CN114880962B - 基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于地层渗流‑井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法。该方法通过加载流体、岩石参数，完成数模压力、饱和度场初始化，拟合储层天然气地质储量。然后用历史产量、压力等生产动态资料反演储层参数。并结合Pipesim软件建立井筒管流模型，生成垂直管流压降折算表(VFP表)，将该VFP表导入到储层渗流模型中，在考虑高速非达西效应及构造低部位边水影响的条件下，基于“注采损失率小，调峰能力强”的原则，优化确定致密气藏地下储气库单井合理注采气能力。本发明通过储层渗流‑井筒管流耦合，解决了由于未考虑储层渗流过程高速非达西效应、构造低部位边水等影响，造成储气库单井合理注采能力预测误差大的问题。
Description
技术领域
本发明涉及致密气藏储气库单井注采能力评价领域，具体涉及基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法。
背景技术
为保障国家天然气安全供应，发达国家储气库工作气量占消费量的15％以上，我国目前储气库调峰能力约占消费量4％，亟需加快储气能力建设。因此，在全国六大储气基地之一的中西部储气基地，以YL为代表的大型低渗砂岩气藏已成为建库主体。
YL气田储层物性差、非均质性强、边底水侵入地层后流体关系复杂，加之储气库注采速度约为气藏衰竭开发阶段的二三十倍，不同于衰竭开发阶段仅考虑流体低速流动过程粘滞阻力造成的压降，储气库高速注采过程中还要考虑井控范围内流体高速流动惯性力产生的压降。建库方案设计过程中，通常采用气藏衰竭开发阶段老井流入、流出动态曲线交点作为协调点产量，并以此作为储气库建库运行阶段单井配产配注的依据，但该方法存在致命的缺陷。低速衰竭开发阶段稳定产能试井获取的产能方程以粘滞阻力为主，惯性力可以忽略不计这一点使得该产能方程绘制的流入动态曲线不适用于储气库单井高速注采过程产能计算。
由此可见，现有气藏工程方法预测致密气藏型储气库单井合理注采气能力局限较大。而储气库单井注采能力预测精度，会影响储气库建库新钻井数量，直接事关储气库建设阶段投资。气藏数值模拟技术可精细模拟储层三维非均质性、各向异性、边水入侵、高速非达西效应等复杂渗流机理以及快速多方案可视化定量预测，井筒数值模拟技术可以精细刻画不同井身结构、流体类型条件下的管流模型。因此，研制一套基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，对指导储气库高效建库运行具有重要意义。
发明内容
针对上述技术中存在的不足之处，本发明提供一基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，该方法通过储层渗流-井筒管流耦合，解决了由于未考虑储层渗流过程高速非达西效应、构造低部位边水等影响，造成储气库单井合理注采能力预测误差大的问题。
本发明的另一个目的在于提供一种基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，该方法解决采用衰竭开发阶段老井流入、流出动态曲线求取储气库单井注采气能力精度低，造成建库需要新钻井的数量预测不准、建库投资误差大的问题，深入分析不同物性储层、储气库高速注采过程非达西效应及边水的存在对致密气藏储气库单井注采气能力的影响，指导地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力高精度预测。
为实现上述目的，本发明是这样实现的：
一种基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，包括如下步骤：
步骤一，建立并初始化三维动态数值模拟模型，并开展数值模拟模型初始化天然气储量拟合。由于动态数模的构造和属性模型都是经过三维静态地质模型的精细网格粗化得到的，三维静态模型建模过程拟合的地质储量，在粗化过程中可能发生了变化，因此，数值模拟模型粗化结束后要复核气水界面、净毛比与孔隙度等参数，结合现代产量递减分析方法与物质平衡法进一步确定现有井网井控动储量，再一次对工区天然气储量进行拟合。
首先，开展三维精细地质模型网格粗化，实现从地质学精细网格到流体流动模拟网格的较大刻度平均化，在不影响原模型地质特征及流动响应的前提下减少网格数，加快数模计算速度，主要包含构造粗化和属性粗化。
