CN112613171A - 一种煤储层渗透率确定方法及装置 - Google Patents
一种煤储层渗透率确定方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112613171A CN112613171A CN202011491832.XA CN202011491832A CN112613171A CN 112613171 A CN112613171 A CN 112613171A CN 202011491832 A CN202011491832 A CN 202011491832A CN 112613171 A CN112613171 A CN 112613171A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- permeability
- phase
- coal
- pressure
- representing
- 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.)
- Granted
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 162
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 148
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 59
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 121
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 claims description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 18
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 13
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 11
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 claims description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000009795 derivation Methods 0.000 claims description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 3
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000013211 curve analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000005055 memory storage Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 101150067113 prxl2a gene Proteins 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/11—Complex mathematical operations for solving equations, e.g. nonlinear equations, general mathematical optimization problems
-
- 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
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
- G06Q10/063—Operations research, analysis or management
- G06Q10/0639—Performance analysis of employees; Performance analysis of enterprise or organisation operations
- G06Q10/06393—Score-carding, benchmarking or key performance indicator [KPI] analysis
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2113/00—Details relating to the application field
- G06F2113/08—Fluids
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Economics (AREA)
- Computational Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Entrepreneurship & Innovation (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Educational Administration (AREA)
- Development Economics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Marketing (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- Algebra (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Game Theory and Decision Science (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Financial Or Insurance-Related Operations Such As Payment And Settlement (AREA)
Abstract
本说明书实施例提供一种煤储层渗透率确定方法及装置。所述方法包括：获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式；基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率，以在不影响现场排采施工的情况下，提高煤储层渗透率确定的准确性。
Description
技术领域
本说明书实施例涉及煤层气开发技术领域，特别涉及一种煤储层渗透率确定方法及装置。
背景技术
煤储层渗透率是煤层气开发过程中至关重要的一个影响因素，决定了煤层气的渗流能力，也是煤层气井产量及后期煤层气开发方案调整等的重要依据。煤储层排采过程中，煤储层受应力敏感效应、基质收缩效应、煤粉产出及克林肯伯格效应等影响导致渗透率变化剧烈。因此，有必要评价煤储层动态渗透率的变化，为制定煤层气排采工作制度提供有力支撑。
目前主要有三种方法评价煤储层渗透率。第一是实验的方法，运用实际煤样进行一定实验条件下的渗透率测试，分析其规律。第二是提出分析模型，如PM模型，SD模型等经典分析模型，将影响煤储层渗透率的因素模型化，用于描述渗透率的动态变化。第三是试井评价方法，运用实际的试井生产结果进行储层评价分析。
第一种和第二种方法可以反映一定的煤储层渗透率变化规律，但无法全面考虑实际排采过程中的复杂情况。第三种试井分析的方法得到了广泛的应用验证，可得到合理的现场数据。但是该方法费时费力，成本较高。尤其需要突然改变工作制度甚至关井，易对煤储层渗透率造成不可估量的伤害。
发明内容
本说明书实施例的目的是提供一种煤储层渗透率确定方法及装置，以在不影响现场排采施工的情况下，提高煤储层渗透率确定的准确性。
为解决上述问题，本说明书实施例提供一种煤储层渗透率确定方法，所述方法包括：获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式；基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
为解决上述问题，本说明书实施例还提供一种煤储层渗透率确定装置，所述装置包括：获取模块，用于获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；边界计算模块，用于根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；转换模块，用于应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式；确定模块，用于基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
由以上本说明书实施例提供的技术方案可见，本说明书实施例中，可以获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式；基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。本说明书实施例提供的方法，既能反应现场实际情况，又能在不影响现场排采状况的情况下，提高煤储层渗透率确定的准确性。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书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说明书中记载的一些实施例，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为本说明书实施例一种煤储层渗透率确定方法的流程图；
图2为本说明书实施例动态滤失曲线示意图；
图3为本说明书实施例产气产水历史数据；
图4为本说明书实施例井底流压历史数据；
图5为本说明书实施例生产天数与压力传播边界的关系；
图6为本说明书实施例流动物质平衡方法判断渗透率是否变化的曲线；
图7为本说明书实施例单相排水阶段渗透率反演结果；
图8为本说明书实施例水相相渗曲线；
图9为本说明书实施例A井平均地层压力和平均含水饱和度计算结果；
图10为本说明书实施例两相流阶段渗透率反演结果；
图11为本说明书实施例相渗结果验证结果；
图12为本说明书实施例一种煤储层渗透率确定装置的功能模块示意图。
具体实施方式
下面将结合本说明书实施例中的附图，对本说明书实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本说明书一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本说明书中的实施例，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，都应当属于本说明书保护的范围。
煤层气作为一种常规油气资源的接替能源，已经成为世界能源结构中的重要组成部分。渗透率作为衡量多孔介质允许流体通过能力的一项指标，是影响煤层气井产量高低、确定煤层气藏可采性的关键衡量指标之一。一方面，在预测煤层气井产量时，需要确定和预测煤层气的运移速度，而流体的流速在很大程度上取决于储层渗透率的大小；另一方面，渗透率是确定煤层气藏开采经济价值高低最常用到的参数。
