地下储气库井合理产能预测修正方法

摘要

本发明涉及地下储气库气井合理产能预测修正方法，其包括以下步骤：气井二项式产能方程(流入曲线)是地层供给能力的表征；油管流动能力(流出曲线)确定了在限定油管管径条件下的油管流动能力；两者曲线结合交汇点可得到气井在油管条件下的最大流动能力；气井生产能力除流入与流出曲线交汇点能力外还要考虑合理生产压差限制。本文发明所述的方法通过建立气井合理生产压差，进而对气井流入与流出曲线交汇点进行修正，得到修正后气井合理生产能力。该方法计算简单，且符合实际情况，更能有效指导气库设计。

说明书

技术领域

本发明涉及气田开发的技术领域，更具体地说，本发明涉及一种地下储气库井合理产能预测修正方法。

背景技术

天然气井的产能预测是一种对储层产油气能力进行综合评价的技术，其对气田的勘探与开发有着极其重要的意义，其不仅是提高勘探开发效益的关键环节，而且也可以为开发方案部署与规划提供重要的科学依据。

目前产能预测的方法主要有三种：其一是利用储存参数与实际产能进行模拟建立预测模型；其二是根据神经网络建立储存分类模型，从而进行产能预测。但是，现有技术的预测方法，在气井开发的不同阶段，需要多次充分产能测试。现有技术在设计中尽管考虑了地层与油管的流动能力，但对于矿场实际情况没有进行考虑，如出砂、出水及低渗等情况，从而会导致生产压差不合理的问题。

发明内容

为了解决现有技术中存在的上述技术问题，本发明的目的在于提供一种地下储气库井合理产能预测修正方法。

为了实现上述目的，本发明采用了以下技术方案：

一种地下储气库井合理产能预测修正方法，其特征在于包括以下步骤：

1a根据气井试井资料确定气井产能，拟稳定流动状态的气井无水生产时的产能方程，并得到流入曲线；

1b根据气井直管流方程得到流出曲线；

1c将流入曲线与流出曲线绘制在一起形成交汇曲线，流入曲线和流出曲线的交汇点得到气井在气井直管条件下的气井产能；

其中，对于砂岩气库利用本区出砂实验结果得出的出砂压差，气井生产时生产压差应低于出砂压差；对于存在边水、底水侵入影响的气库，根据气井产水极限压差限制确定气井出水压差，生产压差应低于气井出水压差；对于无出砂及水体影响的气井生产压差低于产量关系拐点压差的2倍；并依据该生产压差修正气井产能。

具体来说，对于砂岩气藏，气井临界出砂压差可以通过测井资料中的自然电位曲线与地层声波时差，结合地层密度测井获取的岩石力学参数，得到气藏临界出砂压差公式。

$>{\mathrm{\Delta P}}_{\max }=P_p-\frac{0.5v}{1-v}{P}_o+\frac{1-1.5v}{1-v}\alpha P_p-0.866S$>

式中：v泊松比

$>v=-\frac{\frac{1}{2}{\left(\frac{V_p}{\mathrm{Vs}}\right)}^2-1}{{\left(\frac{V_p}{\mathrm{Vs}}\right)}^2-1}$>

α为常数

$>\alpha =1-\frac{E}{3(1-2v)}\times {10}^{-5}$>

其中：E杨氏模量$>E={\rho }_b\times V_p^2\frac{{3V}_p^2-{4V}_s^2}{V_p^2-V_s^2}\times 1000$>

S为剪切强度

$>S=0.544\cos \left(\psi \right)V_p^2$>

其中ψ＝(57.8-1.05V_sh×100)π/180

ΔP_max为气井最大出砂压差，MPa；P_p为孔隙压力，MPa；P_o为上覆岩石压力，MPa；V_p为纵波速度，m/s；V_s为横波速度，m/s；V_sh为泥质含量，％；ρ_b为岩石密度，g/cm³。

对于边底水气藏，根据气井绘制的生产压差与气井产量关系取2A＞ΔP_max＞A之间，根据水体影响程度越大取值越接近A值，反之增大。

其中，在步骤(1a)中流动方程为：

$>P_R^2-P_{\mathrm{wf}}^2=\mathrm{Aq}+{\mathrm{Bq}}^2---\left(1\right)$>

其中系数A、B的表达式分别为

$>A=\frac{1.291\times {10}^{-3}T\bar{\mu }\bar{Z}}{K_{\mathrm{rg}\left(S_{\mathrm{wi}}\right)}h}[\ln \left(\frac{0.472r_e}{r_w}\right)+S]---\left(2\right)$>

$>B=\frac{2.282\times {10}^{-21}\beta {\gamma }_g\bar{Z}T}{r_2{h}^2}---\left(3\right)$>

式中：

P_R为地层压力，MPa；P_wf为井底流压，MPa；q为产气量，10⁴m³/d；T为气藏温度，K；为平均天然气粘度，mPa·s；为平均天然气偏差因子，无因次；为地层束缚水饱和度下的气相相对渗透率，10^-3μm²；h为气藏地层厚度，m；r_e为气井供给半径，m；r_w为井筒半径，m；S为表皮系数，无因次。

其中，在步骤(1b)中气井垂直管流方程为：

$>p_{\mathrm{wf}}=\sqrt{p_{\mathrm{tf}}^2{e}^{2s}+\frac{1.324\times {10}^{-18}{\left(q_{\mathrm{sc}}\bar{T}\bar{Z}\right)}^2(e^{2s}-1)}{d^5}}---\left(4\right)$>

式中：p_wf-井底流压，MPa；P_tf-井口压力，MPa；-管柱内气体平均温度，K；-井筒气体平均偏差系数，无量纲；q_sc-气体标准条件下流量，m³/d；d-油管内径，mm。

与现有技术相比本发明所述的地下储气库井合理产能预测修正方法具有以下有益效果：

本发明所涉及的参数在气田生产过程中易得，并且采用生产压差控制生产能力直观方便，只要知道气井流入、流出(节点法)曲线变化关系，即可得到修正后的气井生产能力，为气库运行方案制定以及下步调整方案编制提供更符合生产实际的理论依据。

附图说明

图1为气井流入流出交汇曲线。

图2为气井日产气量与生产压差关系曲线。

图3为合理压差修正气井流入流出交汇曲线。

具体实施方式

以下将结合具体实施例对本发明所述的地下储气库气井产能修正方法做进一步的阐述，以帮助本领域的技术人员对本发明的发明构思、技术方案有更完整、准确和深入的理解；需要声明的是在具体实施例的描述都是示例性的，而并不意味对本发明保护范围的限制，本发明的权利范围以限定的权利要求为准。

实施例1

下面通过某气库气井产能修正前后的产能变化来描述本发明所述的气库气井产能修正方法。本实施例所述的所述方法主要包括以下步骤：利用某气库试井资料获得气井二项式产能方程可以绘制出气库不同压力下地层流动IPR曲线。运用油气两相垂直管流公式计算气井井底到井口的产气能力，油管直径选用了2(7/8)″，井口压力以不低于4MPa为约束条件，进行了井筒产气能力计算，得出气井流出曲线。进而得到如图1所示的气井流入流出交汇曲线。根据气井流入曲线与流出曲线交汇点值，得出该气库气井在不同压力时对应的气井产气量及生产压差，结果如表1所示。

表1气井修正前不同压力下产量数据

表1中结果为气井在地层能力与油管尺寸匹配条件下的气井最大流动能力，但由于本区为砂岩气库，根据气井出砂实验数据，本区气井在压差达到10MPa时就会明显出砂。因此，在设计气井合理能力时要加入10MPa压差限制，如图3所示，以防气井出砂影响气井产量及使用寿命。另外，对于存在边水、底水侵入影响的气库，根据气井产水极限压差限制确定气井出水压差，生产压差应低于气井出水压差；对于无出砂及水体影响的气井生产压差低于产量关系拐点压差的2倍压差，如图2所示的情形。本实施例修正后气井生产能力见表2，对比结果可以看出：气井修正后产高压时气井产气能力有所降低，确保减少了对气藏及气井影响，使气井产气能力更为合理。

表2气井修正后不同压力下产量数据

采用本实施例所述的方法推导的气库气井产能修正方法，能较准确预测未来气井生产能力，能够减少由此带来的对储层及气井伤害，对实现产气井的平稳生产有重要指导作用，为气库开发方案制定以及下步措施和调整方案编制提供更符合生产实际的理论依据。

对于本领域的普通技术人员而言，具体实施例只是对本发明进行了示例性描述，显然本发明具体实现并不受上述方式的限制，只要采用了本发明的方法构思和技术方案进行的各种非实质性的改进，或未经改进将本发明的构思和技术方案直接应用于其它场合的，均在本发明的保护范围之内。