其中，构造粗化首先是在考虑网格走向、井网、加密井分布以及保持储层平面非均质性的前提下进行平面网格粗化，其次是在考虑保留隔层、高渗层以及刻画出逼近真实地层的纵向非均质性的前提下进行纵向网格粗化，在盖层、水体、井分布稀疏、非主力断块等部位可以考虑用相对较粗的网格，在主力储层、井分布密、后期准备打加密井等部位用细网格；属性粗化首先用体积加权粗化净毛比，然后再用净毛比加权结合体积加权粗化孔隙度，最后用流动计算方法粗化渗透率。如果数模采用平衡初始化，粗化就结束了，如果模型采用非平衡初始化还需要用体积加权粗化含气、水饱和度场。
进一步，还包括有开展粗化网格质量检查。粗化目的实现保真以及后期数模高速计算，粗化完后需要进行质量检查，主要看两个方面。一是粗化前后网格总体积不应该有明显差别，以防粗化前后模型储量相差太大；二是检查网格形态，以防粗化后网格塌陷、非正交、倾角大等原因导致数模计算时间步被截断，模型计算不收敛将大幅降低模型计算速度，并造成模拟结果失真。
开展粗化结果质量检查，粗化前后储层净毛比、孔隙度、渗透率、饱和度平均值要保持基本一致。
其次，将模型压力场初始化。气藏初始压力分布主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及气水界面深度，结合气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块气水相压力。
同时，将模型饱和度场初始化。初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用。计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及气水界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线来计算。饱和度分布计算中，将气水界面以下的含水饱和度设为在气水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将气水界面以上的含气饱和度设为气水相渗曲线中提供的最大含气饱和度，过渡带含气、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。
然后，数值模拟模型初始化天然气储量拟合。由于步骤1)中动态数模的构造和属性模型都是经过三维静态地质模型的精细网格粗化得到的，三维静态模型建模过程拟合的地质储量，在粗化过程中可能发生了变化，因此，数值模拟模型粗化结束后要复核气水界面、净毛比与孔隙度等参数，结合现代产量递减分析方法与物质平衡法进一步确定现有井网井控动储量，再一次对工区天然气储量进行拟合。
进一步，还可以进行初始化质量检查。模型在初始状态应该是不发生流动的，如果模型中流体初始条件发生流动，那就意味着初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及天然气地质储量是否随时间变化。特别是非平衡初始化，可能存在没有措施的情况下，静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要考虑采用毛管力标定方法对模型进行处理。
步骤二，气藏衰竭开发阶段气、水产量及压力等监测数据历史拟合。首先应对储层属性、流体高压物性、矿场测试结果等不确定性参数进行敏感性分析，然后结合实验室岩心测试、工程测试及解释(系统试井、不稳定试井、探边测试、干扰测试和产吸剖面测试等)等资料确定历史拟合调参思路，最后依据调参思路逐步进行历史拟合。
历史拟合调参过程应按照优先调节不确定性更大参数的原则。渗透率为不确定性参数，渗透率测试主要来源于测井、不稳定试井解释、现代产量递减分析、岩心分析，其中通过不稳定试井及岩心分析获取的渗透率是比较精确的，但并非所有井都有这两项分析数据，井周围储层渗透率不确定性非常强，井间储层渗透率误差就更大了，因此渗透率修改范围较大，可上下修改范围为±3倍，甚至更多。相渗曲线为不确定性参数，相对渗透率测试源自室内岩心驱替实验，但由于岩心及室内实验的局限性，并不能完全仿真储层渗流，且储层普遍存在一定非均性，因此相渗曲线也是历史拟合重点调参对象。净毛比为确定性参数，通常不调整，但测井数据中并非所有井都提供有效厚度，且测井资料与取心资料对比可能存在误差，因此这类资料仍然存在一定不确定性，在储量拟合时可适当调整，可调范围为±30％左右。
