CN113882850B - 气藏动态储量预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种气藏动态储量预测方法，该气藏动态储量预测方法包括：获取气藏的储层物性参数和生产动态数据；计算天然气在水中的溶解系数和基质收缩系数；根据储层物性参数、生产动态数据、溶解系数以及基质收缩系数确定不同时间的散点的横坐标值和纵坐标值；将多个散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量。本发明提出了一种考虑游离气、吸附气和溶解气三种赋存方式的气藏动态储量预测方法；考虑了生产过程中储层参数的动态变化对储量计算的影响，包括应力敏感效应、基质收缩效应、水侵量、气体状态方程和气体偏差系数等多种因素，提高了气藏储量计算的准确性，计算方式简单方便。

Description

气藏动态储量预测方法

技术领域

本发明属于气藏开发技术领域，尤其涉及一种气藏动态储量预测方法。

背景技术

估算气藏储量的常用方法主要包括：物质平衡方法、试井法、容积法和经验算法。容积法的准确性与地质资料的准确性息息相关，随着地质资料的丰富，容积法精确度越来越高，但是地质资料的获取一般较复杂。试井法一般需要关井试井，操作复杂，影响生产，受到多种因素影响，可靠性不高。经验算法，一般是经过气藏经过长期的开发，总结出的经验公式，准确性无法保证。物质平衡法由于涉及的储层及流体物性参数少，采用了易获得且较可靠的生产动态数据，而被广泛使用于估算气藏储量。并且，随着勘探技术的提高，以页岩气和煤层气为首的非常规气藏变得越来越重要。吸附性气藏储量计算仍没有较为成熟的技术手段。

发明内容

针对现有技术的上述缺陷或不足，本发明提供了一种气藏动态储量预测方法，以解决目前估算气藏储量的预测准确性不高且操作复杂的技术问题。

为了实现上述目的，本发明提供一种气藏动态储量预测方法，所述气藏动态储量预测方法包括：

获取气藏的储层物性参数和生产动态数据；

计算天然气在水中的溶解系数和基质收缩系数；

根据所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述溶解系数以及所述基质收缩系数确定不同时间的散点的横坐标值和纵坐标值；

将多个所述散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量。

在本发明的实施例中，所述将多个所述散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量的步骤包括：

整理多个所述散点的横坐标值和纵坐标值，拟合得到线性趋势线；

获取所述线性趋势线的斜率和Y轴截距值；

根据所述斜率和所述Y轴截距值预测气藏的原始天然气储量。

在本发明的实施例中，所述溶解系数通过如下公式计算得到：

其中，c_s为天然气在水中的溶解系数；H为不同温度下所对应的亨利系数。

在本发明的实施例中，所述基质收缩系数通过如下公式计算得到：

其中，c_a为基质收缩系数；ν为泊松比；ε_max为基质收缩效应下最大应变量。

在本发明的实施例中，所述散点的横坐标值通过如下公式计算得到：

其中，X为散点的横坐标值；V_L为朗格缪尔体积；p_L为朗格缪尔压力；p_d为临界解吸压力；

为原始孔隙度；Z_sc为标准状况下天然气偏差系数，；T_sc为标准状况下温度；p_i为原始地层压力；p_sc为标准状况下压力；T为地层原始温度；Z_i为原始地层压力下天然气的偏差系数；

为平均地层压力；

为平均地层压力下天然气的偏差系数；S_wi为气藏原始含水饱和度；c_p为孔隙体积压缩系数；c_w为地层水压缩系数；c_s为天然气在水中的溶解系数；c_a为基质收缩系数。

在本发明的实施例中，所述散点的纵坐标值通过如下公式计算得到：

其中，Y为散点的纵坐标值；G_p为气藏或气井累产气量；W_p为气藏或气井累产水；W_e为水侵量；Z_sc为标准状况下天然气偏差系数；T_sc为标准状况下温度；p_sc为标准状况下压力；T为地层原始温度；

