CN114427432B - 一种气藏剩余气开发潜力确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种气藏剩余气开发潜力确定方法，涉及气藏开发领域，包括S1：建立气藏数值模拟模型、S2：确定目前气藏的静动态参数场、S3：确定影响剩余气开发的主要因素、S4：建立单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型、S5：建立气藏剩余气开采潜力指数预测模型等步骤。本发明建立了气藏剩余气开发潜力的指数预测模型，实现了气藏剩余气开发潜力的定量预测和评价；同时，通过对影响剩余气开发潜力的影响因素的筛选，确定并建立了每一主控因素对剩余气开发潜力的关系式，明确了各个影响因素对剩余气开发潜力的影响程度，为气藏开发中后期提高采收率提供更加清晰的思路和方向。

Description

一种气藏剩余气开发潜力确定方法

技术领域

本发明涉及气藏开发技术领域，特别涉及一种气藏剩余气开发潜力确定方法。

背景技术

致密砂岩气是重要的非常规天然气资源，具有巨大的开发潜力，是目前勘探开发的重点领域之一。致密砂岩气藏具有较强的非均质性，加之开发对策的影响，开发中后期地层压降快慢不一，控制储量采出程度差异较大，造成局部剩余气富集。如何确定剩余气分布是致密砂岩气藏在中后期通过加密调整来提高储量控制动用程度、增加气藏产量的基础和关键。

国内外研究认为致密砂岩气藏剩余气的分布主要受局部构造、沉积特征、储层各项异性、开采方式等多种因素共同控制。目前评价致密砂岩气藏剩余气分布的方法主要包括地质评价、动态监测、气藏工程及数值模拟等方法。上述方法中数值模拟法可有效考虑气藏地质特征、储层非均质性、开采井网等对储量控制动用情况以及不同工艺的影响，是目前评价剩余气分布最直接、也是应用最广的方法，但利用数值模拟方法确定致密砂岩气藏中剩余气的分布仍存在如下问题。一方面，数值模拟方法可计算得到特定时刻气藏各层的动态参数场分布，包括地层压力、含气饱和度、剩余储量丰度等，物性较差或含水较高的区域往往因动用程度低而具有较高的地层压力，而物性较好的区域容易受临井生产影响，地层压力会有一定程度的降低，说明剩余气分布是由多个参数共同决定的，但目前缺乏有效的剩余气分布评价参数的优选方法。另一方面，目前剩余气潜力的评价还缺乏定量化的评价手段。

发明内容

本申请的目的在于克服现有技术中所存在的上述不足，提供一种气藏剩余气开发潜力确定方法，实现气藏剩余气开发潜力的定量确定。

为了实现上述发明目的，本申请提供了以下技术方案：一种气藏剩余气开发潜力确定方法，包括以下步骤：

获取气藏地层参数、气井参数、生产数据和气藏物性参数，建立气藏数值模拟模型；

根据岩气藏数值模拟模型得到气藏当前状态下的静动态参数场；

筛选已有的加密井，并通过所述气藏数值模拟模型分别预测所述加密井的单井可采储量，建立单井可采储量与所述静动态参数场相关性图版；

根据所述单井可采储量与单井控制范围内的静动态参数场相关性图版确定气井剩余气开发的主控因素；

根据所述主控因素，采用多元回归方法建立单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型；

根据所述单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型建立气藏剩余气开采潜力指数预测模型；

根据所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型获得单井剩余气开发潜力指数。

所述气藏数值模拟模型为三维网格模型，包括三维网格系统和网格参数场。所述气藏数值模拟模型的三维网格系统和网络参数场均由三维地质模型提供。

进一步地，所述地层参数包括气藏顶面深度、砂体厚度、储层有效厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、含水饱和度、传导率。所述地层参数可通过气藏三维地质模型直接导出获得；所述气藏物性参数也可以通过气藏三维地质模型直接导出获得。所述气藏物性参数包括地层水粘度、地层水压缩系数、地层水体积系数、气体体积系数、气藏温度、原始地层压力等。所述气藏三维地质模型为三维网格模型；为降低计算量，可先将气藏三维地质模型进行网格粗话，再导出数据，建立气藏数值模拟模型。

进一步地，所述加密井的筛选标准为：加密前加密井所在井区的地层压力较该井区的原始地层压力的下降幅度≥10％，便于分析地层压力对单井可采储量的影响；加密井测试无阻流量≥2万方/天、预测经济可采储量≥1400万方，排除受工程因素影响的低产量气井。

进一步地，根据生产历史数据修正所述气藏数值模拟模型，提高气藏数值模拟模型的可靠性，并根据修改后的气藏数值模拟模型获得气藏当前状态下的静动态参数场，使其获得的气藏当前状态下的静动态参数场更符合气藏的实际状况。

所述生产历史数据包括气藏钻完井数据、气井生产数据和动态监测数据。其中，所述气藏钻完井数据包括完井和井下措施数据(压裂、补孔调层等)；所述气井生产数据包括投产日期、日产气、日产水及井口压力数据等；所述动态监测数据包括实测静压、流压及压力恢复试井数据及相关解释结果等。

进一步地，所述气藏数值模拟模型的修正步骤包括：通过所述气藏数值模拟模型预测气井的生产数据；并与气井的实际生产数据进行对比，确定是否修正；若二者相差＞10％，则通过修改所述气藏数值模拟模型的建立时选用的所述地层参数和/或所述气藏物性参数；若二者相差≤10％，则认为所述气藏数值模拟模型预测结果与实际生产数据相吻合。

所述气藏数值模拟模型预测气井的生产数据与实际生产数据进行对比的方法为生产历史数据拟合，其具体方法可以为：以单井和全目标区域内气井的产水量、井口压力、关井压力、气藏储量、气井累积产量等作为拟合数据，其拟合时间段为气藏投产时间至目前；将通过拟合气藏数值模拟模型计算得到的数据与实际生产历史数据进行比较。

实际气藏储量以地质研究所计算的气藏地质储量以及分层地质储量为准。优选地，所述气藏储量拟合数据与实际气藏储量相差≤5％。

所述气藏数值模拟模型修正时，可采用以下原则进行调整：(1)储层渗透率、表皮系数、传导率优先调整，其调整幅度不＞±200％；(2)储层孔隙度、有效厚度、初始含气饱和度，次要调整，其调整幅度不＞±10％；(3)气相渗透曲线和曲线渗透曲线的端点、地层中流体相态，根据气藏及单井的产液情况进行调整，其端点调整幅度不＞±10％。

进一步地，所述单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型具体为：

g＝b+k₁·x₁+k₂·x₂+……+k_n·x_n (1)

式中：g—单井经济可采储量；

b—常数项；

x_i—剩余气开发潜力主控因素，i＝1,2,…n；

k_i—线性回归系数，i＝1,2,…n。

进一步地，所述剩余气主控因素确认步骤为：根据所述单井可采储量与所述静动态参数场相关性图版，线性拟合每一剩余气开发的影响因素的数据与所述单井可采储量，得到拟合函数和拟合函数的相关性系数R²；当R²＞0.4，则将该剩余气开发的影响因素作为剩余气主控因素；若R²≤0.4，则将该剩余气开发的影响因素忽略。

进一步地，所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型建立时引入各剩余气主控因素的权重系数，所述权重系数通过各剩余气主控因素在一定范围内发生变化时对所述单井可采储量的影响幅度确定。

所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型为：

G＝(x_1D*ω₁+x_2D*ω₂+……+x_nD*ω_n)^^1/2 式(2)

式中：G——剩余气开采潜力指数，小数；

x_iD——无因次剩余气开发潜力主控因素，i＝1,2,…n；

ω_i——主控因素对剩余气开发潜力的贡献系数，i＝1,2,…n。

式(2)中无因次剩余气开发潜力主控因素x_iD的表达式为：

x_iD＝x_i/x_max 式(3)

式中x_max——目标区主控因素x_i的最大值，该最大值由主控因素参数场统计得出。

进一步地，本申请公开的所述气藏剩余气开发潜力确定方法，还包括以下步骤：计算现有经济条件下的单井经济极限可采储量，并根据所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型，建立所述单井经济极限可采储量与气藏剩余气开采潜力指数的相关性版图；根据所述单井经济极限可采储量与气藏剩余气开采潜力指数的相关性版图，确定气井的气藏剩余气开采潜力指数下限，建立现有经济条件下目标区域范围内气井的可开发剩余气平面分布图。其中，所述目标区域范围是指预设的气层区域，即确定气藏剩余气开发潜力的气层区域。

