CN112836438A - 一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法及装置，属于气藏开采技术领域。本发明根据气、水两相渗流理论建立气井见水时间与边水距离的关系，确定近似均质边水气藏见水时间预测模型，针对目前多层合采非均质性边水气藏的地质特点，按照非均质气藏渗透率最大的小层最早见水的特性，建立渗透率最大的小层见水时间预测模型，根据近似均质边水气藏见水时间和非均质气藏渗透率最大的小层的见水时间与储层突进系数的关系，建立非均质边水气藏气井见水时间预测模型。本发明所建立的预测模型充分考虑到了层间非均质性的影响，引入了描述多层合采和储层非均质性的特征参数，提高了边水气藏气井见水时间预测的精度。

Description

一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法及装置

技术领域

本发明涉及一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法及装置，属于气藏开采技术领域。

背景技术

目前采气工艺不断发展，对于有多套气层，且各层段储层物性差异大的非均质气藏，多采用多层合采的方式开发。在非均质气藏存在边水的情况下，各层的水侵规律比较复杂，见水时间预测困难较大。因此，需要研究建立准确预测非均质边水气藏气井不同产量下的见水时间预测方法，为确定气井合理产量，制定针对性的措施，控制气藏水侵，改善气藏开发效果提供指导。针对边水气藏气井见水时间的预测问题，国内外学者开展了一些研究，建立了考虑不同因素的边水气藏气井见水时间预测方法。包括：(1)系统辨识法(2)理论模型法；(3)数值模拟法。

系统辨识法难以确定求解模型的约束条件，例如申请公布号为CN105443120A的专利申请文件，该专利申请文件公开了一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，该方法采用气藏工程方法，通过水驱气藏判断、单井水侵特征识别与水侵程度判断、气藏水侵量分析与水侵强度判断，综合评价气井气藏水侵状况，该方法解决了气藏水侵模式和水侵方向的判别问题，但不能用于预测气井的见水时间。

理论模型法与渗流理论结合紧密，建立的模型应用方便，国内外学者广泛采用这种方法来建立气井见水时间预测模型。1965年，Sobocinski发表于期刊“Journal ofPetroleum Technology”17卷5期上的论文“A correlation for predicting waterconing time”，论述了采用理论研究方法，基于多孔介质渗流理论，建立水侵时间的预测模型，对预测水侵的相关性进行了研究，研究结果表明，见水时间与储层渗透率、储层非均质性等参数有关，但由于模型主要考虑均质气藏的见水时间预测，应用在非均质性气藏上有较大误差。1983年，Kuo发表的论文“A simplified method for water coningpredictions”(SPE12067)，简化了均质气藏模型，建立了预测水侵的一种简化方法，研究了边水气藏的气井见水时间，由于没有考虑地层水在储层中的突进，模拟实际气藏情况误差同样较大。2008年，王会强发表于《特种油气藏》15卷4期的论文《边水气藏气井见水时间预测方法》，基于多孔介质中流体渗流理论，对具有近似直线供给边界的边水气藏气井见水时间预测方法进行了研究，建立了边水气藏水舌突破时间的预测公式，考虑了气水流度比、气井与边水距离、束缚水饱和度、残余气饱和度等因素。2013年，杨芙蓉发表于《科学技术与工程》13卷19期的论文《边水气藏高产气井见水时间预测方法》，基于多孔介质流体渗流理论，建立了考虑高产井近井地带非达西流动效应的近似直线供给边界边水气藏气井见水时间预测模型。结果表明，考虑非达西效应模型更符合现场实际。2016年，汪周华发表于《石油钻采工艺》38卷2期的论文《考虑重力及气体非达西效应影响的边水气藏边水突破时间预测模型》，在王会强模型的基础上，建立了同时考虑重力及气体非达西效应影响的变水气藏边水突破时间预测模型，用以预测带有倾角的储层中高产气井的见水时间。上述方案均针对的是气藏不采用多层合采，且渗流近似于均质储层的情况，因此王会强、杨芙蓉和汪周华的见水时间预测方法都是在均质储层模型的基础上建立的，没有考虑储层的非均质性，在目前非均质性气藏的多层合采方式开采中，难以准确描述地层水沿高渗透储层的单层突进情况，使得在预测非均质边水气藏气井的见水时间上存在较大误差。

数值模拟法需要建立相应的地质模型，在气田开发初期以及地质资料不丰富的情况下，该种方法建模困难，应用于现场实际存在局限性。例如申请公布号为CN105631529A的专利申请文件，该申请文件公开了一种边水气藏见水时间预测方法，该方法首先建立非均质气藏的三维地质模型，采用数值模拟的方法预测非均质边水气藏气井见水时间，然后在数值模拟研究的基础上对表征气井生产状态的特征参数进行拟合，从而得到见水时间与储层参数的相关式，可以有效预测不同储层参数下非均质边水气藏气井的见水时间。但这种方法建模需要的地质参数数量多，很多参数难以准确获取，例如，不能精准描述裂缝方向、储层分布情况等，造成模型多解性强，使得同一口气井的见水时间可能拟合得到多个预测结果，预测结果不准确。

因此，目前的边水气藏气井见水时间预测要么不适用于非均质的情况，要么预测模型精度低，最终导致非均质边水气藏气井见水时间预测结果不符合实际情况，预测精度低。

发明内容

本发明的目的是提供一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法及装置，以解决目前边水预测结果准确性低的问题。

本发明为解决上述技术问题而提供了一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法，该预测方法包括以下步骤：

1)获取研究区内非均质边水气藏地质资料和各单井测试资料，确定气藏储层各层的渗透率和厚度物性参数；

2)根据距边水气藏气水界面距离最近的井组的试井及动态生产测试资料，确定所述井组中各井的储层物性参数和生产动态参数；

3)根据确定的井组中各井的储层物性参数和生产动态参数、以及气、水两相渗流理论建立气井见水时间与边水距离的关系，确定近似均质边水气藏见水时间预测模型；

4)根据研究区内各井气藏储层中各层的渗透率和厚度物性参数确定各井储层平均渗透率，利用最大渗透率和平均渗透率确定各井储层渗透率突进系数；

5)根据非均质气藏渗透率最大的小层最早见水的特性，建立渗透率最大的小层见水时间预测模型，根据近似均质边水气藏见水时间和非均质气藏渗透率最大的小层的见水时间与储层突进系数的关系，建立非均质边水气藏气井见水时间预测模型，以该非均质边水气藏气井见水时间预测模型进行预测。

本发明还提供了一种非均质边水气藏气井见水时间预测装置，该预测装置包括存储器和处理器，以及存储在所述存储器上并在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器与所述存储器相耦合，所述处理器执行所述计算机程序时实现本发明的非均质边水气藏气井见水时间预测方法。

本发明根据气、水两相渗流理论建立气井见水时间与边水距离的关系，确定近似均质边水气藏见水时间预测模型，针对目前多层合采非均质性边水气藏的地质特点，按照非均质气藏渗透率最大的小层最早见水的特性，建立渗透率最大的小层见水时间预测模型，根据近似均质边水气藏见水时间和非均质气藏渗透率最大的小层的见水时间与储层突进系数的关系，建立非均质边水气藏气井见水时间预测模型。本发明所建立的预测模型充分考虑到了层间非均质性的影响，引入了描述多层合采和储层非均质性的特征参数，提高了边水气藏气井见水时间预测的精度。

进一步地，本发明给出了如何建立近似均质边水气藏见水时间预测模型，所述步骤2)中近似均质边水气藏见水时间预测模型的建立过程如下：

A.根据井组各井的储层物性参数和生产动态参数确定各井水驱前缘处气相的压降梯度和水相的压降梯度；

B.根据水驱前缘处气相和水相的压力梯度相等的原则，建立水相渗流速度与气相渗流速度的关系；

C.建立气井见水时间与水驱前缘距离气井距离在单位时间内的变化量之间的关系；

D.根据步骤C中的关系和步骤B中的关系建立气井见水时间与边水距离的积分关系，得到确定近似均质下边水气藏见水时间预测模型。

进一步地，所述步骤2)中确定的近似均质边水气藏见水时间预测模型为：

其中t_bt为近似均质边水气藏见水时间；φ为储层孔隙度；S_wc为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度；h为储层有效厚度；q_sc为气井产量；B_g为气体体积系数；μ_g为气相粘度；μ_w为水相粘度；k为储层绝对渗透率；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率；r_w为气井井筒半径；r_fi为气井距水驱前缘的初始距离。

进一步地，所述步骤5)中建立的非均质边水气藏气井见水时间预测模型为：

其中t_btmax为非均质边水气藏见水时间；k_ma为储层渗透率突进系数；φ为储层孔隙度；S_wc为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度；h为储层有效厚度；q_sc为气井产量；B_g为气体体积系数；μ_g为气相粘度；μ_w为水相粘度；k为储层绝对渗透率；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率；r_w为气井井筒半径；r_fi为气井距水驱前缘的初始距离。

进一步地，所述储层渗透率突进系数采用的计算公式为：

其中k_ma为储层渗透率突进系数；

为储层平均渗透率；为储层最大渗透率。

进一步地，储层平均渗透率

的计算公式为：

其中k_i为第i层的渗透率；h_i为第i层的厚度；n为储层的层数。

进一步地，所述气井产量采用计算公式为：

其中q_sc为气井产量；ψ_R为气藏原始拟压力；ψ_wf为井底拟压力；Z_sc为标况下气体偏差因子；T_sc为标况温度；p_sc为标况压力；T为气藏温度；h为储层总厚度；k为储层绝对渗透率。

进一步地，储层总厚度h的计算公式为：

其中h_i为第i层的厚度；n为储层的层数。

进一步地，所述步骤C中建立的关系为：

其中t_bt为近似均质边水气藏见水时间；φ为储层孔隙度；S_wc为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度；r_w为气井井筒半径；r_fi为气井距水驱前缘的初始距离；r_f为气井距水驱前缘的距离；v_wf为水驱前缘处水相渗流速度。

附图说明

图1是本发明非均质边水气藏气井见水时间预测方法的流程图；

图2是本发明方法实施例中非均质边水气藏示意图；

图3是本发明方法实施例中非均质边水气藏气区示意图；

图4是本发明实施例中普光气田某非均质边水气藏离气水界面最近的井组示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步地说明。

预测方法的实施例

本发明的预测方法首先根据距边水气藏气水界面距离最近的井组的试井及动态生产测试资料，确定所述井组中各井的储层物性参数和生产动态参数；然后根据气、水两相渗流理论建立气井见水时间与边水距离的关系，确定近似均质边水气藏见水时间预测模型，最后根据非均质气藏渗透率最大的小层最早见水的特性，建立渗透率最大的小层见水时间预测模型，根据近似均质边水气藏见水时间和非均质气藏渗透率最大的小层的见水时间与储层突进系数的关系，建立非均质边水气藏气井见水时间预测模型，以该非均质边水气藏气井见水时间预测模型进行预测。该方法的实现流程如图1所示，下面以普光气田某非均质边水气藏内150km²的区域作为研究区，以该研究区为例对本发明的具体实现过程进行详细说明。

1.确定气藏储层各层的渗透率和厚度物性参数。

获取研究区内非均质边水气藏地质和各单井测试资料，确定气藏储层分层及1-n层的渗透率、厚度物性参数，划定边水气藏的气区和边水区，明确研究区气水界面位置，如图2所示。其中非均质边水气藏地质资料包括气藏地震资料；单井测试资料包括研究区内各单井钻井、测井、录井数据。

对本实施例而言，研究区内共有37口井，获取到了150km²三维地震资料，37口生产井的钻井、测井、录井数据，根据获取的数据划定了边水气藏的气区和边水区，明确该非均质边水气藏气水界面位置，结果如图3所示。

2.利用距边水气藏气水界面距离最近的井组的试井及动态生产测试资料，确定井组各井的储层物性参数和生产动态参数。其中井组各井的储层物性参数和生产动态参数包括：为气井孔隙度、含水饱和度、含气饱和度、相渗透率、粘度、产能、体积系数、井径、气水边界距离、投产时间。