为平均地层压力；

为平均地层压力下天然气的偏差系数；c_s为天然气在水中的溶解系数；B_w为地层水体积系数。

在本发明的实施例中，所述气藏的原始天然气包括原始吸附气、原始游离气以及原始溶解气。

在本发明的实施例中，所述气藏的原始天然气储量通过如下公式计算得到：

G_gi＝G_ai+G_fi+G_si

其中：

G_fi＝b

G_si＝mφ_iS_wip_ic_s

其中，G_gi为气藏的原始天然气储量；G_ai为原始吸附气储量；G_fi为气藏的原始游离气储量；G_si为气藏的原始溶解气量；m为线性趋势线斜率；b为线性趋势线的Y轴截距值。

在本发明的实施例中，还提出一种气藏动态储量预测装置，所述气藏动态储量预测装置包括：

获取模块，用于获取气藏的储层物性参数和气藏生产动态数据；

计算模块，用于计算天然气在水中的溶解系数和基质收缩系数；

确定模块，与所述获取模块和所述计算模块均通讯连接，并用于根据所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述溶解系数以及所述基质收缩系数确定散点的横坐标值和纵坐标值；

预测模块，用于将所述散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量。

在本发明的实施例中，所述预测模块包括：

第一子确定模块，用于整理多个所述散点的横坐标值和纵坐标值，拟合得到线性趋势线；

第一子获取模块，用于获取所述线性趋势线的斜率和Y轴截距值；

第一子预测模块，用于根据所述斜率和所述Y轴截距值预测气藏的原始天然气储量。

通过上述技术方案，本发明实施例所提供的气藏动态储量预测方法具有如下的有益效果：

在计算气藏动态储量时，首先获取气藏的储层物性参数和生产动态数据，然后计算天然气在水中的溶解系数和基质收缩系数，并根据储层物性参数、生产动态数据、溶解系数以及基质收缩系数确定不同时间的散点的横坐标值和纵坐标值；最后将不同时间的多个散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量。该计算方法考虑了生产过程中储层参数的动态变化对储量计算的影响，准确性更高；且采用线性拟合的方式计算气藏游离气、吸附气和溶解气的储量，与传统的计算方式相比，更加简单方便。

本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明的理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是根据本发明一实施例气藏动态储量预测方法的流程示意图；

图2是根据本发明第一实施例中页岩气藏的X-Y散点图及线性拟合结果；

图3是根据本发明第二实施例中煤层气藏的X-Y散点图及线性拟合结果；

图4是本发明中气藏动态储量预测装置的结构模块连接示意图。

附图标记说明

标号	名称	标号	名称
				100	获取模块	300	确定模块
200	计算模块	400	预测模块

具体实施方式

以下结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。

下面参考附图描述根据本发明的气藏动态储量预测方法。

参见图1，在本发明的实施例中，提供一种气藏动态储量预测方法，该气藏动态储量预测方法包括：

步骤S10：获取气藏的储层物性参数和生产动态数据；

在本实施例中通过查表或现有技术常规的计算方式来获取储层的基本物性参数，如表1所示。

表1相关储层物性参数空白表

在获取储层的基本物性参数后，整理气藏或气井生产动态数据收集空白表如表2所示。其中，应用Dranchuk-Abou-Kassem方法，根据天然气相对密度和储层温度，可得到任一地层压力下的气体平均偏差系数。

表2相关储层生产动态数据空白表

步骤S20：计算天然气在水中的溶解系数和基质收缩系数；

步骤S30：根据储层物性参数、生产动态数据、溶解系数以及基质收缩系数确定不同时间的散点的横坐标值和纵坐标值；

在实际计算过程中，只需要全生产过程中某几个时间点的生产动态数据即可。再根据储层物性参数、溶解系数以及基质收缩系数，可在每个时间点计算得到一个散点的横坐标值和纵坐标值，最终可以获取多个散点的数值。

步骤S40：将多个散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量。

本发明提出了一种考虑游离气、吸附气和溶解气三种赋存方式的煤层气页岩气动态储量计算方法。考虑了生产过程中储层参数的动态变化对储量计算的影响，包括应力敏感效应、基质收缩效应、水侵量、气体状态方程和气体偏差系数等多种因素。并且，本方法不仅适用于单井控制储量计算，还适用于有多口生产井的页岩气藏和煤层气藏的储量计算。

