CN117371361B - 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 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了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，具体涉及石油天然气开采技术领域。本发明基于致密油气藏的现场数据，划分生产阶段后，利用致密气藏五线性流模型进行反演模拟获取未知参数组中各参数的最优值后，再建立生产制度转换模型，结合致密油气藏的现场数据和未知参数组反演结果，利用致密气藏五线性流模型模拟日产量并进行拟合，得到压裂水平井日产量预测模型并验证其准确性后，通过时间积分得到压裂水平井累计产量预测模型，将压裂水平井日产量预测模型和压裂水平井累计产量预测模型用于产能预测。本发明方法有效克服了传统复合线性流解析方法模拟监测精度不足的问题，计算效率高，为后续生产制度优化调整提供了依据。

Description

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
技术领域
本发明涉及石油天然气开采技术领域，具体涉及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。
背景技术
致密油气藏具有储层物性差且自然产能低的特点，必须通过水平井多级压裂才能实现经济开采。压后储层分为压裂裂缝、改造储层和未改造储层等多个连续流动区域，非均质特征显著。目前，主要通过简化物理模型与求解过程建立复合分区模型，利用解析方法或半解析方法描述压裂水平井的性能，研究非常规油气藏的开发动态。
虽然，解析方法或半解析方法的计算效率高，可用于储层或裂缝等未知参数的快速反演，科学认识油气藏生产动态。但是，现有基于解析方法或半解析方法所构建的模型主要针对单一生产制度条件（例如，定产量或定井底流压），但是，在实际生产过程中，特别是油藏开发初期，工作制度经常会发生调整，利用现有模型模拟预测变生产制度条件下压裂水平井的生产动态精度不足，严重制约了后续对生产制度优化调整的理论指导。因此，亟需提供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，为致密油气藏压裂水平井的生产制度优化调整提供理论指导。
发明内容
本发明旨在解决现有技术难以准确预测致密油气藏压裂水平井变生产制度实际数据的问题，提出了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，为指导致密油气藏压裂水平井生产制度的优化调整奠定了基础。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
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，具体包括以下步骤：
步骤1，选取致密油气藏，获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数和生产历史，进行数据整理准备；
步骤2，根据生产历史中的井底流压和累计产量，将致密油气藏的生产历史划分为多个生产阶段；
步骤3，根据压裂水平井的特征，选取致密气藏五线性流模型作为复合线性流模型，结合压裂水平井的邻井资料和现场经验，利用致密气藏五线性流模型进行反演模拟获取由裂缝渗透率、裂缝半长、储层改造区域宽度、储层改造区域渗透率所组成的未知参数组，得到未知参数组中各参数的最优值；
步骤4，将致密油气藏的各生产阶段分别划分为两个部分，建立生产制度转换模型，结合步骤1中所获取的致密油气藏储层物性参数、压裂作业参数、生产历史和步骤3中所确定的未知参数组反演结果，利用致密气藏五线性流模型模拟得到各生产阶段中不同生产部分的日产量模拟值并进行数据拟合，得到致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型，验证压裂水平井日产量预测模型的预测效果后，对验证后的压裂水平井日产量预测模型在时间上进行积分，得到致密油气藏的压裂水平井累计产量预测模型；
步骤5，利用验证后致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型和压裂水平井累计产量预测模型预测变制度条件下致密油气藏内压裂水平井的生产动态，确定致密油气藏中压裂水平井的日产量预测值和累计产量预测值。
优选地，所述步骤1中，所述致密油气藏的储层物性参数包括储层的厚度、初始压力、温度、储层渗透率、孔隙度、饱和度以及储层内的油气密度；
所述致密油气藏的压裂作业参数包括压裂水平井的长度、裂缝簇数和井间距；
所述致密油气藏的生产历史包括生产时间、井底流压、产出速度、日产量和累计产量。
优选地，所述步骤2中，同一生产阶段内压裂水平井的生产制度不变且压裂水平井的日产量和井底流压恒定。
优选地，所述步骤3中，具体包括以下步骤：
步骤3.1，选取致密气藏五线性流模型作为复合线性流模型；
所述致密气藏五线性流模型包括第一区域、第二区域、第三区域、第四区域和第五区域，其中，第一区域为储层改造区域，第二区域、第三区域和第四区域均为储层未改造区域，第五区域为水力压裂区域，内部存在水力裂缝；
