CN116384267A - 致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备 - Google Patents

致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备 Download PDF

Info

Publication number
CN116384267A
CN116384267A CN202310147798.1A CN202310147798A CN116384267A CN 116384267 A CN116384267 A CN 116384267A CN 202310147798 A CN202310147798 A CN 202310147798A CN 116384267 A CN116384267 A CN 116384267A
Authority
CN
China
Prior art keywords
tight reservoir
horizontal well
target
parameters
target tight
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202310147798.1A
Other languages
English (en)
Inventor
陈志明
胡连博
田勇
陈铎
穆凌雨
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Petroleum Beijing
CNPC Engineering Technology R&D Co Ltd
Original Assignee
China University of Petroleum Beijing
CNPC Engineering Technology R&D Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Petroleum Beijing, CNPC Engineering Technology R&D Co Ltd filed Critical China University of Petroleum Beijing
Priority to CN202310147798.1A priority Critical patent/CN116384267A/zh
Publication of CN116384267A publication Critical patent/CN116384267A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
    • G06F2111/10—Numerical modelling
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2113/00—Details relating to the application field
    • G06F2113/08—Fluids
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/08—Thermal analysis or thermal optimisation
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
    • Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Economics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Algebra (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Agronomy & Crop Science (AREA)
  • Animal Husbandry (AREA)
  • Marine Sciences & Fisheries (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)
  • Monitoring And Testing Of Nuclear Reactors (AREA)

Abstract

本申请提供一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备。该方法包括：建立考虑非均质性、应力敏感性和弱补给效应的致密储层试井模型；基于此试井模型，根据生产历史数据和产量标准化拟压力和时间的关系所形成的分析方法，反演并确定水平井的裂缝参数；根据裂缝参数计算线性流动参数，最后根据线性流动参数，模拟计算致密储层压裂水平井的最终可采储量。本申请通过反演并确定水平井的裂缝参数，根据反演后的参数计算线性流动参数和最终可采储量，增加了最终可采储量的预测结果的准确性，降低了预测误差。

Description

致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备
技术领域
本申请涉及致密油气藏开发技术领域，尤其涉及一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备。
背景技术
随着常规油气资源发现规模、个数的下降和非常规资源勘探开发技术的不断突破，非常规油气资源逐步成为我国油气生产的重要组成部分，其中，致密气藏储量资源丰富。
使用单井预测的最终可采储量可以预测致密气藏压裂水平井最终可采储量，现有的单井预测的最终可采储量的预测方法主要包括经验法、概率法、现代产量递减分析法、解析预测法和数值模拟法，但是分析结果计算精度较低，对致密气产能预测误差大。
发明内容
本申请提供一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备，解决单井预测的最终可采储量结果精度较低，对致密气产能预测误差大的问题。
第一方面，本申请提供一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法，包括：
