CN115860266A - 一种页岩气/煤层气井产能评价方法、系统及电子设备 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种页岩气/煤层气井产能评价方法、系统及电子设备，涉及页岩气/煤层气产能评价技术领域，该方法包括根据目标井的储层参数和钻完井参数建立目标水平井仿真几何模型；根据上述模型构建控制方程集合及其对应的初始条件和边界条件，并在初始条件和边界条件的限制下，求解控制方程集合，计算目标井在生产过程中的产能评价参数；将实测产能评价参数与计算得到的产能评价参数进行拟合，并将最优拟合结果对应的关键参数和产能评价参数分别确定为目标井在生产过程中的最优关键参数和最终产能评价参数。本发明能够准确获取页岩气/煤层气井的最终可采储量、日产气中吸附气/游离气比例、裂缝导流能力、基质扩散系数和吸附能力参数。

Description

一种页岩气/煤层气井产能评价方法、系统及电子设备

技术领域

本发明涉及页岩气/煤层气产能评价技术领域，特别是涉及一种基于同位素分馏的页岩气/煤层气井产能评价方法、系统及电子设备。

背景技术

由于页岩气储层和深层煤层气储层低渗致密的特性，通常不存在天然产能，需要借助水平钻井和水力压裂等措施来实现页岩储层的经济高效开采。因此，页岩气/煤层气井产能评价和预测以及生产过程吸附气/游离气比例动用规律，由于事关页岩气/煤层气开发方案设计、压裂评价、生产动态分析、开发方案的优化和调整，一直以来受到了学术界和工业界的广泛关注和重视。

传统的产能分析方法包括经验产量递减分析方法、解析求解方法和数值模拟方法。经验产量递减分析方法包括Arps递减、改进双曲递减、扩展指数递减、Duong递减、改进Duong递减、幂指数递减和改进幂指数递减等产量递减分析方法，但不同经验模型均有各自的适用流态，只能对井底流动压力恒定或近似恒定条件下的生产数据进行分析，且要求生产数据连续稳定避免长时间关井。目前中国页岩气/煤层气勘探开发正处于起步阶段，受地表条件及地面管网限制，气井难以实现井底压力的恒定生产方式，多数采用前期变产量变压力的生产方式，因此经验产量递减分析方法在国内页岩气/煤层气井中的应用受到了很大程度的限制。

相较于经验产量递减分析方法，解析求解方法和数值模拟方法具备更加科学、严谨的数学物理基础。解析求解方法是基于基质孔隙和裂缝耦合的气体渗流机理，通过简化求解得到储层压力或产气量解析解的方法，而数值模拟方法则是考虑储层多种流动机理（渗流、扩散、吸附-解吸）建立控制方程，通过商业化或自研的数值模拟软件来进行数值模拟和求解的方法。解析求解方法和数值模拟方法具有更好的拟合效果，但缺点在于操作复杂，待标定的模型参数较多且多解性强，模型准确性大多依赖于历史拟合确定的模型参数是否准确。目前，用于标定的数据主要为产量或生产压力等较为单一的数据，缺乏更多元、对生产状态更敏感的指标来进行约束或验证。此外，现有产能评价方法的主要功能为产量和最终可采储量预测，无法对生产过程吸附气、游离气的动用比例进行定量解析。

近年来的研究发现，页岩气/煤层气井生产过程中存在显著的甲烷碳同位素分馏，并且同位素分馏特征与采收率、总含气量、吸附气/游离气比例、岩石渗透率等因素密切相关，这为利用同位素指标评价页岩气/煤层气井产能以及生产过程吸附气/游离气动用比例提供了全新的思路和途径。然而，目前有关页岩气/煤层气产出过程同位素分馏的研究多停留在定性认识和半定量分析阶段，定量化表征模型相对较少且主要针对均质岩心的气体解析过程，难以推广应用于多尺度多机理耦合的页岩气/煤层气生产过程，这很大程度上限制了对同位素分馏机理的深入认识，以及同位素分馏方法在页岩气/煤层气勘探开发定量评价技术领域的应用。

发明内容

鉴于此，本发明的目的是提供一种页岩气/煤层气井产能评价方法、系统及电子设备。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

第一方面，本发明提供了一种页岩气/煤层气井产能评价方法，包括：

获取目标井的储层参数和钻完井参数，并根据所述储层参数和所述钻完井参数，建立目标水平井仿真几何模型；所述目标为页岩气或煤层气，所述储层参数包括岩石密度、地层温度、储层初始气体压力、初始气体同位素值和含气孔隙度；所述钻完井参数包括水平井长度、压裂段数、总簇数、压裂缝间距、半缝长、压裂缝高度和压裂缝缝宽；所述目标水平井仿真几何模型包括裂缝区和基质区；所述基质区包括压裂改造区以及未压裂改造区；

根据所述目标水平井仿真几何模型，构建控制方程集合；所述控制方程集合包括多个控制方程组，分别为第一控制方程组、第二控制方程组和第三控制方程组；所述第一控制方程组包括目标井生产过程中裂缝区内¹²CH₄气体流动控制方程和¹³CH₄气体流动控制方程；所述第二控制方程组包括能够表征目标井生产过程中压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述第三控制方程组包括能够表征目标井生产过程中未压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述控制方程集合用于根据目标井的关键参数确定目标井的产能评价参数；所述关键参数包括裂缝导流能力、压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、基质朗格缪尔体积和基质朗格缪尔压力；所述产能评价参数包括游离气产气量、吸附气产气量、日产气量、吸附气比例、游离气比例以及日产气表观同位素值；

确定所述控制方程集合的初始条件和边界条件；所述控制方程集合的初始条件是根据储层初始气体压力和初始气体同位素值确定的，所述控制方程集合的边界条件是根据实测井底流压和日产气同位素值确定的；所述控制方程集合的初始条件包括第一初始条件、第二初始条件和第三初始条件；所述第一初始条件为裂缝区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第二初始条件为压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第三初始条件为未压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述控制方程集合的边界条件包括控制边界条件、连续性边界条件和绝缘边界条件；

在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数；

获取目标井在生产过程中任意时刻实测的日产气量和日产气表观同位素值，并将实测的日产气量和日产气表观同位素值，与计算得到的日产气量和日产气表观同位素值进行拟合，得到拟合结果；

将最优拟合结果对应的关键参数确定为目标井在生产过程中的最优关键参数，将所述最优拟合结果对应的产能评价参数确定为目标井在生产过程中最终的产能评价参数；所述最优拟合结果为拟合误差最小的拟合结果。

第二方面，一种页岩气/煤层气井产能评价系统，包括：

目标水平井仿真几何模型建立模块，用于获取目标井的储层参数和钻完井参数，并根据所述储层参数和所述钻完井参数，建立目标水平井仿真几何模型；所述目标为页岩气或煤层气，所述储层参数包括岩石密度、地层温度、储层初始气体压力、初始气体同位素值和含气孔隙度；所述钻完井参数包括水平井长度、压裂段数、总簇数、压裂缝间距、半缝长、压裂缝高度和压裂缝缝宽；所述目标水平井仿真几何模型包括裂缝区和基质区；所述基质区包括压裂改造区以及未压裂改造区；

控制方程集合构建模块，用于根据所述目标水平井仿真几何模型，构建控制方程集合；所述控制方程集合包括多个控制方程组，分别为第一控制方程组、第二控制方程组和第三控制方程组；所述第一控制方程组包括目标井生产过程中裂缝区内¹²CH₄气体流动控制方程和¹³CH₄气体流动控制方程；所述第二控制方程组包括能够表征目标井生产过程中压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述第三控制方程组包括能够表征目标井生产过程中未压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述控制方程集合用于根据目标井的关键参数确定目标井的产能评价参数；所述关键参数包括裂缝导流能力、压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、基质朗格缪尔体积和基质朗格缪尔压力；所述产能评价参数包括游离气产气量、吸附气产气量、日产气量、吸附气比例、游离气比例以及日产气表观同位素值；

初始条件和边界条件确定模块，用于确定所述控制方程集合的初始条件和边界条件；所述控制方程集合的初始条件是根据储层初始气体压力和初始气体同位素值确定的，所述控制方程集合的边界条件是根据实测井底流压和日产气同位素值确定的；所述控制方程集合的初始条件包括第一初始条件、第二初始条件和第三初始条件；所述第一初始条件为裂缝区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第二初始条件为压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第三初始条件为未压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述控制方程集合的边界条件包括控制边界条件、连续性边界条件和绝缘边界条件；

任意时刻产能评价参数计算模块，用于在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数；

拟合结果确定模块，用于获取目标井在生产过程中任意时刻实测的日产气量和日产气表观同位素值，并将实测的日产气量和日产气表观同位素值，与计算得到的日产气量和日产气表观同位素值进行拟合，得到拟合结果；

