CN114997083B - 一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法包括：采集气井井口压力值，并计量井口位置的日产气量及日产水量，准备参与计算的基本参数；基于井口压力值计算气藏压力，基于井口日产气量、日产水量计算累计产气量及累计产水量，获取异常高压气藏压力与累计产量的关系式；基于关系式绘制无量纲压力与无量纲累计产气量图版，将图版与实际生产数据曲线对比获取b值，进而计算a值；基于所述a值和弹性能指数函数计算异常高压气藏的动态储量。通过考虑水体入侵影响建立异常高压气藏的新计算方法，弥补了传统方法在有水体入侵气藏动态储量计算的缺陷。具有普适性的天然气储量图版计算方法，相比于传统计算分析方法更经济、快速、有效。

Description

一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，具体为一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法。
背景技术
异常高压有水气藏通常采用衰竭式开发方式，开采过程地层压力下降会导致储层孔、渗物性下降，水体入侵，气井产量大幅度降低，准确计算异常高压气藏的动态储量难度大。目前常用的气藏动态储量评价方法有产量递减分析法和物质平衡法。其中产量递减分析法仅适用于已经进入递减期的气藏，而物质平衡法适用性广，计算所需资料少、执行门槛低，目前工程师和科研工作者广泛使用该方法评价动态储量。
根据地层压力与累计气产量的线性关系来预测气藏动态储量是目前常用的物质平衡计算方法。异常高压气藏在生产过程在物性参数变化及水体入侵影响下，地层压力与累计产气量的线性关系被破坏，常规物质平衡方法计算动态储量的方法不再适用。因此，本发明提供了一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
鉴于上述存在的问题，提出了本发明。
因此，本发明解决的技术问题是：常规物质平衡方法在异常高压有水气藏的计算缺陷，即异常高压气藏在生产过程在物性参数变化及水体入侵影响下，地层压力与累计产气量的线性关系被破坏，常规物质平衡方法计算动态储量的方法不再适用。
为解决上述技术问题，本发明提供如下技术方案：一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法，包括：
采集气井井口压力值，并计量井口位置的日产气量及日产水量，准备参与计算的基本参数；
基于所述井口压力值计算气藏压力，基于所述井口日产气量、日产水量计算累计产气量及产水量，获取异常高压气藏压力与累计产气量的关系式；
基于所述异常高压气藏下的气藏压力p与累计产气量Gp的关系式，绘制无量纲压力与无量纲累计产气量图版；
将所述图版与实际生产数据曲线对比获取无量纲图版指数b，进而计算弹性能系数a；
基于所述弹性能系数a结合弹性能指数函数，计算异常高压气藏下的动态储量。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述采集气井井口压力值、计量井口位置的日产气量及日产水量，包括：
通过采集气井井口压力表数据获得气井井口压力数据，通过气井井口流量数据计量得到气井井口的产气量和产水量数据。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述基本参数，包括：
气藏原始压力pi(MPa)，气藏温度T(K)，岩石压缩系数cf(MPa-1)，重力加速度g(9.8m/s2)，初始含水饱和度Swi，水体倍数M，水体密度ρw(kg/m3)，水体体积系数Bw，水体压缩系数cw(MPa-1)，气体密度ρg(kg/m3)，气体偏差因子z，井深度H(m)，储层边界距离re(m)，井筒半径rw(m)；
其中，储层参数由油田勘探时期确定，或者参考相邻区块、生产井的具体数值；流体参数由相关测试实验获得，或者参考相邻区块、生产井的具体数值。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述计算气藏压力p，表示为：
其中，pwh为气井井口压力(MPa)，pi为储层原始压力(MPa)，ρg为气体密度(kg/m3)，ρw为水体密度(kg/m3)，Qg为日产气量(m3/d)，Qw为日产水量(m3/d)，g为重力加速度(9.8m/s2)，H为井深度(m)，re为储层边界距离(m)，rw为井筒半径(m)。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述计算累计产气量及累计产水量，表示为：