对本实施例而言，选取离气水界面最近的井组(1、2、3、4、5井)，如图4所示。依据井组(1、2、3、4、5井)的试井和动态生产测试资料，确定井组(1、2、3、4、5井)的孔隙度、含水饱和度、含气饱和度、渗透率突进系数、气相相对渗透率、水相相对渗透率、气相粘度、水相粘度、产能、体积系数、储层总厚度、井径、气水边界距离、投产时间，具体参数如表1所示。

表1

3.确定近似均质边水气藏见水时间预测模型。

3.1依据步骤2所确定的井组各井的储层物性参数和生产动态参数，利用气、水两相渗流理论，确定如式(1)所示的研究井组各井水驱前缘处气相的压降梯度和如式(2)所示的水相的压降梯度。

式中：v_gf为水驱前缘处气相渗流速度；v_wf为水驱前缘处水相渗流速度；r_f为气井距水驱前缘的距离；p_gf为水驱前缘处气相压力；p_wf为水驱前缘处水相压力；μ_g为气相粘度；μ_w为水相粘度；k为储层绝对渗透率；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率。

3.2根据水驱前缘处气相和水相的压力梯度相等的原则，建立如水相渗流速度与气相渗流速度的关系。

式中：h为储层总厚度；q_sc为气井产量；B_g为气体体积系数。

3.3依据确定的井组各井的储层物性参数和生产动态参数，确定如下式所示的水驱前缘距离气井距离在dt时间内的变化量。

式中：φ为储层孔隙度；S_wc为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度。

3.4依据所确定的水驱前缘距离气井距离在dt时间内的变化量的关系式，建立水驱前缘距离气井距离在dt时间内的变化量的积分关系，如下所示：

式中：t_bt为气井见水时间；r_w为气井井筒半径；r_fi为气井距水驱前缘的初始距离；

3.5依据水驱前缘距离气井距离在dt时间内变化量的积分关系，以及气相渗流速度的关系，建立近似均质气井见水时间与边水距离的积分关系，确定近似均质边水气藏见水时间预测模型。

式(10)即为本发明的近似均质边水气藏气井见水时间预测模型。

4.根据井组各井的各单层物性参数，确定表征井组各井储层渗透性及储层厚度的物性参数。

4.1依据研究区边水气藏储层分层及渗透率和厚度参数，采用加权平均方法计算，确定井组各井储层平均渗透率和井组各井储层渗透率突进系数。

4.2依据研究区边水气藏储层分层情况和厚度参数，采用加权平均方法计算，确定井组各井储层总厚度参数。

式中：

为储层平均渗透率；k_i为第i层的渗透率；h_i为第i层的厚度；n为储层的层数；k_ma为储层渗透率突进系数；h为储层总厚度。

5、依据步骤2所确定的井组各井的储层物性参数和生产动态参数、所确定的近似均质边水气藏气井见水时间预测模型和所确定的井组各井储层非均质物性参数，建立非均质储层见水时间预测模型。

5.1依据步骤2所确定的井组各井的储层物性参数和生产动态参数，确定如(式14)所示的井组各井产能。

式中：ψ_R为气藏原始拟压力；ψ_wf为井底拟压力；Z_sc为标况下气体偏差因子；T_sc为标况温度；p_sc为标况压力；T为气藏温度；

5.2依据近似均质边水气藏气井见水时间预测模型和所确定的井组各井产能，将近似均质边水气藏见水时间预测模型变为：

5.3依据多层合采非均质气藏渗透率最大的小层最早见水的特性、式(15)所示的近似均质边水气藏见水时间预测模型和式(11)、(12)、(13)所确定的井组各井储层非均质物性参数，建立如下式所示的渗透率最大的小层见水时间预测模型。

5.4根据式(12)所示的井组各井储层渗透率突进系数、式(15)所示的非均质储层见水时间预测模型和式(16)所示的最大渗透率小层见水时间预测模型，建立如式(17)所示的近似均质边水气藏见水时间和非均质气藏渗透率最大的小层的见水时间与储层突进系数的关系。

5.5依据式(17)所示的近似均质边水气藏见水时间和非均质气藏渗透率最大的小层的见水时间与储层突进系数的关系，建立如式(18)所示的非均质边水气藏气井见水时间预测模型，通过该预测模型即可实现对非均质边水气藏气井见水时间的预测。

φ为储层的平均孔隙度，h为储层的总厚度，k_ma为储层的突进系数，r_fi为原始气水界面位置，这四个参数由测井解释数据获得；S_wc为储层的束缚水饱和度，S_gr为储层的残余气饱和度，k_rg(S_wc)为束缚水饱和度下的气相相对渗透率，k_rw(S_gr)为残余气饱和度下的水相渗透率，这四个参数由气藏的归一化相渗曲线获得；μ_g为气体的粘度，B_g为气体的体积系数，这两个参数由流体高压物性测试实验获得；q_sc为气井产量，由气田生产数据获得；r_w为井筒半径，由钻完井数据或生产数据获得。

为证明本发明的气井见水时间预测准确度高的问题，将本发明的预测方法与现有的三种预测模型进行比较，下面以表1中的数据为例进行说明。

依据表1的井组(1、2、3、4、5井)的各项参数，利用如式(19)所示的王会强模型，计算井组(1、2、3、4、5井)的见水时间：

式中：t_bt为见水时间，a；r_fi为气井距边水的距离，单位为m；q_sc为气井产量，m³/d；B_g为天然气体积系数，DLess；Ф为储层孔隙度，f；h为储层厚度，m；S_wc为束缚水饱和度，f；S_gr为残余气饱和度，f；μ_g为气相粘度，mPa·s；μ_w为水相粘度，mPa·s；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率，DLess；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率，DLess。

依据表1的井组(1、2、3、4、5井)的各项参数，利用如式(20)、(21)、(22)所示的杨芙蓉模型，计算井组(1、2、3、4、5井)的见水时间：

式中：t_bt为见水时间，a；r_fi为气井距边水的距离，m；q_sc为气井产量，m³/d；B_g为天然气体积系数，DLess；Ф为储层孔隙度，f；h为储层厚度，m；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率，DLess；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率，DLess；S_wc为束缚水饱和度，f；S_gr为残余气饱和度，f；ρ_g为天然气密度，g/cm³；k_g为气相渗透率，μm²；μ_g为气相粘度，mPa·s。

依据表1的井组(1、2、3、4、5井)的各项参数，利用如式(23)、(24)、(25)、(26)、(27)、(28)、(29)、(30)所示的汪周华模型，计算井组(1、2、3、4、5井)的见水时间。

式中：t_bt为见水时间，a；r_fi为气井距边水的距离，m；q_sc为气井产量，m³/d；B_g为天然气体积系数，DLess；Ф为储层孔隙度，f；h为储层厚度，m；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率，DLess；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率，DLess；S_wc为束缚水饱和度，f；S_gr为残余气饱和度，f；DLess；ρ_g为天然气密度，g/cm³；ρ_w为水相密度，g/cm³；g为重力加速度，m/s²；k_g为气相渗透率，μm²；μ_g为气相粘度，mPa·s,β为紊流系数，m^-1。

依据表1的井组(1、2、3、4、5井)的各项参数，利用本发明的非均质边水气藏气井见水时间预测模型式(18)，计算井组(1、2、3、4、5井)的见水时间。

本发明以及上述现有各方法计算的1、2、3、4、5井的见水时间结果见表2所示。

表2

从表2中可以看出，现有王会强、杨芙蓉、汪周华预测模型计算的气井见水时间相对误差大，采用本发明建立的非均质边水气藏气井见水时间预测模型计算的气井见水时间相对误差在±5％以内，模型计算结果满足工程误差要求，能很好地指导气藏控水技术措施的制定。

装置实施例

本发明的非均质边水气藏气井见水时间预测装置包括存储器和处理器，以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机程序，处理器与存储器相耦合，处理器执行计算机程序时实现本发明的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其中本发明的非均质边水气藏气井见水时间预测方法已在上述各个方法实施例中进行了详细说明，这里不再赘述。

Claims (10)

1.一种非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，该预测方法包括以下步骤：

1)获取研究区内非均质边水气藏地质资料和各单井测试资料，确定气藏储层各层的渗透率和厚度物性参数；

2)根据距边水气藏气水界面距离最近的井组的试井及动态生产测试资料，确定所述井组中各井的储层物性参数和生产动态参数；

3)根据确定的井组中各井的储层物性参数和生产动态参数、以及气、水两相渗流理论建立气井见水时间与边水距离的关系，确定近似均质边水气藏见水时间预测模型；

4)根据研究区内各井气藏储层中各层的渗透率和厚度物性参数确定各井储层平均渗透率，利用最大渗透率和平均渗透率确定各井储层渗透率突进系数；

5)根据非均质气藏渗透率最大的小层最早见水的特性，建立渗透率最大的小层见水时间预测模型，根据近似均质边水气藏见水时间和非均质气藏渗透率最大的小层的见水时间与储层突进系数的关系，建立非均质边水气藏气井见水时间预测模型，以该非均质边水气藏气井见水时间预测模型进行预测。

2.根据权利要求1所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，所述步骤2)中近似均质边水气藏见水时间预测模型的建立过程如下：

A.根据井组各井的储层物性参数和生产动态参数确定各井水驱前缘处气相的压降梯度和水相的压降梯度；

B.根据水驱前缘处气相和水相的压力梯度相等的原则，建立水相渗流速度与气相渗流速度的关系；

C.建立气井见水时间与水驱前缘距离气井距离在单位时间内的变化量之间的关系；

D.根据步骤C中的关系和步骤B中的关系建立气井见水时间与边水距离的积分关系，得到确定近似均质下边水气藏见水时间预测模型。

3.根据权利要求2所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，所述步骤2)中确定的近似均质边水气藏见水时间预测模型为：

其中t_bt为近似均质边水气藏见水时间；φ为储层孔隙度；S_wc为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度；h为储层有效厚度；q_sc为气井产量；B_g为气体体积系数；μ_g为气相粘度；μ_w为水相粘度；k为储层绝对渗透率；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率；r_w为气井井筒半径；r_fi为气井距水驱前缘的初始距离。

4.根据权利要求1所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，所述步骤5)中建立的非均质边水气藏气井见水时间预测模型为：

其中t_btmax为非均质边水气藏见水时间；k_ma为储层渗透率突进系数；φ为储层孔隙度；S_wc为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度；h为储层有效厚度；q_sc为气井产量；B_g为气体体积系数；μ_g为气相粘度；μ_w为水相粘度；k为储层绝对渗透率；k_rg(S_wc)为水驱前缘处气相的相对渗透率；k_rw(S_gr)为水驱前缘处水相的相对渗透率；r_w为气井井筒半径；r_fi为气井距水驱前缘的初始距离。

5.根据权利要求1所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，所述储层渗透率突进系数采用的计算公式为：

其中k_ma为储层渗透率突进系数；

为储层平均渗透率；为储层最大渗透率。

6.根据权利要求5所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，储层平均渗透率

的计算公式为：

其中k_i为第i层的渗透率；h_i为第i层的厚度；n为储层的层数。

7.根据权利要求3或4所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，所述气井产量采用计算公式为：

其中q_sc为气井产量；ψ_R为气藏原始拟压力；ψ_wf为井底拟压力；Z_sc为标况下气体偏差因子；T_sc为标况温度；p_sc为标况压力；T为气藏温度；h为储层总厚度；k为储层绝对渗透率。

8.根据权利要求7所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，储层总厚度h的计算公式为：

其中h_i为第i层的厚度；n为储层的层数。

9.根据权利要求2所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法，其特征在于，所述步骤C中建立的关系为：

其中t_bt为近似均质边水气藏见水时间；φ为储层孔隙度；S_wc为束缚水饱和度；S_gr为残余气饱和度；r_w为气井井筒半径；r_fi为气井距水驱前缘的初始距离；r_f为气井距水驱前缘的距离；v_wf为水驱前缘处水相渗流速度。

10.一种非均质边水气藏气井见水时间预测装置，其特征在于，该预测装置包括存储器和处理器，以及存储在所述存储器上并在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器与所述存储器相耦合，所述处理器执行所述计算机程序时实现如权利要求1-9中任一项所述的非均质边水气藏气井见水时间预测方法。

Images