最优关键参数和最终产能评价参数确定模块，用于将最优拟合结果对应的关键参数确定为目标井在生产过程中的最优关键参数，将所述最优拟合结果对应的产能评价参数确定为目标井在生产过程中最终的产能评价参数；所述最优拟合结果为拟合误差最小的拟合结果。

第三方面，本发明提供了一种电子设备，包括存储器及处理器，所述存储器用于存储计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序以使所述电子设备执行根据第一方面所述的一种页岩气/煤层气井产能评价方法。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：

本发明提供了一种基于同位素分馏的页岩气/煤层气井产能评价方法、系统及电子设备，通过建立页岩气/煤层气井生产过程多尺度（人工裂缝、天然裂缝、基质孔隙）多机理（渗流、扩散和吸附-解吸）耦合的同位素分馏定量表征模型，提出单一机理的解耦方法，为揭示页岩气/煤层气井产出过程同位素分馏特征、影响因素及机理提供理论支撑。同时，通过标定页岩气/煤层气井实测生产数据，优化同位素分馏模型参数，进而为评价和预测页岩气/煤层气井产能、确定页岩气/煤层气井生产过程吸附气/游离气动用规律及最终动用比例提供技术手段。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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他的附图。

图1为本发明实施例提供的页岩气/煤层气井产能评价方法的流程示意图；

图2为本发明实施例提供的页岩气/煤层气井产能评价系统的结构示意图。

具体实施方式

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、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，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他实施例，都属于本发明保护的范围。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

实施例一

如图1所示，本发明实施例提供了一种页岩气/煤层气井产能评价方法，包括：

步骤100：获取目标井的储层参数和钻完井参数，并根据所述储层参数和所述钻完井参数，建立目标水平井仿真几何模型；所述目标为页岩气或煤层气，所述储层参数包括岩石密度、地层温度、储层初始气体压力、初始气体同位素值和含气孔隙度；所述钻完井参数包括水平井长度、压裂段数、总簇数、压裂缝间距、半缝长、压裂缝高度和压裂缝缝宽；所述目标水平井仿真几何模型包括裂缝区和基质区；所述基质区包括压裂改造区以及未压裂改造区。

在本发明实施例中，选取特定页岩气/煤层气井，即目标井，开展生产过程中产气量和井口气甲烷碳同位素的连续监测，汇总页岩气/煤层气井的储层参数和钻完井参数；根据上述页岩气/煤层气井的储层参数和钻完井参数，建立同时包含（人工/天然）裂缝区、压裂改造区、未压裂改造区三个区域的页岩气/煤层气水平井仿真几何模型，即目标水平井仿真几何模型。

步骤200：根据所述目标水平井仿真几何模型，构建控制方程集合；所述控制方程集合包括第一控制方程组、第二控制方程组和第三控制方程组；所述第一控制方程组包括目标井生产过程中裂缝区内¹²CH₄气体流动控制方程和¹³CH₄气体流动控制方程；所述第二控制方程组包括能够表征目标井生产过程中压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述第三控制方程组包括能够表征目标井生产过程中未压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述控制方程集合用于根据目标井的关键参数确定目标井的产能评价参数；所述关键参数包括裂缝导流能力、压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、基质朗格缪尔体积和基质朗格缪尔压力；所述产能评价参数包括游离气产气量、吸附气产气量、日产气量、吸附气比例、游离气比例以及日产气表观同位素值。

在本发明实施例中，步骤200具体包括：

根据所述目标水平井仿真几何模型，建立页岩气/煤层气井生产过程中裂缝区内¹²CH₄和¹³CH₄气体流动的控制方程组。

其中，所述第一控制方程组为：

（1）；

其中，φ_F为裂缝孔隙度；P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为气体粘度；C_F为压缩系数；w为裂缝宽度；c_F为裂缝导流能力，c_F=K_F×w，K_F为裂缝渗透率。

根据所述目标水平井仿真几何模型，建立能够有效表征页岩气/煤层气井生产过程中压裂改造区基质孔隙内游离态与吸附态¹²CH₄、¹³CH₄耦合流动的控制方程组。

其中，基于菲克扩散第二定律、多组分竞争吸附理论和朗格缪尔等温吸附方程推导得到的第二控制方程组，具体公式为：

（2）；

式中，B₁，B₂，C₁和C₂分别表示为：

（3）；

P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数；/>

为压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数；/>

为压裂改造区内的孔隙度；/>

为压裂改造区质量平衡比参数，/>

，/>

为压裂改造区内的基质岩石视密度，V_L为压裂改造区内基质的朗格缪尔（英文为Langmiur）体积，R为理想气体常数，T为储层温度，V_m为气体标况摩尔体积常数，Z为气体压缩因子；/>