步骤3.2，建立天然气拟压力函数，将无因次变量引入致密气藏五线性流模型中，得到井底流压和产出量的计算公式；
步骤3.3，设置未知参数组中各参数的取值范围和最大反演次数，利用致密气藏五线性流模型进行反演，得到未知参数组中各参数的最优值。
优选地，所述天然气拟压力函数为：
（1）
式中，为储层压力，单位为Pa；为天然气压缩因子；为粘度，单位为cp；
所述无因次变量包括无因次拟压力、无因次时间、无因次产量、无因次扩散系数和无因次距离；
所述无因次拟压力为：
（2）
式中，为第一区域的渗透率，单位为m2；为储层厚度，单位为m；为标况温度， 取值为273.15K；为储层的初始压力，单位为Pa；为标况压力，取值为1.01325×105Pa；为地面产量，单位为m3/s；为储层温度，单位为K；
所述无因次时间为：
（3）
式中，为时间，单位为s；为第一区域的孔隙度；为第一区域的综合压缩系 数，单位为Pa-1；为裂缝长度，单位为m；
所述无因次产量为：
（4）
式中，为井底流压，单位为Pa；
所述无因次扩散系数为：
（5）
其中，
（6）
式中，为区域编号，当时，表示第一区域，当时，表示第二区域，当时，表示第三区域，当时，表示第四区域，当时，表示第五区域；为第 区域的扩散系数；为第区域的渗透率，单位为m2；为第区域的孔隙度；为第区域 的综合压缩系数，单位为Pa-1。
优选地，所述无因次距离包括无因次宽度、储层改造区域的无因次宽度、裂缝半间距的无因次宽度、无因次长度、储层改造区域的无因次长度、无因次井间半间距长度和无因次裂缝导流能力，其中，所述无因次宽度为：
（7）
式中，为无因次宽度；为距离压裂裂缝的距离，单位为m；
所述储层改造区域的无因次宽度为：
（8）
式中，为储层改造区域的无因次宽度；为储层改造区域的宽度，单位为m；
所述裂缝半间距的无因次宽度为：
（9）
式中，为裂缝半间距无因次宽度；为裂缝半间距，单位为m；
所述无因次长度为：
（10）
式中，为无因次长度；为距离水平井筒的距离，单位为m；
所述储层改造区域的无因次长度为：
（11）
式中，为储层改造区域的无因次长度；为储层改造区域的长度，单位为m；
所述无因次井间半间距长度为：
（12）
式中，为无因次井间半间距长度；为井间半间距的长度，单位为m；
所述无因次裂缝导流能力为：
（13）
式中，为无因次裂缝导流能力；为裂缝渗透率，单位为m2；为裂缝宽度，单 位为m。
优选地，将无因次变量引入致密气藏五线性流模型中，所述第三区域和第四区域的线性流模型均为：
（14）
其中，
（15）
（16）
式中，为拉普拉斯空间第区域的无因次拟压力；为拉普拉斯变换参数；为拉普拉斯空间第区域的无因次拟压力；为双曲余弦函数；为第区域复合变量；
所述第二区域的线性流模型为：
（17）
其中，
（18）
（19）
式中，为拉普拉斯空间第一区域的无因次拟压力，为拉普拉斯空间第二 区域的无因次拟压力，为拉普拉斯空间第四区域的无因次拟压力；为第二区域渗透 率；为第四区域渗透率；为第二区域扩散系数；为拉普拉斯参数的相关函数；为双曲正切函数；为第四区域复合变量；
所述第一区域的线性流模型为：
（20）
其中，
（21）
（22）
（23）
（24）
式中，为拉普拉斯空间第三区域的无因次拟压力，为拉普拉斯空间水力 压裂区域的无因次拟压力；为第一区域扩散系数；为无因次裂缝宽度；为第三区 域渗透率；、、均为拉普拉斯参数的相关函数；为双曲正弦函数； 为第三区域复合变量。
优选地，所述水力压裂区域的线性流模型为：
（25）
其中，
（26）
（27）
式中，、均为拉普拉斯参数的相关函数；
根据水力压裂区域的线性流模型，得到定产量条件下的井底流压，如公式（28）所示：
（28）
式中，为定产量条件下的井底流压，无因次；
基于Duhamel原理，根据定产量条件下的井底流压，得到定井底流压条件下的 产出量，如公式（29）所示：
（29）
式中，为定压力条件下的产出量，无因次。
优选地，所述步骤3.3中，具体包括以下步骤：
步骤3.3.1，根据压裂水平井的邻井资料和现场经验，分别设置未知参数组中各参数的取值范围，并预设最大反演次数和未知参数组中各参数的初始值；
步骤3.3.2，将步骤1中所获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数和生产历史和预设的未知参数组的初始值输入至致密气藏五线性流模型中，利用致密气藏五线性流模型模拟致密油气藏的生产过程得到日产量的模拟值以及井底流压的模拟值，并根据生产制度决定计算致密油气藏日产量或致密油气藏井底流压的目标函数值；
步骤3.3.3，判断当前反演次数是否超过预设最大反演次数，若当前迭代次数未超过预设最大反演次数，则更新反演次数和未知参数组的取值，返回步骤3.3.2中继续利用致密气藏五线性流模型进行模拟，否则，则进入步骤3.3.4中；
步骤3.3.4，获取致密气藏五线性流模型各次反演模拟得到的致密油气藏日产量目标函数值，确定致密油气藏日产量目标函数值的最小值所对应未知参数组中各参数的取值，得到未知参数组的反演结果，包括裂缝渗透率最优值、裂缝半长最优值、储层改造区域宽度最优值、储层改造区域渗透率最优值。
优选地，所述致密油气藏日产量的目标函数，如公式（30）所示：
（30）
式中，为致密油气藏日产量的目标函数；为最大模拟时间，单位为s；为致密油气藏日产量的模拟值，单位为m3/s；为致密油气藏日产量的真实值，单 位为m3/s，根据致密油气藏的历史生产历史确定；为致密油气藏日产量目标函数的比率系 数；
所述致密油气藏井底流压的目标函数，如公式（31）所示：
（31）
其中，
（32）
（33）
（34）
（35）
式中，为致密油气藏井底流压的目标函数；为致密油气藏产量规整 化压力的模拟值，为致密油气藏模拟得到的产量规整化压力的导数；为 致密油气藏产量规整化压力的真实值，为致密油气藏产量规整化压力导数的真实 值；为致密油气藏井底流压目标函数的比率系数；为产量规整化压力的权重系数， 为产量规整化压力导数的权重系数。
优选地，所述步骤4中，具体包括以下步骤：
步骤4.1，将致密油气藏的各生产阶段均划分为第一生产部分和第二生产部分，建立生产制度转换模型；
步骤4.2，根据步骤1中所获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数、生产历史以及步骤3中所确定未知参数组的最优值重新设置致密气藏五线性流模型，利用致密气藏五线性流模型结合生产制度转换模型模拟，得到各生产阶段中第一生产部分和第二生产部分的日产量模拟值并进行对数曲线拟合，得到致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型；
步骤4.3，基于致密油气藏的生产历史和生产制度，验证日产量预测模型的预测效果；
通过计算压裂水平井日产量模拟值与压裂水平井日产量实测值之间的精度值，若精度值小于预设精度值，则调整生产制度转换模型的制度转换参数，更新压裂水平井日产量预测模型后，返回步骤4.2中，否则，结束验证并进入步骤4.4；
步骤4.4，获取验证后的压裂水平井日产量预测模型，并进行时间上积分得到压裂水平井累计产量预测模型。
优选地，所述生产制度转换模型，如公式（36）所示：
（36）
式中，为第个生产阶段中第一生产部分生产制度的初始化压力，单位为Pa；为第个生产阶段中第一生产部分生产制度的初始化压力，单位为Pa；为第个生产阶段的平均压力，单位为Pa；为第个生产阶段中第二生产部分生产制度的初 始化压力，单位为Pa；为第一生产部分和第二生产部分之间生产制度的制度转换时间，单 位为s；、、均为制度转换参数。
优选地，所述步骤5中，通过改变生产制度，利用生产制度转换模型确定生产制度中各生产阶段之间的制度转换时间，结合致密气藏五线性流模型模拟得到致密油气藏内压裂水平井在变制度条件下的生产动态，利用验证后的压裂水平井日产量预测模型和压裂水平井累计产量预测模型进行预测，得到不同生产制度条件下致密油气藏中压裂水平井的日产量预测值和累计产量预测值。
本发明所带来的有益技术效果：
本发明提出了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，通过将解析模型与智能优化方法相结合，快速精确地预测致密油气藏中压裂水平井的生产动态，既克服了现有解析模型应用于致密油气藏压裂水平井变生产制度问题的局限性，又避免了智能优化方法应用于致密油气藏参数优化时缺少物理背景的问题。
本发明通过构建生产制度转换模型，引入制度转换参数，结合不同初始化压力条件下的日产量，利用复合线性流模型模拟得到变制度条件下致密油气藏中压裂水平井的日产量、累计产量、井底流压等生产动态，建立致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型和压裂水平井累计产量预测模型并进行验证，实现了对连续变化生产制度条件下致密油气藏压裂水平井油气产量的准确预测。
同时，本发明方法还具有强扩展性，适用于致密油气藏各类复合线性流分区模型中，有效克服了传统解析模型的局限性，能够快速模拟不同生产制度条件下压裂水平井的开发动态，准确预测压裂水平井的产量，为指导致密油气藏水平井的生产制度优化奠定了基础。
附图说明
图1为本发明致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法的流程图。
图2为致密气藏五线性流模型的示意图，图中，为储层改造区域的宽度，为裂 缝半间距，为储层改造区域的长度，为井间半间距的长度，为裂缝长度。
图3为同一生产阶段中第一生产部分和第二生产部分的压力剖面图。
图4为对数曲线拟合所确定的致密油气藏压裂水平井日产量预测模型。
图5为变制度条件下采用本发明预测结果与实际产量数据的对比图。
具体实施方式
下面结合附图和某致密气藏中的压裂水平井为例，对本发明作进一步详细描述。
由于现有的压裂水平井复合分区模型应用于致密油气藏压裂水平井变制度生产动态预测时，预测过程中假设生产制度不变（即定井底流压或定产量），未考虑实际生产过程中变制度产生对致密油气藏压裂水平井日产量和累计产量的影响，存在压裂水平井产能预测准确性较差的问题，所以本发明公开了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。
本实施例采用本发明所提出的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，如图1所示，具体包括以下步骤：
步骤1，选取致密油气藏，获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数和生产历史，进行数据整理准备，其中，所述致密油气藏的储层物性参数包括储层的厚度、初始压力、温度、储层渗透率、孔隙度、饱和度以及储层内的油气密度；所述致密油气藏的压裂作业参数包括压裂水平井的长度、裂缝簇数和井间距；所述致密油气藏的生产历史包括生产时间、井底流压、产出速度、日产量和累计产量。
本实施例中，致密油气藏具体为鄂尔多斯盆地内的某致密气藏，获取致密气藏的厚度为15m，初始压力为18 Mpa，温度为67℃，孔隙度为3.5%，含气饱和度为60%，气体比重为0.7，渗透率为0.0005 mD，裂缝半间距为33.33m，井间半间距为150m，致密气藏的中部深度为2067m。
步骤2，根据生产历史中的井底流压和累计产量，将致密油气藏的生产历史划分为11个生产阶段，同一生产阶段内压裂水平井的生产制度不变且压裂水平井的日产量和井底流压恒定。
步骤3，根据压裂水平井的特征，选取致密气藏五线性流模型作为复合线性流模型，结合压裂水平井的邻井资料和现场经验，利用复合线性流模型进行反演模拟获取由裂缝渗透率、裂缝半长、储层改造区域宽度、储层改造区域渗透率所组成的未知参数组，反演模拟得到未知参数组中各参数的最优值，具体包括以下步骤：
步骤3.1，选取致密气藏五线性流模型作为复合线性流模型，致密气藏五线性流模型包括第一区域、第二区域、第三区域、第四区域和第五区域，如图2所示，其中，第一区域为储层改造区域，第二区域、第三区域和第四区域均为储层未改造区域，第五区域为水力压裂区域，内部存在水力裂缝。
步骤3.2，由于气体物性参数具有强非线性，为了方便求解裂缝渗透率、裂缝半长、储层改造区域宽度和储层改造区域渗透率，建立天然气拟压力函数，将无因次变量引入致密气藏五线性流模型中，得到井底流压和产出量的计算公式。
本实施例中，所述天然气拟压力函数如公式（1）所示：
（1）
式中，为天然气拟压力函数，单位为Pa2/cp；为储层压力，单位为Pa；为天然 气压缩因子；为粘度，单位为cp。
所述无因次变量包括无因次拟压力、无因次时间、无因次产量、无因次扩散系数和无因次距离。
所述无因次拟压力的计算公式，如公式（2）所示：
（2）
式中，为无因次压力；为第一区域的渗透率，单位为m2；为储层厚度，单位 为m；为标况温度，取值为273.15K；为储层的初始压力，单位为Pa；为标况压力，取 值为1.01325×105Pa；为地面产量，单位为m3/s；为储层温度，单位为K。
所述无因次时间的计算公式，如公式（3）所示：
（3）
式中，为无因次时间；为时间，单位为s；为第一区域的孔隙度；为第一区 域的综合压缩系数，单位为Pa-1；为裂缝长度，单位为m。
所述无因次产量的计算公式，如公式（4）所示：
（4）
式中，为无因次产量；为井底流压，单位为Pa。
所述无因次扩散系数的计算公式，如公式（5）所示：
（5）
其中，
（6）
式中，为区域编号，当时，表示第一区域，当时，表示第二区域，当时，表示第三区域，当时，表示第四区域，当时，表示第五区域；为第 区域的无因次扩散系数；为第区域的扩散系数；为第区域的渗透率，单位为m2；为 第区域的孔隙度；为第区域的综合压缩系数，单位为Pa-1。
所述无因次距离包括无因次宽度、储层改造区域的无因次宽度、裂缝半间距的无因次宽度、无因次长度、储层改造区域的无因次长度、无因次井间半间距长度和无因次裂缝导流能力，其中，所述无因次宽度如公式（7）所示：
（7）
式中，为无因次宽度；为距离压裂裂缝的距离，单位为m。
所述储层改造区域的无因次宽度如公式（8）所示：
（8）
式中，为储层改造区域的无因次宽度；为储层改造区域的宽度，单位为m。
所述裂缝半间距的无因次宽度如公式（9）所示：
（9）
式中，为裂缝半间距无因次宽度；为裂缝半间距，单位为m。
所述无因次长度如公式（10）所示：
（10）
式中，为无因次长度；为距离水平井筒的距离，单位为m。
所述储层改造区域的无因次长度如公式（11）所示：
（11）
式中，为储层改造区域的无因次长度；为储层改造区域的长度，单位为m。
所述无因次井间半间距长度如公式（12）所示：
（12）
式中，为无因次井间半间距长度；为井间半间距的长度，单位为m。
所述无因次裂缝导流能力如公式（13）所示：
（13）
式中，为无因次裂缝导流能力；为裂缝渗透率，单位为m2；为裂缝宽度，单 位为m。
将无因次变量引入致密气藏五线性流模型中，确定致密气藏五线性流模型中各区域的线性流模型，得到致密气藏五线性流模型中各区域的无因次拟压力解。
所述致密气藏五线性流模型中第三区域和第四区域的线性流模型均设置为：
（14）
其中，
（15）
（16）
式中，为拉普拉斯空间第区域的无因次拟压力；为拉普拉斯变换参数；为拉普拉斯空间第区域的无因次拟压力；为双曲余弦函数；为第区域复合变量。
所述致密气藏五线性流模型中第二区域的线性流模型设置为：
（17）
其中，
（18）
（19）
式中，为拉普拉斯空间第一区域的无因次拟压力，为拉普拉斯空间第二 区域的无因次拟压力，为拉普拉斯空间第四区域的无因次拟压力；为第二区域渗透 率，单位为m2；为第四区域渗透率，单位为m2；为第二区域扩散系数；为拉普拉 斯参数的相关函数；为双曲正切函数；为第四区域复合变量。
所述致密气藏五线性流模型中第一区域的线性流模型设置为：
（20）
其中，
（21）
（22）
（23）
（24）
式中，为拉普拉斯空间第三区域的无因次拟压力，为拉普拉斯空间水力 压裂区域的无因次拟压力；为第一区域扩散系数；为无因次裂缝宽度；为第三区 域渗透率，单位为m2；、、均为拉普拉斯参数的相关函数；为双曲正 弦函数；为第三区域复合变量。
所述水力压裂区域的线性流模型设置为：
（25）
其中，
（26）
（27）
式中，、均为拉普拉斯参数的相关函数。
根据水力压裂区域的线性流模型，得到定产量条件下的井底流压，如公式（28）所示：
（28）
式中，为定产量条件下的井底流压，无因次。
基于Duhamel原理，根据定产量条件下的井底流压，得到定井底流压条件下的 产出量，如公式（29）所示：
（29）
式中，为定压力条件下的产出量，无因次。
由此确定拉普拉斯空间内井底流压和产出量的函数关系，利用拉普拉斯逆变换数值模拟方法能够确定真实井筒空间内定产量生产时压裂水平井的井底流压以及定井底流压生产时压裂水平井的产量变化信息。
步骤3.3，设置未知参数组中各参数的取值范围和最大反演次数，利用致密气藏五线性流模型进行反演，得到未知参数组中各参数的最优值，具体包括以下步骤：
步骤3.3.1，根据压裂水平井的邻井资料和现场经验，分别设置未知参数组中各参数的取值范围，并预设最大反演次数和未知参数组中各参数的初始值，本实施例中最大反演次数设置为100。
步骤3.3.2，利用致密气藏五线性流模型进行反演，将步骤1中所获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数和生产历史输入至致密气藏五线性流模型中，再将预设的未知参数组中各参数的初始值输入至致密气藏五线性流模型中，利用致密气藏五线性流模型模拟致密油气藏的生产过程得到日产量的模拟值以及井底流压的模拟值，并根据生产制度决定计算致密油气藏日产量或致密油气藏井底流压的目标函数值。
本实施例中，所述致密油气藏日产量的目标函数，如公式（30）所示：
（30）
式中，为致密油气藏日产量的目标函数；为最大模拟时间，单位为s；为致密油气藏日产量的模拟值，单位为m3/s；为致密油气藏日产量的真实值，单 位为m3/s，根据致密油气藏的历史生产历史确定；为致密油气藏日产量目标函数的比率系 数。
所述致密油气藏井底流压的目标函数，如公式（31）所示：
（31）
其中，
（32）
（33）
（34）
（35）
式中，为致密油气藏井底流压的目标函数；为致密油气藏产量规整 化压力的模拟值，为致密油气藏模拟得到的产量规整化压力的导数；为 致密油气藏产量规整化压力的真实值，为致密油气藏产量规整化压力导数的真实 值；为致密油气藏井底流压目标函数的比率系数；为产量规整化压力的权重系数， 为产量规整化压力导数的权重系数。
步骤3.3.3，判断当前反演次数是否超过预设的最大反演次数，若当前迭代次数未超过预设的最大反演次数，则更新反演次数和未知参数组中各参数的取值，返回步骤3.3.2中继续利用致密气藏五线性流模型进行模拟，否则，则进入步骤3.3.4中。
步骤3.3.4，获取致密气藏五线性流模型各次反演模拟得到的致密油气藏日产量目标函数值，确定致密油气藏日产量目标函数值的最小值所对应未知参数组中各参数的取值，得到未知参数组的反演结果。
本实施例中，反演发现当裂缝渗透率取值为0.1348 mD、裂缝半长取值为45 m、储层改造区域宽度取值为3.63m、储层改造区域渗透率取值为0.0037 mD时致密油气藏日产量的目标函数值最小，即裂缝渗透率最优值为0.1348 mD、裂缝半长最优值为45 m、储层改造区域宽度最优值3.63m、储层改造区域渗透率最优值为0.0037 mD。
步骤4，将致密油气藏的各生产阶段分别划分为两个部分，建立生产制度转换模型，结合步骤1中所获取的致密油气藏储层物性参数、压裂作业参数、生产历史和步骤3中所确定的未知参数组反演结果，利用致密气藏五线性流模型模拟模拟得到各生产阶段中不同生产部分的日产量模拟值并进行数据拟合，得到致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型，验证压裂水平井日产量预测模型的预测效果后，对验证后的压裂水平井日产量预测模型在时间上进行积分，得到致密油气藏的压裂水平井累计产量预测模型，具体包括以下步骤：
步骤4.1，由于常规油气藏变制度生产模拟时基于物质平衡方程确定平均压力以及初始化泄流面积区域内的压力，但是压裂后的储层具有强非均质特征，储层改造区域和储层未改造区域的之间的物性差异大，致密油气藏开发过程中两者的压力传播速度不同，使得常规反演方法进行模拟时仅采用平均压力初始化油气藏条件将产生严重误差。
所以，本实施例中针对致密油气藏的各生产阶段，将各生产阶段均划分为第一生产部分和第二生产部分，各生产阶段中的第一生产部分和第二生产部分采用不同的初始化压力进行开采，如图3所示。
本实施例中，建立生产制度转换模型如公式（36）所示：
（36）
式中，为第个生产阶段中第一生产部分生产制度的初始化压力，单位为Pa；为第个生产阶段中第一生产部分生产制度的初始化压力，单位为Pa；为第个生产阶段的平均压力，单位为Pa；为第个生产阶段中第二生产部分生产制度的初 始化压力，单位为Pa；为第一生产部分和第二生产部分之间生产制度的制度转换时间，单 位为s；、、均为制度转换参数。
步骤4.2，根据步骤1中所获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数、生产历史以及步骤3中所确定的裂缝渗透率最优值、裂缝半长最优值、储层改造区域宽度最优值、储层改造区域渗透率最优值重新设置致密气藏五线性流模型，利用致密气藏五线性流模型结合生产制度转换模型进行模拟，得到各生产阶段中第一生产部分和第二生产部分的日产量模拟值，对各生产阶段中第一生产部分的日产量模拟值和第二生产部分的日产量模拟值进行对数曲线拟合，如图4所示，得到致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型。
步骤4.3，验证日产量预测模型的预测效果。
基于致密油气藏的生产历史和生产制度，利用生产制度转换模型计算得到致密油气藏各生产阶段的初始化压力和制度转换时间，再根据各生产阶段的初始化压力和制度转换时间，利用致密气藏五线性流模型模拟配合采用压裂水平井日产量预测模型计算得到变制度条件下致密油气藏中压裂水平井日产量的模拟值，并与生产历史中压裂水平井日产量的实测值进行对比，计算压裂水平井日产量的模拟值与生产历史中压裂水平井日产量实测值之间的精度值，若精度值小于10%，则调整生产制度转换模型中的各制度转换参数，更新致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型后，返回步骤4.2中，否则，结束对压裂水平井日产量预测模型预测效果的验证，并进入步骤4.4。
步骤4.4，获取验证后致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型，通过对致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型在时间上进行积分，得到致密油气藏的压裂水平井累计产量预测模型。
本实施例中配合利用商业数值模拟软件CMG检验本发明中压裂水平井日产量预测 模型的可行性，利用致密气藏五线性流模型分别将井底流压设置为10MPa、8MPa、6MPa和 5MPa模拟压裂水平井的定压生产，选用井底流压为10MPa时压裂水平井的生产数据进行历 史拟合，获取致密气藏五线性流模型的裂缝渗透率、裂缝半长、储层改造区域宽度、储层改 造区域渗透率，利用井底流压为8MPa时压裂水平井的生产数据产量优选制度转换参数，优 选后确定制度转换参数取值为0.51124、制度转换参数取值为0.615586、制度转换参数取值为0.3647，此时致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型精度值最高。
本实施例中，致密油气藏的压裂水平井共计生产576天，共划分为11个生产阶段，利用气藏的压裂水平井日产量预测模型结合生产制度转换模型进行模拟，预测得到压裂水平井日产量的模拟日产量和模拟累计产量，并与生产历史中压裂水平井的实际日产量和实际累计产量进行对比，如图5所示，对比后发现，本发明方法所建立的压裂水平井日产量预测模型预测结果准确，适用于致密油气藏的产能预测。
步骤5，利用验证后致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型和压裂水平井累计产量预测模型进行产能预测，模拟不同生产制度条件下压裂水平井的开发动态，确定致密油气藏中压裂水平井的日产量预测值和累计产量预测值，从而得到致密油气藏的可采储量。
假设本实施例致密气藏中的压裂水平井生产20年后不再具有经济开采价值，利用验证后致密油气藏的压裂水平井累计产量预测模型进行产能预测，确定压裂水平井的累计产量为569万方，从而确定致密气藏中压裂水平井的可采储量为569万方，为后续致密气藏的生产制度调整优化提供了依据。
综上可得，采用本发明方法有效克服了传统解析模型的局限性，能够快速预测不同生产制度条件下压裂水平井的开发动态，准确致密油气藏压裂水平井的产量，有利于指导致密油气藏水平井开发。
在本发明描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“安装”、“相连”、“连接”、“固定”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，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，可以通过具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
步骤1，选取致密油气藏，获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数和生产历史，进行数据整理准备；
步骤2，根据生产历史中的井底流压和累计产量，将致密油气藏的生产历史划分为多个生产阶段；
步骤3，根据压裂水平井的特征，选取致密气藏五线性流模型作为复合线性流模型，结合压裂水平井的邻井资料和现场经验，利用致密气藏五线性流模型进行反演模拟获取由裂缝渗透率、裂缝半长、储层改造区域宽度、储层改造区域渗透率所组成的未知参数组，得到未知参数组中各参数的最优值；
步骤4，将致密油气藏的各生产阶段分别划分为两个部分，建立生产制度转换模型，结合步骤1中所获取的致密油气藏储层物性参数、压裂作业参数、生产历史和步骤3中所确定的未知参数组反演结果，利用致密气藏五线性流模型模拟得到各生产阶段中不同生产部分的日产量模拟值并进行数据拟合，得到致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型，验证压裂水平井日产量预测模型的预测效果后，对验证后的压裂水平井日产量预测模型在时间上进行积分，得到致密油气藏的压裂水平井累计产量预测模型；
步骤5，利用验证后致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型和压裂水平井累计产量预测模型预测变制度条件下致密油气藏内压裂水平井的生产动态，确定致密油气藏中压裂水平井的日产量预测值和累计产量预测值；
所述步骤3中，具体包括以下步骤：
步骤3.1，选取致密气藏五线性流模型作为复合线性流模型；
所述致密气藏五线性流模型包括第一区域、第二区域、第三区域、第四区域和第五区域，其中，第一区域为储层改造区域，第二区域、第三区域和第四区域均为储层未改造区域，第五区域为水力压裂区域，内部存在水力裂缝；
步骤3.2，建立天然气拟压力函数，将无因次变量引入致密气藏五线性流模型中，得到井底流压和产出量的计算公式；
步骤3.3，设置未知参数组中各参数的取值范围和最大反演次数，利用致密气藏五线性流模型进行反演，得到未知参数组中各参数的最优值；
所述步骤4中，具体包括以下步骤：
步骤4.1，将致密油气藏的各生产阶段均划分为第一生产部分和第二生产部分，建立生产制度转换模型；
步骤4.2，根据步骤1中所获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数、生产历史以及步骤3中所确定未知参数组的最优值重新设置致密气藏五线性流模型，利用致密气藏五线性流模型结合生产制度转换模型模拟，得到各生产阶段中第一生产部分和第二生产部分的日产量模拟值并进行对数曲线拟合，得到致密油气藏的压裂水平井日产量预测模型；
步骤4.3，基于致密油气藏的生产历史和生产制度，验证日产量预测模型的预测效果；
通过计算压裂水平井日产量模拟值与压裂水平井日产量实测值之间的精度值，若精度值小于预设精度值，则调整生产制度转换模型的制度转换参数，更新压裂水平井日产量预测模型后，返回步骤4.2中，否则，结束验证并进入步骤4.4；
步骤4.4，获取验证后的压裂水平井日产量预测模型，并进行时间上积分得到压裂水平井累计产量预测模型；
所述生产制度转换模型，如公式（36）所示：
（36）
式中，为第/>个生产阶段中第一生产部分生产制度的初始化压力，单位为Pa；/>为第/>个生产阶段中第一生产部分生产制度的初始化压力，单位为Pa；/>为第/>个生产阶段的平均压力，单位为Pa；/>为第/>个生产阶段中第二生产部分生产制度的初始化压力，单位为Pa；/>为第一生产部分和第二生产部分之间生产制度的制度转换时间，单位为s；、/>、/>均为制度转换参数。
2.根据权利要求1所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述步骤1中，所述致密油气藏的储层物性参数包括储层的厚度、初始压力、温度、储层渗透率、孔隙度、饱和度以及储层内的油气密度；
所述致密油气藏的压裂作业参数包括压裂水平井的长度、裂缝簇数和井间距；
所述致密油气藏的生产历史包括生产时间、井底流压、产出速度、日产量和累计产量。
3.根据权利要求1所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述步骤2中，同一生产阶段内压裂水平井的生产制度不变且压裂水平井的日产量和井底流压恒定。
4.根据权利要求1所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述天然气拟压力函数为：
（1）
式中，为储层压力，单位为Pa；/>为天然气压缩因子；/>为粘度，单位为cp；
所述无因次变量包括无因次拟压力、无因次时间、无因次产量、无因次扩散系数和无因次距离；
所述无因次拟压力为：
（2）
式中，为第一区域的渗透率，单位为m2；/>为储层厚度，单位为m；/>为标况温度，取值为273.15K；/>为储层的初始压力，单位为Pa；/>为标况压力，取值为1.01325×105Pa；/>为地面产量，单位为m3/s；/>为储层温度，单位为K；
所述无因次时间为：
（3）
式中，为时间，单位为s；/>为第一区域的孔隙度；/>为第一区域的综合压缩系数，单位为Pa-1；/>为裂缝长度，单位为m；
所述无因次产量为：
（4）
式中，为井底流压，单位为Pa；
所述无因次扩散系数为：
（5）
其中，
（6）
式中，为区域编号，当/>时，表示第一区域，当/>时，表示第二区域，当/>时，表示第三区域，当/>时，表示第四区域，当/>时，表示第五区域；/>为第/>区域的扩散系数；/>为第/>区域的渗透率，单位为m2；/>为第/>区域的孔隙度；/>为第/>区域的综合压缩系数，单位为Pa-1。
5.根据权利要求4所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述无因次距离包括无因次宽度、储层改造区域的无因次宽度、裂缝半间距的无因次宽度、无因次长度、储层改造区域的无因次长度、无因次井间半间距长度和无因次裂缝导流能力，其中，所述无因次宽度为：
（7）
式中，为无因次宽度；/>为距离压裂裂缝的距离，单位为m；
所述储层改造区域的无因次宽度为：
（8）
式中，为储层改造区域的无因次宽度；/>为储层改造区域的宽度，单位为m；
所述裂缝半间距的无因次宽度为：
（9）
式中，为裂缝半间距无因次宽度；/>为裂缝半间距，单位为m；
所述无因次长度为：
（10）
式中，为无因次长度；/>为距离水平井筒的距离，单位为m；
所述储层改造区域的无因次长度为：
（11）
式中，为储层改造区域的无因次长度；/>为储层改造区域的长度，单位为m；
所述无因次井间半间距长度为：
（12）
式中，为无因次井间半间距长度；/>为井间半间距的长度，单位为m；
所述无因次裂缝导流能力为：
（13）
式中，为无因次裂缝导流能力；/>为裂缝渗透率，单位为m2；/>为裂缝宽度，单位为m。
6.根据权利要求5所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，将无因次变量引入致密气藏五线性流模型中，所述第三区域和第四区域的线性流模型均为：
（14）
其中，
（15）
（16）
式中，为拉普拉斯空间第/>区域的无因次拟压力；/>为拉普拉斯变换参数；/>为拉普拉斯空间第/>区域的无因次拟压力；/>为双曲余弦函数；/>为第/>区域复合变量；
所述第二区域的线性流模型为：
（17）
其中，
（18）
（19）
式中，为拉普拉斯空间第一区域的无因次拟压力，/>为拉普拉斯空间第二区域的无因次拟压力，/>为拉普拉斯空间第四区域的无因次拟压力；/>为第二区域渗透率；为第四区域渗透率；/>为第二区域扩散系数；/>为拉普拉斯参数的相关函数；为双曲正切函数；/>为第四区域复合变量；
所述第一区域的线性流模型为：
（20）
其中，
（21）
（22）
（23）
（24）
式中，为拉普拉斯空间第三区域的无因次拟压力，/>为拉普拉斯空间水力压裂区域的无因次拟压力；/>为第一区域扩散系数；/>为无因次裂缝宽度；/>为第三区域渗透率；/>、/>、/>均为拉普拉斯参数的相关函数；/>为双曲正弦函数；/>为第三区域复合变量。
7.根据权利要求6所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述水力压裂区域的线性流模型为：
（25）
其中，
（26）
（27）
式中，、/>均为拉普拉斯参数/>的相关函数；
根据水力压裂区域的线性流模型，得到定产量条件下的井底流压，如公式（28）所示：
（28）
式中，为定产量条件下的井底流压，无因次；
基于Duhamel原理，根据定产量条件下的井底流压，得到定井底流压条件下的产出量，如公式（29）所示：
（29）
式中，为定压力条件下的产出量，无因次。
8.根据权利要求7所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述步骤3.3中，具体包括以下步骤：
步骤3.3.1，根据压裂水平井的邻井资料和现场经验，分别设置未知参数组中各参数的取值范围，并预设最大反演次数和未知参数组中各参数的初始值；
步骤3.3.2，将步骤1中所获取致密油气藏的储层物性参数、压裂作业参数和生产历史和预设的未知参数组的初始值输入至致密气藏五线性流模型中，利用致密气藏五线性流模型模拟致密油气藏的生产过程得到日产量的模拟值以及井底流压的模拟值，并根据生产制度决定计算致密油气藏日产量或致密油气藏井底流压的目标函数值；
步骤3.3.3，判断当前反演次数是否超过预设最大反演次数，若当前迭代次数未超过预设最大反演次数，则更新反演次数和未知参数组的取值，返回步骤3.3.2中继续利用致密气藏五线性流模型进行模拟，否则，则进入步骤3.3.4中；
步骤3.3.4，获取致密气藏五线性流模型各次反演模拟得到的致密油气藏日产量目标函数值，确定致密油气藏日产量目标函数值的最小值所对应未知参数组中各参数的取值，得到未知参数组的反演结果，包括裂缝渗透率最优值、裂缝半长最优值、储层改造区域宽度最优值、储层改造区域渗透率最优值。
9.根据权利要求8所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述致密油气藏日产量的目标函数，如公式（30）所示：
（30）
式中，为致密油气藏日产量的目标函数；/>为最大模拟时间，单位为s；/>为致密油气藏日产量的模拟值，单位为m3/s；/>为致密油气藏日产量的真实值，单位为m3/s，根据致密油气藏的历史生产历史确定；/>为致密油气藏日产量目标函数的比率系数；
所述致密油气藏井底流压的目标函数，如公式（31）所示：
（31）
其中，
（32）
（33）
（34）
（35）
式中，为致密油气藏井底流压的目标函数；/>为致密油气藏产量规整化压力的模拟值，/>为致密油气藏模拟得到的产量规整化压力的导数；/>为致密油气藏产量规整化压力的真实值，/>为致密油气藏产量规整化压力导数的真实值；为致密油气藏井底流压目标函数的比率系数；/>为产量规整化压力的权重系数，/>为产量规整化压力导数的权重系数。
10.根据权利要求1所述的致密油气藏压裂水平井变制度生产动态模拟监测方法，其特征在于，所述步骤5中，通过改变生产制度，利用生产制度转换模型确定生产制度中各生产阶段之间的制度转换时间，结合致密气藏五线性流模型模拟得到致密油气藏内压裂水平井在变制度条件下的生产动态，利用验证后的压裂水平井日产量预测模型和压裂水平井累计产量预测模型进行预测，得到不同生产制度条件下致密油气藏中压裂水平井的日产量预测值和累计产量预测值。
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