获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，其中，裂缝参数包括裂缝半长和渗透率；
根据目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数；
根据目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，计算致密储层压裂水平井的最终可采储量。
可选地，获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，具体包括：
获取目标致密储层的生产历史数据和生产条件，并构建目标致密储层的试井模型；
根据目标致密储层的生产条件和目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据；
根据生产历史数据和计算生产数据，确定目标致密储层的试井模型的模型参数；
从模型参数中提取裂缝参数。
可选地，根据目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，具体包括：
根据第一公式计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，其中，第一公式为：
Figure BDA0004090990600000021
其中，LFP为线性流动参数，x0为所述目标致密储层压裂水平井的长度，y0为裂缝半长的2倍，L为裂缝间距，h为所述目标致密储层的厚度，k为平均渗透率。
可选地，根据目标致密储层的生产条件和目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据，具体包括：
将目标致密储层的生产条件代入目标致密储层的试井模型，计算获得目标致密储层压裂水平井的井底压力；
根据目标致密储层压裂水平井的井底压力计算获得计算生产数据。
第二方面，本申请提供一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定装置，包括：
获取模块，用于获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，其中，裂缝参数包括裂缝半长和渗透率；
处理模块，用于根据目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数；以及
根据目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，计算致密储层压裂水平井的最终可采储量。
可选地，获取模块，具体用于：
获取目标致密储层的生产历史数据和生产条件，并构建目标致密储层的试井模型；
根据目标致密储层的生产条件和目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据；
根据生产历史数据和计算生产数据，确定目标致密储层的试井模型的模型参数；
从模型参数中提取裂缝参数。
可选地，处理模块，具体用于：
根据第一公式计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，其中，第一公式为：
Figure BDA0004090990600000031
其中，LFP为线性流动参数，x0为所述目标致密储层压裂水平井的长度，y0为裂缝半长的2倍，L为裂缝间距，h为所述目标致密储层的厚度，k为平均渗透率。
可选地，处理模块，具体用于：
将目标致密储层的生产条件代入目标致密储层的试井模型，计算获得目标致密储层压裂水平井的井底压力；
根据目标致密储层压裂水平井的井底压力计算获得计算生产数据。
第三方面，本申请提供一种电子设备，包括：处理器，以及与处理器通信连接的存储器；
存储器存储计算机执行指令；
处理器执行存储器存储的计算机执行指令，以实现如上第一方面的确定方法。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现如上第一方面的确定方法。
本申请提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备，通过计算致密储层水平井的井底压力，并根据产量标准化拟压力和时间的关系所形成的分析方法生成计算生产数据，根据生产历史数据和计算生产数据，反演并确定水平井的裂缝参数；根据裂缝参数计算线性流动参数，并根据确定的裂缝参数和相关储层参数计算出目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，最后根据线性流动参数计算致密储层压裂水平井的最终可采储量，使用计算所得参数确定线性流动参数和致密储层压裂水平井的最终可采储量，提升了计算结果的准确性，降低了预测误差。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本申请的实施例，并与说明书一起用于解释本申请的原理。
图1为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法的流程图；
图2为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法的流程图；
图3为本申请实施例提供的一种试井模型的示意图；
图4为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井内线性流动的示意图；
图5为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法的流程图；
图6为本申请实施例提供的一种产气量与时间的示意图；
图7为本申请实施例提供的一种产量标准化拟压力与物质平衡时间的示意图；
图8为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井平面的示意图；
图9为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的拟合模拟结果；
图10为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定装置的结构示意图；
图11为本申请实施例提供的一种电子设备的结构示意图。
通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。
具体实施方式
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本申请相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本申请的一些方面相一致的装置和方法的例子。
需要说明的是，本申请所涉及的用户信息(包括但不限于用户设备信息、用户个人信息等)和数据(包括但不限于用于分析的数据、存储的数据、展示的数据等)，均为经用户授权或者经过各方充分授权的信息和数据，并且相关数据的收集、使用和处理需要遵守相关国家和地区的相关法律法规和标准，并提供有相应的操作入口，供用户选择授权或者拒绝。
单井预测的最终可采储量(EUR)是指已经生产多年以上的开发井，根据其产能递减规律，运用趋势预测方法，预测的该井最终可采储量。气井预测的最终可采储量预测方法主要包括经验法、概率法、现代产量递减分析法、解析预测法和数值模拟法，分类及应用条件如表1所示。经验法作为一种以统计回归理论为基础的气藏工程方法，以Arps递减、拓展指数递减、Duong方法递减和幂指数递减分析为代表，虽然应用便捷，但结果受数据波动性影响较大，计算精度较低。概率法考虑到部分影响气井产量的物理参数，但具有不确定性。现代产量递减分析法、解析预测法和数值模拟法虽然能够对各种生产情况进行预测，但模型输入参数复杂，且计算精度受到输入参数可靠性制约。
表1致密气井EUR常用评价方法和适用条件
Figure BDA0004090990600000051
Figure BDA0004090990600000061
由于压后渗流环境的复杂性和致密砂岩储层的储层物性特征，致使现有EUR评价方法具有较大的误差和应用局限性，例如，三种经验法的优缺点分析如表2所示。
表2三种经验法的优缺点分析
Figure BDA0004090990600000062
Figure BDA0004090990600000071
本申请在考虑致密气压裂水平井复杂的渗流环境下，建立了改进的试井模型，基于试井模型，通过生产动态历史拟合和产量标准化拟压力和时间的关系获取计算生产数据，并根据生产历史数据和计算生产数据，获取裂缝参数，之后利用时间平方根方法和裂缝参数计算致密储层压裂水平井的线性流动参数，根据线性流动参数计算致密储层压裂水平井的最终可采储量。
图1为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法的流程图，如图1所示，该方法包括如下步骤：
S101、获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数。
更具体地，获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，其中，裂缝参数包括裂缝半长和渗透率。其中，裂缝半长和渗透率是从专业软件的模拟计算过程中得到裂缝参数。
S102、根据目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数。
更具体地，根据目标致密储层压裂水平井的裂缝半长和渗透率，计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数。根据第一公式计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，其中，第一公式为：
Figure BDA0004090990600000081
其中，LFP为线性流动参数，x0为目标致密储层压裂水平井的长度，y0为裂缝半长的2倍，L为裂缝间距，h为目标致密储层的厚度，k为平均渗透率。
S103、根据目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，计算致密储层压裂水平井的最终可采储量。
更具体地，根据目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，以及目标致密储层压裂水平井的废弃压力，利用软件模拟预测废弃压力下的目标致密储层压裂水平井的产能，当目标致密储层压裂水平井的产量为0时得到致密储层压裂水平井的最终可采储量。计算致密储层压裂水平井的最终可采储量还包括将计算结果与实际井的最终可采储量进行对比，开展误差分析，验证方法的准确性和实用性。
在本申请实施例提供的致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法中，通过获取裂缝半长和渗透率，并根据裂缝半长和渗透率计算出目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，再根据线性流动参数计算目标致密储层压裂水平井的产量为0时的累计产量，即为致密储层压裂水平井的最终可采储量。使用裂缝参数进行线性流动参数和致密储层压裂水平井的最终可采储量的计算，提升了计算结果的准确性，降低了预测误差。
图2为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法的流程图，如图2所示，获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数包括如下步骤：
S201、获取目标致密储层的生产历史数据和生产条件，并构建目标致密储层的试井模型。
更具体地，其中，目标致密储层的试井模型的生产历史数据为目标致密储层的实际生产历史数据，目标致密储层的试井模型的生产条件为建立试井模型所需的基本生产条件，目标致密储层的试井模型包括物理模型和数学模型。
例如：目标致密储层的试井模型如下所示：
图3为本申请实施例提供的一种试井模型的示意图，如图3所示，根据苏里格致密气藏水平井实际生产开发情况，建立径向复合储层中，考虑地层非均质性和压裂改造形成高渗区特征，即原始储层流体向压裂受效区补给。致密气藏水平井经多段水力压裂后，在储层中形成主裂缝，该区域称为压裂改造区(内区)，储层改造效果随着主裂缝向外延伸逐渐减弱，压裂改造区最末端的区域与原始储层相比流动能力具有一定的改善视为压裂受效区(外区)。压裂受效区以外的储层称为原始储层(原始区)。
其中，物理模型假设条件为：外区、内区和人工裂缝区均为单一介质；储层顶底层封闭，储层为水平等厚；流体为单相微可压缩液体，在储层中的渗流符合达西线性渗流规律；水力主裂缝为有限导流裂缝，纵向上完全贯穿整个储层；外区流体线性流入内区，内区流体呈单向流流向主裂缝，最后通过水力主裂缝流向井筒；不考虑水平井筒内部压降损失和重力影响；井以恒定产量进行生产，考虑井筒储集效应和表皮效应的影响；考虑地质非均质性和应力敏感和边界的弱补给效应。
图4为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井内线性流动的示意图，如图4所示，流体在储层中的流动可分为三个阶段：压裂改造区(内区)向主裂缝的线性流动；压裂受效区(外区)向压裂改造区(内区)的线性流动；主裂缝到水平井的线性流动。由于致密气藏原始储层渗透率极低，原始储层向压裂受效区(外区)的流动视为弱补给效应，可作为混合边界考虑。根据致密储层的非均质性、应力敏感性和弱补给效应，利用缝网离散的思路，建立目标致密储层的数学模型，数学模型包括弱补给效应方程、应力敏感效应方程、压裂改造区(内区)流体流动方程、主裂缝流体流动方程和生产条件方程。假设主裂缝条数总数为n，针对主裂缝j，以其四分之一为研究对象。
其中，弱补给效应方程如下所示：
考虑原始储层向压裂受效区的弱补给效应，原始储层与压裂受效区交界面处拟压力变化可表达为：
Figure BDA0004090990600000091
式中Sfs为补给表皮因子，y为竖直方向距离，ye为竖直方向边界大小，m2为压裂受效区(外区)拟压力，m3为原始储层(原始区)气体拟压力，表达式均为
Figure BDA0004090990600000101
其中，m为气体拟压力，p为气体真实压力，μ为气体粘度，Z为气体压缩因子。
基于渗透率的非均质变化，原始储层与压裂受效区(外区)交界面处流量变化可为：
Figure BDA0004090990600000102
式中K2为外区渗透率，单位为μm2，K3原始储层区渗透率，单位为μm2。
将公式(2)代入公式(1)可得
Figure BDA0004090990600000103
式中m3为原始储层气体拟压力，将m3表示为mi。因此，公式(3)可进一步表示为：
Figure BDA0004090990600000104
其中，β为补给阻力系数，由下式表示：
Figure BDA0004090990600000105
应力敏感效应方程如下所示：
在渗流过程中，外区流体满足连续性方程：
Figure BDA0004090990600000106
其中，Φ为孔隙度，单位为％，t为压裂水平井生产时间，运动方程v2和气体状态方程ρ分别为：
Figure BDA0004090990600000107
其中，K2为外区渗透率，p为气体真实压力，单位为MPa，M为气体的分子量，单位为kg/kmol，R为气体普适常数，值为0.008314MPa-1·m3/(kmol·K)，T为气体绝对温度，单位为K。
利用渗透率指数模型表征储层应力敏感效应：
Figure BDA0004090990600000108
其中，γ为应力敏感系数，单位为MPa-1，通过积分可得：
Figure BDA0004090990600000111
其中，Pi为原始储层压力，将公式(7)和公式(9)代入公式(6)，结合岩石状态方程可得：
Figure BDA0004090990600000112
其中，岩石状态方程为Cf＝(dVp/Vf)×(1/dp)，Cf为岩石压缩系数，单位为MPa-1，Ct为综合压缩系数，单位为MPa-1，α为修正的应力敏感系数。
内边界条件为：
Figure BDA0004090990600000113
其中，m1为压裂改造区(内区)的气体拟压力，yFj为第j个主裂缝半长。
内区流体流动方程如下所示：
在渗流过程中，考虑到内区的质量交换和外区的流体流入，内区的流体流动满足方程：
Figure BDA0004090990600000114
其中v1为流体的渗流速度，单位为cm/s，q1为内区流量，()1代表内区。
同样，类似公式(7)-(9)的推导方式，可得流体满足方程：
Figure BDA0004090990600000115
其中x为水平方向的距离，m1为内区基质拟压力，K1为内区渗透率，单位为μm2，q1的表达式如下所示：
Figure BDA0004090990600000116
其中，Pi为原始储层压力，p2为内区压力，单位为MPa。
内外边界的控制条件为：
Figure BDA0004090990600000117
其中，xe为水平方向边界的大小，ωFj为第j个主裂缝宽度。
初始条件为：
m1|t＝0＝mi (16)
主裂缝流体流动方程如下：
在渗流过程中，主裂缝流体满足连续性方程：
Figure BDA0004090990600000121
其中vF为主裂缝的渗流速度，ρ气体的密度，ρvF质量渗流速度在主裂缝的分量，()2代表外区，q2为内区流体流入主裂缝的流量，表达式如下：
Figure BDA0004090990600000122
同样，类似公式(7)-(9)的推导方式，可得主裂缝流体满足方程：
Figure BDA0004090990600000123
其中，mF为主裂缝的气体拟压力，m1为内区气体拟压力，单位为MPa2/cp，KFj为第j个主裂缝渗透率，()F代表裂缝系统。
内外边界的控制条件为：
Figure BDA0004090990600000124
其中，Tsc为标准状况下的气体温度，h为厚度。
初始条件为：
m|t＝0＝mi (21)
生产条件方程如下：
考虑到水平井以定产量进行生产，得到生产条件方程：
Figure BDA0004090990600000125
其中，qwj是第j个主裂缝下的流量，qsc是标况下压裂水平井的产量，单位为m3/d。
S202、根据目标致密储层的生产条件和目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据。
更具体地，将目标致密储层的生产条件代入目标致密储层的试井模型，计算获得目标致密储层压裂水平井的井底压力，之后再根据目标致密储层压裂水平井的井底压力计算获得计算生产数据。其中，生产条件包括目标致密储层的初始成分组成，计算生产数据包括拟合产气量、拟合累产气量、拟合压力和拟合压力导数。
例如：计算目标致密储层压裂水平井的井底压力时，为便于方程求解，首先定义无因次量，先利用无因次变量简化模型后得无量纲数学模型，之后通过建立的无因次模型进行求解计算。
其中，定义无因次量如下：
无因次距离为：
Figure BDA0004090990600000131
其中，rm是原始储层半径；Rm是井筒半径；rmD为无因次径向距离；xw是井口在水平方向上的距离；xwD为井口在水平方向上的无因次距离；ωF为主裂缝宽度，单位为m；ωFD为无因次主裂缝宽度；yF为主裂缝半长；xD、yD分别为无因次井口坐标。
无因次时间、流量分别为：
Figure BDA0004090990600000132
Figure BDA0004090990600000133
其中，q为地下产量，qsc是标准状况下致密气地面产量，单位为m3/d，qD是无因次产量，t是时间，单位为h，tD是无因次时间，μ是原油黏度，单位为mPa·s，φ是孔隙度，单位为％。
无因次压力：
Figure BDA0004090990600000134
Figure BDA0004090990600000135
其中，psc为标准状况下气体真实压力。
无因次裂缝导流能力和内区导流能力如下：
Figure BDA0004090990600000136
其中，CFD为主裂缝的导流能力的无因次量，RCD为压裂改造区的导流能力的无因次量，KFωF为导流能力，yF为主裂缝半长，xe为水平方向边界大小。
无因次裂缝扩散比和外区扩散比如下：
Figure BDA0004090990600000141
其中，κFD为主裂缝的扩散比的无因次量，κ2D为外区的扩散比的无因次量。
无因次应力敏感系数和补给阻力系数如下：
Figure BDA0004090990600000142
其中，αD为修正的应力敏感系数的无因次量，γ为应力敏感系数，βD为补给阻力系数的无因次量，yeD为垂直方向边界的无因次量，()3为原始区。
无因次数学模型如下：
根据公式(10)转换得到外区的无因次数学模型如下：
Figure BDA0004090990600000143
其中，yFDj为第j个主裂缝半长的无因次量。
根据公式(13)转换得到内区无因次数学模型如下：
Figure BDA0004090990600000151
其中，m1D为内区无因次拟压力，m2D为外区无因次拟压力。
根据公式(19)转换主裂缝区无因次数学模型如下：
Figure BDA0004090990600000152
其中，mFD为主裂缝压力的无因次量，qwDj为第j条裂缝节点处无因次流量，kFDj为第j个主裂缝的扩散比的无因次量。
考虑到应力敏感造成的方程非线性，利用Pedrosa摄动变换方法对无量纲试井数学模型进行线性化。其中，Pedrosa摄动变换方法为一种线性化处理方法，引入的摄动变换方程为：
Figure BDA0004090990600000153
其中，mD为无因次中间变量，ξD为摄动变换函数。
将公式(33)代入无量纲试井数学模型后，利用零阶方程解可得到线性化后的试井数学模型。然后，利用Laplace变换方法对线性化后的试井数学模型进行求解，联立模型可得到井底压力为：
Figure BDA0004090990600000154
其中，mwD为井底气体拟压力，即为井底压力。
Figure BDA0004090990600000155
为Laplace空间下的第j条裂缝的无因次流量，s为Laplace空间变量。
其中，
Figure BDA0004090990600000161
利用Van Everdingen等人提出的叠加原理公式，考虑表皮效应和井筒储集效应下的井筒压力表达式，进一步可得到实空间的井底压力。
之后根据基于目标致密储层已知参数和实际历史生产信息，利用生产动态历史数据进行历史拟合，通过引入产量标准化拟压力和时间的关系，使井底压力转换为产量和时间的关系，根据产量和时间的关系生成计算生产数据，实现将变产量生产情况转化为定产量生产情况。其中，通过历史拟合后获取计算生产数据中的拟合气产量和拟合累气产量，通过引入产量标准化拟压力和时间的关系获取计算生产数据中的拟合压力和拟合压力导数。计算生产数据的计算过程如下：
Figure BDA0004090990600000162
Figure BDA0004090990600000163
Figure BDA0004090990600000164
其中，RNP表示压力，RNP′表示压力导数，mw为井底气体拟压力，te为物质平衡时间，qw为气井产量。
然后进行无因次化得：
Figure BDA0004090990600000165
Figure BDA0004090990600000166
Figure BDA0004090990600000167
其中，RNPD表示无因次压力，RNP′D表示无因次压力导数，qwD为实空间下无因次产量、mwD为实空间下无因次井底气体拟压力，teD为无因次物质平衡时间。
S203、根据生产历史数据和计算生产数据，确定目标致密储层的试井模型的模型参数。
更具体地，根据生产历史数据和计算生产数据生成的曲线图，不断地调整模型参数，使计算生产数据与生产历史数据曲线接近，越接近说明模型对实际致密储层的相似程度越高。其中，生产历史数据包括产气量、累产气量、压力和压力导数，与获取计算生产数据类似，通过公式(36)-(41)获取，计算生产数据包括拟合产气量、拟合累产气量、拟合压力和拟合压力导数。
S204、从模型参数中提取裂缝参数。
更具体地，从模型参数中提取裂缝参数。其中，裂缝参数包括裂缝半长和渗透率。
在本申请实施例提供的致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法中，通过建立考虑非均质性和应力敏感性的目标致密储层模型，并基于目标致密储层模型，通过历史拟合和引入产量标准化拟压力和时间的关系，获取生产历史数据和计算生产数据，并根据生产历史数据和计算生产数据进行动态调参，获取更接近真实致密储层的模型参数。通过构建更接近真实致密储层的试井模型，并通过动态调参确定目标致密储层的裂缝参数，提升了试井模型和模型参数的准确度，从而降低最终的预测误差。
图5为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法的流程图，如图5所示，对苏里格气田的5口典型的致密砂岩气井进行应用分析，包括如下步骤：
S501、收集资料。
更具体地，基于苏里格气田的实际资料和地质情况，参考邻井数据资料，对井苏36-8-15H2井等进行数据汇总。其中，苏里格气田是研究典型致密砂岩气井的所在之处，气田勘探面积约36000平方公里，天然气储量约1.1×1012m3，不仅是我国现阶段规模最大的天然气田，也是我国第一个世界级储量的大气田。苏里格气田上古生界地层自下而上发育着石炭系本溪组、二叠系山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。储层岩性主要为灰白色中到粗粒、含泥粗到中粒岩屑质石英砂岩，灰白色粗粒、粗到中粒岩屑砂岩。苏里格致密气藏是近南北向展布的带状砂岩体，构成大型岩性圈闭或地层到岩性圈闭，气藏呈大面积复合连片，砂体呈条带状分布，苏里格物性变化较大，在外围物性急剧变差。基本属于低孔、低渗、低丰度的大型气藏。
S502、建立试井模型。
更具体地，根据收集的地质资料，并综合考虑地层非均质性、应力敏感和边界弱补给效应，建立试井模型。
S503、基于试井模型和生产条件，计算获得计算生产数据。
更具体地，基于建立的试井模型和收集的生产条件资料，利用生产动态历史数据进行历史拟合，获取产气量和累产气量与时间的关系，如图6所示，包括产气量和累产气量与时间关系曲线，以及拟合产气量和拟合累产气量与时间的关系曲线。通过引入产量标准化拟压力和时间的关系，获取产量标准化拟压力与物质平衡时间的关系，如图7所示，包括实际压力和实际压力导数与物质平衡时间的关系曲线，以及拟合压力和拟合压力导数与物质平衡时间的关系曲线。
S504、根据生产历史数据和计算生产数据，确定试井模型的模型参数。
更具体地，生产历史数据和计算生产数据相关曲线如图6和图7所示，通过不断调节试井模型中的模型参数，使得生产历史数据和计算生产数据中的相关曲线逐渐接近，从而确定试井模型的模型参数。
S505、从模型参数中提取裂缝参数。
更具体地，从模型参数中提取裂缝参数，致密储层参数和裂缝参数如下表所示：
表3苏36-8-15H2井参数拟合结果
井名 苏36-8-15H2井
有效水平段长x0(m) 316
有效储层厚h(m) 6.5
增产储层宽度y0(m) 140
渗透率k(md) 0.06
裂缝间距L(m) 45.14
图8为本申请实施例提供的一种致密储层压裂水平井平面的示意图，如图8所示，增产储层宽度y0为裂缝半长的2倍。
S506、计算线性流动参数。
更具体地，根据提取的裂缝参数和第一公式计算线性流动参数，结果为：
Figure BDA0004090990600000191
S507、计算最终可采储量。
更具体地，根据计算线性流动参数和致密储层的废弃压力，利用软件模拟预测废弃压力下的致密储层压裂水平井的产能，从而得到最终可采储量的预测结果，结果如图9所示，结果为4.11672×107m3。
S508、方法验证。
更具体地，为了验证该方法的准确性和可靠性，选取苏里格气田研究区的一些长时间生产或者无产能的典型气井进行验证。本申请选取4口实际井进行实例验证，应用本方法预测最终可采储量过程和上述流程相同。将实际井预测得到的致密储层压裂水平井的最终可采储量与真实致密储层压裂水平井的最终可采储量进行比较并开展误差分析。试井参数解释结果汇总和误差对比分析如表4所示。
表4最终可采储量误差比较汇总表
Figure BDA0004090990600000192
结果表明：平均误差小于5％，在允许范围内，本申请的致密储层压裂水平井的最终可采储量方法能够较好的预测致密气井的单井最终可采储量。
在本申请实施例提供的致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法中，通过考虑致密储层的复杂渗流环境，构建更接近实际致密储层的试井模型，根据该模型进行模型参数确定，并提取出更接近实际致密储层的裂缝参数，最后根据裂缝参数和相关储层参数计算最终可采储量。改进后的试井模型能够适用于致密砂岩油气藏，并通过反演参数，提升了模型的准确性，进而进一步降低预测误差，验证分析也证明了方法的可靠性。
本申请提供一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定装置，装置的结构示意图如图10所示，该试井模拟装置1000包括：
获取模块1001，用于获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，其中，裂缝参数包括裂缝半长和渗透率；
处理模块1002，用于根据目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数；以及
根据目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，计算致密储层压裂水平井的最终可采储量。
获取模块1001，具体用于：
获取目标致密储层的生产历史数据和生产条件，并构建目标致密储层的试井模型；
根据目标致密储层的生产条件和目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据；
根据生产历史数据和计算生产数据，确定目标致密储层的试井模型的模型参数；
从模型参数中提取裂缝参数。
处理模块1002，具体用于：
根据第一公式计算目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，其中，第一公式为：
Figure BDA0004090990600000201
其中，LFP为线性流动参数，x0为目标致密储层压裂水平井的长度，y0为裂缝半长的2倍，L为裂缝间距，h为目标致密储层的厚度，k为平均渗透率。
处理模块1002，具体用于：
将目标致密储层的生产条件代入目标致密储层的试井模型，计算获得目标致密储层压裂水平井的井底压力；
根据目标致密储层压裂水平井的井底压力计算获得计算生产数据。
如图11所示，本申请一实施例提供一种电子设备1100，电子设备1100包括存储器1101和处理器1102。
其中，存储器1101用于存储处理器可执行的计算机指令；
处理器1102在执行计算机指令时实现上述实施例中致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法中的各个步骤。具体可以参见前述致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法实施例中的相关描述。
可选地，上述存储器1101既可以是独立的，也可以跟处理器1102集成在一起。当存储器1101独立设置时，该电子设备还包括总线，用于连接存储器1101和处理器1102。
本申请实施例还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机指令，当处理器执行计算机指令时，实现上述实施例中致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法中的各个步骤。
本申请实施例还提供一种计算机程序产品，包括计算机指令，该计算机指令被处理器执行时实现上述实施例中致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法中的各个步骤。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本申请的真正范围和精神由下面的权利要求书指出。
应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求书来限制。

Claims (10)

1.一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法，其特征在于，包括：
获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，其中，所述裂缝参数包括裂缝半长和渗透率；
根据所述目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算所述目标致密储层压裂水平井的线性流动参数；
根据所述目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，计算所述致密储层压裂水平井的最终可采储量。
2.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，具体包括：
获取所述目标致密储层的生产历史数据和生产条件，并构建所述目标致密储层的试井模型；
根据所述目标致密储层的生产条件和所述目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据；
根据所述生产历史数据和所述计算生产数据，确定所述目标致密储层的试井模型的模型参数；
从所述模型参数中提取所述裂缝参数。
3.根据权利要求2所述的确定方法，其特征在于，根据所述目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算所述目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，具体包括：
根据第一公式计算所述目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，其中，所述第一公式为：
Figure FDA0004090990590000011
其中，LFP为线性流动参数，x0为所述目标致密储层压裂水平井的长度，y0为裂缝半长的2倍，L为裂缝间距，h为所述目标致密储层的厚度，k为平均渗透率。
4.根据权利要求2所述的确定方法，其特征在于，根据所述目标致密储层的生产条件和所述目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据，具体包括：
将所述目标致密储层的生产条件代入所述目标致密储层的试井模型，计算获得所述目标致密储层压裂水平井的井底压力；
根据所述目标致密储层压裂水平井的井底压力计算获得所述计算生产数据。
5.一种致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，其中，所述裂缝参数包括裂缝半长和渗透率；
处理模块，用于根据所述目标致密储层压裂水平井的裂缝参数，计算所述目标致密储层压裂水平井的线性流动参数；以及
根据所述目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，计算所述致密储层压裂水平井的最终可采储量。
6.根据权利要求5所述的确定装置，其特征在于，获取模块，具体用于：
获取所述目标致密储层的生产历史数据和生产条件，并构建所述目标致密储层的试井模型；
根据所述目标致密储层的生产条件和所述目标致密储层的试井模型，计算获得计算生产数据；
根据所述生产历史数据和所述计算生产数据，确定所述目标致密储层的试井模型的模型参数；
从所述模型参数中提取所述裂缝参数。
7.根据权利要求6所述的确定装置，其特征在于，处理模块，具体用于：
根据第一公式计算所述目标致密储层压裂水平井的线性流动参数，其中，所述第一公式为：
Figure FDA0004090990590000021
其中，LFP为线性流动参数，x0为所述目标致密储层压裂水平井的长度，y0为裂缝半长的2倍，L为裂缝间距，h为所述目标致密储层的厚度，k为平均渗透率。
8.根据权利要求6所述的确定装置，其特征在于，所述处理模块，具体用于：
将所述目标致密储层的生产条件代入所述目标致密储层的试井模型，计算获得所述目标致密储层压裂水平井的井底压力；
根据所述目标致密储层压裂水平井的井底压力计算获得所述计算生产数据。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：处理器，以及与所述处理器通信连接的存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，以实现如权利要求1至4中任一项所述的确定方法。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如权利要求1至4任一项的确定方法。
CN202310147798.1A 2023-02-21 2023-02-21 致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备 Pending CN116384267A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310147798.1A CN116384267A (zh) 2023-02-21 2023-02-21 致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310147798.1A CN116384267A (zh) 2023-02-21 2023-02-21 致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN116384267A true CN116384267A (zh) 2023-07-04

Family

ID=86966366

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202310147798.1A Pending CN116384267A (zh) 2023-02-21 2023-02-21 致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116384267A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117371361A (zh) * 2023-12-08 2024-01-09 中国石油大学(华东) 一种致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117371361A (zh) * 2023-12-08 2024-01-09 中国石油大学(华东) 一种致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法
CN117371361B (zh) * 2023-12-08 2024-03-19 中国石油大学(华东) 一种致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111441758B (zh) 页岩油气甜点区的预测方法及装置
CN109441422B (zh) 一种页岩气井间距优化开采方法
CN111441767B (zh) 油藏生产动态预测方法及装置
CN104895550B (zh) 一种致密气压裂水平井数值试井模型建立求解方法
CN109594968B (zh) 一种页岩气多段压裂水平井压后裂缝参数评价方法及系统
CN109522634B (zh) 一种致密气多段体积压裂水平井数值分析方法
WO2016192077A1 (zh) 一种致密气压裂水平井数值试井模型建立求解方法
CN108894777B (zh) 一种分层压裂多层合采油气藏储层物性及裂缝特性参数的确定方法
CN109113730B (zh) 页岩油原位转化开发甜点区确定方法、装置及系统
CN106599449A (zh) 一种溶洞体积计算的试井解释方法
CN110608023B (zh) 稠油分层注汽的适应性界限分析评价方法
CN108319738A (zh) 一种页岩气井产量预测方法
CN104750896A (zh) 一种缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟方法
Christie et al. Geothermal gradients of the northern continental shelf of the Gulf of Mexico
CN114427432B (zh) 一种气藏剩余气开发潜力确定方法
CN102339325A (zh) 一种分析离散裂缝性油藏流体流动的方法
CN114201932B (zh) 一种复杂情况下的致密油藏压裂井试井模拟方法
CN104463345B (zh) 一种预测地层油水界面位置的方法及装置
Luo et al. The use of rate-transient-analysis modeling to quantify uncertainties in commingled tight gas production-forecasting and decline-analysis parameters in the Alberta deep basin
CN116384267A (zh) 致密储层压裂水平井的最终可采储量的确定方法及设备
CN116127675A (zh) 一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法
Moradi et al. Three dimensional pressure transient behavior study in stress sensitive reservoirs
Liu et al. Working fluid-induced formation damage evaluation for commingled production of multi-layer natural gas reservoirs with flow rate method
Sun et al. Regional scale 3D geomechanical modeling for evaluating caprock integrity and fault leakage potential during underground gas storage operations in a produced field
Liu et al. Detection and evaluation technologies for using existing salt caverns to build energy storage

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination