟压力，单位为MPa/s；
Figure DEST_PATH_IMAGE036
为原始状态气体拟压力，单位为MPa/s；
Figure 261055DEST_PATH_IMAGE037
为顶部封闭边界；
Figure DEST_PATH_IMAGE038
为天然气粘度，单位为mPa·s；K h 为储层渗透率，单位为mD；
Figure 505086DEST_PATH_IMAGE039
为重力加速度，单位为m/s2；
Figure 274458DEST_PATH_IMAGE040
为天然气密度，单位为kg/m3；
S200、导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，提取生产层井眼轨迹和测井渗透率；
S300、根据底水气藏总的势分布函数，给定一组井底压力，代入生产层井眼轨迹和测井渗透率数据计算给定的一组井底压力下的气井产量，具体步骤为：
S301、确定井筒离散单元压降方程，井筒离散单元压降方程为：
Figure DEST_PATH_IMAGE041
Figure 513810DEST_PATH_IMAGE042
Figure DEST_PATH_IMAGE043
Figure 812067DEST_PATH_IMAGE044
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE045
为第i个井筒离散单元压降，单位为MPa；
Figure 668028DEST_PATH_IMAGE046
为井筒摩擦系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE047
为井筒直径，单位为m；
Figure 382037DEST_PATH_IMAGE048
为井筒离散步长，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE049
为第i个离散单元储层流入井筒的流量，单位为m3/d；
Figure 34534DEST_PATH_IMAGE050
为第i个离散单元与水平方向的夹角，单位为°；
Figure DEST_PATH_IMAGE051
为井筒总流量，单位为m3/d；
S302、根据井筒压降计算公式，得到井筒内压力分布公式为：
Figure 300431DEST_PATH_IMAGE052
Figure DEST_PATH_IMAGE053
式中，
Figure 846950DEST_PATH_IMAGE054
为井筒内离散单元上端压力，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE055
为井筒内离散单元下端压力，单位为MPa；
Figure 692546DEST_PATH_IMAGE056
为第一个与第二个离散单元的压力差，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE057
为井筒内离散单元上端压力差，单位为MPa；
Figure 47435DEST_PATH_IMAGE058
为井筒内离散单元下端压力差，单位为MPa；
S303、耦合储层与井筒流动压降方程，迭代计算给定的一组井底压力下的气井产量；
S304、根据质量守恒原理，得到每个井筒离散单元的流量贡献和井筒总流量的关系式：
Figure DEST_PATH_IMAGE059
S400、绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力。
2.根据权利要求1所述的一种底水气藏早期产能评价预测方法，其特征在于：S303中耦合储层与井筒流动压降方程的步骤如下：
S311、给定一组井底流压
Figure 749812DEST_PATH_IMAGE060
，假设每个
Figure 986889DEST_PATH_IMAGE060
都为第一次迭代时气井井底压力；
S312、通过线性插值得到
Figure 901756DEST_PATH_IMAGE060
对应的拟压力，在将其代入S105的总拟压力表达式，通过高斯消元法得到每个离散单元流量贡献
Figure DEST_PATH_IMAGE061
与总产量
Figure 235785DEST_PATH_IMAGE051
；
S313、将离散单元流量贡献
Figure 515588DEST_PATH_IMAGE061
与总产量
Figure 302278DEST_PATH_IMAGE051
代入S301的井筒离散单元压降方程，求出
Figure 817573DEST_PATH_IMAGE045
；
S314、将
Figure 6109DEST_PATH_IMAGE045
代入S302的井筒内压力分布公式中，更新
Figure 987971DEST_PATH_IMAGE062
，更新之后的
Figure 261958DEST_PATH_IMAGE062
作为下一步迭代的初值；
S315、重复S302~S304，将
Figure DEST_PATH_IMAGE063
与
Figure 393993DEST_PATH_IMAGE064
进行对比，当
Figure DEST_PATH_IMAGE065
时，停止迭代，得到最终的总产量
Figure 905877DEST_PATH_IMAGE051
，绘制总产量
Figure 324220DEST_PATH_IMAGE051
与井底压力
Figure 554344DEST_PATH_IMAGE060
的关系曲线；否则，继续步骤S302~S304，直到
Figure 817966DEST_PATH_IMAGE066
时停止迭代计算，其中，
Figure 43411DEST_PATH_IMAGE063
为第m次迭代得到的井筒内离散单元上端压力，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE067
为第m+1次迭代得到的井筒内离散单元上端压力；
Figure 367077DEST_PATH_IMAGE060
为井底压力，单位为MPa。
CN202110223291.0A 2021-03-01 2021-03-01 一种底水气藏早期产能评价预测方法 Pending CN112576248A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110223291.0A CN112576248A (zh) 2021-03-01 2021-03-01 一种底水气藏早期产能评价预测方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110223291.0A CN112576248A (zh) 2021-03-01 2021-03-01 一种底水气藏早期产能评价预测方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN112576248A true CN112576248A (zh) 2021-03-30

Family

ID=75114083

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110223291.0A Pending CN112576248A (zh) 2021-03-01 2021-03-01 一种底水气藏早期产能评价预测方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112576248A (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114756826A (zh) * 2022-06-16 2022-07-15 中海油田服务股份有限公司 气井产能预测方法、装置、电子设备和存储介质
CN116029232A (zh) * 2023-03-28 2023-04-28 成都英沃信科技有限公司 一种底水气藏复杂井型水侵前沿预测方法
CN116245423A (zh) * 2023-03-31 2023-06-09 西南石油大学 一种考虑相渗影响的有水气藏开发效果评价方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150075775A1 (en) * 2013-09-17 2015-03-19 Brett C. Davidson Method for determining regions for stimulation along two parallel adjacent wellbores in a hydrocarbon formation
CN106869914A (zh) * 2017-03-09 2017-06-20 长江大学 一种油层中渗流与井筒内流动相耦合的产能预测方法
CN112069690A (zh) * 2020-09-11 2020-12-11 中海石油(中国)有限公司 一种深水断块油藏长水平井多级油嘴测试产能的评价方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150075775A1 (en) * 2013-09-17 2015-03-19 Brett C. Davidson Method for determining regions for stimulation along two parallel adjacent wellbores in a hydrocarbon formation
CN106869914A (zh) * 2017-03-09 2017-06-20 长江大学 一种油层中渗流与井筒内流动相耦合的产能预测方法
CN112069690A (zh) * 2020-09-11 2020-12-11 中海石油(中国)有限公司 一种深水断块油藏长水平井多级油嘴测试产能的评价方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
刘想平等: "油层中渗流与水平井筒内流动的耦合模型", 《石油学报》 *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114756826A (zh) * 2022-06-16 2022-07-15 中海油田服务股份有限公司 气井产能预测方法、装置、电子设备和存储介质
CN116029232A (zh) * 2023-03-28 2023-04-28 成都英沃信科技有限公司 一种底水气藏复杂井型水侵前沿预测方法
CN116245423A (zh) * 2023-03-31 2023-06-09 西南石油大学 一种考虑相渗影响的有水气藏开发效果评价方法
CN116245423B (zh) * 2023-03-31 2023-11-17 西南石油大学 一种考虑相渗影响的有水气藏开发效果评价方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN112576248A (zh) 一种底水气藏早期产能评价预测方法
CN102041995B (zh) 复杂油藏水淹状况监测系统
CN110334431A (zh) 一种低渗透致密气藏单井控制储量计算及剩余气分析方法
CN103413030B (zh) 一种缝洞型碳酸盐岩气藏动态分析方法及系统
CN103410502B (zh) 一种网络状缝洞型油藏的三维渗透率场的获取方法
CN111236908A (zh) 一种适用在低渗透致密气藏中的多段压裂水平井产能预测模型及产能敏感性分析的方法
CN104809277A (zh) 一种超低渗致密储层水平井地质建模方法
Wolfsteiner et al. Approximate model for productivity of nonconventional wells in heterogeneous reservoirs
CN104504230A (zh) 低渗气井采收率与极限动用半径估计方法
CN110096718B (zh) 一种获取碳酸盐岩油藏中溶洞的体积的方法
CN105651676A (zh) 一种水平井规则开发井网下的储层非均质性表征方法
CN109948272A (zh) 基于井间连通性的调堵动态预测方法和系统
CN106150477A (zh) 一种确定单井控制储量的方法
CN103472484A (zh) 基于rs三维敏感地震属性分析的水平井轨迹优化方法
CN104847314B (zh) 高温高压油气直井单相流射孔完井参数优化方法
CN104727811A (zh) 鱼骨状水平井分段耦合的产能预测方法
CN106640021A (zh) 压后放喷参数的计算方法及装置
CN111502652A (zh) 一种三孔介质气藏水平井产量递减及生产动态预测方法
CN115526086A (zh) 一种基于代理模型的碳酸盐岩油藏水驱突破时间预测方法
CN109815543A (zh) 计算气田动态储量的方法
CN109441415A (zh) 基于邻井干扰的聚合物驱油藏测试井的试井解释方法
CN105911592A (zh) 一种实钻约束的三维地震资料长波长静校正方法
CN115587674A (zh) 油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法
CN111950112A (zh) 一种适用于底部封闭的碳酸盐岩储层动态分析方法
CN107035328B (zh) 一种控压钻井节流回压控制的方法

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
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20210330