页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法

摘要

本发明涉及属于页岩气井排水采气领域的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法；它解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题；其技术方案是：以井底压力系数和返排率为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段，然后优选出每个生产阶段的最优生产制度，并判断优选管柱、柱塞气举、连续气举和泡排在人工介入期的适用性，优选出最优排采工艺；本发明基于人工智能进行生产制度和排采工艺的优化，优化工作流程，提高工作效率和决策质量，避免主观判断的影响。

说明书

技术领域

本发明涉及页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，属于页岩气井排水采气领域。

背景技术

由于页岩气储层渗透率低，开采难度较大，需要通过水平井钻井、多段压裂技术等多种方法才能实现有效开发，这导致在页岩气井的生产全过程中都伴随着压裂液的排出。前期地层压力高，在高地层压力下气井可以靠自身能量带出积液，但是到了生产后期，由于地层压力下降，产气量减少，导致井筒不满足临界携液要求，液体不能被带出井口，回落至井底，造成井筒积液。如果无法及时将这些积液排出井外，积液会增加气层的回压，降低气井生产能力，甚至气井水淹，最终丧失生产能力，影响气井的最终采收率，因此页岩气井的生产需要考虑产水量的影响。同时受页岩气井前期快速递减的影响，页岩气井的生产制度在不断改变，并且在后期压力不足时还需要采用一定的排采工艺辅助排液，这使得页岩气生产制度的制定变得十分困难。

通常页岩气井按照小于冲蚀流量大于临界携液流量配产，但是具体的生产制度和阶段生产目标不明确，排采工艺介入的时机不明确，而且不同的工艺有不同的适用范围，需根据页岩气井的产气产水情况，选择适用的排水采气工艺。申请号为20181148205.9的专利申请《页岩气井生产动态预测方法及设备》根据生产数据特征将页岩气井生产阶段划分为定产降压和定压降产阶段，但是未考虑产水和排采工艺。同时合理的生产制度的制定需要获取产气、产水、压力等数据，计算出冲蚀流量，临界携液流量，并且需要判断工艺适用性，替代工艺等，对于大量井来说，计算量很大，难以管理。

发明内容

本发明目的是：为了解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题，根据返排率、井底压力系数将页岩气井全生产周期划分为四个阶段，并采用最优化方法优选出每个阶段最优生产制度和最优排采工艺。

为实现上述目的，本发明提供了一种页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，该技术包括下列步骤：

S100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；

S200：以井底压力系数

S300：根据公式

S400：根据页岩气井目前的生产阶段对页岩气井进行生产制度的优选：

S4001：若处于快速排液期则生成100个不同的定压生产的生产制度

S4002：若处于自喷生产期则生成100个不同的定产生产的生产制度

S4003：若处于人工介入期则根据S4001中所述步骤优选出累计生产时间最长的生 产制度进行生产预测；根据4种排采工艺的工艺界限公式计算4种排采工艺每天所需的最低 井底流压

S4004：若处于无水生产期则根据S4002中所述步骤优选出累计产气量最大的生产制度进行生产预测，直到产气量小于0.5万方/天后关井。

上述页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001中 生成100个不同的定压生产的生产制度

第一步：初始的井底流压取5个值，分别为目前的井底流压的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；

第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；

第三步：井底流压减小量取4个值，分别为初始的井底流压的1/10、1/8、1/6、1/5；

第四步：将初始的井底流压、时间步长和井底流压减少量正交组合，得到100个生产制度。

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001 中对每个生产制度

第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到产气量预测公式

第二步：将初始的井底流压

第三步：根据公式

第四步：根据公式

第五步：将井底流压减小

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中生成100个不同的定产生产的生产制度

第一步：初始的产气量取5个值，分别为目前的产气量的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；

第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；

第三步：产气量减少量取4个值，分别为初始的产气量

第四步：将初始的产气量、时间步长和产气量减少量正交组合，得到100个生产制度。

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中对每个生产制度

第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到井底流压预测公式

第二步：将初始的产气量

第三步：根据公式

第四步：根据公式

第五步：将产气量减小

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中4种排采工艺的工艺界限公式为：

优选管柱的工艺界限公式为：

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中优选出经济效益最高的最优排采工艺的步骤为：

第一步：采用7个评价指标，分别为工艺成本、最短作业期、投资回收期、灵活性、地 面流程难易、管理难度、免修期，并确定对应评价指标的权重

第二步：根据各排采工艺对应评价指标的值建立指标矩阵

第三步：根据公式

第四步：根据公式

附图说明

在附图中：

图1是本方法技术路线图。

图2是页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化软件界图。

图3是某页岩气井全生产周期生产预测曲线图。

图4是某页岩气井人工介入期排采工艺优选结果图。

具体实施方式

下面结合实施方式和附图对本发明做进一步说明。

本发明提供了页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，图1为本方法的技术路线图，该方法包括下列步骤：

S100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；

S200：以井底压力系数

S300：根据公式

S400：根据页岩气井目前的生产阶段对页岩气井进行生产制度的优选：

S4001：若处于快速排液期则生成100个不同的定压生产的生产制度

S4002：若处于自喷生产期则生成100个不同的定产生产的生产制度

S4003：若处于人工介入期则根据S4001中所述步骤优选出累计生产时间最长的生 产制度进行生产预测；根据4种排采工艺的工艺界限公式计算4种排采工艺每天所需的最低 井底流压

S4004：若处于无水生产期则根据S4002中所述步骤优选出累计产气量最大的生产制度进行生产预测，直到产气量小于0.5万方/天后关井。

上述页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001中 生成100个不同的定压生产的生产制度

第一步：初始的井底流压取5个值，分别为目前的井底流压的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；

第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；

第三步：井底流压减小量取4个值，分别为初始的井底流压的1/10、1/8、1/6、1/5；

第四步：将初始的井底流压、时间步长和井底流压减少量正交组合，得到100个生产制度。

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001 中对每个生产制度

第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到产气量预测公式

第二步：将初始的井底流压

第三步：根据公式

第四步：根据公式

第五步：将井底流压减小

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中生成100个不同的定产生产的生产制度

第一步：初始的产气量取5个值，分别为目前的产气量的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；

第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；

第三步：产气量减少量取4个值，分别为初始的产气量

第四步：将初始的产气量、时间步长和产气量减少量正交组合，得到100个生产制度。

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中对每个生产制度

第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到井底流压预测公式

第二步：将初始的产气量

第三步：根据公式

第四步：根据公式

第五步：将产气量减小

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中4种排采工艺的工艺界限公式为：

优选管柱的工艺界限公式为：

上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中优选出经济效益最高的最优排采工艺的步骤为：

第一步：采用7个评价指标，分别为工艺成本、最短作业期、投资回收期、灵活性、地 面流程难易、管理难度、免修期，并确定对应评价指标的权重

第二步：根据各排采工艺对应评价指标的值建立指标矩阵

第三步：根据公式

第四步：根据公式

以页岩气井生产拟合为基础，结合页岩气井全生产周期阶段划分准则和各阶段生产制度优选策略，使用C#语言编写了如图2所示的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法软件，利用该软件对页岩气井进行生产制度和排采工艺的优化。

以JY69-2井为例，JY69-2井于2020年5月30日开始生产，截至2020年9月12日，该井累计产气959.8万方，累计产水12348.5方，入井总液量48313方，原始地层压力72.3MPa，地质储量14521.4万方，层流系数A为65.1，紊流系数B为0.15，目前产气量7.1万方，产水量73.6方，井底流压为36.4MPa，井深4114m，计算目前井底压力系数B

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）根据井底压力系数和返排率将页岩气井全生产周期划分为四个生产阶段，并给出每个生产阶段的生产制度优选策略；（2）可以判断人工介入期阶段优选管柱、柱塞气举、连续气举和泡排的适用性，并进行优选；（3）编程实现每个生产阶段生产制度的优选和人工介入期排采工艺的优选，计算过程省时省力。

最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。