累计产气量Gp：Gp＝∑Qg
累计产水量Wp：Wp＝∑Qw
其中，Qg为日产气量(m3/d)，Qw为日产水量(m3/d)。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述异常高压气藏压力p与累计产气量Gp的关系式，表示为：
其中，该关系式右侧净弹性水侵量α为：
其中，p为当前气藏压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，psc为标准状况下压力(MPa)，z为当前压力下的偏差因子，zi为原始压力下的偏差因子，cw为地层水压缩系数(MPa-1)，Swi为原始地层水饱和度，cf为岩石压缩系数(MPa-1)，M为水体倍数，G为动态储量(m3)，Gp为累计产气量(m3)，We为水侵量(m3)，Wp为累计产水量(m3)，Bw为地层水体积系数(m3/sm3)，Tsc为标准状况下温度(K)，T为气藏温度(K)。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述绘制无量纲压力与无量纲累计产气量的图版，包括：
定义无量纲压力pD作为因变量，无量纲累计产气量GpD作为自变量，则异常高压气藏无量纲压力pD与无量纲累计产气量GpD的关系为：
其中，为无量纲压力；/>为无量纲累计产气量；b为待拟合图板指数；p为当前气藏压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，psc为标准状况下压力(MPa)，z为当前压力下气体偏差因子，zi为原始压力下气体偏差因子，G为动态储量(m3)，Gp为累计产气量(m3)，α为净弹性水侵量(m3)，b为无量纲图版指数。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述绘制无量纲压力与无量纲累计产气量的图版，还包括：
预设一系列0至1范围内的无量纲图版指数，分别绘制无量纲图版指数规定下的pD与GpD的关系曲线，形成无量纲压力pD与无量纲累计产气量GpD的图版；
其中，无量纲图版指数b是一个系数，通过结合数据在图版上拟合得到，进而计算弹性能系数a，公式表示为：
b＝a(Gp-α)1.028
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：所述实际生产数据曲线，包括：
将气井在生产过程的气藏压力值p和气体压缩因子z的比值作为因变量Y＝p/z，累计产气量Gp与净弹性水侵量α差值作为自变量X＝Gp-α，绘制成曲线。
作为本发明所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的一种优选方案，其中：基于所述弹性能系数a结合弹性能指数函数，包括：
弹性能指数函数指的是弹性能系数a、气藏压力p和累计产气量Gp的关系；
所述弹性能指数函数，表示为：
其中，p为当前气藏压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，cw为地层水压缩系数(MPa-1)，Swi为原始地层水饱和度，cf为岩石压缩系数(MPa-1)，M为水体倍数，Gp为累计产气量(m3)，α为净弹性水侵量(m3)，a为弹性能系数。
本发明的有益效果：通过考虑水体入侵影响建立异常高压气藏的新计算方法，弥补了传统方法在有水体入侵气藏动态储量计算的缺陷；具有普适性的天然气储量图版计算方法，相比于传统计算分析方法更经济、快速、有效。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，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性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明第一个实施例所述的一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法的整体流程图；
图2为本发明第一个实施例所述的一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法中异常高压有水气藏无量纲压力与无量纲累计产气量图版；
图3为本发明第一个实施例所述的一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法中获取无量纲图版指数的示意图；
图4为本发明第二个实施例所述的常规气藏Gp-p/z图版；