目前主要有三种方法评价煤储层渗透率。第一是实验的方法，运用实际煤样进行一定实验条件下的渗透率测试，分析其规律。第二是提出分析模型，如PM模型，SD模型等经典分析模型，将影响煤储层渗透率的因素模型化，用于描述渗透率的动态变化。第三是试井评价方法，运用实际的试井生产结果进行储层评价分析。第一种和第二种方法可以反映一定的煤储层渗透率变化规律，但无法全面考虑实际排采过程中的复杂情况。第三种试井分析的方法得到了广泛的应用验证，可得到合理的现场数据。但是该方法费时费力，成本较高。尤其需要突然改变工作制度甚至关井，易对煤储层渗透率造成不可估量的伤害。
考虑到如果运用已有储层资料和生产数据进行渗透率评价，以及基于压力传播的单相流渗透率计算方法，结合物质平衡提出了反映两相流阶段渗透率变化的计算方法，则有望解决现有技术中渗透率的确定不够准确，以及需要突然改变工作制度甚至关井的问题，在不影响现场排采施工的情况下，提高煤储层渗透率确定的准确性。基于此，本说明书实施例提供了一种煤储层渗透率确定方法及装置。
在本说明书实施例中，执行所述煤储层渗透率确定方法的主体可以是具有逻辑运算功能的电子设备，所述电子设备可以是服务器或客户端，所述客户端可以为台式电脑、平板电脑、笔记本电脑、工作站等。当然，客户端并不限于上述具有一定实体的电子设备，其还可以为运行于上述电子设备中的软体。还可以是一种通过程序开发形成的程序软件，该程序软件可以运行于上述电子设备中。
图1为本说明书实施例一种煤储层渗透率确定方法的流程图。如图1所示，所述煤储层渗透率确定方法可以包括以下步骤。
S110：获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据。
在一些实施例中，所述物性参数可以包括原始地层压力、裂缝半长、储层温度、原原始孔隙度、地层水压缩系数、地层水体积系数、煤层气体积系数等表明煤储层物理性质的参数。具体的，可以获取如表1所示的物性参数。
表1
在一些实施例中，所述煤层气井的生产动态数据可以包括井底流压、日产气、日产水、累产气和累产水的排采日报等能够表明煤层气井生产动态的数据。
在一些实施例中，服务器可以采用任何方式获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据。例如，用户可以直接向服务器发送煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据，服务器可以进行接收；又如除去所述服务器以外的其它电子设备可以向服务器发送煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据，服务器可以进行接收，在本说明书实施例中，对服务器采用何种方式获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据不作限定。
S120：根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值。
排水降压是煤层气生产的手段，也是目前可以采用的开采方法。当煤层气井开始排采时，井筒中液面下降，在煤层气井筒和煤层中形成压力差，地层水从高压区流向低压区，使得煤层中的压力不断下降，并逐渐向远方扩展，最终在以井筒为中心的煤层段形成一个不断扩大和加深的水头压降漏斗。当井底压力降到临界解吸压力，煤层基质发生解吸，井筒中开始产气。考虑应力敏感时，不同的压降速度将导致煤层裂隙闭合的速度不同，地层压力会以不同的方式到达临界解吸压力点。在地层压力到达临界解吸压力之前，井筒中未产气，井筒内为地层水的单相排水阶段；在地层压力到达临界解吸压力后，煤层基质发生解吸，井筒中开始产气，井筒内地层水和气的两相流动阶段。
在本说明书实施例中，针对单相排水阶段和两相流动阶段可以分别使用不同的方法确定煤储层的渗透率。
在一些实施例中，可以根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值。具体的，煤层气井生产过程中压力传播边界呈圆形扩展，水力压裂以后压力传播边界呈椭圆形扩展，压力传播边界可以包括长轴边界和短轴边界。水力压裂裂缝半长与长轴边界和短轴边界的关系满足以下椭圆公式：
其中，Ra表示压力传播长轴边界；Rb表示压力传播短轴边界；Lf表示水力压裂裂缝半长。
根据渗流力学原理，当单相水在定井底流压的条件下平面平行渗流，任一位置，任何时间下对应压力可由如下公式得到：
其中，p(x,t)表示不同时刻，不同位置下的压力；x表示到井口的距离；t表示时间；κ表示压力区传播速度；pwf表示井底流压；pi表示原始地层压力。
对公式(2)进行二次求导，并转化成工程单位制，得到由垂直于裂缝方向压力传播边界公式：
其中，μw表示水的粘度；Ct表示综合压缩系数；
表示煤储层孔隙度。
在一些实施例中，可以根据所述椭圆公式(1)和所述由垂直于裂缝方向压力传播边界公式(3)计算单相排水阶段的压力传播边界值，即得到压力传播长轴边界和压力传播短轴边界。
S130：应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式。
在一些实施例中，应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式。具体的，可以取变换函数Z＝Lfch(W)进行保角变换，将图2中的Z平面的椭圆流变换为W平面的线性流。其中，(x,y)为平面Z中的任意一点；(u,v)为平面W中的任意一点。
平面W中势差为u轴变化值，即任意一点处对应的u轴值u0为该点到井底的势。两平面有如下换算公式：
根据换算公式(4)可以得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式，即压裂直井的产能方程：
其中，Φe表示压力传播边界处对应势，Φw表示井口对应势，Φw-Φw表示单相排水阶段的势差，q表示地下流体流量。