历史拟合注意事项：由于单井合理产能分析需要用到井控范围内的单井数值模拟模型，除了气水产量、压力等拟合外，还需要对井控范围内的井控储量单独做拟合，因此，要结合现代产量递减分析方法，确定井控半径和井控储量。另外由于边水存在，储气库多周期注采水侵后，储层流体流动从单相气体流动转换为气水两相流动，将会导致气相相对渗透率降低，因此历史拟合过程要根据单井生产动态资料拟合好水体大小及强弱。
步骤三，确定的井控半径和井控储量，从高精度历史拟合好的全区数值模拟模型中切取单井数值模拟模型，并根据物性将单井模型进行分类。
步骤四，将高速非达西紊流因子折算成单井数值模拟模型中高速非达西因子D，敷设到致密气藏储气库单井数值模拟模型中。另外，从全区模型中切取存在边水的构造低部位的单井数值模拟模型时，要结合拟合的水体的强弱及井控范围大小，来切取水体网格。
步骤五，依据矿场单井实际油、套管尺寸、下深等井身结构，结合流体高压物性及实际生产动态参数，用斯伦贝谢Pipesim软件建立井筒管流模型，生成对应井身结构下的垂直管流压降折算表(VFP数据表)，将该VFP数据表加载到对应的单井数值模拟模型中进行储层渗流-井筒管流一体化模拟。
步骤六，用建立的单井数值模拟模型和井筒管流模型，考虑高速非达西效应及构造低部边水影响，开展高速非达西效应及边水对单井注采能力影响因素敏感性分析，基于“注采损失率小，调峰能力强”的原则，最终确定气藏型地下储气库单井合理注采气能力。
本发明的有益效果是：
本发明通过深入分析不同物性储层、储气库高速注采过程非达西效应及边水的存在对致密气藏储气库单井注采气能力的影响，指导地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力高精度预测，解决采用衰竭开发阶段老井流入、流出动态曲线求取储气库单井注采气能力精度低，造成建库需要新钻井的数量预测不准、建库投资误差大的问题。
附图说明
图1为本发明粗化前网格畸变检查示意图。
图2为本发明粗化后网格畸变检查示意图。
图3为本发明粗化前模型渗透率示意图。
图4为本发明粗化后模型渗透率示意图。
图5为本发明粗化前模型网格体积示意图。
图6为本发明粗化后模型网格体积示意图。
图7为本发明气水相渗曲线图。
图8为本发明岩石压缩参数随压力变化示意图。
图9为本发明毛管力曲线图。
图10为本发明初始化压力场示意图。
图11为本发明初始化饱和度场示意图。
图12为本发明模型空跑20年静压变化示意图。
图13为本发明模型空跑20年天然气地质储量变化示意图。
图14为本发明区块累产、瞬时产气历史拟合曲线图。
图15为本发明区块累注、瞬时注气历史拟合曲线图。
图16为本发明典型井累产、瞬时产气历史拟合曲线图。
图17为本发明典型井静压拟合曲线图。
图18为本发明典型井流压拟合曲线图。
图19为本发明典型井油压拟合曲线图。
图20为本发明典型井RTA Blasingame图版拟合图。
图21为本发明典型井RTA产量、压力历史拟合图。
图22为本发明以井控半径498m为边界从全区模型中切取典型井数值模拟模型示意图。
图23为本发明Pipesim软件建立的井筒模型示意图。
图24为本发明VFP表加载到数模中生成的井底流压折算井口油压的关系图。
图25为本发明非达西D因子对储气库库存量影响示意图。
图26为本发明非达西D因子对储气库地层压力影响示意图。
图27为本发明单井模型建库初期含水饱和度示意图。
图28为本发明单井模型多周期注采后含水饱和度示意图。
图29为本发明多轮注采后边水对单井累产气量影响示意图一。
图30为本发明多轮注采后边水对单井累产气量影响示意图二。
图31为本发明不同配产配注方案累计注气量示意图。
图32为本发明不同配产配注方案累计采气量示意图。
图33为本发明不同配产配注方案注采损失率示意图。
具体实施方式
为了更清楚地表述本发明，下面结合附图对本发明作进一步地描述。
本发明所实现的基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，包括如下步骤：
1)开展三维精细地质模型网格粗化，实现从地质学精细网格到流体流动模拟网格的较大刻度平均化，在不影响原模型地质特征及流动响应的前提下减少网格数，加快数模计算速度，主要包含构造粗化和属性粗化。其中，构造粗化首先是在考虑网格走向、井网、加密井分布以及保持储层平面非均质性的前提下进行平面网格粗化，其次是在考虑保留隔层、高渗层以及刻画出逼近真实地层的纵向非均质性的前提下进行纵向网格粗化，在盖层、水体、井分布稀疏、非主力断块等部位可以考虑用相对较粗的网格，在主力储层、井分布密、后期准备打加密井等部位用细网格；属性粗化首先用体积加权粗化净毛比，然后再用净毛比加权结合体积加权粗化孔隙度，最后用流动计算方法粗化渗透率。如果数模采用平衡初始化，粗化就结束了，如果模型采用非平衡初始化还需要用体积加权粗化含气、水饱和度场。
2)开展粗化网格质量检查。粗化目的实现保真以及后期数模高速计算，粗化完后需要进行质量检查，主要看两个方面。一是粗化前后网格总体积不应该有明显差别，以防粗化前后模型储量相差太大；二是检查网格形态，以防粗化后网格塌陷、非正交、倾角大等原因导致数模计算时间步被截断，模型计算不收敛将大幅降低模型计算速度，并造成模拟结果失真。
开展粗化结果质量检查，粗化前后储层净毛比、孔隙度、渗透率、饱和度平均值要保持基本一致。
3)模型压力场初始化。气藏初始压力分布主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及气水界面深度，结合气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块气水相压力。
4)模型饱和度场初始化。初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用。计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及气水界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线来计算。饱和度分布计算中，将气水界面以下的含水饱和度设为在气水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将气水界面以上的含气饱和度设为气水相渗曲线中提供的最大含气饱和度，过渡带含气、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。
5)数值模拟模型初始化天然气储量拟合。由于步骤1)中动态数模的构造和属性模型都是经过三维静态地质模型的精细网格粗化得到的，三维静态模型建模过程拟合的地质储量，在粗化过程中可能发生了变化，因此，数值模拟模型粗化结束后要复核气水界面、净毛比与孔隙度等参数，结合现代产量递减分析方法与物质平衡法进一步确定现有井网井控动储量，再一次对工区天然气储量进行拟合。
6)初始化质量检查。模型在初始状态应该是不发生流动的，如果模型中流体初始条件发生流动，那就意味着初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及天然气地质储量是否随时间变化。特别是非平衡初始化，可能存在没有措施的情况下，静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要考虑采用毛管力标定方法对模型进行处理。
7)气藏衰竭开发阶段气、水产量及压力等监测数据历史拟合。建模阶段孔渗等属性模型资料来源于单井测井数据，一方面测井数据比较粗糙，另一方面井间网格物性参数都是通过地质统计学数据分析、插值生成的，特别是井间物性存在极强的不确定性。因此，需要结合衰竭开发阶段气水产量、静压、流压、油压等一系列生产动态资料来反演井间物性参数，使模型计算结果与气藏开发历史一致。首先应对储层属性、流体高压物性、矿场测试结果等不确定性参数进行敏感性分析，然后结合实验室岩心测试、工程测试及解释(系统试井、不稳定试井、探边测试、干扰测试和产吸剖面测试等)等资料确定历史拟合调参思路，最后依据调参思路逐步进行历史拟合。
历史拟合调参原则。历史拟合调参过程应按照优先调节不确定性更大参数的原则。渗透率为不确定性参数，渗透率测试主要来源于测井、不稳定试井解释、现代产量递减分析、岩心分析，其中通过不稳定试井及岩心分析获取的渗透率是比较精确的，但并非所有井都有这两项分析数据，井周围储层渗透率不确定性非常强，井间储层渗透率误差就更大了，因此渗透率修改范围较大，可上下修改范围为±3倍，甚至更多。相渗曲线为不确定性参数，相对渗透率测试源自室内岩心驱替实验，但由于岩心及室内实验的局限性，并不能完全仿真储层渗流，且储层普遍存在一定非均性，因此相渗曲线也是历史拟合重点调参对象。净毛比为确定性参数，通常不调整，但测井数据中并非所有井都提供有效厚度，且测井资料与取心资料对比可能存在误差，因此这类资料仍然存在一定不确定性，在储量拟合时可适当调整，可调范围为±30％左右。
历史拟合注意事项。由于单井合理产能分析需要用到井控范围内的单井数值模拟模型，除了气水产量、压力等拟合外，还需要对井控范围内的井控储量单独做拟合，因此，要结合现代产量递减分析方法，确定井控半径和井控储量。另外由于边水存在，储气库多周期注采水侵后，储层流体流动从单相气体流动转换为气水两相流动，将会导致气相相对渗透率降低，因此历史拟合过程要根据单井生产动态资料拟合好水体大小及强弱。
8)根据步骤7)确定的井控半径和井控储量，从高精度历史拟合好的全区数值模拟模型中切取单井数值模拟模型，并根据物性将单井模型进行分类。
9)将高速非达西紊流因子折算成单井数值模拟模型中高速非达西因子D，敷设到致密气藏储气库单井数值模拟模型中。另外，从全区模型中切取存在边水的构造低部位的单井数值模拟模型时，要结合7)拟合的水体强弱及井控范围大小，来切取水体网格。
10)依据矿场单井实际油、套管尺寸、下深等井身结构，结合流体高压物性及实际生产动态参数，用斯伦贝谢Pipesim软件建立井筒管流模型，生成对应井身结构下的垂直管流压降折算表(VFP数据表)，将该VFP数据表加载到对应的单井数值模拟模型中进行储层渗流-井筒管流一体化模拟。
11)用建立的单井数值模拟模型和井筒管流模型，考虑高速非达西效应及构造低部边水影响，开展高速非达西效应及边水对单井注采能力影响因素敏感性分析，基于“注采损失率小，调峰能力强”的原则，最终确定气藏型地下储气库单井合理注采气能力。
实施例1。
步骤1)开展三维精细地质模型构造、属性网格粗化及质量检查。
工区精细地质模型网格数为78.43万(460×341×5)，XYZ三方向平均步长分别为50m×50m×5.9m，构造粗化后数模网格数为19.64万(231×170×5)，XYZ三方向平均步长分别为100m×100m×6.47m，粗化后无畸变网格(图1-图2所示)，质量检查达标。
构造粗化完后对属性进行了粗化(图3-图4所示)，因为本次数值模拟选择非平衡初始化，因此除了净毛比、孔隙度、渗透率外，还要粗化饱和度属性。首先用算术平均方法粗化净毛比，粗化前净毛比平均值为0.59，粗化后净毛比平均值为0.59；然后用算术平均方法结合净毛比加权粗化孔隙度，粗化前孔隙度平均值为0.02，粗化后孔隙度平均值为0.02；用算术平均方法粗化含水饱和度场，粗化前含水饱和度平均值为0.43，粗化后含水饱和度平均值为0.43；最后用流动计算方法粗化渗透率粗化前渗透率平均值为2mD，粗化后X/Y方向渗透率平均值为2mD，Z方向渗透率取X/Y方向渗透率的1/10，属性模型粗化质量检查达标。
本模型粗化前精细网格总体积(图5所示)为72.34亿方，粗化后数模网格总体积(图6所示)72.32亿方，误差为0.028％，质量检查达标。
步骤2)模型初始化。
加载相渗曲线(图7所示)、岩石压缩参数曲线(图8所示)、毛管力曲线(图9所示)，开展模型饱和度、压力场初始化。模型初始化就是建立模型在初始状态下压力、饱和度场分布。气藏初始压力分布(图10所示)主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，初始饱和度分布(图11所示)取决于地层孔隙结构。本工区模型主要通过非平衡初始化，非平衡初始化能最大程度刻画气水在储层中的分布，但单纯的非平衡初始化不能保证流体在初始状态不流动，模型中流体在未生产时便会发生纵向上的流动，以此来平衡地层流体分布，这会导致前期刻画的初始流体饱和度场被破坏。因此要进行毛管力标定，以保证模型的初始平衡，防止模型不收敛。
步骤3)初始化储量拟合。
本数值模拟模型拟合工区含气面积为145.4平方公里，地质储量为170.1亿方，数模储量为169.9亿方，与地质储量拟合误差为0.12％，储量拟合精度符合要求。
步骤4)初始化质量检查。
模型在初始状态应该是不发生流动的，但非平衡初始化不进行毛管力标定，或者标定失败后流体发生流动，那就意味着模型初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及天然气地质储量是否随时间变化。如果静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要重新检查初始化方法。从下图可以看出，模型空跑20年储层静压(图12所示)、天然气储量(图13所示)是未改变的，流体是未发生流动的，毛管力标定成功，模型是稳定的。
步骤7)气藏开发阶段区块物质平衡历史拟合。