图5为本发明第二个实施例所述的一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法中异常高压有水气藏(Gp-α)-(p/z)图版；
图6为本发明第二个实施例所述的无量纲图版拟合结果。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细的说明，显然所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明的保护的范围。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
本发明结合示意图进行详细描述，在详述本发明实施例时，为便于说明，表示器件结构的剖面图会不依一般比例作局部放大，而且所述示意图只是示例，其在此不应限制本发明保护的范围。此外，在实际制作中应包含长度、宽度及深度的三维空间尺寸。
同时在本发明的描述中，需要说明的是，术语中的“上、下、内和外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一、第二或第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
本发明中除非另有明确的规定和限定，术语“安装、相连、连接”应做广义理解，例如：可以是固定连接、可拆卸连接或一体式连接；同样可以是机械连接、电连接或直接连接，也可以通过中间媒介间接相连，也可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
实施例1
参照图1～3，为本发明的一个实施例，提供了一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法，包括：
S1：采集气井压力值，并计量井口位置的日产气量及日产水量，准备参与计算的基本参数；
进一步的，通过将压力计放至生产井口，测量气井在生产过程的井口压力值的方式来采集气井井口压力值，通过气井井口流量数据计量得到气井井口的产气量和产水量数据；
应说明的是，基本参数主要包括气藏原始压力pi(MPa)，气藏温度T(K)，岩石压缩系数cf(MPa-1)，重力加速度g(9.8m/s2)，初始含水饱和度Swi，水体倍数M，水体密度ρw(kg/m3)，水体体积系数Bw，水体压缩系数cw(MPa-1)，气体密度ρg(kg/m3)，气体偏差因子z，为井深度H(m)，为储层边界距离re(m)，为井筒半径rw(m)；
其中，储层参数由油田勘探时期确定，或者参考相邻区块、生产井的具体数值；流体参数由相关测试实验获得，或者参考相邻区块、生产井的具体数值；
S2：基于所述井口压力值计算气藏压力，基于所述井口日产气量、日产水量计算累计产气量及累计产水量，并获取异常高压气藏压力与累计产气量的关系式；
进一步的计算气藏压力p表示为：
其中，pwh为气井井口压力(MPa)，pi为储层原始压力(MPa)，ρg为气体密度(kg/m3)，ρw为水体密度(kg/m3)，Qg为日产气量(m3/d)，Qw为日产水量(m3/d)，g为重力加速度(9.8m/s2)，H为井深度(m)，re为储层边界距离(m)，rw为井筒半径(m)；
应说明的是，储层中压力分布是从储层边界到井筒位置呈现漏斗状递减分布，气藏压力是指气井位置到气藏边界位置的平均压力；
更进一步的，基于公式：Gp＝∑Qg计算累计产气量Gp，基于公式：Wp＝∑Qw计算累计产水量Wp；其中，Qg为日产气量(m3/d)，Qw为日产水量(m3/d)；
应说明的是，累计产气量是通过生产期间的日产气数据累加求和计算得到，累计产水量是通过生产期间的日产水数据累加求和计算得到；
更进一步的，基于物质守恒原理，给出异常高压力气藏压力与累计产气量的关系式，表示为：
其中，该关系式右侧净弹性水侵量α表示为：
其中，p为目前气藏压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，psc为标准状况下压力(MPa)，z为目前压力下气体偏差因子，zi为原始压力下气体偏差因子，cw为地层水压缩系数(MPa-1)，Swi为原始地层水饱和度，cf为岩石压缩系数(MPa-1)，M为水体倍数，G为动态储量(m3)，Gp为累计产气量(m3)，We为水侵量(m3)，Wp为累计产水量(m3)，Bw为地层水体积系数(m3/sm3)，Tsc为标准状况下温度(K)，T为气藏温度(K)；
应说明的是，物质守恒原理具体内容为开采前所有流体(气体、水体)在原始温度、压力下的储量＝目前储层温度、压力下流体(气体、水体)的储量+地面压力、温度下开采出来流体(气体、水体)的储量；