S140：基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
在一些实施例中，根据所述煤储层单相排水阶段的渗透率是否发生变化，可以将所述煤储层单相排水阶段的渗透率分为两种情况来确定。一种是所述煤储层单相排水阶段的渗透率为定值的情况；另一种是所述煤储层单相排水阶段的渗透率为变量的情况。
在一些实施例中，可以根据流动物质平衡方法判断所述煤储层渗透率是否发生变化：对累计产水量和井底流压进行拟合，得到拟合后的曲线；若所述拟合后的曲线为呈下降趋势的直线，则确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率为定值；若所述拟合后的曲线向上或向下弯曲，则确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率为变量。具体的，可以以累产水为横坐标，井底流压为纵坐标画散点图。散点图拟合吻合直线，说明该阶段渗透率没有变化；散点图拟合曲线向下弯曲，说明发生了应力敏感效应，渗透率降低，散点图拟合曲线向上弯曲，说明发生了煤粉产出，渗透率升高。
在一些实施例中，在应用流动物质平衡方法判断煤储层的渗透率不发生变化的情况下，即所述煤储层单相排水阶段的渗透率为定值的情况下，所述基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率包括：基于所述压力传播边界值和所述势差公式建立第一线性回归模型；根据所述第一线性回归模型求取第一线性回归系数；根据所述第一线性回归系数确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
具体的，根据势的定义，公式(5)可变换为下式：
其中，k表示煤储层单相排水阶段的渗透率；pi为原始地层压力；pwf为井底流压；Qw(t)为t时间的产水量，h为煤层厚度，Bw为煤层水的体积系数。
将公式(6)变换为符合线性变化，且符合矿场单位制的公式：
其中，S表示煤层气井表皮系数。
根据公式(7)可以得到以下第一线性回归模型：
Y1＝m1X1-b1 (8)
其中，m1表示第一线性回归系数；b1表示截距；X1表示自变量；Y1表示因变量。
将相关参数代入公式(8)和公式(9)，得到关于X1和Y1的散点图。该散点图趋势线为直线，根据第一线性回归系数m1值可以反求出渗透率k。
在一些实施例中，在应用流动物质平衡方法判断煤储层的渗透率发生变化的情况下，即在所述煤储层单相排水阶段的渗透率为变量的情况下，所述基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率包括：基于应力敏感效应确定导致渗透率变化的公式；根据所述导致渗透率变化的公式、所述压力传播边界值和所述势差公式建立第二线性回归模型；根据所述第二线性回归模型求取第二线性回归系数；根据所述第二线性回归系数确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
具体的，基于应力敏感效应确定导致渗透率变化的公式为：
k＝kiexp[3Cf(p-pi)] (10)
其中，ki表示渗透率初值，p表示平均压力，Cf表示裂缝压缩系数。
将公式(8)代入公式(6)，对左侧积分后变换为符合线性变化，且符合矿场单位制的公式：
根据公式(11)可以得到以下第二线性回归模型：
Y2＝m2X2-b2 (12)
其中，m2表示第二线性回归系数；b2表示截距；X2表示自变量；Y2表示因变量。
将相关参数代入公式(12)和公式(13)，得到关于X2和Y2的散点图。该散点图趋势线为直线，根据第二线性回归系数m2值可反求出渗透率初值ki。进一步的，根据公式(10)可以求得煤储层单相排水阶段的渗透率k。
在一些实施例中，在所述煤储层单相排水阶段的渗透率为定值的情况下，求解得到的渗透率值可视为解吸时刻渗透率值kd；在所述煤储层单相排水阶段的渗透率为变量的情况下，可以将求解出的渗透率初值ki和解吸时刻井底流压值一同代入公式(10)，求解得到的渗透率值可视为解吸时刻渗透率值kd。
在一些实施例中，所述方法还可以包括确定所述煤储层两相流阶段的动态渗透率变化情况的方法。所述方法可以包括以下步骤。
S141：根据所述煤储层单相排水阶段的渗透率选择水相相渗曲线；所述水相相渗曲线为水相相对渗透率随含水饱和度变化关系曲线。
具体的，可以将所述煤储层单相排水阶段的渗透率代入煤层气井的产能方程中，求取水相相对渗透率，再根据所述水相相对渗透率选择合适的水相相渗曲线。
S142：根据煤层气藏的物质平衡方程计算平均地层压力和每日平均含水饱和度。
具体的，煤层气藏物质平衡方程为：
其中，Gp表示累积产气量，β表示吸附解吸系数，A表示井控面积，VL表示朗格缪尔体积，PL表示朗格缪尔压力，Pd表示临界解吸压力，Swi表示原始含水饱和度，Cw表示地层水压缩系数，Bgi表示煤层气体积系数，υ表示泊松比，εmax表示最大基质收缩形变量，Wp表示累积产水量，pave表示平均地层压力，Tsc表示标准温度，Psc表示标准压力，Z表示平均煤层气偏差系数。
在一些实施例中，可以运用Newton-Ralph迭代方法求解平均地层压力。Newton-Ralph迭代方法公式见公式(15)。
其中，pave,new表示平均地层压力新值，pave,old表示平均地层压力旧值。
基于煤层气藏物质平衡方程建立的相应F函数：
根据物质平衡方程，推导出含水饱和度变化符合下式：
其中，Sw表示含水饱和度。
将求解得到的平均地层压力代入公式(15)得到相应平均含水饱和度值。
S143：根据煤层气井的产能方程和所述平均地层压力反演得到每日水相渗透率。
在一些实施例中，煤层气井产气量一般较低，可忽略高速非达西的影响，可得到如下煤层气井的产能方程：