在本发明的实施例中，将多个散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量的步骤包括：

步骤S41：整理多个散点的横坐标值和纵坐标值，拟合得到线性趋势线；

步骤S42：获取线性趋势线的斜率和Y轴截距值；

步骤S43：根据斜率和Y轴截距值预测气藏的原始天然气储量。

本发明采用线性拟合的方式，根据线性趋势线的斜率和Y轴截距计算气藏游离气、吸附气和溶解气的储量，与传统的计算方式相比，更加简单方便、实用。

在本发明的实施例中，若需要计算储层溶解气储量，又无法直接获得天然气在水中的溶解系数c_s，可选择运用公式(1)进行计算，溶解系数通过如下公式计算得到：

其中，式中，c_s为天然气在水中的溶解系数，MPa^-1；H为亨利系数，MPa，取值见表3。

表3甲烷亨利系数表

在本发明的实施例中，若储层基质收缩效应明显，需要获得基质收缩系数c_a时，可选择运用公式(2)进行计算，具体地，基质收缩系数c_a可以通过如下公式计算得到：

其中，c_a为基质收缩系数，无因次；ν为泊松比，小数；ε_max为基质收缩效应下最大应变量，无因次。

在本发明的实施例中，将整理好的气藏的储层物性参数和生产动态数据带入公式(3)以计算每个日期对应的横坐标值X，具体地，散点的横坐标值通过如下公式计算得到：

其中，式中，V_L为朗格缪尔体积，m³/m³；p_L为朗格缪尔压力，MPa；p_d为临界解吸压力，MPa；

为原始孔隙度，小数；Z_sc为标准状况下天然气偏差系数，无因次，取值为1；T_sc为标准状况下温度，K；p_i为原始地层压力，MPa；p_sc为标准状况下压力，MPa；T为地层原始温度，K；Z_i为原始地层压力下天然气的偏差系数，无因次；

为平均地层压力，MPa；

为平均地层压力下天然气的偏差系数，无因次；S_wi为气藏原始含水饱和度，小数；c_p为孔隙体积压缩系数，MPa^-1；c_w为地层水压缩系数，MPa^-1；c_s为天然气在水中的溶解系数，MPa^-1；c_a为基质收缩系数，无因次。

在本发明的实施例中，将整理好的储层物性参数和生产动态数据带入公式(4)计算每个日期对应的纵坐标值Y，具体地，散点的纵坐标值通过如下公式计算得到：

其中，式中，G_p为气藏或气井累产气量，10⁸m³；W_p为气藏或气井累产水，10⁸m³；W_e为水侵量，10⁸m³；Z_sc为标准状况下天然气偏差系数，无因次，取值为1；T_sc为标准状况下温度，K；p_sc为标准状况下压力，MPa；T为地层原始温度，K；

为平均地层压力，MPa；

为平均地层压力下天然气的偏差系数，无因次；c_s为天然气在水中的溶解系数，MPa^-1；B_w为地层水体积系数，m³/sm³，整理X-Y的计算结果，具体的空白表见表4最后两列。

表4相关储层生产动态数据收集空白表

在本发明的实施例中，气藏的原始天然气储量通过如下公式计算得到：

将X-Y的计算数值绘制成散点图，采用线性拟合，得到的线性趋势线的斜率值m和Y轴截距值b。

将拟合得到的线性趋势线斜率m代入公式(5)，计算原始吸附气储量：

式中，G_ai为原始吸附气储量，10⁸m³；m为线性趋势线斜率，10⁸m³。

拟合得到的线性趋势线Y轴截距值b即为原始游离气储量的数值，如公式(6)：

G_fi＝b   (6)

式中，G_fi为原始游离气储量，10⁸m³；b为线性趋势线Y轴截距，10⁸m³。

将拟合得到的线性趋势线斜率m代入公式(7)，计算原始溶解气储量：

G_si＝mφ_iS_wip_ic_s   (7)

式中，G_si为原始溶解气量，10⁸m³；m为线性趋势线斜率，10⁸m³。

应用公式(8)计算气藏原始天然气储量：

G_gi＝G_ai+G_fi+G_si   (8)