更进一步的，根据四川盆地多个异常高压含水气藏的气井生产特征归纳关系式储层弹性项与累计产气量Gp存在指数函数相关性，表示为：其中p为目前气藏压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，cw为地层水压缩系数(MPa-1)，Swi为原始地层水饱和度，cf为岩石压缩系数(MPa-1)，M为水体倍数，Gp为累计产气量(m3)，α为净弹性水侵量(m3)，a为弹性能系数；
S3：基于所述关系式绘制无量纲压力与无量纲累计产气量的图版，将所述图版与实际生产数据曲线对比获取无量纲图版指数，进而计算弹性能系数；
进一步的，定义无量纲形式的异常高压力气藏压力与累计产气量的图版变量，表示为：其中：无量纲压力/>无量纲累计产气量/>p为气藏当前压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，psc为标准状况下压力(MPa)，z为当前压力下气体偏差因子，zi为原始压力下气体偏差因子，G为动态储量(m3)，Gp为累计产气量(m3)，α为净弹性水侵量(m3)，b为待拟合的无量纲图版指数；
应说明的是，根据现有油藏工程理论方法，定义无量纲参数，将有量纲的物质平衡方程化简为形式简单的无量纲形式；
更进一步的，预设0到1区间内b值，基于异常高压气藏压力与累计产气量的关系式分别绘制规定b值下的pD与GpD的关系曲线，形成无量纲压力与无量纲产量的图版，如图2所示；
更进一步的，将气井在生产过程的气藏压力p值与气体压缩因子z比值作为因变量Y＝p/z，将计量的累计产气量Gp与净弹性水侵量α差值作为自变量X＝Gp-α，绘制成曲线即实际生产数据曲线；
更进一步的，将实际生产数据曲线与无量纲图版对比，通过图版曲线与实际生产数据曲线拟合得出图板指数b值，进而通过公式b＝a(Gp-α)1.028，计算弹性能指数函数中弹性能系数a值，如图3所示；
应说明的是，量纲图版是一系列曲线，每一条曲线代表不同的b值；将实际数据通过无量纲参数计算，得到无量纲坐标下的实际数据曲线，再将其与所述无量纲图版进行对比，获取与实际数据重合的无量纲图版曲线，并直接读取该无量纲图版曲线所对应的图板指数b值；如在图3中灰色坐标系中数据点为实际数据作图，自变量X为Gp-α，因变量Y＝p/z；两个图版拟合得到b＝0.4；
S4：基于所述弹性能系数a结合弹性能指数函数，计算异常高压气藏的动态储量；
应说明的是，当气藏压力p等于气藏废弃压力pab时，对应的累计产气量Gp(p＝pab)。
实施例2
参照图4～6，为本发明的一个实施例，提供了一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法，为了验证本发明的有益效果，通过经济效益计算和仿真实验进行科学论证；
已知案列气藏初始压力pi为89MPa，储层温度T为156℃，水体体积系数Bw为1.2，水体密度ρw为1000kg/m3，储层条件下气体密度ρg为270kg/m3，重力加速度g为9.8m/s2，井深度H为2500m，储层边界距离re为1km，井筒半径rw为10cm，标况大气压psc为0.1MPa，标况温度Tsc为273.15K；其生产期间井口压力Pwh(MPa)以及产气Qg(104m3/d)、产水量Qw(m3/d)、日水侵量We(m3/d)数据，如表1所示；
表1案例数据
根据井口压力计算储层压力p(MPa)、压缩系数z，累计产水Wp(m3/d)、累计产气Gp(104m3/d)。可以看出如果采用图4所示的常规气藏图版Wp-p/z，其数据由于偏离了线性关系而无法通过外推获得气井动态储量；
通过水侵量We、水体体积压缩系数Bw、标况温度Tsc、标况压力psc、储层温度T、储层压力p、气体压缩系数z，计算净弹性水侵量α，在异常高压有水气藏(Gp-α)-(p/z)图版下，明显出现了无量纲图版的上凸现象，如图5所示；将图版5与无量纲图版在双对数坐标系下进行拟合得到无量纲图版待拟合系数b＝0.8；将b＝0.8带入弹性能指数方程b＝a(Gp-α)1.028得到弹性能系数a；假设气井井口压力pwh为大气压时气井废弃，气井废弃时的累计产气量约为7.12×107m3；目前该气井累计产气量为2.57×107m3，占废弃时储量的36％；目前该气藏中气井的动态储量当前采出程度一般为40％，两者较为一致。
应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (2)

1.一种异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法，其特征在于，包括：
采集气井井口压力值，并计量井口位置的日产气量及日产水量，准备参与计算的基本参数；
所述采集气井井口压力值、计量井口位置的日产气量及日产水量，包括：
通过采集气井井口压力表数据获得气井井口压力数据，通过气井井口流量数据计量得到气井井口的产气量和产水量数据；
所述准备参与计算的基本参数，包括：
气藏原始压力pi(MPa)，气藏温度T(K)，岩石压缩系数cf(MPa-1)，重力加速度g(9.8m/s2)，初始含水饱和度Swi，水体倍数M，水体密度ρw(kg/m3)，水体体积系数Bw，水体压缩系数cw(MPa-1)，气体密度ρg(kg/m3)，气体偏差因子z，井深度H(m)，储层边界距离re(m)，井筒半径rw(m)；
其中，储层参数由油田勘探时期确定，或者参考相邻区块、生产井的具体数值；流体参数由相关测试实验获得，或者参考相邻区块、生产井的具体数值；
基于气井井口压力值计算气藏压力p；
所述气井井口压力值计算气藏压力p，表示为：
其中，pwh为气井井口压力(MPa)，pi为储层原始压力(MPa)，ρg为气体密度(kg/m3)，ρw为水体密度(kg/m3)，Qg为日产气量(m3/d)，Qw为日产水量(m3/d)，g为重力加速度(9.8m/s2)，H为井深度(m)，re为储层边界距离(m)，rw为井筒半径(m)；
基于所述井口日产气量、日产水量计算累计产气量及产水量，获取异常高压气藏下的气藏压力与累计产气量的关系式；
井口日产气量、日产水量计算累计产气量及产水量，表示为：
累计产气量Gp：Gp＝∑Qg
累计产水量Wp：Wp＝∑Qw
其中，Qg为日产气量(m3/d)，Qw为日产水量(m3/d)；
所述异常高压气藏压力p与累计产气量Gp的关系式，表示为：
其中，该关系式右侧净弹性水侵量α表示为：
其中，p为气藏当前压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，psc为标准状况下压力(MPa)，z为当前压力下气体偏差因子，zi为原始压力下气体偏差因子，cw为地层水压缩系数(MPa-1)，Swi为原始地层水饱和度，cf为岩石压缩系数(MPa-1)，M为水体倍数，G为动态储量(m3)，Gp为累计产气量(m3)，We为水侵量(m3)，Wp为累计产水量(m3)，Bw为地层水体积系数(m3/sm3)，Tsc为标准状况下温度(K)，T为气藏温度(K)；
基于所述异常高压气藏下的气藏压力p与累计产气量Gp的关系式，绘制无量纲压力与无量纲累计产气量图版；
所述绘制无量纲压力pD与无量纲累计产气量GpD的图版，包括：
定义无量纲压力pD作为因变量，无量纲累计产气量GpD作为自变量，则得到异常高压气藏下的无量纲压力pD与异常高压气藏下的无量纲累计产气量GpD的关系为：
其中，为无量纲压力，/>为无量纲累计产气量；p为气藏当前压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，psc为标准状况下压力(MPa)，z为当前压力下气体偏差因子，zi为原始压力下气体偏差因子，G为动态储量(m3)，Gp为累计产气量(m3)，α为净弹性水侵量(m3)，b为无量纲图版指数；
将所述图版与实际生产数据曲线对比获取无量纲图版指数b，进而计算弹性能系数a；
所述实际生产数据曲线，包括：
将气井在生产过程的气藏压力值p和气体压缩系数z比值作为因变量Y＝p/z，计量的累计产气量Gp与净弹性水侵量α差值作为自变量X＝Gp-α，绘制成曲线；
所述获取无量纲图版指数b，包括：
预设一系列0至1范围内的无量纲图版指数b，分别绘制无量纲图版指数b规定下的pD与GpD的关系曲线，形成无量纲压力pD与无量纲累计产气量GpD的图版；
其中，无量纲图版指数b是一个系数，通过结合数据在图版上拟合得到，进而计算弹性能系数a，公式表示为：
b＝a(Gp-α)1.028
基于所述弹性能系数a结合弹性能指数函数，计算异常高压气藏下的动态储量；
其中，弹性能指数函数指的是弹性能系数a、气藏压力p和累计产气量Gp的关系。
2.如权利要求1所述的异常高压有水气藏天然气储量的图版计算方法，其特征在于：基于所述弹性能系数a结合弹性能指数函数，包括：
弹性能指数函数，表示为：
其中，p为气藏当前压力(MPa)，pi为气藏原始压力(MPa)，cw为地层水压缩系数(MPa-1)，Swi为原始地层水饱和度，cf为岩石压缩系数(MPa-1)，M为水体倍数，Gp为累计产气量(m3)，α为净弹性水侵量(m3)，a为弹性能系数。
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