其中，qw表示日产水量，qg表示日产气量，k表示渗透率，krw表示水相相对渗透率，krg表示气相相对渗透率，T表示煤储层温度，μ表示平均煤层气粘度，Z表示煤层气偏差系数。
煤层气井压力传播到边界需要一个月到几个月的时间，因而见气后的两相流阶段可视为压力传播到达边界，即Ra和Rb值等于边界值。边界值为假象边界或者井距的一半。根据公式(18)可反演得到每日水相渗透率kkrw和每日气相渗透率kkrg。
S144：根据所述水相相渗曲线、每日平均含水饱和度和每日水相渗透率确定所述煤储层两相流阶段的动态渗透率随时间的变化情况。
在一些实施例中，可以根据所述水相相渗曲线、每日平均含水饱和度和每日水相渗透率确定每日的渗透率k，进而确定所述煤储层两相流阶段的动态渗透率随时间的变化情况。
本说明书实施例提供的基于压降曲线分析的压裂液性能评价方法，可以获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；对所述压力传播边界值进行保角变换，得到所述压力传播边界值与单相排水阶段的势差的关系；基于所述压力传播边界值与单相排水阶段的势差的关系确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。本说明书实施例提供的方法，既能反应现场实际情况，又能在不影响现场排采状况的情况下，提高煤储层渗透率确定的准确性。
为清楚地说明本说明书实施例提供的煤储层渗透率确定方法的实施过程，下面结合图3-图11进行说明。
在本说明书实施例中，选用A井作实例进行煤储层渗透率确定。煤储层的物性参数如表2所示。煤层气井的生产动态数据如图3和图4所示。
表2
在本说明书实施例中，可以将相关数据代入公式(1)和公式(3)中，计算得到压力传播边界值Ra和Rb，如图5所示。
在本说明书实施例中，根据流动物质平衡方法判断所述煤储层渗透率是否发生变化。具体的，以累产水为横坐标，井底流压为纵坐标画散点图。获得的单相排水阶段散点图趋势线基本满足一条直线，如图6所示，说明该阶段渗透率没有变化，确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率为定值。
在本说明书实施例中，可以预设一个输入渗透率值kin，将流动物质平衡方法判断中符合渗透率稳定的区间生产数据代入公式(8)和公式(9)得到类似于图7所示的反演结果。根据输出斜率反求输出渗透率kout。将kout作为新的kin进行迭代，直至kin与对应斜率下算出的kout之间误差满足精度要求。此时的kout就是所求的单相排水阶段区间内的渗透率值。本实例最终拟合结果见图7，对应渗透率值为1.95mD。
在本说明书实施例中，为确定所述煤储层两相流阶段的动态渗透率变化情况，可以根据煤储层单相排水阶段的渗透率选择水相相渗曲线。选择的水相相渗曲线如图8所示。
在本说明书实施例中，还可以根据表2内相关参数和物质平衡方程公式(14)，运用迭代公式(15)进行迭代，可得到对应平均地层压力pave。再根据求解出来的pave代入公式(17)，可得到对应的平均含水饱和度
A井X的pave及
运算结果见图9。
根据煤层气井的产能方程(18)，可求得水相渗透率kkrw和气相渗透率kkrg。根据每日平均含水饱和度
水相渗透率kkrw及水相相渗曲线，反演得到如图10所示动态渗透率的变化情况。根据本说明书实施例提供的方法，92天见气时的动态渗透率值应等于单相排水阶段渗透率值1.95mD。由于井底流压参数不稳定原因，两相流阶段的初期，92-300天之间，储层动态渗透率在1-2.5mD之间震荡上升，与单相排水阶段渗透率值1.95mD的结果比较接近。
反演得到的两相相渗曲线如图11所示，其结果符合煤层气相渗曲线特性，充分证明了本说明书实施例提供的方法的可靠性。
参阅图12，在软件层面上，本说明书实施例还提供了一种煤储层渗透率确定装置，该装置具体可以包括以下的结构模块。
获取模块1210，用于获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；
边界计算模块1220，用于根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；
转换模块1230，用于应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式；
确定模块1240，用于基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
需要说明的是，本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其它实施例的不同之处。尤其，对于装置实施例和设备实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本领域技术人员在阅读本说明书文件之后，可以无需创造性劳动想到将本说明书列举的部分或全部实施例进行任意组合，这些组合也在本说明书公开和保护的范围内。
在20世纪90年代，对于一个技术的改进可以很明显地区分是硬件上的改进(例如，对二极管、晶体管、开关等电路结构的改进)还是软件上的改进(对于方法流程的改进)。然而，随着技术的发展，当今的很多方法流程的改进已经可以视为硬件电路结构的直接改进。设计人员几乎都通过将改进的方法流程编程到硬件电路中来得到相应的硬件电路结构。因此，不能说一个方法流程的改进就不能用硬件实体模块来实现。例如，可编程逻辑器件(ProgrammableLogicDevice,PLD)(例如现场可编程门阵列(FieldProgrammableGateArray，FPGA))就是这样一种集成电路，其逻辑功能由用户对器件编程来确定。由设计人员自行编程来把一个数字系统“集成”在一片PLD上，而不需要请芯片制造厂商来设计和制作专用的集成电路芯片。