为压裂改造区基质内¹²CH₄的朗格缪尔常数，/>

，P_L为压裂改造区内的基质朗格缪尔压力；/>

，/>

为压裂改造区基质内¹³CH₄的朗格缪尔常数，α为吸附相和游离相之间的平衡分馏因子。

根据所述目标水平井仿真几何模型，建立能够有效表征页岩气/煤层气井生产过程未压裂改造区基质孔隙内游离态与吸附态¹²CH₄、¹³CH₄耦合流动的控制方程组。

其中，基于Fick扩散第二定律、多组分竞争吸附理论和朗格缪尔等温吸附方程推导得到的控制方程组为：

（4）；

式中，B₁，B₂，C₁和C₂分别表示为：

（5）；

P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数；/>

为未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数；/>

为未压裂改造区的孔隙度；/>

为未压裂改造区质量平衡比参数，/>

，/>

为未压裂改造区内的基质岩石视密度，V_L为未压裂改造区内的基质朗格缪尔体积，R为理想气体常数，T为储层温度，V_m为气体标况摩尔体积常数，Z为气体压缩因子；/>

为未压裂改造区基质内¹²CH₄的朗格缪尔常数，/>

，P_L为未压裂改造区内的基质朗格缪尔压力；/>

，/>

为未压裂改造区基质内¹³CH₄的朗格缪尔常数，α为吸附相和游离相之间的平衡分馏因子。

因为未压裂改造区和压裂改造区只会导致两个区域的孔隙结构参数（如孔隙度、岩石视密度）不一致，而不会改变岩石的吸附能力（如基质朗格缪尔体积、基质内¹²CH₄的朗格缪尔常数、基质朗格缪尔压力和基质内¹³CH₄的朗格缪尔常数等）。

步骤300：确定所述控制方程集合的初始条件和边界条件；所述控制方程集合的初始条件是根据储层初始气体压力和初始气体同位素值确定的，所述控制方程集合的边界条件是根据实测井底流压和日产气同位素值确定的；所述控制方程集合的初始条件包括第一初始条件、第二初始条件和第三初始条件；所述第一初始条件为裂缝区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第二初始条件为压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第三初始条件为未压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述控制方程集合的边界条件包括控制边界条件、连续性边界条件和绝缘边界条件。

其中，所述控制方程集合的初始条件的具体公式为：

（6）；

式中，t为生产时间；P₀为储层初始气体压力，x, y, z分别所述目标水平井仿真几何模型所在空间坐标体系中一位置点的x, y, z轴坐标。

所述控制边界条件的具体公式为：

（7）；

式中，

为裂缝区边界处¹²CH₄的气体压力，/>

为裂缝区边界处¹³CH₄的气体压力，f（t）为目标井生产过程中实测得到的¹²CH₄的井底流压，/>

为目标井生产过程中实测得到的¹³CH₄的井底流压。

所述连续性边界条件的具体公式为：

（8）；

式中，

为基质区域与裂缝区域交界面且位于基质区域一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为基质区域与裂缝区域交界面且位于裂缝区域一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为基质区域与裂缝区域交界面且位于基质区域一侧的¹³CH₄的气体压力梯度，/>

为基质区域与裂缝区域交界面且位于裂缝区域一侧的¹³CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于未压裂改造区一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于位于压裂改造区一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于未压裂改造区一侧的¹³CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于位于压裂改造区一侧的¹³CH₄的气体压力梯度。两项相等表示通过从一侧流出交界面的气体通量与从交界面流出到另一侧的气体通量一致。/>

所述绝缘边界条件的具体公式为：

（9）；

式中，

为目标水平井仿真几何模型的外边界面处的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为目标水平井仿真几何模型的对称面处的¹²CH₄的气体压力梯度，

为目标水平井仿真几何模型的外边界面处的¹³CH₄的气体压力梯度，

为目标水平井仿真几何模型的对称面处的¹³CH₄的气体压力梯度。

步骤400：在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数；所述产能评价参数包括游离气产气量、吸附气产气量、日产气量、吸附气比例、游离气比例以及日产气表观同位素值。

在本发明实施例中，步骤400具体包括：

在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，得到第一分布、第二分布以及第三分布；所述第一分布为裂缝区内¹²CH₄、¹³CH₄压力场的时间-空间分布；所述第二分布为压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄、¹³CH₄压力场的时间-空间分布；所述第三分布为未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄、¹³CH₄压力场的时间-空间分布。