所述现有经济条件下目标区域范围内气井的可开发剩余气平面分布图通过以下方法划定：根据气井当前状态下的静动态参数场，并结合气藏剩余气开采潜力指数预测模型，建立气藏的剩余气开采潜力指数分布场；在气藏的剩余气开采潜力指数分布场中，根据所述剩余气开采潜力指数下限，绘出剩余气开采潜力指数下限等值线，即可确定现有经济条件下目标区域范围内气井的可开发剩余气平面分布图。

进一步地，所述单井经济极限可采储量采用现金流量法计算。

进一步地，所述现金流量法为计算气井在评价期内t的财务净现值：

式中：FNPV—财务净现值，万元；

CI—现金流入量，万元；

CO—现金流出量，万元；

(CI－CO)_t—第t年的净现金流量，万元；

i_c—基准折现率，％；

t—项目评价期，年；

当上式计算的单井财务净现值＝0时，表明在现有经济技术条件下气井开发能够达到盈亏平衡，此时气井评价期内的累产即为单井经济极限可采储量。

与现有技术相比，本发明的具有以下有益效果：

本申请公开了一种气藏剩余气开发潜力确定方法，充分考虑了气藏地层的实际地质条件和开发特征，建立了气藏剩余气开发潜力的指数预测模型，实现了气藏剩余气开发潜力的定量预测和评价，克服了现有技术中难以定量评价剩余气分布及开发潜力的缺点；同时，本申请通过对影响剩余气开发潜力的影响因素的筛选，确定了剩余气开发主控因素，并建立了每一主控因素对剩余气开发潜力的关系式，明确了各个影响因素对剩余气开发潜力的影响程度，为气藏开发中后期提高采收率提供更加清晰的思路和方向。此外，本申请还引入了剩余气开采潜力指数下限和单井经济极限可采储量，并根据剩余气开采潜力指数下限和单井经济极限可采储量绘出剩余气开采潜力指数下限等值线，确定现有经济条件下目标区域范围内气井的可开发剩余气平面分布图，为气藏剩余气开发提供清晰、经济的参考数据。

附图说明

图1是本发明一些实施例中公开的气藏剩余气开发潜力确定方法的流程图；

图2是本发明一些实施例中储量丰度与单井经济可采储量相关性图；

图3是本发明一些实施例中渗透率与单井经济可采储量相关性图；

图4是本发明一些实施例中地层压力与单井经济可采储量相关性图；

图5是本发明一些实施例中孔隙度与单井经济可采储量相关性图；

图6是本发明一些实施例中含气饱和度与单井经济可采储量相关性图；

图7是本发明一些实施例中储层有效厚度与单井经济可采储量相关性图；

图8是本发明一些实施例中剩余气主控因素变化对单井可采储量相关性图；

图9是本发明一些实施例中剩余气开采潜力指数与单井可采储量相关性图；

图10是本发明一些实施例中剩余气开采潜力指数分布及加密井位示意图；

图11是本发明一些实施例中气藏数值模拟模型的网格模型示意图；

图12是本发明的图11的局部放大图；

图13是本发明一些实施例中气藏数值模拟模型的储层有效厚度参数场示意图；

图14是本发明一些实施例中气藏数值模拟模型的渗透率参数场示意图；

图15是本发明一些实施例中气藏数值模拟模型的孔隙度参数场示意图；

图16是本发明一些实施例中气藏数值模拟模型的地层压力参数场示意图；

图17是本发明一些实施例中气藏数值模拟模型的含气饱和度参数场示意图。

具体实施方式

下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。

需要说明的是，虽然本申请的背景技术中记载了致密砂岩气藏剩余气分布确定的相关现有技术，但本领域技术人员应该知道，本申请公开的气藏剩余气开发潜力确定方法也可以应用在其他地质构造的气藏，如：层状、块状、透镜体状致密砂岩气藏。

现有技术中气藏剩余气开发潜力的评价预测大多集中在定性评价上，并且对于气藏剩余气开发潜力的影响因素的讨论也仅限于定性讨论，对于各影响因素对气藏剩余气开发潜力的具体影响程度尚未出现明确的评价，因此气藏剩余气开发潜力的评价和预测难以直接应用到气藏开发和生产调整上。

为了解决上述技术问题，发明人在本申请中提出了一种气藏剩余气开发潜力确定方法，参阅图1，该方法具体包括以下步骤：

获取气藏地层参数、气井参数、生产数据和气藏物性参数，建立气藏数值模拟模型；

根据岩气藏数值模拟模型得到气藏当前状态下的静动态参数场；

筛选已有的加密井，并通过所述气藏数值模拟模型分别预测所述加密井的单井可采储量，建立单井可采储量与所述静动态参数场相关性图版；

根据所述单井可采储量与单井控制范围内的静动态参数场相关性图版确定气井剩余气开发的主控因素；

根据所述主控因素，采用多元回归方法建立单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型；

根据所述单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型建立气藏剩余气开采潜力指数预测模型；

根据所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型获得单井剩余气开发潜力指数。

需要说明的是，所述气藏数值模拟模型为采用三维地质模型建立的网格模型。在本实施例中，所述三维地质模型为通过地质建模软件Petrel来建立，参阅图11，本领域技术人员也可以通过其他地质建模软件来获得。基于三维地质模型和生产数据来建立气藏数值模拟模型，使其充分考虑了地层的构造特征、储层状况、流体分布发育情况、岩石特征、渗流规律以及气井开发等实际情况，避免了气藏数值模拟模型与气藏实际情况相去甚远，影响气藏数值模拟模型的模拟结果，进而影响气藏剩余气开发潜力的判断。

在一些实施例中，为了提高气藏数值模拟模型的可靠性，本申请还通过气藏的生产历史数据对气藏数值模拟模型进行修正，并通过修正后的气藏数值模拟模型来导出获得气井当前状态下的静动态参数场，使获得的气井当前状态下的静动态参数场更符合气藏的实际情况。

其中，所述静动态参数场包括静态参数场和动态参数场，所述静态参数场包括孔隙度静态数据场、渗透率静态数据场、储层有效厚度静态数据场；所述动态参数场包括含气饱和度动态数据场、地层压力动态数据场、储量丰度动态数据场。

以某地致密砂岩气田的JS₂ ¹气层为例，该气层以分流河道叠置沉积为主，砂体厚度12～30m，平均砂体厚度21m，砂体总体上东西薄中间厚；储层含水较高，气水分布复杂，无统一的气水界面。

S1：建立气藏数值模拟模型

根据JS₂ ¹气层前期地质研究所建立的三维地质模型，结合钻完井、流体、动态监测及生产数据等，建立气藏数值模拟模型。

S2：确定目前气藏的静动态参数场

开展生产历史拟合，对气藏数值模拟模型的参数进行局部调整和修改。当气藏数值模拟模型预测的气井压力、产气量、产水量与实际生产数据误差>10％，调整气藏数值模拟模型的储层有效厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、含水饱和度、传导率以及岩石流体物性等参数中一个或多个，使数值模拟模型预测的气井压力、产气量、产水量与实际生产数据相吻合(误差≤10％)。

S3：确定影响剩余气开发的主要因素，即剩余气主控因素

针对JS₂ ¹气层前期部署的加密井，开展数值模拟，预测加密井在现有开采条件下的单井可采储量，如表1所示。

表1 JS₂ ¹气层剩余气区地质参数及可采储量预测结果

建立加密井经济可采储量与钻遇储层的储量丰度、渗透率、地层压力、孔隙度、含气饱和度及储层有效厚度的相关图版(参阅图2～7)，当该因素与单井经济可采储量相关性图版相关性系数R²>40％时，说明该因素是影响剩余气开发潜力的主要因素，即剩余气主控因素；而当图版的相关性系数R²≤40％时属于次要因素，可忽略。

因此，再次参阅图2～7可知，气田JS₂ ¹气藏剩余气区单井经济可采储量主要受储量丰度、渗透率以及地层压力控制，储量丰度越高、供给更充足，渗透率越好、生产能力更强，地层压力越高、能量更充足。

S4：确定剩余气主控因素对单井可采储量的权重

根据影响因素分析结果，采用多元线性回归方法，建立单井可采储量与剩余气主控因素：剩余气区储量丰度、渗透率及地层压力的相关性方程。

g＝-0.2189+0.0997f_D+1.0275K+0.0094P (5)

式中g——单井经济可采储量，10⁸m³；

f_D——储量丰度，10⁸m³/km²；

K——储层渗透率，mD；

P——地层压力，MPa。

以表中各剩余气区的储量丰度、渗透率、地层压力的平均值为基准，选择-20％～20％为预设变化范围，根据式(5)计算单一剩余气主控因素在-20％～20％范围内变化时单井经济可采储量的变化幅度，结果参阅图8。储量丰度、渗透率、地层压力分别在±20％变化时单井经济可采储量的最大变化幅度分别为9.58％、7.17％和14.49％。根据各因素对单井经济可采储量的最大影响程度，根据：9.58％/(9.58％+7.17％+14.49％)、7.17％/(9.58％+7.17％+14.49％)、14.49％/(9.58％+7.17％+14.49％)可确定出，储量丰度、渗透率、地层压力对单井经济可采储量的贡献权重分别为0.31、0.23及0.46。

S5：计算目标区剩余气开发潜力指数

由步骤S4确定了JS₂ ¹气层剩余气开发潜力主控因素包括储量丰度、渗透率以及底层压力；建立气田JS₂ ¹气层的气藏剩余气开采潜力指数预测模型，其具体为：

G＝(f_dD*w_fd+K_D*w_K+P_D*w_P)^{^1/2} (6)

式中：G——剩余气开采潜力指数，小数；

f_dD——无因次储量丰度，小数；

ω_fd——储量丰度权重系数，小数；

K_D——无因次渗透率，小数；

ω_K——渗透率权重系数，小数；

P_D——无因次地层压力，小数；

ω_P——地层压力权重系数，小数。

式(5)中f_dD、K_D、P_D的表达式分别为：

f_dD＝f_D/F_dmax (7)

K_D＝K/K_max (8)

P_D＝P/P_max (9)

式中F_dmax——JS₂ ¹气层最大剩余气储量丰度，10⁸m³/km²；

K_max——JS₂ ¹气层井区最大渗透率，mD；

P_max——JS₂ ¹气层井区最大地层压力，MPa。

由此可见，代入JS₂ ¹气层的气藏数值模拟模型各网格参数，即可获得JS₂ ¹气层的剩余气开发潜力指数，为后续的气井开发提供定量参考。

S6：计算JS₂ ¹气层剩余气可开发的剩余气开采潜力指数下限

结合经济性评价，采用现金流量法，计算现有经济技术条件下JS₂ ¹气层单井的经济极限可采储量为0.38×10⁸m³。结合剩余气开采潜力指数与单井经济可采储量相关性图版，参阅图9。当剩余气开采潜力指数＞0.75时，可通过加密进行效益化开发。

S7：建立现有经济技术条件下可开发剩余气的平面分布

根据式(6)～(9)计算JS₂ ¹气层剩余气开采潜力指数分布，参阅图10。从图10中，可以看出，在现有开采条件下根据剩余气开采潜力指数的下限，最终筛选出剩余气潜力区3个，含气面积1.58km²，剩余气地质储量3.27×10⁸m³。结合实施剩余气潜力区地质特征、井网井距等，优化部署水平井3口，水平段长度700～1000m。利用数值模拟预测3口加密水平井的单井累产气0.40～0.48×10⁸m³，累计产气1.35×10⁸m³，预计可提高采收率1.17％。

需要说明的是，本实施例中的三维地质模型采用地质建模软件Petrel来建立，JS₂ ¹气层所采用的三维地质模型网格步长为35m×35m×2m，地质模型I、J、K方向的网格数分别为682、680和583个，总网格数271631832个。由于三维地质模型的网格数多，在本实施例中，为提高运算精度、节约计算成本，将平面(I、J方向)网格粗化为75×75m，垂向将K方向的网格粗化为21层，粗化后的网格318×317×21，总网格数2116926。根据粗化后建立的气藏数值模拟模型如图11所示。在图11中，每一标记即表示该气田区域内的已有气井，参阅图12，图中CX468、CX456、CX473等均为该气田已有气井的编号。

所述气藏数值模拟模型的建立方法如下：

S11：建立网格模型和网格参数场

将三维地质模型的网格系统粗化，形成气藏数值模拟模型的网格模型；

S12:建立网格参数场

粗化后三维地质模型提供气藏数值模拟模型的网格参数场；其中，网格参数场包括储层顶部海拔、气井分层总厚度、储层有效厚度、孔隙度、有效渗透率、含油气边界以及储层流体原始饱和度和初始压力分布等；参阅图13～17。

S12：导入气藏地质参数、气藏物性参数

所述气藏地质参数、气藏物性参数包括气藏中部海拔、原始地层压力、气藏温度、地层水体系系数、地层水粘度等。本实施例中的JS₂ ¹气层基础数据表如表2所示：

表2 JS₂ ¹气层基础参数表

S13：导入生产动态数据

导入的生产动态数据包括：完井和井下措施数据(压裂、补孔调层)；生产数据：投产日期、日产气、日产水及井口压力数据；动态监测资料：实测静压、流压及压力恢复试井数据及相关解释结果等，即可获得气藏数值模拟模型。

以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，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、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种气藏剩余气开发潜力确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

获取气藏地层参数、气井参数、生产数据和气藏物性参数，建立气藏数值模拟模型；

所述气藏数值模拟模型根据生产历史数据进行修正，并根据修正后的气藏数值模拟模型得到气藏当前状态下的静动态参数场；

所述气藏数值模拟模型的修正步骤包括：

通过所述气藏数值模拟模型预测气井的生产数据；并与气井的实际生产数据进行对比，确定是否修正；若二者相差＞10%，则通过修改所述气藏数值模拟模型的建立时选用的所述地层参数和/或所述气藏物性参数；若二者相差≤10%，则认为所述气藏数值模拟模型预测就结果与实际生产数据相吻合；

根据所述气藏数值模拟模型得到气藏当前状态下的静动态参数场；

筛选所述气藏已有的加密井，并通过所述气藏数值模拟模型分别预测所述加密井的单井可采储量，建立单井可采储量与所述静动态参数场相关性图版；

所述加密井的筛选标准为：加密前加密井所在井区的地层压力较该井区的原始地层压力的下降幅度≥10%；加密井测试无阻流量≥2万方/天、预测经济可采储量≥1400万方；

根据所述单井可采储量与单井控制范围内的静动态参数场相关性图版确定气藏剩余气开发的主控因素；

根据所述主控因素，采用多元回归方法建立单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型；

所述单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型具体为：

g=b+k₁·x₁+k₂·x₂+……+k_n·x_n （1）

式中：g—单井经济可采储量；

b—常数项；

x_i—剩余气开发潜力主控因素，i=1,2,…n；

k_i—线性回归系数，i=1,2,…n；

所述剩余气主控因素确认步骤为：根据所述单井可采储量与所述静动态参数场相关性图版，线性拟合每一剩余气开发的影响因素的数据与所述单井可采储量，得到拟合函数和拟合函数的相关性系数R²；当R²＞0.4，则将该剩余气开发的影响因素作为剩余气主控因素；若R²≤0.4，则将该剩余气开发的影响因素忽略；

根据所述单井可采储量与剩余气主控因素的相关性模型建立气藏剩余气开采潜力指数预测模型；

根据所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型获得气藏剩余气开发潜力指数。

2.根据权利要求1所述的气藏剩余气开发潜力确定方法，其特征在于，所述地层参数包括气藏顶面深度、砂体厚度、储层有效厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、含水饱和度、传导率。

3.根据权利要求1所述的气藏剩余气开发潜力确定方法，其特征在于，所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型建立时引入各剩余气主控因素的权重系数，所述权重系数通过各剩余气主控因素在预设范围内发生变化时对所述单井可采储量的影响幅度确定；所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型为：

G=(x_1D*ω₁+x_2D*ω₂+……+x_nD*ω_n)^1/2 （2）

式中：G——剩余气开采潜力指数，小数；

x_iD——无因次剩余气开发潜力主控因素，i=1,2,…n；

ω_i——主控因素对剩余气开发潜力的贡献系数，i=1,2,…n；

式（2）中无因次剩余气开发潜力主控因素x_iD的表达式为：

x_iD=x_i/x_max （3）

式中x_max——目标区主控因素x_i的最大值，该最大值由主控因素参数场统计得出。

4.根据权利要求1~3任一项所述的气藏剩余气开发潜力确定方法，其特征在于，所述方法还包括：

计算现有经济条件下的单井经济极限可采储量，并根据所述气藏剩余气开采潜力指数预测模型，建立所述单井经济极限可采储量与气藏剩余气开采潜力指数的相关性版图；

根据所述单井经济极限可采储量与气藏剩余气开采潜力指数的相关性版图，确定气井的气藏剩余气开采潜力指数下限，建立现有经济条件下目标区域范围内气井的可开发剩余气平面分布图。

5.根据权利要求4所述的气藏剩余气开发潜力确定方法，其特征在于，所述单井经济极限可采储量采用现金流量法计算。