而且，如今，取代手工地制作集成电路芯片，这种编程也多半改用“逻辑编译器(logiccompiler)”软件来实现，它与程序开发撰写时所用的软件编译器相类似，而要编译之前的原始代码也得用特定的编程语言来撰写，此称之为硬件描述语言(Hardware DescriptionLanguage，HDL)，而HDL也并非仅有一种，而是有许多种，如ABEL(Advanced BooleanExpressionLanguage)、AHDL(AlteraHardwareDescriptionLanguage)、Confluence、CUPL(CornellUniversityProgrammingLanguage)、HDCal、JHDL(JavaHardwareDescription Language)、Lava、Lola、MyHDL、PALASM、RHDL(RubyHardwareDescriptionLanguage)等，目前最普遍使用的是VHDL(Very-High-SpeedIntegratedCircuitHardwareDescription Language)与Verilog2。本领域技术人员也应该清楚，只需要将方法流程用上述几种硬件描述语言稍作逻辑编程并编程到集成电路中，就可以很容易得到实现该逻辑方法流程的硬件电路。
上述实施例阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。一种典型的实现设备为计算机。具体的，计算机例如可以为个人计算机、膝上型计算机、蜂窝电话、相机电话、智能电话、个人数字助理、媒体播放器、导航设备、电子邮件设备、游戏控制台、平板计算机、可穿戴设备或者这些设备中的任何设备的组合。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本说明书可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本说明书的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)执行本说明书各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本说明书可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的消费电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
本说明书可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本说明书，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
虽然通过实施例描绘了本说明书，本领域普通技术人员知道，本说明书有许多变形和变化而不脱离本说明书的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本说明书的精神。
Claims (10)
1.一种煤储层渗透率确定方法，其特征在于，所述方法包括：
获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；
根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；
应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式；
基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值包括：
基于水力压裂以后压力传播边界呈椭圆形扩展的特性，所述物性参数与所述压力传播边界的关系满足以下椭圆公式：
根据以下公式确定单相水在给定井底流压条件下，压力与时间和位置的关系：
对所述压力与时间和位置的关系公式进行二次求导，并转化成工程单位制，得到由垂直于裂缝方向压力传播边界公式：
其中，Ra表示压力传播长轴边界；Rb表示压力传播短轴边界；Lf表示水力压裂裂缝半长；p(x,t)表示不同时刻，不同位置下的压力；x表示到井口的距离；t表示时间；κ表示压力区传播速度；μw表示水的粘度；Ct表示综合压缩系数；
表示煤储层孔隙度；pwf表示井底流压；pi表示原始地层压力；
根据所述椭圆公式和所述由垂直于裂缝方向压力传播边界公式计算单相排水阶段的压力传播边界值。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述势差公式包括：
其中，Φe表示压力传播边界处对应势，Φw表示井口对应势，Φw-Φw表示单相排水阶段的势差，q表示地下流体流量。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述煤储层单相排水阶段的渗透率为定值的情况下，所述基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率包括：
基于所述压力传播边界值和所述势差公式建立第一线性回归模型：
Y1＝m1X1-b1
其中，m1表示第一线性回归系数；b1表示截距；X1表示自变量；Y1表示因变量；pi表示原始地层压力；pwf表示井底流压；Qw(t)表示t时间的产水量，h表示煤层厚度，Bw表示煤层水的体积系数，S表示煤层气井表皮系数；k表示煤储层单相排水阶段的渗透率；
根据所述第一线性回归模型求取第一线性回归系数；
根据所述第一线性回归系数确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述煤储层单相排水阶段的渗透率为变量的情况下，所述基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率包括：
基于应力敏感效应确定导致渗透率变化的公式：
k＝kiexp[3Cf(p-pi)]
根据所述导致渗透率变化的公式、所述压力传播边界值和所述势差公式建立第二线性回归模型：
Y2＝m2X2-b2
其中，m2表示第二线性回归系数；b2表示截距；X2表示自变量；Y2表示因变量；ki表示渗透率初值；Cf表示裂缝压缩系数；pwf表示井底流压；p表示平均压力；Qw(t)表示t时间的产水量，h表示煤层厚度，Bw表示煤层水的体积系数，S表示煤层气井表皮系数；
根据所述第二线性回归模型求取第二线性回归系数；
根据所述第二线性回归系数确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
6.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，根据以下方式判断所述煤储层单相排水阶段的渗透率是否变化：
对累计产水量和井底流压进行拟合，得到拟合后的曲线；
若所述拟合后的曲线为呈下降趋势的直线，则确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率为定值；若所述拟合后的曲线向上或向下弯曲，则确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率为变量。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据所述煤储层单相排水阶段的渗透率选择水相相渗曲线；所述水相相渗曲线为水相相对渗透率随含水饱和度变化关系曲线；
根据煤层气藏的物质平衡方程计算平均地层压力和每日平均含水饱和度；
根据煤层气井的产能方程和所述平均地层压力反演得到每日水相渗透率；
根据所述水相相渗曲线、每日平均含水饱和度和每日水相渗透率确定所述煤储层两相流阶段的动态渗透率随时间的变化情况。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述煤层气藏的物质平衡方程包括：
其中，Gp表示累积产气量，β表示吸附解吸系数，A表示井控面积，VL表示朗格缪尔体积，PL表示朗格缪尔压力，Pd表示临界解吸压力，Swi表示原始含水饱和度，Cw表示地层水压缩系数，Bgi表示煤层气体积系数，υ表示泊松比，εmax表示最大基质收缩形变量，Wp表示累积产水量，pave表示平均地层压力，Tsc表示标准温度，Psc表示标准压力，Z表示平均煤层气偏差系数。
9.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述煤层气井的产能方程包括：
其中，qw表示日产水量，qg表示日产气量，k表示渗透率，krw表示水相相对渗透率，krg表示气相相对渗透率，T表示煤储层温度，μ表示平均煤层气粘度，Z表示煤层气偏差系数。
10.一种煤储层渗透率确定装置，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于获取煤储层的物性参数和煤层气井的生产动态数据；
边界计算模块，用于根据所述物性参数和所述生产动态数据计算单相排水阶段的压力传播边界值；
转换模块，用于应用保角变换方法对压裂直井的椭圆流转化为线性流，得到单相排水阶段压力传播边界值动态变化的压裂直井的势差公式；
确定模块，用于基于所述压力传播边界值和所述势差公式确定所述煤储层单相排水阶段的渗透率。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011491832.XA CN112613171B (zh) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | 一种煤储层渗透率确定方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011491832.XA CN112613171B (zh) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | 一种煤储层渗透率确定方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112613171A true CN112613171A (zh) | 2021-04-06 |
| CN112613171B CN112613171B (zh) | 2022-09-30 |
Family
ID=75239867
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011491832.XA Active CN112613171B (zh) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | 一种煤储层渗透率确定方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112613171B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113464129A (zh) * | 2021-08-03 | 2021-10-01 | 中国石油大学(北京) | 煤层气藏平均地层压力计算方法和装置 |
| CN113605879A (zh) * | 2021-08-02 | 2021-11-05 | 中国石油大学(北京) | 煤储层原始地层压力的计算方法及装置 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104632187A (zh) * | 2013-11-14 | 2015-05-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定产水煤层气井动态储量的方法 |
| CN109281663A (zh) * | 2018-09-26 | 2019-01-29 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种确定煤层气储层渗透率的方法 |
-
2020
- 2020-12-17 CN CN202011491832.XA patent/CN112613171B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104632187A (zh) * | 2013-11-14 | 2015-05-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定产水煤层气井动态储量的方法 |
| CN109281663A (zh) * | 2018-09-26 | 2019-01-29 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种确定煤层气储层渗透率的方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 刘银山等: "利用开发初期的煤层气井生产数据反求储层渗透率", 《地下水》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113605879A (zh) * | 2021-08-02 | 2021-11-05 | 中国石油大学(北京) | 煤储层原始地层压力的计算方法及装置 |
| CN113464129A (zh) * | 2021-08-03 | 2021-10-01 | 中国石油大学(北京) | 煤层气藏平均地层压力计算方法和装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112613171B (zh) | 2022-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9470086B2 (en) | Inflow performance relationship for horizontal wells producing oil from multi-layered heterogeneous solution gas-drive reservoirs | |
| CN112613171B (zh) | 一种煤储层渗透率确定方法及装置 | |
| CN111794727B (zh) | 一种脉冲循环水力压裂的泵注频率选取方法及装置 | |
| CN111101929B (zh) | 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统 | |
| CN103590824A (zh) | 经过多段压裂改造后的致密气藏水平井的产能计算方法 | |
| CN107366534B (zh) | 粗化渗透率的确定方法和装置 | |
| CN108798654B (zh) | 确定页岩气井的井底压力与时间的对应关系的方法及装置 | |
| CN109882163A (zh) | 一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法 | |
| CN109829217A (zh) | 压裂性裂缝油藏产能模拟方法及装置 | |
| CN108518218B (zh) | 一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法 | |
| Wang et al. | The role of elasto-plasticity in cavity shape and sand production in oil and gas wells | |
| CN108227032B (zh) | 一种地应力的确定方法及装置 | |
| CN111878073B (zh) | 一种致密储层压裂效果评价方法及装置 | |
| Zhang et al. | Gas-production-data analysis of variable-pressure-drawdown/variable-rate systems: A density-based approach | |
| CN111507537B (zh) | 一种水驱气藏的储量和水侵量的预测方法及装置 | |
| US20170175513A1 (en) | Evaluation of Production Performance from a Hydraulically Fractured Well | |
| CN111999227A (zh) | 一种应力敏感性测试方法和装置 | |
| CN111025409B (zh) | 一种水淹层评价方法、装置及存储介质 | |
| CN112814669A (zh) | 一种页岩油藏全生命周期采收率预测方法和系统 | |
| CN111291919A (zh) | 重复压裂油气井产量数据处理方法及装置 | |
| CN108131127B (zh) | 一种泡沫油型超重油油田的生产气油比的获取方法及装置 | |
| CN112377182A (zh) | 大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法及装置 | |
| CN112949901A (zh) | 页岩油藏水平井准自然能量开发方法及系统 | |
| CN109870743B (zh) | 一种页理缝的空间展布预测方法和装置 | |
| CN111411946A (zh) | 一种致密气藏气井开采方式的确定方法及装置 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |