用于致密气藏在集气站生产模式下的气井产量劈分方法

摘要

本发明涉及致密气藏气田开发工程领域中的气井产量劈分方法，具体是一种用于致密气藏在集气站生产模式下的气井产量劈分方法，包括输入前期准备的参数；利用套压按近气柱压力公式计算井底流压pwfi；假设一个气体产气量q1i；利用单相垂直管流公式计算节流器出口压力p2i；利用单相垂直管流公式计算节流器入口压力p1i；根据节流器入口压力和出口压力，利用嘴流公式计算通过节流器产量q2i；利用嘴流公式计算通过节流器产量q2i；判断所假设流量q1i和计算出的产量q2i之差的绝对值是否在允许误差δ的范围内；令i＝i+1，计算下一口井产量；根据集气站总产量和所计算出的各单井产量，将总产量劈分到单井。本发明提高了计算准确性、利于气田长远发展和扩大了适用范围。

说明书

技术领域

本发明涉及致密气藏气田开发工程领域中的气井产量劈分方法，尤其是一种提高计算准确性、利于气田长远发展和扩大适用范围的用于致密气藏在集气站生产模式下的气井产量劈分方法。

背景技术

致密气藏由于其低渗透和低丰度的特征导致其开发成本增加，为降低开采成本，我国典型致密气田——苏里格气田采用简化的工艺流程进行开采，气田在集气站的生产模式下，取消单井计量采用集气站总体计量，即集气站所有井产量汇总后计量，这样一方面可以节省一部分地面建设费用，另一方面可以让单井工艺流程更加精简，提高产能建设进度。

虽然这种工艺流程降低了一定的成本，但是也导致了单井的产量无法准确获得，单井的产量关系到气井的动态分析和开发指标预测的准确性，从而影响后期生产措施的调整，不利于气田长远发展。

气田目前单井的产量计算方法是利用集气站所有单井的初期配产(无阻流量)计算出单井对集气站总产量的贡献率，将此贡献率作为该井的劈分系数，后期单井的产量通过该劈分系数与集气站总产量相乘获得。该方法没有考虑实际地层的变化，准确性较差。

杨冬玉(苏里格气田丛式井产量劈分及合理确定单井产量的方法研究【D】，西安石油大学，2012，公开发表。)研究了利用递减规律进行井组产量劈分的方法，方法中首先利用部分单独计量的单井加以研究，总结其递减规律，并且利用递减产能方程计算出单井理论产气量，结果通过实际计量井的数据加以验证，分析误差的大小，对比结果表明，如果气井生产一段时间后如果有较为明显的递减规律，则采用递减规律进行产量的预测和分析精确度是可靠的。对于那些没有明显递减规律的井，杨冬玉(苏里格气田丛式井产量劈分及合理确定单井产量的方法研究【D】，西安石油大学，2012，公开发表。)提出利用产能方程进行产量劈分的方法。利用修正等时试井和Kh二项式法，得到区块的非达西系数D值，建立了苏里格气田的产能方程通式。在此基础上得到丛式井井组每口单井的初期产能方程，利用实际生产数据校核，确定了最终的各单井的产能方程；然后使用该方程计算各单井不同阶段的产量，求和得到井组的产量，使之与实际产气量之间进行对比。该方法所需数据较多，一般气田无法满足，不具有普遍性。

研究中发现，在致密气藏开采中，为了防止水合物堵塞采气井和实现中低压集气，目前95％以上的开发井都投放了井下节流器。

综上所述，现有技术的气田采气用的但单井产量计算方法存在的技术问题是：计算准确性低、不利于气田长远发展和适用范围窄。

发明内容

本发明的目的是提供一种提高计算准确性、利于气田长远发展和扩大适用范围的用于致密气藏在集气站生产模式下的气井产量劈分方法。

为实现上述目的而采用的技术方案是这样的，即一种用于致密气藏在集气站生产模式下的气井产量劈分方法，其特征在于：包括如下步骤，

第一步，输入节集气站总井数量N、集气站总产量Q_s、各单井的油压和各单井的套压、节流器的尺寸和节流器的下入深度、天然气性质；

第二步，输入需要计算的单井产量的井号i；

第三步，计算第二步所述井号i的井底流压p_wfi，利用套压按照近气柱压力公式计算得出所述井底流压p_wfi，即

其中：

p_wfi、p_ci、分别为所述井号i的井底流压、井口套压、平均压力，单位为MPa；T_ci、T_tfi、分别是所述井号i的井口温度、井底温度、平均温度，单位为K；为在和条件下的所述井号i中天然气偏差系数；γ_gi为所述井号i中气体相对密度；H为所述井号i的井口至气层中部的垂直深度；

第四步，假设一个气体产气量q_1i，该假定的气体产气量q_1i可以任意取值，单位为万方/天，以该假定气体产气量q_1i作为计算节流器出、入口压力的初始数据；

第五步，根据所述井号i中的油压和节流器在所述井号i中的下入深度，利用单相垂直管流公式计算出节流器的出口压力p_2i，

在本步骤中，采用平均参数法计算出节流器出口压力，即

$p_{2i}=\sqrt{p_{ti}^2{e}^{2S}+\frac{1.324\times {10}^{-18}f{\left(q_{sc}{\bar{T}}_{2i}{\bar{Z}}_{2i}\right)}^2}{d^5}(e^{2S}-1)}$

其中，

在本步骤中的计算式中，p_2i为节流器出口压力，单位为MPa；p_ti为所述井号i中的油压，单位为MPa；T_2i为节流器出口温度，T_s为所述井号i中井口处的温度，为井口到节流器下入处气体平均温度，单位为K；为在和条件下所述井号i中的天然气偏差系数；d为油管内径，单位为m；△H_2i为所述井号i的井口到节流器之间的深度，单位为m，

在本步骤中的计算式中所述的摩阻系数f采用Colebrook公式计算得出，即

该式中Re为雷诺数e为内部绝对粗糙度，单位为m；

第六步，根据所述井号i中的井底流压和节流器下入所述井号i中的深度，利用单相垂直管流公式计算节流器入口压力p_1i；

本步骤中，与所述第五步相同，同样采用平均参数法计算节流器入口压力p_1i，即

$p_{1i}=\sqrt{p_{wfi}^2{e}^{2S}+\frac{1.324\times {10}^{-18}f{\left(q_{sc}\overline{TZ}\right)}^2}{d^5}(e^{2S}-1)}$

本步骤所述计算式中，

本步骤所述计算式中，p_1i为所述井号i中的节流器入口压力，单位为MPa；p_wfi为所述井号i中的井底流压，单位为MPa；T_1i为所述井号i中的节流器入口温度；为所述井号i中的节流器到井底的气体的平均温度，单位为K；为在和条件下的所述井号i中的天然气偏差系数；△H_1i取负值；其它参数取值与上述第五步中的取值相同；

第七步，根据上述第六步计算出的所述井号i中的节流器入口压力p_1i，和上述第五步计算出的所述井号i中的节流器出口压力p_2i，利用嘴流公式计算通过所述井号i中的节流器产量q_2i；

根据气体嘴流的等熵原理，对于处于亚临界状态，流量与压力比的关系为

$q_{2i}=\frac{4.066\times {10}^3{p}_{1i}{d}^2}{\sqrt{{\gamma }_g{T}_{1i}{Z}_{1i}}}\sqrt{\left(\frac{k}{k-1}\right)\left[{\left(\frac{p_{2i}}{p_{1i}}\right)}^{\frac{2}{k}}-{\left(\frac{p_{2i}}{p_{1i}}\right)}^{\frac{k+1}{k}}\right]};$

对于临界流，气嘴达到最大产气量，流量为

$q_{2i}=\frac{4.066\times {10}^3{p}_{1i}{d}^2}{\sqrt{{\gamma }_g{T}_{1i}{Z}_{1i}}}\sqrt{\left(\frac{k}{k-1}\right)\left[{\left(\frac{2}{k+1}\right)}^{\frac{2}{k-1}}-{\left(\frac{2}{k+1}\right)}^{\frac{k+1}{k-1}}\right]};$

在本步骤中的临界流和亚临界流状态判定方法如下：

根据热力学原理，临界压力比为在该式中k为气体绝热系数，相对密度为0.6的天然气绝热系数为1.3；当时，为临界流，否则为亚临界流；

在本步骤中，所述井号i中的节流器产量q_2i式中的d为该节流器气嘴的直径，单位为mm；q_2i为标准状态下(p_sc＝0.101325MPa，T_sc＝293K)下通过该节流器的气嘴的体积流量，单位为m³/d(m³/d中d是天的意思)。

第八步，判断上述第四步中所述假设气体产气量q_1i和上述第七步计算出的产量q_2i之差的绝对值是否在在允许误差δ的范围内，本步骤中，允许误差δ可以根据实际生产要求的最大误差人为设定；判断方法如下，

若|q_1i-q_2i|>δ，令用二分法重新假定q_1i，即令重复上述第五至第七步；

若|q_1i-q_2i|<δ，输出i井产量q_i＝q_1i＝q_2i；

第九步，令i＝i+1，计算下一口井产量，本步骤中，若i≤N，若重复上述第三步至第八步；若i>N，结束循环，执行下一步；

第十步，根据集气站总产量和所计算出的各单井产量，将总产量劈分到单井；

本步骤中，利用前面所述步骤中计算出的所有单井产量得到每口井的劈分系数，通过劈分系数和集气站总产量相乘得到单井的最终产量，即

$Q_d=Q_s\times q_d/\underset{j=1}{\overset{N}{\Sigma }}{q}_{dj}$

本步骤中的式中的Q_d为单井实际产量，万方/天；Q_s为集气站瞬时产量，万方/天；q_d前面步骤中计算出的产量，m³/d(m³/d中d是天的意思，q_d是q_2i，以井号i为参照)；为所有单井计算出的产量之和。

本发明由于上述方法而具有的优点是：提高计算准确性、利于气田长远发展和扩大适用范围。

附图说明

本发明可以通过附图给出的非限定性实施例进一步说明。

图1为本发明的流程示意图；

图2为气井油管生产模式下井底流压计算示意图；

图3为节流器的气嘴流示意图；

图4为节流器的气嘴处于临界流与亚临界流的动态关系示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明：

参见附图1至4，图中的用于致密气藏在集气站生产模式下的气井产量劈分方法，其特征在于，包括如下步骤：

第一步，输入节集气站总井数量N、集气站总产量Q_s、各单井的油压和各单井的套压、节流器的尺寸和节流器的下入深度、天然气性质。在本步骤中所涉及的参数都是目前气田可以收集到的数据，集气站总产量根据集气站生产动态数据中获得，单井的油压和套压通过单井的生产动态数据中获得，节流器尺寸和下入深度通过气田提供的节流器台账获得，天然气性质通过天然气分析报告中获得。

第二步，输入需要计算的单井产量的井号i。

第三步，计算第二步所述井号i的井底流压p_wfi，利用套压按照近气柱压力公式计算得出所述井底流压p_wfi，即

其中：

p_wfi、p_ci、分别为所述井号i的井底流压、井口套压、平均压力，单位为MPa；T_ci、T_tfi、分别是所述井号i的井口温度、井底温度、平均温度，单位为K；为在和条件下的所述井号i中天然气偏差系数；γ_gi为所述井号i中气体相对密度；H为所述井号i的井口至气层中部的垂直深度。由于致密气藏在集气站生产模式下【以苏里格气田为例】一般采用油管生产的工作制度，开井生产后封隔器解封，因此油套环空中的气体处于静止状态，这样井底流压就可以认为是井口套压和静气柱压力之和，如图2所示。采用平均温度、平均平均偏差系数法计算井底流压。

第四步，假设一个气体产气量q_1i，该假定的气体产气量q_1i可以任意取值，单位为万方/天，以该假定气体产气量q_1i作为计算节流器出、入口压力的初始数据。假设q_1i＝1万方/天，作为计算节流器出、入口压力的初始数据。

第五步，根据所述井号i中的油压和节流器在所述井号i中的下入深度，利用单相垂直管流公式计算出节流器的出口压力p_2i，

在本步骤中，采用平均参数法计算出节流器出口压力，即

$p_{2i}=\sqrt{p_{ti}^2{e}^{2S}+\frac{1.324\times {10}^{-18}f{\left(q_{sc}{\bar{T}}_{2i}{\bar{Z}}_{2i}\right)}^2}{d^5}(e^{2S}-1)}$

其中，

在本步骤中的计算式中，p_2i为节流器出口压力，单位为MPa；p_ti为所述井号i中的油压，单位为MPa；T_2i为节流器出口温度，T_s为所述井号i中井口处的温度，为井口到节流器下入处气体平均温度，单位为K；为在和条件下所述井号i中的天然气偏差系数；d为油管内径，单位为m；△H_2i为所述井号i的井口到节流器之间的深度，单位为m，

在本步骤中的计算式中所述的摩阻系数f采用Colebrook公式计算得出，即

该式中Re为雷诺数e为内部绝对粗糙度，单位为m。

第六步，根据所述井号i中的井底流压和节流器下入所述井号i中的深度，利用单相垂直管流公式计算节流器入口压力p_1i；

本步骤中，与所述第五步相同，同样采用平均参数法计算节流器入口压力p_1i，即

$p_{1i}=\sqrt{p_{wfi}^2{e}^{2S}+\frac{1.324\times {10}^{-18}f{\left(q_{sc}\overline{TZ}\right)}^2}{d^5}(e^{2S}-1)}$

本步骤所述计算式中，

本步骤所述计算式中，p_1i为所述井号i中的节流器入口压力，单位为MPa；p_wfi为所述井号i中的井底流压，单位为MPa；T_1i为所述井号i中的节流器入口温度；为所述井号i中的节流器到井底的气体的平均温度，单位为K；为在和条件下的所述井号i中的天然气偏差系数；△H_1i取负值；其它参数取值与上述第五步中的取值相同。

