CN113586044B - 一种自喷页岩气试气工作制度的优化方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种自喷页岩气试气工作制度的优化方法及系统。该方法包括：构建适用于目标井的地层压力确定模型，所述地层压力确定模型为地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型；在压裂返排试气初期，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；获取目标井的原始地层压力；基于获取的不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，利用井底流压的计算模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度。
Description
技术领域
本发明涉及页岩气开发技术领域，特别涉及一种近自喷页岩气试气工作制度的优化方法及系统。
背景技术
页岩气井试气工作制度种类很多，通常根据试气目的、生产阶段、生产方式的不同，试气工作制度差异较大。通常试气工作的主要目的分为两类：气藏产能评价和地层属性评价，而页岩气井产能阶段通常分为初期产能阶段、稳产阶段和产能递减阶段，而生产方式又可分为自喷、气举、抽汲等多种类型。
自喷页岩气井的压裂返排初期返排流体流动的最大特点可总结为如下三点：第一是人工裂缝会经历从裂缝不稳定扩张到稳定闭合的阶段；第二是人工裂缝网络内流体流动状态处于不稳定状态，即裂缝导流的边界条件、有效裂缝半长和注压裂液后的地层压力是随时间而非规律性变化的；第三，裂缝内流体相态是天然气、压裂液和地层水的气液两相共存，随着压裂返排，返排液中地层水占比不断增大。
因此，在自喷页岩气井压裂返排初期，对于以产能评价为试气目的试气工作制度，存在一个关键问题直接制约着试气工作制度的决策：在自喷式生产的前提下，如何利用-地层压力-生产压差和油嘴尺寸的匹配关系来确定压裂返排初期合理优化页岩气的稳产高产工作制度。
而解决这个问题的核心，就是在更换不同油嘴尺寸的试气工作前提下，提出一种合理有效的地层压力和生产压差现场实时计算方法。对于自喷页岩气井，生产压差和井底流压匹配不同尺寸的油嘴共同决定了页岩气产能的高低和持续性。所谓的自喷页岩气井返排初期产能评价工作制度现场优化方法，实质就是一种现场的、实时的、动态的地层压力和生产压差计算方法，能够有效计算不同油嘴尺寸下页岩气产能的稳定性，最终合理优化出一套针对测试井的稳产高产的试气工作制度。
目前，常见的页岩气试气工作制度的优化技术分为三大类：
1、以稳定渗流分析为主的方法；
1935年Rawlins等提出评价气井产能的稳定试井方法，1959年Katz等奠定修正等时试井分析的基础，这些方法一直沿用至今。针对矿场简化分析的需求，以及特殊类型气藏的复杂地质情况，后续研究又形成了一些补充方法。该类方法在应用时至少需要一个稳定生产制度的压力、产量数据，评价结果代表气井当时的“稳定”产能。
若储层低渗、强非均质性导致气井产能递减显著，方法适用性将变差。尽管可采用不同时间点稳定渗流分析结果来表征气井产能的变化，但需要较多时间点的测试资料，在早期预测气井产能不稳定特征的能力相对较弱。
2、产量递减分析方法；
在理论核心层面，生产数据递减分析方法与气井无阻流量递减分析方法有一定相似性，针对前者已有较多研究成果。1945年Arps提出指数递减、双曲递减及调和递减分析模型，1980年Fetkovich在前人研究定压生产试井模型成果的基础上形成了适用范围更广的产量递减分析图版，1991年Blasingame等考虑产量、压力同时递减的普遍现象重新制作了分析图版，1998年Agarwal等针对有限导流和无限导流垂直裂缝井绘制了递减分析图版。
该类方法主要用于评价生产井有效控制范围和动用储量，虽然在一定程度上也能预测气井产能的变化，但需要较长时间的生产数据，不太适合早期预测。
3、压力不稳定试井方法；
不稳定试井分析理论的核心是求解不稳定渗流模型，虽然在此基础上建立的现代产量递减分析方法不适用于气井产能的早期预测，但仍有可供借鉴的研究成果。基于简单试井模型寻求简化计算公式的研究起源较早，1951年Horner提出的分析方法属于这类成果趋于成熟的典型代表。在解决复杂试井模型研究的关键问题方面，1949年Van Everdingen等采用拉普拉斯变换方法求解不稳定渗流模型，1973年Gringarten等应用格林函数法改进上述模型解的计算，之后Rosa等将Stehfest研究形成的拉普拉斯数值反演算法引入到试井分析。在此基础上，经过数十年发展，形成了现代试井分析的技术框架，以及众多具有不同针对性的分析方法，其中，考虑在定产条件下压力变化的分析方法占主导地位。在气井不稳定产能评价方面，考虑定压生产的试井模型具有独特的优点。
虽然过去已开展了大量研究，形成了较多成果，但在面向应用的早期预判、简化计算和可靠性保障方面，仍存在疑难问题，最主要的问题就是该类分析方法，通常将地层压力作为常量考虑，而现场试气油气藏工程师往往更加关心的就是，压裂液反排地层压力的变化，进而决定如何更换油嘴以求得稳产高产。换言之，目前的不稳定试井法需要将地层压力作为变量，来刻画地层压力-井底流压-不同油嘴尺寸对应产能的关系。
发明内容
本发明的目的在于提供一种针对压裂返排试气初期，较好的实现该阶段自喷页岩气井产能评价试气工作制度的优化的方法。
为了实现上述目的，本发明提供了一种自喷页岩气试气工作制度的优化方法，其中，该方法包括：
构建适用于目标井的地层压力确定模型，所述地层压力确定模型为地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型；
在压裂返排试气初期，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
获取目标井的原始地层压力；
基于获取的不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，利用地层压力确定模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；