根据所述第一分布、所述第二分布以及所述第三分布，对储层内的气体压力和气体覆盖率进行体积积分，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的气体产气量；所述气体产气量包括游离态¹²CH₄的产气量、游离态¹³CH₄的产气量、吸附态¹²CH₄的产气量和吸附态¹³CH₄的产气量。

其中，体积积分方法的具体公式为：

（10）；

式中，

、/>

、/>

和/>

分别为t_i-1~t_i时间段（即为在生产过程中）内游离态¹²CH₄的产气量、游离态¹³CH₄的产气量、吸附态¹²CH₄的产气量、吸附态¹³CH₄的产气量，θ和θ^*分别为吸附态¹²CH₄的气体覆盖率、吸附态¹³CH₄的气体覆盖率，其计算公式为：/>

（11）。

根据计算得到的目标井在生产过程中任意时刻的气体产气量，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数。

所述游离气产气量、所述吸附气产气量、所述日产气量的计算公式为：

（12）；

式中，

、/>

和/>

分别为为t_i-1~t_i时间段（即为在生产过程中）内游离气产气量、吸附气产气量和日产气量。

所述吸附气比例、所述游离气比例的计算公式为：

（13）；

式中，

和/>

分别为为t_i-1~t_i时间段（即为在生产过程中）内产出气体中吸附气比例和游离气比例。

所述日产气表观同位素值的计算公式为：

（14）；

式中，

为产出气甲烷碳同位素值，/>

为碳同位素标准物质的¹³C/¹²C比值。

步骤500：获取目标井在生产过程中任意时刻实测的日产气量和日产气表观同位素值，并将实测的日产气量和日产气表观同位素值，与计算得到的日产气量和日产气表观同位素值进行拟合，得到拟合结果。

步骤600：将最优拟合结果对应的关键参数确定为目标井在生产过程中的最优关键参数，将所述最优拟合结果对应的产能评价参数确定为目标井在生产过程中最终的产能评价参数；所述最优拟合结果为拟合误差最小的拟合结果。

进一步地，本发明实施例提供的方法还包括：

根据最优关键参数，预测未来时段目标井的产能评价参数。

一个示例为：制定页岩气/煤层气井未来的生产方案，设定相应的井底流压（即公式（7）中的控制边界条件），延长正演计算的时间（时间足够长以保证累积产气量不再明显增加），即可预测得到特定页岩气/煤层气井在指定生产方式下的最终可采收量（EUR），评价页岩气/煤层气井生产过程中吸附气/游离气的动用规律和最终动用比例。

实施例二

为了执行上述实施例一对应的方法，以实现相应的功能和技术效果，下面提供一种页岩气/煤层气井产能评价系统。

如图2所示，本发明实施例提供的一种页岩气/煤层气井产能评价系统，包括：

目标水平井仿真几何模型建立模块1，用于获取目标井的储层参数和钻完井参数，并根据所述储层参数和所述钻完井参数，建立目标水平井仿真几何模型；所述目标为页岩气或煤层气，所述储层参数包括岩石密度、地层温度、储层初始气体压力、初始气体同位素值和含气孔隙度；所述钻完井参数包括水平井长度、压裂段数、总簇数、压裂缝间距、半缝长、压裂缝高度和压裂缝缝宽；所述目标水平井仿真几何模型包括裂缝区和基质区；所述基质区包括压裂改造区以及未压裂改造区。

控制方程集合构建模块2，用于根据所述目标水平井仿真几何模型，构建控制方程集合；所述控制方程集合包括多个控制方程组，分别为第一控制方程组、第二控制方程组和第三控制方程组；所述第一控制方程组包括目标井生产过程中裂缝区内¹²CH₄气体流动控制方程和¹³CH₄气体流动控制方程；所述第二控制方程组包括能够表征目标井生产过程中压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述第三控制方程组包括能够表征目标井生产过程中未压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述控制方程集合用于根据目标井的关键参数确定目标井的产能评价参数；所述关键参数包括裂缝导流能力、压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、基质朗格缪尔体积和基质朗格缪尔压力；所述产能评价参数包括游离气产气量、吸附气产气量、日产气量、吸附气比例、游离气比例以及日产气表观同位素值。

初始条件和边界条件确定模块3，用于确定所述控制方程集合的初始条件和边界条件；所述控制方程集合的初始条件是根据储层初始气体压力和初始气体同位素值确定的，所述控制方程集合的边界条件是根据实测井底流压和日产气同位素值确定的；所述控制方程集合的初始条件包括第一初始条件、第二初始条件和第三初始条件；所述第一初始条件为裂缝区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第二初始条件为压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第三初始条件为未压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述控制方程集合的边界条件包括控制边界条件、连续性边界条件和绝缘边界条件。

任意时刻产能评价参数计算模块4，用于在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数。

拟合结果确定模块5，用于获取目标井在生产过程中任意时刻实测的日产气量和日产气表观同位素值，并将实测的日产气量和日产气表观同位素值，与计算得到的日产气量和日产气表观同位素值进行拟合，得到拟合结果。

最优关键参数和最终产能评价参数确定模块6，用于将最优拟合结果对应的关键参数确定为目标井在生产过程中的最优关键参数，将所述最优拟合结果对应的产能评价参数确定为目标井在生产过程中最终的产能评价参数；所述最优拟合结果为拟合误差最小的拟合结果。

实施例三

本发明实施例提供一种电子设备包括存储器及处理器，该存储器用于存储计算机程序，该处理器运行计算机程序以使电子设备执行实施例一的页岩气/煤层气井产能评价方法。

可选地，上述电子设备可以是服务器。

另外，本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现实施例一的页岩气/煤层气井产能评价方法。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (7)

1.一种页岩气/煤层气井产能评价方法，其特征在于，包括：

获取目标井的储层参数和钻完井参数，并根据所述储层参数和所述钻完井参数，建立目标水平井仿真几何模型；所述目标为页岩气或煤层气，所述储层参数包括岩石密度、地层温度、储层初始气体压力、初始气体同位素值和含气孔隙度；所述钻完井参数包括水平井长度、压裂段数、总簇数、压裂缝间距、半缝长、压裂缝高度和压裂缝缝宽；所述目标水平井仿真几何模型包括裂缝区和基质区；所述基质区包括压裂改造区以及未压裂改造区；

根据所述目标水平井仿真几何模型，构建控制方程集合；所述控制方程集合包括多个控制方程组，分别为第一控制方程组、第二控制方程组和第三控制方程组；所述第一控制方程组包括目标井生产过程中裂缝区内¹²CH₄气体流动控制方程和¹³CH₄气体流动控制方程；所述第二控制方程组包括能够表征目标井生产过程中压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述第三控制方程组包括能够表征目标井生产过程中未压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述控制方程集合用于根据目标井的关键参数确定目标井的产能评价参数；所述关键参数包括裂缝导流能力、压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、基质朗格缪尔体积和基质朗格缪尔压力；所述产能评价参数包括游离气产气量、吸附气产气量、日产气量、吸附气比例、游离气比例以及日产气表观同位素值；

确定所述控制方程集合的初始条件和边界条件；所述控制方程集合的初始条件是根据储层初始气体压力和初始气体同位素值确定的，所述控制方程集合的边界条件是根据实测井底流压和日产气同位素值确定的；所述控制方程集合的初始条件包括第一初始条件、第二初始条件和第三初始条件；所述第一初始条件为裂缝区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第二初始条件为压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第三初始条件为未压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述控制方程集合的边界条件包括控制边界条件、连续性边界条件和绝缘边界条件；

在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数；

获取目标井在生产过程中任意时刻实测的日产气量和日产气表观同位素值，并将实测的日产气量和日产气表观同位素值，与计算得到的日产气量和日产气表观同位素值进行拟合，得到拟合结果；

将最优拟合结果对应的关键参数确定为目标井在生产过程中的最优关键参数，将所述最优拟合结果对应的产能评价参数确定为目标井在生产过程中最终的产能评价参数；所述最优拟合结果为拟合误差最小的拟合结果；

所述第一控制方程组为：

；

其中，φ_F为裂缝孔隙度；P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为气体粘度；C_F为压缩系数；w为裂缝宽度；c_F为裂缝导流能力，c_F=K_F×w，K_F为裂缝渗透率；

所述第二控制方程组为：

；

其中，B₁，B₂，C₁和C₂分别表示为：

；

P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数；/>

为压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数；/>

为压裂改造区内的孔隙度；/>

为压裂改造区质量平衡比参数，/>

，/>

为压裂改造区内的基质岩石视密度，V_L为压裂改造区内的基质朗格缪尔体积，R为理想气体常数，T为储层温度，V_m为气体标况摩尔体积常数，Z为气体压缩因子；/>

为压裂改造区基质内¹²CH₄的朗格缪尔常数，/>

，P_L为压裂改造区内的基质朗格缪尔压力；/>

，/>

为压裂改造区基质内¹³CH₄的朗格缪尔常数，α为吸附相和游离相之间的平衡分馏因子；

所述第三控制方程组为：

；

其中，B₁，B₂，C₁和C₂分别表示为：

；

P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数；/>

为未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数；/>

为未压裂改造区的孔隙度；/>

为未压裂改造区质量平衡比参数，/>

，/>

为未压裂改造区内的基质岩石视密度，V_L为未压裂改造区内的基质朗格缪尔体积，R为理想气体常数，T为储层温度，V_m为气体标况摩尔体积常数，Z为气体压缩因子；/>

为未压裂改造区基质内¹²CH₄的朗格缪尔常数，/>

，P_L为未压裂改造区内的基质朗格缪尔压力；/>

，/>

为未压裂改造区基质内¹³CH₄的朗格缪尔常数，α为吸附相和游离相之间的平衡分馏因子。

2.根据权利要求1所述的一种页岩气/煤层气井产能评价方法，其特征在于，所述控制方程集合的初始条件为：

；

式中，t为生产时间；P₀为储层初始气体压力，x, y, z分别所述目标水平井仿真几何模型所在空间坐标体系中一位置点的x, y, z轴坐标。

3.根据权利要求1所述的一种页岩气/煤层气井产能评价方法，其特征在于，所述控制边界条件为：

；

式中，

为裂缝区边界处¹²CH₄的气体压力，/>

为裂缝区边界处¹³CH₄的气体压力，f（t）为目标井生产过程中实测得到的¹²CH₄的井底流压，/>

为目标井生产过程中实测得到的¹³CH₄的井底流压；

所述连续性边界条件为：

；

式中，

为基质区域与裂缝区域交界面且位于基质区域一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为基质区域与裂缝区域交界面且位于裂缝区域一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为基质区域与裂缝区域交界面且位于基质区域一侧的¹³CH₄的气体压力梯度，/>

为基质区域与裂缝区域交界面且位于裂缝区域一侧的¹³CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于未压裂改造区一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于位于压裂改造区一侧的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于未压裂改造区一侧的¹³CH₄的气体压力梯度，/>

为压裂改造区与未压裂改造区交界面且位于位于压裂改造区一侧的¹³CH₄的气体压力梯度；

所述绝缘边界条件为：

；

式中，

为目标水平井仿真几何模型的外边界面处的¹²CH₄的气体压力梯度，

为目标水平井仿真几何模型的对称面处的¹²CH₄的气体压力梯度，/>

为目标水平井仿真几何模型的外边界面处的¹³CH₄的气体压力梯度，/>

为目标水平井仿真几何模型的对称面处的¹³CH₄的气体压力梯度。

4.根据权利要求1所述的一种页岩气/煤层气井产能评价方法，其特征在于，所述在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数，具体包括：

在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，得到第一分布、第二分布以及第三分布；所述第一分布为裂缝区内¹²CH₄、¹³CH₄压力场的时间-空间分布；所述第二分布为压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄、¹³CH₄压力场的时间-空间分布；所述第三分布为未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄、¹³CH₄压力场的时间-空间分布；

根据所述第一分布、所述第二分布以及所述第三分布，对储层内的气体压力和气体覆盖率进行体积积分，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的气体产气量；所述气体产气量包括游离态¹²CH₄的产气量、游离态¹³CH₄的产气量、吸附态¹²CH₄的产气量和吸附态¹³CH₄的产气量；

根据计算得到的目标井在生产过程中任意时刻的气体产气量，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数。

5.根据权利要求1所述的一种页岩气/煤层气井产能评价方法，其特征在于，还包括：

根据最优关键参数，预测未来时段目标井的产能评价参数。

6.一种页岩气/煤层气井产能评价系统，其特征在于，包括：

目标水平井仿真几何模型建立模块，用于获取目标井的储层参数和钻完井参数，并根据所述储层参数和所述钻完井参数，建立目标水平井仿真几何模型；所述目标为页岩气或煤层气，所述储层参数包括岩石密度、地层温度、储层初始气体压力、初始气体同位素值和含气孔隙度；所述钻完井参数包括水平井长度、压裂段数、总簇数、压裂缝间距、半缝长、压裂缝高度和压裂缝缝宽；所述目标水平井仿真几何模型包括裂缝区和基质区；所述基质区包括压裂改造区以及未压裂改造区；

控制方程集合构建模块，用于根据所述目标水平井仿真几何模型，构建控制方程集合；所述控制方程集合包括多个控制方程组，分别为第一控制方程组、第二控制方程组和第三控制方程组；所述第一控制方程组包括目标井生产过程中裂缝区内¹²CH₄气体流动控制方程和¹³CH₄气体流动控制方程；所述第二控制方程组包括能够表征目标井生产过程中压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述第三控制方程组包括能够表征目标井生产过程中未压裂改造区基质孔隙内游离态¹²CH₄、游离态¹³CH₄、吸附态¹²CH₄和吸附态¹³CH₄耦合流动的控制方程；所述控制方程集合用于根据目标井的关键参数确定目标井的产能评价参数；所述关键参数包括裂缝导流能力、压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数、未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数、基质朗格缪尔体积和基质朗格缪尔压力；所述产能评价参数包括游离气产气量、吸附气产气量、日产气量、吸附气比例、游离气比例以及日产气表观同位素值；

初始条件和边界条件确定模块，用于确定所述控制方程集合的初始条件和边界条件；所述控制方程集合的初始条件是根据储层初始气体压力和初始气体同位素值确定的，所述控制方程集合的边界条件是根据实测井底流压和日产气同位素值确定的；所述控制方程集合的初始条件包括第一初始条件、第二初始条件和第三初始条件；所述第一初始条件为裂缝区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第二初始条件为压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述第三初始条件为未压裂改造区内¹²CH₄气体流动和¹³CH₄气体流动的初始条件；所述控制方程集合的边界条件包括控制边界条件、连续性边界条件和绝缘边界条件；

任意时刻产能评价参数计算模块，用于在所述控制方程集合的初始条件和边界条件的限制下，求解所述控制方程集合，计算得到目标井在生产过程中任意时刻的产能评价参数；

拟合结果确定模块，用于获取目标井在生产过程中任意时刻实测的日产气量和日产气表观同位素值，并将实测的日产气量和日产气表观同位素值，与计算得到的日产气量和日产气表观同位素值进行拟合，得到拟合结果；

最优关键参数和最终产能评价参数确定模块，用于将最优拟合结果对应的关键参数确定为目标井在生产过程中的最优关键参数，将所述最优拟合结果对应的产能评价参数确定为目标井在生产过程中最终的产能评价参数；所述最优拟合结果为拟合误差最小的拟合结果；

所述第一控制方程组为：

；

其中，φ_F为裂缝孔隙度；P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为气体粘度；C_F为压缩系数；w为裂缝宽度；c_F为裂缝导流能力，c_F=K_F×w，K_F为裂缝渗透率；

所述第二控制方程组为：

；

其中，B₁，B₂，C₁和C₂分别表示为：

；

P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数；/>

为压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数；/>

为压裂改造区内的孔隙度；/>

为压裂改造区质量平衡比参数，/>

，/>

为压裂改造区内的基质岩石视密度，V_L为压裂改造区内的基质朗格缪尔体积，R为理想气体常数，T为储层温度，V_m为气体标况摩尔体积常数，Z为气体压缩因子；/>

为压裂改造区基质内¹²CH₄的朗格缪尔常数，/>

，P_L为压裂改造区内的基质朗格缪尔压力；/>

，/>

为压裂改造区基质内¹³CH₄的朗格缪尔常数，α为吸附相和游离相之间的平衡分馏因子；

所述第三控制方程组为：

；

其中，B₁，B₂，C₁和C₂分别表示为：

；

P为¹²CH₄的气体压力；P^*为¹³CH₄的气体压力；t为生产时间；

为未压裂改造区基质孔隙内¹²CH₄的气体扩散系数；/>

为未压裂改造区基质孔隙内¹³CH₄的气体扩散系数；/>

为未压裂改造区的孔隙度；/>

为未压裂改造区质量平衡比参数，/>

，/>

为未压裂改造区内的基质岩石视密度，V_L为未压裂改造区内的基质朗格缪尔体积，R为理想气体常数，T为储层温度，V_m为气体标况摩尔体积常数，Z为气体压缩因子；/>

为未压裂改造区基质内¹²CH₄的朗格缪尔常数，/>

，P_L为未压裂改造区内的基质朗格缪尔压力；/>

，/>

为未压裂改造区基质内¹³CH₄的朗格缪尔常数，α为吸附相和游离相之间的平衡分馏因子。

7.一种电子设备，其特征在于，包括存储器及处理器，所述存储器用于存储计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序以使所述电子设备执行根据权利要求1至5中任一项所述的一种页岩气/煤层气井产能评价方法。

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