依据发明内容步骤8)-步骤10)中的调参思路与原则，针对本工区数值模型，逐步开展了气藏开发阶段历史拟合。首先对区块注、采气量进行拟合(图14、图15)，从而保证区块物质平衡。根据气藏实际生产运行动态，截至2020年11月25日，区块实际累产气74.3×108m3，模型计算累产气74.2×108m3，误差为0.1％；区块实际累计注气量5.92×108m3、模型累计注气量5.92×108m3，误差为0％，吻合程度均达95％以上。从拟合曲线(图14、图15所示)也可以看出，数值模拟软件计算的区块累计注、产气量、瞬时注、产气量与现场生产动态保持一致。
步骤8)气藏开发阶段单井物质平衡、压力历史拟合。
单井瞬时产量拟合目标是实现单井物质平衡检查，根据划定工区内三维精细地质模型的数值模拟计算结果(图16展示的典型井物质平衡拟合)可以看出，数值模型中得到了较为准确的瞬时产量拟合结果，为单井压力历史拟合提供了精度保证。依据发明内容步骤8)-步骤10)历史拟合调参思路依次开展了单井静压(图17所示)、流压(图18所示)、油压(图19所示)的拟合，针对单井的压力拟合需根据油田生产运行中测得的压力监测数据进行对比，通过模型计算结果对单井及地质认识进一步修正与完善。通过拟合结果可知，拟合精度较高，实现了有效的质量控制。
步骤9)运用RTA软件中Blasingame现代产量递减分析方法，拟合典型井的典型图版(图20所示)，获取该井井控半径(498m)和井控储量，并基于此进一步拟合单井产量、流压等生产动态数据(图21所示)，复核典型图版拟合的数据(表1)是否准确，以此井井控半径和井控储量为依据，从高精度历史拟合好的全区模型中切取该井井控范围(498m)内的单井数值模拟模型(图22所示)。
| 渗透率(mD) | 表皮系数 | 井控半径(m) | 井控储量(108m3) |
| 3.76 | 0.13 | 498 | 3.16 |
表1典型井RTA解释结果
步骤10)依据矿场单井实际油、套管尺寸、下深等井身结构，结合流体高压物性及实际生产动态参数，用斯伦贝谢Pipesim软件建立井筒管流模型(图23所示)，生成对应井身结构下的垂直管流压降折算表(VFP数据表)，将该VFP数据表加载到对应的单井数值模拟模型中(图24所示)，开展储层渗流-井筒管流一体化模拟。
步骤11)用步骤9)、步骤10)建立的致密气藏储气库单井数值模拟模型和气液垂直管流模型，考虑高速非达西效应及构造低部边水影响，开展高速非达西效应及边水对单井注采能力影响因素敏感性分析。结果表明，随非达西D因子变大，非达西效应增强，储层注得进，采不出，多周期储层压力逐渐增大(图25所示)，滞留在储层中没采出的天然气逐周期增多(图26所示)；单井数值模拟模型构造低部位存在边水(图27所示)，多轮注采过程水侵后气水过渡带变大(图28所示)，并且往气层中推进，单相气体流动变成气水两相流动后，气相相对渗透率下降，累产气量也随之降低(图29、图30所示)。
步骤12)储气库建库的目标是注得进，采得出。在气体渗流过程，考虑高速非达西效应及构造低部位边水影响的条件下，基于“注采损失率小，调峰能力强”的原则，可以优化确定气藏型地下储气库单井合理注采气能力。此次模拟共设计了19个配产配注方案，方案日采气量分别从10万方到100万方，日注气量分别从5.61万方到56.07万方。用(累注气量-累产气量)/累注气量公式获得不同配产配注方案注采损失率(图31、图32、表2所示)，从不同配产配注量对注采损失率的影响图(图33所示)中可以看出，日采气量小于80万方时，随着配产量增加，注采损失率稳定不变，当日产气量高于80万方时，注采损失率由于高速非达西效应、构造低部位边水等影响，逐渐上升。因此，依据调峰能力强，注采损失小原则，推荐该井合理注采气量分别为45、80×104m3/d。
表2单井数值模拟模型配产配注方案及模拟结果表
以上公开的仅为本发明的几个具体实施例，但是本发明并非局限于此，任何本领域的技术人员能思之的变化都应落入本发明的保护范围。
Claims (5)
1.一种基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，其特征在于包括如下步骤：
步骤一，建立并初始化三维动态数值模拟模型，并开展数值模拟模型初始化天然气储量拟合，动态数模的构造和属性模型都是经过三维静态地质模型的精细网格粗化得到的，数值模拟模型粗化结束后要复核气水界面、净毛比与孔隙度参数，结合现代产量递减分析方法与物质平衡法进一步确定现有井网井控动储量，再一次对工区天然气储量进行拟合；
步骤二，气藏衰竭开发阶段气、水产量及压力监测数据历史拟合，结合衰竭开发阶段气水产量、静压、流压、油压一系列生产动态资料来反演井间物性参数，完成生产动态资料的历史拟合；结合现代产量递减分析方法，确定井控半径和井控储量；根据单井生产动态资料拟合好水体大小及强弱；
由于单井合理产能分析需要用到井控范围内的单井数值模拟模型，除了气水产量、压力拟合外，还需要对井控范围内的井控储量单独做拟合，结合现代产量递减分析方法，确定井控半径和井控储量；另外由于边水存在，储气库多周期注采水侵后，储层流体流动从单相气体流动转换为气水两相流动，将会导致气相相对渗透率降低，因此历史拟合过程要根据单井生产动态资料拟合好水体大小及强弱；
步骤三，通过步骤二确定的井控半径和井控储量，从高精度历史拟合好的全区数值模拟模型中切取单井数值模拟模型，并根据物性将单井模型进行分类；
步骤四，将高速非达西紊流因子折算成单井数值模拟模型中高速非达西因子D，敷设到致密气藏储气库单井数值模拟模型中；另外，从全区模型中切取存在边水的构造低部位的单井数值模拟模型时，要结合步骤二拟合的水体能量强弱及井控范围大小，来切取水体网格；
步骤五，依据矿场单井实际油、套管尺寸、下深井身结构，结合流体高压物性及实际生产动态参数，用斯伦贝谢Pipesim软件建立井筒管流模型，生成对应井身结构下的垂直管流压降折算表，将该VFP数据表加载到步骤四切取的相应单井数值模拟模型中进行储层渗流-井筒管流一体化模拟；
步骤六，用建立的单井数值模拟模型和井筒管流模型，考虑高速非达西效应及构造低部边水影响，开展高速非达西效应及边水对单井注采能力影响因素敏感性分析，最终确定气藏型地下储气库单井合理注采气能力。
2.根据权利要求1所述的基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，其特征在于步骤一中，首先，开展三维精细地质模型网格粗化，实现从地质学精细网格到流体流动模拟网格的较大刻度平均化，在不影响原模型地质特征及流动响应的前提下减少网格数，加快数模计算速度，主要包含构造粗化和属性粗化；
其中，构造粗化首先是在考虑网格走向、井网、加密井分布以及保持储层平面非均质性的前提下进行平面网格粗化，其次是在考虑保留隔层、高渗层以及刻画出逼近真实地层的纵向非均质性的前提下进行纵向网格粗化，在盖层、水体、井分布稀疏、非主力断块部位可以考虑用相对较粗的网格，在主力储层、井分布密、后期准备打加密井部位用细网格；属性粗化首先用体积加权粗化净毛比，然后再用净毛比加权结合体积加权粗化孔隙度，最后用流动计算方法粗化渗透率。
3.根据权利要求2所述的基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，其特征在于步骤一中，其次，将模型压力场初始化，气藏初始压力分布主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及气水界面深度，结合气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块气水相压力。
4.根据权利要求3所述的基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，其特征在于步骤一中，将模型饱和度场初始化，初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用；计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，过渡带饱和度也是根据毛管力曲线来计算；饱和度分布计算中，将气水界面以下的含水饱和度设为在气水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将气水界面以上的含气饱和度设为气水相渗曲线中提供的最大含气饱和度，过渡带含气、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。
5.根据权利要求4所述的基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法，其特征在于模型饱和度场初始化后，数值模拟模型初始化天然气储量拟合，数值模拟模型粗化结束后要复核气水界面、净毛比与孔隙度参数，结合现代产量递减分析方法与物质平衡法进一步确定现有井网井控动储量，再一次对工区天然气储量进行拟合。
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