式中，G_gi为气藏原始天然气储量，10⁸m³。

本方法不仅适用于单井控制储量计算，还适用于有多口生产井的页岩气藏和煤层气藏的储量计算。

如下以页岩气藏和煤气层为例进行进一步说明本发明的实施方式。

第一实施例：计算页岩气藏的储量

页岩气赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气，是连续生成的生物化学成因气、热成因气或二者的混合，可以游离态存在于天然裂缝和孔隙中，以吸附态存在于干酪根、黏土颗粒表面，还有极少量以溶解状态储存于干酪根和沥青质中，游离气比例一般在20％～85％。

(1)统计储层基本参数：统计页岩气藏相关储层物性参数，结果如表所示。

表5页岩气藏的储层物性参数

(2)整理生产动态数据：页岩气藏共有5口水平井，整理该气藏累产水、累产气、平均地层压力和气体平均偏差系数的生产动态数据，结果如表6所示。该气藏没有水侵，W_e值恒为0。

表6页岩气藏的生产动态数据

(3)计算天然气在水中的溶解系数c_s和基质收缩系数c_a：页岩气藏的天然气在水中的溶解系数c_s和基质收缩系数c_a取值均为0。

(4)计算X和Y：将整理好的页岩气藏的储层物性参数和生产动态数据带入公式(3)计算每个日期对应的X。

将整理好的页岩气藏储层物性参数和生产动态数据带入公式(4)计算每个日期对应的Y。

整理X-Y的计算结果，见表7最后两列。

表7页岩气藏的X-Y计算结果

(4)计算气藏储量：将X-Y的计算数值绘制成散点图，采用线性拟合，得到如图2所示的线性趋势线，斜率值m等于0.8790577和Y轴截距值b等于7.906368。

将拟合得到的线性趋势线斜率m代入公式(5)，计算得到，页岩气藏的原始吸附气储量为7.147251(10⁸m³)。

拟合得到的线性趋势线Y轴截距值b即为页岩气藏原始游离气储量，为7.906368(10⁸m³)。

由于天然气在水中的溶解系数c_s为0MPa^-1，页岩气藏原始溶解气储量为0(10⁸m³)。

最后应用公式(8)计算可知，页岩气藏原始天然气储量结果为15.053629(10⁸m³)。

第二实施例：计算煤气层气藏的储量

根据某煤层气井相关参数和生产动态数据，进行储量计算。

煤层气是与煤伴生、共生的气体资源，指储存在煤层中的烃类气体，以甲烷为主要成分，属于非常规天然气。煤层气以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源。因此煤气层也具有强吸附性。