第七步，根据上述第六步计算出的所述井号i中的节流器入口压力p_1i，和上述第五步计算出的所述井号i中的节流器出口压力p_2i，利用嘴流公式计算通过所述井号i中的节流器产量q_2i；

根据气体嘴流的等熵原理，对于处于亚临界状态，流量与压力比的关系为

$q_{2i}=\frac{4.066\times {10}^3{p}_{1i}{d}^2}{\sqrt{{\gamma }_g{T}_{1i}{Z}_{1i}}}\sqrt{\left(\frac{k}{k-1}\right)\left[{\left(\frac{p_{2i}}{p_{1i}}\right)}^{\frac{2}{k}}-{\left(\frac{p_{2i}}{p_{1i}}\right)}^{\frac{k+1}{k}}\right]};$

对于临界流，气嘴达到最大产气量，流量为

$q_{2i}=\frac{4.066\times {10}^3{p}_{1i}{d}^2}{\sqrt{{\gamma }_g{T}_{1i}{Z}_{1i}}}\sqrt{\left(\frac{k}{k-1}\right)\left[{\left(\frac{2}{k+1}\right)}^{\frac{2}{k-1}}-{\left(\frac{2}{k+1}\right)}^{\frac{k+1}{k-1}}\right]};$

在本步骤中的临界流和亚临界流状态判定方法如下：

根据热力学原理，临界压力比为在该式中k为气体绝热系数，相对密度为0.6的天然气绝热系数为1.3；当时，为临界流，否则为亚临界流；节流器(如图3所示)的流动特征是：若入口压力保持不变，气体流量将随出口压力的降低而增大，但当出口压力达到某值p_m时，流量将达到最大值即临界流量，流量与节流器的气嘴上下游压力比的关系如图4所示。所谓“临界流”是流体在节流器的气嘴加速到声速时的流动状态。在临界流状态下，节流器的气嘴下游压力变化对气井产量没有影响，因此为了预测节流器的气嘴处的气流动态即产量与节流压降的关系，必须确定是否为临界流状态。

在本步骤中，所述井号i中的节流器产量q_2i式中的d为该节流器气嘴的直径，单位为mm；q_2i为标准状态下(p_sc＝0.101325MPa，T_sc＝293K)下通过该节流器的气嘴的体积流量，单位为m³/d(m³/d中d是天的意思)。

第八步，判断上述第四步中所述假设气体产气量q_1i和上述第七步计算出的产量q_2i之差的绝对值是否在在允许误差δ的范围内，本步骤中，允许误差δ可以根据实际生产要求的最大误差人为设定；判断方法如下，

若|q_1i-q_2i|>δ，令用二分法重新假定q_1i，即令重复上述第五至第七步；

若|q_1i-q_2i|<δ，输出i井产量q_i＝q_1i＝q_2i；

第九步，令i＝i+1，计算下一口井产量，本步骤中，若i≤N，若重复上述第三步至第八步；若i>N，结束循环，执行下一步；

第十步，根据集气站总产量和所计算出的各单井产量，将总产量劈分到单井；

本步骤中，利用前面所述步骤中计算出的所有单井产量得到每口井的劈分系数，通过劈分系数和集气站总产量相乘得到单井的最终产量，即$Q_d=Q_s\times q_d/\underset{j=1}{\overset{N}{\Sigma }}{q}_{dj}$

本步骤中的式中的Q_d为单井实际产量，万方/天；Q_s为集气站瞬时产量，万方/天；q_d前面步骤中计算出的产量，m³/d(m³/d中d是天的意思,q_d是q_2i,以井号i为参照)；为所有单井计算出的产量之和。

图2中，1至7分别表示井口套压、表层套管、井下节流器、气层套管、生产油管、油套环空、井底流压和环空井底静压。

致密气藏在集气站生产模式下的天然气开采，为了防止水合物堵塞气井和实现中低压集气，目前95％以上的开发井都投放了井下节流器，而利用节流器嘴流公式计算通过节流器气体流量的理论已经非常成熟，因此利用实测的单井油套压力，井下节流器尺寸和下下入深度以及气体性质和井筒参数等资料将单井的实时产量计算出来，用实时的计算产量代替初期配产来计算单井的劈分系数，计算结果将更加符合实际情况；即提高了单井产量的计算准确性，扩大了适用范围，利于气田长远发展。

显然，上述所有实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明所述实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范畴。

综上所述，由于所述方法，提高了计算准确性、利于气田长远发展和扩大了适用范围。