基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度。
本发明提供的自喷页岩气试气工作制度的优化方法，其试气目的是为了产能评价，生产阶段是压裂返排初期(即初期产能阶段)，生产方式是自喷式生产(即无需辅助工具和措施地层天然气就可自然形成产能)。
本发明提供的自喷页岩气试气工作制度的优化方法利用地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型确定不同油嘴尺寸工作制度下的地层压力，在此基础上，为油嘴尺寸的更换提供决策依据，实现了通过计算优化自喷页岩气井返排初期的生产工作制度。在页岩气井压裂返排试气过程中，地层压力、井底流压和流体流量是三个关键变量，在见气后控制压差产能突破阶段，尤其关注生产过程中的地层能量变化趋势、地层闭合状态和不同尺寸油嘴持续放喷制度地层压力与井底流压的变化趋势，对试气过程进行实时监控。
在上述自喷页岩气试气工作制度的优化方法中，优选地，所述地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数；
更优选地，构建适用于目标井的地层压力确定模型包括：
1)、获取目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
2)、对地层压力确定模型中的系数进行赋值；
3)、利用系数赋值后的地层压力确定模型，基于目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据，确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能；
4)、利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
5)、若地层压力确定模型中的系数的赋值合适，则确定此时系数赋值后的地层压力确定模型即为适用于目标井的地层压力确定模型；
若地层压力确定模型中的系数的赋值不合适，则重新对地层压力确定模型中的系数进行赋值，并重复步骤3)-5)直至地层压力确定模型中的系数的赋值合适。
在一具体实施方式中，裂缝线性流拟合产能基于下述公式进行确定：
式中，Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；Pr为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；k为地层渗透率，mD；h为井深，m；为地层孔隙度，％；μ为流体粘度，Pa·s；c为总压缩系数，1/MPa；rw为裂缝半长，m；s为表皮系数，无量纲；t为生产时间，h；T为地层温度，℃。
在一具体实施方式中，利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适包括：
基于目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，利用下述公式确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与产量数据的误差：
式中，qg为产气量，m3/d；Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；τ为误差，％；
基于所述误差，利用误差收敛条件，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
优选地，当误差＞10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值不合适；当误差≤10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值合适。
在上述自喷页岩气试气工作制度的优化方法中，优选地，获取井底流压数据包括：
获取油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
基于油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力(即井口压力)，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度(即井口流体温度)，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度(油嘴后流体中气相密度)，Kg/m3；ρL为返排液密度(油嘴后流体中返排液密度)，Kg/m3；h为井深，m；g为重力梯度，取值9.8m/s2。
在一具体实施方式中，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的井底流压数据包括：
针对各试气油嘴尺寸工作制度，获取不同生产时间的油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
针对各试气油嘴尺寸工作制度，基于不同生产时间的油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定不同生产时间的井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力(即井口压力)，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度(即井口流体温度)，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度(油嘴后流体中气相密度)，Kg/m3；ρL为返排液密度(油嘴后流体中返排液密度)，Kg/m3；h为井深，m。
在上述自喷页岩气试气工作制度的优化方法中，可以通过明确井底流压、地层压力，以及二者差值(生产压差)在不同尺寸油嘴工作制度下的变化规律，以及这些变化对真实产能的控制作用，为油嘴尺寸的更换提供决策依据，最终建立合理的页岩气求产工作制度；优选地，基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度包括：
基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定出地层压力波动不超过额定压力波动阈值的最大试气油嘴尺寸作为最优试气油嘴尺寸工作制度；
更优选地，所述额定压力波动阈值不超过10％；
在一优选实施方式中，所述额定压力波动阈值为10％。
在上述自喷页岩气试气工作制度的优化方法中，优选地，该方法进一步包括：基于确定的最优试气油嘴尺寸工作制度，利用最优试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，采用一点法确定该工作制度下的无阻流量；
更优选地，无阻流量基于下述公式确定：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；QAOF为无阻流量，m3/d；α为系数，是一点法经验参数(可以基于油田生产井眼赋值)；
在一具体实施方式中，α取值与地层压力确定模型中系数β的取值相同。
在一具体实施方式中，α取值0.34。
本发明提供了一种自喷页岩气试气工作制度的优化系统，其中，该系统包括：
地层压力确定模型构建模块：用于构建适用于目标井的地层压力确定模型，所述地层压力确定模型为地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型；
生产数据获取模块：用于在压裂返排试气初期，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
地层参数获取模块：用于获取目标井的原始地层压力；
地层压力变化确定模块：用于基于获取的不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，利用地层压力确定模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；
油嘴尺寸确定模块：用于基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度。
在上述自喷页岩气试气工作制度的优化系统中，优选地，所述地层压力确定模型构建模块包括：
第一获取子模块：用于获取目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
第一赋值子模块：用于对地层压力确定模型中的系数进行赋值；其中，所述地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数；
裂缝线性流拟合产能确定子模块：用于利用系数赋值后的地层压力确定模型，基于目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据，确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能；
赋值判断子模块：用于利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
地层压力确定模型确定子模块：用于若地层压力确定模型中的系数的赋值合适，则确定此时系数赋值后的地层压力确定模型即为适用于目标井的地层压力确定模型；
若地层压力确定模型中的系数的赋值不合适，则重新对地层压力确定模型中的系数进行赋值，并重复执行裂缝线性流拟合产能确定子模块、赋值判断子模块、地层压力确定模型确定子模块的功能；直至地层压力确定模型确定出适用于目标井的地层压力确定模型。
在上述自喷页岩气试气工作制度的优化系统中，优选地，获取井底流压数据包括：
获取油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
基于油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力(即井口压力)，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度(即井口流体温度)，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度(油嘴后流体中气相密度)，Kg/m3；ρL为返排液密度(油嘴后流体中返排液密度)，Kg/m3；h为井深，m；g为重力梯度，取值9.8m/s2。
在上述自喷页岩气试气工作制度的优化系统中，优选地该系统进一步包括：
无阻流量确定模块：用于基于确定的最优试气油嘴尺寸工作制度，利用最优试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，采用一点法确定该工作制度下的无阻流量。
页岩气井特别是压裂返排初期，地层流态处于非稳定流，地层压力变化很大，目前，还没有一种能在试气现场实时计算地层压力变化的低成本方法。本发明提供的技术方案针对自喷页岩气井，在压裂返排试气初期，利用地面试气工程数据，实时计算地层压力的变化，进而根据地层压力随时间的变化规律，优化产能评价试气工作制度。该技术方案有效实现了决定页岩气产能的地层压力的确定，并基于此实现工作制度的优化。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单的介绍，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：
图1为本发明一实施例提供的自喷页岩气试气工作制度的优化方法的流程示意图。
图2为本发明一实施例提供的自喷页岩气试气工作制度的优化系统的结构示意图。
图3为本发明实施例1提供的自喷页岩气试气工作制度的优化方法的流程示意图。
图4A为本发明实施例1中吉梨页油1井返排初期获取得到的数据结果图。
图4B为本发明实施例1中吉梨页油1井返排初期地层压力预测结果图。
图5为本发明验证例1中吉梨页油1井实测压力曲线图。
图6为本发明验证例1中吉梨页油1井霍纳曲线分析图。
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，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，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它实施例，都属于本发明的保护范围。
下面参考本发明的若干代表性实施方式，详细阐述本发明的原理和精神。
参见图1，本发明实施例提供了一种自喷页岩气试气工作制度的优化方法，其中，该方法包括：
步骤S1：构建适用于目标井的地层压力确定模型，所述地层压力确定模型为地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型；
步骤S2：在压裂返排试气初期，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
步骤S3：获取目标井的原始地层压力；
步骤S4：基于获取的不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，利用地层压力确定模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；
步骤S5：基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度。
其中，上述自喷页岩气试气工作制度的优化方法实施例，其试气目的是为了产能评价，生产阶段是压裂返排初期(即初期产能阶段)，生产方式是自喷式生产(即无需辅助工具和措施地层天然气就可自然形成产能)。
其中，上述自喷页岩气试气工作制度的优化方法实施例利用地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型确定不同油嘴尺寸工作制度下的地层压力，在此基础上，为油嘴尺寸的更换提供决策依据，实现了通过计算优化自喷页岩气井返排初期的生产工作制度。在页岩气井压裂返排试气过程中，地层压力、井底流压和流体流量是三个关键变量，在见气后控制压差产能突破阶段，尤其关注生产过程中的地层能量变化趋势、地层闭合状态和不同尺寸油嘴持续放喷制度地层压力与井底流压的变化趋势，对试气过程进行实时监控。
进一步，地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数；
例如，β＝0.34，C＝6.1，n＝3.8；
更进一步，构建适用于目标井的地层压力确定模型包括：
1)、获取目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
2)、对地层压力确定模型中的系数进行赋值；
3)、利用系数赋值后的地层压力确定模型，基于目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据，确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能；
4)、利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
5)、若地层压力确定模型中的系数的赋值合适，则确定此时系数赋值后的地层压力确定模型即为适用于目标井的地层压力确定模型；
若地层压力确定模型中的系数的赋值不合适，则重新对地层压力确定模型中的系数进行赋值，并重复步骤3)-5)直至地层压力确定模型中的系数的赋值合适；
再进一步，裂缝线性流拟合产能基于下述公式进行确定：
式中，Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；Pr为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；k为地层渗透率，mD；h为井深，m；为地层孔隙度，％；μ为流体粘度，Pa·s；c为总压缩系数，1/MPa；rw为裂缝半长，m；s为表皮系数，无量纲；t为生产时间，h；T为地层温度，℃；
再进一步，利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适包括：
基于目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，利用下述公式确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与产量数据的误差：
式中，qg为产气量，m3/d；Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；τ为误差，％；
基于所述误差，利用误差收敛条件，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
例如，当误差＞10％时，认为地层压力确定模型中的系数的赋值不合适；当误差≤10％时，认为地层压力确定模型中的系数的赋值合适。
其中，获取井底流压数据可以用直读试压力计，在压裂返排过程实时监控井底流压变化；但是，直读压力计成本很高。为了节约成本，进一步，获取井底流压数据包括：
获取油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
基于油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力(即井口压力)，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度(即井口流体温度)，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度(油嘴后流体中气相密度)，Kg/m3；ρL为返排液密度(油嘴后流体中返排液密度)，Kg/m3；h为井深，m；g为重力梯度，取值9.8m/s2。
例如，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的井底流压数据包括：
针对各试气油嘴尺寸工作制度，获取不同生产时间的油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
针对各试气油嘴尺寸工作制度，基于不同生产时间的油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定不同生产时间的井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力(即井口压力)，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度(即井口流体温度)，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度(油嘴后流体中气相密度)，Kg/m3；ρL为返排液密度(油嘴后流体中返排液密度)，Kg/m3；h为井深，m。
进一步，基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度包括：
基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定出地层压力波动不超过额定压力波动阈值的最大试气油嘴尺寸作为最优试气油嘴尺寸工作制度；
更进一步，额定压力波动阈值不超过10％；
例如，额定压力波动阈值为10％
例如，基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定出地层压力波动满足定产条件时(8小时工作制度下地层压力波动小于10％)的最大试气油嘴尺寸作为最优试气油嘴尺寸工作制度。
进一步，自喷页岩气试气工作制度的优化方法进一步包括：
步骤S6：基于确定的最优试气油嘴尺寸工作制度，利用最优试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，采用一点法确定该工作制度下的无阻流量；
更进一步，无阻流量基于下述公式确定：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；QAOF为无阻流量，m3/d；α为系数，是一点法经验参数(可以基于油田生产井眼赋值)；
例如，α取值与地层压力确定模型中系数β的取值相同。
例如，α取值0.34。
图2是根据本发明实施例的自喷页岩气试气工作制度的优化系统的结构框图，如图2所示，该系统包括：
地层压力确定模型构建模块21：用于构建适用于目标井的地层压力确定模型，所述地层压力确定模型为地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型；
生产数据获取模块22：用于在压裂返排试气初期，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
地层参数获取模块23：用于获取目标井的原始地层压力；
地层压力变化确定模块24：用于基于获取的不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，利用地层压力确定模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；
油嘴尺寸确定模块25：用于基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度。
进一步，地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数；
例如，β＝0.34，C＝6.1，n＝3.8。
进一步，地层压力确定模型构建模块21包括：
第一获取子模块：用于获取目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
第一赋值子模块：用于对地层压力确定模型中的系数进行赋值；其中，所述地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数；
裂缝线性流拟合产能确定子模块：用于利用系数赋值后的地层压力确定模型，基于目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据，确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能；
赋值判断子模块：用于利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
地层压力确定模型确定子模块：用于若地层压力确定模型中的系数的赋值合适，则确定此时系数赋值后的地层压力确定模型即为适用于目标井的地层压力确定模型；
若地层压力确定模型中的系数的赋值不合适，则重新对地层压力确定模型中的系数进行赋值，并重复执行裂缝线性流拟合产能确定子模块、赋值判断子模块、地层压力确定模型确定子模块的功能；直至地层压力确定模型确定出适用于目标井的地层压力确定模型；
例如，β＝0.34，C＝6.1，n＝3.8；
更进一步，裂缝线性流拟合产能确定子模块基于下述公式确定裂缝线性流拟合产能：
式中，Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；Pr为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；k为地层渗透率，mD；h为井深，m；为地层孔隙度，％；μ为流体粘度，Pa·s；c为总压缩系数，1/MPa；rw为裂缝半长，m；s为表皮系数，无量纲；t为生产时间，h；T为地层温度，℃；
更进一步，赋值判断子模块利用下述方式实现判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适：
基于目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，利用下述公式确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与产量数据的误差：
式中，qg为产气量，m3/d；Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；τ为误差，％；
基于所述误差，利用误差收敛条件，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
例如，当误差＞10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值不合适；当误差≤10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值合适。
进一步，获取井底流压数据包括：
获取油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
基于油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力(即井口压力)，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度(即井口流体温度)，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度(油嘴后流体中气相密度)，Kg/m3；ρL为返排液密度(油嘴后流体中返排液密度)，Kg/m3；h为井深，m；g为重力梯度，取值9.8m/s2。
进一步，自喷页岩气试气工作制度的优化系统进一步包括：
无阻流量确定模块26：用于基于确定的最优试气油嘴尺寸工作制度，利用最优试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，采用一点法确定该工作制度下的无阻流量；
更进一步，无阻流量基于下述公式确定：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；QAOF为无阻流量，m3/d；α为系数，是一点法经验参数(可以基于油田生产井眼赋值)；
再进一步，α取值与地层压力确定模型中系数β的取值相同。
再例如，α取值0.34。
进一步，油嘴尺寸确定模块25通过下述方式实现确定最优试气油嘴尺寸工作制度：
基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定出地层压力波动不超过额定压力波动阈值的最大试气油嘴尺寸作为最优试气油嘴尺寸工作制度；
更进一步，额定压力波动阈值不超过10％；
例如，额定压力波动阈值为10％。
实施例1
本实施例提供了一种自喷页岩气试气工作制度的优化方法
本实施例以吉梨页油1井试气工作制度为例，进一步对本发明提供的自喷页岩气试气工作制度的优化方法进行解释；具体的，如图3所示，本实施例提供的优化方法包括：
1、获取吉梨页油1井试气数据、地层及气井基础数据
试气数据包括试气流程、不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及油嘴前后压力和温度、气相密度和返排液密度等；
地层及气井基础数据包括井深、地层孔隙度、流体粘度、总压缩系数、裂缝半长、地层渗透率、原始地层压力等。
试气流程如下：
(1)钻塞前小油嘴放喷地层闭合阶段：从2020年10月3日开始第五压裂段2mm油嘴放喷，目的是让主力压裂段裂缝闭合，能量置换。
(2)钻塞后稳定放喷能量聚集阶段：从2020年10月6日全井段2mm油嘴放喷，小油嘴尺寸逐级递增，分别使用2mm油嘴、3mm油嘴和4mm油嘴放喷至10月16日，在此期间，累积出液482方，返排率6％。
(3)见气后控制压差产能突破阶段：从10月16日8：00换5mm油嘴，产气量逐渐增大，现场利用井口水气流量和油嘴前后压力温度数据，估算井底流压。利用裂缝线性流指数模型估算地层压力变化。进而实时控制压差，逐级增大油嘴尺寸，油嘴更换尺寸为5mm、6mm、7mm、8mm、10mm和12mm，进行合理试气定产，截至10月29日，获得12mm稳定日产46820方，返排率21.7％。
(4)关井测压恢能量恢复阶段：从10月29日开始，关井测压力恢复，至11月23日，地层压力波动稳定，共关井564小时，关井前流压11.92MPa，恢复末点压力28.38MPa，恢复压差16.46MPa，关井最后24h压力变化量0.03MPa/d，压力恢复稳定(压力恢复曲线如图5所示)。
(5)开井放喷求取稳定高产阶段：2020年11月23-25日，开井放喷进行试气求产，开井压力21MPa。先用8mm油嘴放井筒压缩气体，待出液出气量稳定后换15mm放喷求产，求产期间累计出液175.32m3，最终确定15mm油嘴稳定日产气7.6万方。
数据如图4A、表1所示：
表1
2、确定井底流压
基于油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定井底流压数据：
/>
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力(即井口压力)，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度(即井口流体温度)，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度(油嘴后流体中气相密度)，Kg/m3；ρL为返排液密度(油嘴后流体中返排液密度)，Kg/m3；h为井深，m；g为重力梯度，取值9.8m/s2；
利用图4A中数据计算不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间对应的井底流压数据，结果如图4B所示。
3、对地层压力确定模型中的系数进行赋值
对地层压力确定模型中的系数进行赋值；其中，所述地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数。
4、确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能
利用系数赋值后的地层压力确定模型，基于图4A、图4B中目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据，确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能；其中，裂缝线性流拟合产能基于下述公式进行确定：
式中，Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；Pr为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；k为地层渗透率，mD；h为井深，m；为地层孔隙度，％；μ为流体粘度，Pa·s；c为总压缩系数，1/MPa；rw为裂缝半长，m；s为表皮系数，无量纲；t为生产时间，h；T为地层温度，℃。
5、确定裂缝线性流拟合产能与产量数据的误差，并利用误差收敛条件，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
若地层压力确定模型中的系数的赋值合适，则执行步骤6；
若地层压力确定模型中的系数的赋值不合适，则重新对地层压力确定模型中的系数进行赋值，并重复步骤3-5直至地层压力确定模型中的系数的赋值合适；
具体而言，确定裂缝线性流拟合产能与产量数据的误差，并利用误差收敛条件，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适包括：
基于目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，利用下述公式确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与产量数据的误差：
式中，qg为产气量，m3/d；Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；τ为误差，％；
基于所述误差，利用误差收敛条件，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适：当误差＞10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值不合适；当误差≤10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值合适。
最终确定得到的β＝0.34，C＝6.1，n＝3.8。
6、确定此时系数赋值后的地层压力确定模型即为适用于目标井的地层压力确定模型。
7、确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化
基于吉梨页油1井试气数据中不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据(如图4A所示)以及井底流压数据(如图4B所示)、目标井的原始地层压力(如表1所示)，利用步骤6确定的适用于目标井的地层压力确定模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；结果如图4B所示。
8、确定最优试气油嘴尺寸工作制度
基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定出地层压力波动不超过额定压力波动阈值的最大试气油嘴尺寸作为最优试气油嘴尺寸工作制度；其中，额定压力波动阈值为10％。
根据实时计算结果，从地层压力趋势线看，2020年10月20日地层能量演化先拐点出现，地层压力接近原始地层压力，说明裂缝稳定闭合。至此开始，地层能量进入指数趋势平稳段。前后测取了4个制度下的地层压力计算数据，产量相对稳定，但地层压力基本上呈线性下降趋势(见表2、图4B)。
表2
由表2可知，8mm、12mm、15mm三个制度地层压力下降速度比较快，而产量提升有限，气井产能不能有效发挥。以上四个制度基本上不能满足稳定试井条件，无法获得理想的二项式及指数式产能方程，故以地层压力相对稳定的6mm制度。
9、确定无阻流量
基于确定的最优试气油嘴尺寸工作制度，利用最优试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，采用一点法确定该工作制度下的无阻流量；其中，无阻流量基于下述公式确定：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；QAOF为无阻流量，m3/d；α为系数，此处取0.34。
利用一点法计算该井无阻流量为233028m3/d，见表3。
表3
| 计算方法 | Pr | Pwf | qg/QAOF |
| 陈元千一点法 | 28.38 | 27.38 | 17037 |
注：Q总为水产量折算成气产量后的总产量。
验证例1
本验证例用以验证实施例1结果的准确性
为了验证实施例1结果的准确性，在6mm和8mm油嘴工作制度下用钢丝下放存储式压力计，测得井底流压，如图6所示，利用霍纳曲线外推法，外推8mm油嘴放喷时地层压力28.6MPa，与实施例1中实时计算的结果(平均28.5MPa，图4B)吻合，说明本发明技术方案中确定的地层压力计算结果可靠。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，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 (7)
1.一种自喷页岩气试气工作制度的优化方法，其中，该方法包括：
构建适用于目标井的地层压力确定模型，所述地层压力确定模型为地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型；
在压裂返排试气初期，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
获取目标井的原始地层压力；
基于获取的不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，利用地层压力确定模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；
基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度；
其中，所述地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数；
其中，构建适用于目标井的地层压力确定模型包括：
1)、获取目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
2)、对地层压力确定模型中的系数进行赋值；
3)、利用系数赋值后的地层压力确定模型，基于目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据，确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能；
4)、利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
5)、若地层压力确定模型中的系数的赋值合适，则确定此时系数赋值后的地层压力确定模型即为适用于目标井的地层压力确定模型；
若地层压力确定模型中的系数的赋值不合适，则重新对地层压力确定模型中的系数进行赋值，并重复步骤3)-5)直至地层压力确定模型中的系数的赋值合适；
其中，裂缝线性流拟合产能基于下述公式进行确定：
式中，Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；Pr为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；k为地层渗透率，mD；h为井深，m；为地层孔隙度，％；μ为流体粘度，Pa·s；c为总压缩系数，1/MPa；rw为裂缝半长，m；s为表皮系数，无量纲；t为生产时间，h；T为地层温度，℃。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，
利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适包括：
基于目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，利用下述公式确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与产量数据的误差：
式中，qg为产气量，m3/d；Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；τ为误差，％；
基于所述误差，利用误差收敛条件，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，
当误差>10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值不合适；
当误差≤10％时，则认为地层压力确定模型中的系数的赋值合适。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，获取井底流压数据包括：
获取油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
基于油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度，Kg/m3；ρL为返排液密度，Kg/m3；h为井深，m。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，该方法还包括：基于确定的最优试气油嘴尺寸工作制度，利用最优试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，采用一点法确定该工作制度下的无阻流量。
6.一种自喷页岩气试气工作制度的优化系统，其中，该系统包括：
地层压力确定模型构建模块：用于构建适用于目标井的地层压力确定模型，所述地层压力确定模型为地层压力关于产气量、原始地层压力、井底流压的计算模型；
生产数据获取模块：用于在压裂返排试气初期，获取不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
地层参数获取模块：用于获取目标井的原始地层压力；
地层压力变化确定模块：用于基于获取的不同试气油嘴尺寸工作制度下不同生产时间的产量数据以及井底流压数据、目标井的原始地层压力，利用地层压力确定模型，确定各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化；
油嘴尺寸确定模块：用于基于各试气油嘴尺寸工作制度下的地层压力变化，确定最优试气油嘴尺寸工作制度；
其中，所述地层压力确定模型构建模块包括：
第一获取子模块：用于获取目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据；
第一赋值子模块：用于对地层压力确定模型中的系数进行赋值；其中，所述地层压力确定模型为：
式中，Pr为地层压力，MPa；Pir为原始地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；qg为产气量，m3/d；β、C、n为系数；
裂缝线性流拟合产能确定子模块：用于利用系数赋值后的地层压力确定模型，基于目标井不同生产时间的产量数据以及井底流压数据，确定目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能；其中，裂缝线性流拟合产能基于下述公式进行确定：
式中，Qf为裂缝线性流拟合产能，m3/d；Pr为地层压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；k为地层渗透率，mD；h为井深，m；为地层孔隙度，％；μ为流体粘度，Pa·s；c为总压缩系数，1/MPa；rw为裂缝半长，m；s为表皮系数，无量纲；t为生产时间，h；T为地层温度，℃；
赋值判断子模块：用于利用目标井不同生产时间的裂缝线性流拟合产能与目标不同生产时间的产量数据，判断地层压力确定模型中的系数的赋值是否合适；
地层压力确定模型确定子模块：用于若地层压力确定模型中的系数的赋值合适，则确定此时系数赋值后的地层压力确定模型即为适用于目标井的地层压力确定模型；
若地层压力确定模型中的系数的赋值不合适，则重新对地层压力确定模型中的系数进行赋值，并重复执行裂缝线性流拟合产能确定子模块、赋值判断子模块、地层压力确定模型确定子模块的功能；直至地层压力确定模型确定出适用于目标井的地层压力确定模型。
7.根据权利要求6所述的系统，其中，
获取井底流压数据包括：
获取油嘴前后压力和温度；
获取流体参数包括实测气相密度和返排液密度；
获取井深；
基于油嘴前后压力和温度、实测气相密度和返排液密度、井深，利用下述公式确定井底流压数据：
式中，Pwf为井底流压，MPa；P1为油嘴前流体压力，MPa；P2为油嘴后流体压力，MPa；T1为油嘴前流体温度，℃；T2为油嘴后气流温度，℃；ρg为气相密度，Kg/m3；ρL为返排液密度，Kg/m3；h为井深，m；g为重力梯度，取值9.8m/s2。
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