(1)统计储层基本参数：统计煤层气井相关储层物性参数，结果如表8所示。

表8煤层气井相关储层物性参数

(2)整理生产动态数据：整理煤层气井累产水、累产气、平均地层压力和气体平均偏差系数的生产动态数据，结果如表9所示。该井没有水侵，W_e恒为0。

表9煤层气井相关生产动态数据

(3)计算天然气在水中的溶解系数c_s和基质收缩系数c_a

查表3和表8得到井W对应亨利系数H取4180MPa，代入公式(1)进行计算，天然气在水中的溶解系数c_s等于0.297713982MPa^-1。

将表中相关数据代入公式(2)进行计算，基质收缩系数c_a等于0.013125。

(4)计算X和Y

将整理好的储层物性参数和生产动态数据带入公式(3)计算每个日期对应的X。

将整理好的储层物性参数和生产动态数据带入公式(4)计算每个日期对应的Y。

整理X-Y的计算结果，见表10最后两列。

表10煤层气井的X-Y计算结果

(5)计算气藏储量

将X-Y的计算数值绘制成散点图，采用线性拟合，得到如图3所示线性趋势线，斜率值m等于0.007065338和Y轴截距值b等于0.001103182。

原始吸附气储量：将拟合得到的线性趋势线斜率m代入公式(5)，计算得到煤层气井所控制的原始吸附气储量为0.07337082(10⁸m³)。

原始游离气储量：拟合得到的线性趋势线Y轴截距值b即为煤层气井所控制的原始游离气储量为0.00110318(10⁸m³)。

原始溶解气储量：将拟合得到的线性趋势线斜率m代入公式(7)，计算得到煤层气井所控制的原始溶解气储量为0.00057407(10⁸m³)。

最后应用公式(8)计算可知，煤层气井所控制的原始天然气储量结果为0.07504807(10⁸m³)。

在本发明的实施例中，如图4所示，还提出一种气藏动态储量预测装置，气藏动态储量预测装置包括以下结构模块：

获取模块100，用于获取气藏的储层物性参数和气藏生产动态数据；

计算模块200，用于计算天然气在水中的溶解系数和基质收缩系数；

确定模块300，与获取模块100和计算模块200均通讯连接，获取模块100获取到的气藏的储层物性参数和气藏生产动态数据以及计算模块200计算得到的溶解系数和基质收缩系数均发送给确定模块300，确定模块300用于根据储层物性参数、生产动态数据、溶解系数以及基质收缩系数确定散点的横坐标值和纵坐标值；

预测模块400，用于将散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测气藏的原始天然气储量。

在一些实施例中，预测模块400还包括：

第一子确定模块，用于整理多个散点的横坐标值和纵坐标值，拟合得到线性趋势线；

第一子获取模块，用于获取线性趋势线的斜率和Y轴截距值；

第一子预测模块，用于根据斜率和Y轴截距值预测气藏的原始天然气储量。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接或彼此可通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。

尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (5)

1.一种气藏动态储量预测方法，其特征在于，所述气藏动态储量预测方法包括：

获取气藏的储层物性参数和生产动态数据；

计算天然气在水中的溶解系数和基质收缩系数；

根据所述储层物性参数、所述生产动态数据、所述溶解系数以及所述基质收缩系数确定不同时间的散点的横坐标值和纵坐标值；

将多个所述散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测所述气藏的原始天然气储量；

其中，所述散点的横坐标值通过如下公式计算得到：

其中，X为散点的横坐标值；V_L为朗格缪尔体积；p_L为朗格缪尔压力；p_d为临界解吸压力；

为原始孔隙度；Z_sc为标准状况下天然气偏差系数；T_sc为标准状况下温度；p_i为原始地层压力；p_sc为标准状况下压力；T为地层原始温度；Z_i为原始地层压力下天然气的偏差系数；

为平均地层压力；

为平均地层压力下天然气的偏差系数；S_wi为气藏原始含水饱和度；c_p为孔隙体积压缩系数；c_w为地层水压缩系数；c_s为天然气在水中的溶解系数；c_a为基质收缩系数；

所述散点的纵坐标值通过如下公式计算得到：

其中，Y为散点的纵坐标值；G_p为气藏或气井累产气量；W_p为气藏或气井累产水；W_e为水侵量；Z_sc为标准状况下天然气偏差系数；T_sc为标准状况下温度；p_sc为标准状况下压力；T为地层原始温度；

为平均地层压力；

为平均地层压力下天然气的偏差系数；c_s为天然气在水中的溶解系数；B_w为地层水体积系数；

所述气藏的原始天然气储量通过如下公式计算得到：

G_gi＝G_ai+G_fi+G_si

其中：

G_fi＝b

G_si＝mφ_iS_wip_ic_s

其中，G_gi为气藏的原始天然气储量；G_ai为原始吸附气储量；G_fi为气藏的原始游离气储量；G_si为气藏的原始溶解气量；m为线性趋势线斜率；b为线性趋势线的Y轴截距值。

2.如权利要求1所述的气藏动态储量预测方法，其特征在于，所述将多个所述散点绘制成散点图，采用线性拟合并预测所述气藏的原始天然气储量的步骤包括：

整理多个所述散点的横坐标值和纵坐标值，拟合得到线性趋势线；

获取所述线性趋势线的斜率和Y轴截距值；

根据所述斜率和所述Y轴截距值预测气藏的原始天然气储量。

3.如权利要求2所述的气藏动态储量预测方法，其特征在于，所述溶解系数通过如下公式计算得到：

其中，c_s为天然气在水中的溶解系数；H为不同温度下所对应的亨利系数。

4.如权利要求3所述的气藏动态储量预测方法，其特征在于，所述基质收缩系数通过如下公式计算得到：

其中，c_a为基质收缩系数；ν为泊松比；ε_max为基质收缩效应下最大应变量。

5.如权利要求3所述的气藏动态储量预测方法，其特征在于，所述气藏的原始天然气包括原始吸附气、原始游离气以及原始溶解气。

Images