一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法

本发明属于气藏工程开发领域，具体涉及一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法。

背景技术：

天然气是较为安全的燃气之一，采用天然气作为能源，不仅可减少煤和石油的用量，从而大大改善环境污染问题；还能能减少二氧化碳、二氧化硫和粉尘的排放量，有助于减少酸雨形成，从根本上改善环境质量，因此天然气的开发显得尤为重要。但是对于强非均质性储层产水气井，储层的强非均质性以及产水都会对引起气井生产上的变化，导致气井的递减不同于常规气井。因此如何评价储层不均匀以及产水时气井的递减趋势，在气藏开发中是一个难题。

目前，已有发明专利cn201410638125.7《一种油气井产量递减分析方法和系统》提供了一种可应用于页岩气井和其他类型油气井产量分析和动态评价的油气井产量递减分析方法和系统，但是此方法为预测气井的产量递减，但实际气井生产过程往往为定产量生产，且并未针对非均质以及产水气井进行生产预测；发明专利cn201310314083.7《一种缝洞型碳酸盐岩气藏动态分析方法及系统》可以针对缝洞型非均质气藏进行定产量生产动态预测，并不能针对产水气井进行生产动态预测。因此，为了更好的形成一种强非均质性储层产水气井定产量递减预测方法，本发明针对强非均质性储层产水气井，进行了定产量生产的动态预测。

技术实现要素：

本发明目的是针对强非均质产水气藏，建立定产量生产情况下气井的生产动态预测，形成强非均质性储层产水气井定产量递减预测方法，为气藏开发奠定基础。

本发明所采用的技术方案是：

s100、收集目标产水气井的原始地层压力pi、井口输压pt、点测静压数据pj与点测静压相对应的累产气量gpj、地层温度ti、井口温度t、井筒产层中部深度h、井筒半径rw、无阻流量qaof、目前的累产气量gp、累产水量wp、日产气量qg、日产水量qw、气样的相对密度γg、氮气摩尔分数yn2、二氧化碳摩尔分数yco2、硫化氢摩尔分数yh2s，水样的相对密度γw和氯化钠摩尔分数ynacl；

s200、基于每天的累产水量和每天的累产气量，得出水驱常数a、水驱常数b，并得到目标产水气井的甲型水驱公式；

s300、采用blasingame图版法拟合得出目标产水气井的动态储量g，由点测静压相对应的累产气量除以目标产水气井的动态储量得出点测静压相对应的储量采出程度rj；；

s400、收集目标产水气井压力恢复试井数据，进行压力恢复试井分析，计算得出目标产水气井所在储层的非均质系数d，具体步骤为：第一、基于目标产水气井压力恢复试井得到的压力随试井的变化数据，采用双重介质模型进行数据拟合，得到弹性储容比ω与窜流系数λ；第二、根据拟合得到的弹性储容比ω与窜流系数λ，代入计算储层非均质系数d，其中，α为形状因子，由目标产水气井所在储层中的岩心取心获得，单位为m^-2；rw为井筒半径，单位为m；λ为窜流系数，无单位；ω为弹性储容比，无单位；d为储层非均质系数，无单位；

s500、根据收集到的气体相对密度γg、原始地层压力pi、点测静压数据p，采用d-a-k法求得原始地层压力下的偏差因子zi、点测静压下的偏差因子z；

s600、结合水封气物质平衡公式，采用牛顿迭代法计算得出水侵常数c，其中，p为点测静压数据，单位为mpa；z为点测静压下的偏差因子，无单位；pi为原始地层压力，单位为mpa；zi为原始地层压力下的偏差因子，无单位；d为储层非均质系数，无单位；r为储量的采出程度，无单位；c为水侵常数，无单位，具体步骤为：第一、由水封气物质平衡公式得到水侵常数c为未知量的公式，其中，f（c）为表征水侵常数c的公式，无单位；第二、根据f（c）对水侵常数c进行求导，得到，其中f′（c）为f（c）对水侵常数c求导后的公式，无单位；第三、设定水侵常数c为1，带入f（c）与f′（c），通过c减去f（c）与f′（c）的比值计算得出新的水侵常数c1；第四、计算c与c1的绝对差，若c与c1的绝对差小于0.00001，则c1为所求目标产水气井的水侵常数；若c与c1的绝对差大于0.00001，则将c替换为c1，重新带入f（c）与f′（c），计算得出全新的水侵常数c1，直至c与c1的绝对差小于0.00001，最终得出目标气井的水侵常数c；

s700、对目标产水气井进行定产量的递减预测，得出目标产水气井定产量的稳产年限，具体步骤为：第一、采用hagedom-brown法，将原始地层压力pi、井口输压pt、地层温度ti、井口温度t、井筒产层中部深度h、井筒半径rw、日产气量qg、日产水量qw、气样的相对密度γg、氮气摩尔分数yn2、二氧化碳摩尔分数yco2、硫化氢摩尔分数yh2s，水样的相对密度γw和氯化钠摩尔分数ynacl带入，求得井口输压下的井底流压pwfmin，即稳产末期的井底流压pwfmin；第二、根据一点法公式计算稳产末期的井底流压pwfmin下的稳产末期地层压力pmin；第三、由目标产水气井目前的累产气量除以目标产水气井的动态储量得出储量的采出程度r，结合水封气物质平衡公式与d-a-k法得出目前地层压力p与目前地层压力对应的压缩因子z；第四、目标产水气井以qg定量生产，以时间1天为迭代步长，叠加gp得到新一天的累产气量，代入目标产水气井的甲型水驱公式计算新一天的累产水量，结合水封气物质平衡公式与d-a-k法得到新一天的地层压力，直到新一天的地层压力小于等于稳产末期地层压力pmin结束迭代，代入一点法公式反算井底流压，绘制井底流压随时间的变化曲线，得到目标产水气井定产量递减预测曲线；第五、根据迭代结束时的时间除以365天得出目标产水气井的稳产年限。

上述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，其特征在于，blasingame图版法为采用rta软件，输入目标产水气井的生产数据、原始地层压力、地层温度、井筒产层中部深度、井筒半径，在理论曲线图版上对实际生成曲线进行拟合，再由rta软件自动计算出目标产水气井的动态储量。

上述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，其特征在于，d-a-k法为根据气样的相对密度γg采用经验公式与计算拟临界压力ppc与拟临界温度tpc，再根据某一地层压力pk与某一地层温度tk采用与计算拟对比压力ppr与拟对比温度tpr，采用、与这三个公式联立迭代计算出偏差因子，其中，γg为气样的相对密度，无单位；ppc为拟临界压力，单位为mpa；tpc为拟临界温度，单位为k；pk为某一地层压力，单位为mpa；tk为某一地层温度，单位为k；ppr为拟对比压力，单位为mpa；tpr为拟对比温度，单位为k；ρpr为拟对比密度，无单位；zk为某一地层压力对应的偏差因子，无单位；f（ρpr）为表征拟对比密度的公式，无单位；a1=0.3265，无单位；a2=-1.0700，无单位；a3=-0.5339，无单位；a4=0.01569，无单位；a5=-0.05165，无单位；a6=0.5475，无单位；a7=-0.7361，无单位；a8=0.1844，无单位；a9=0.1056，无单位；a10=0.6134，无单位；a11=0.7210，无单位；f′（ρpr）为f（ρpr）对ρpr求导后的公式，无单位。

上述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，其特征在于，hagedom-brown法为、、、、、与结合计算井底流压，其中，δp为井管道压力增加量，单位为mpa；δh为井管道深度增加量，单位为m；ρm为气水混合物密度，单位为kg/m³；g为重力加速度，单位为m/s²；fm为两相摩阻系数，无单位；gma为单位井管道横截面积下的混合物质量流量，kg/s/m²；rw为井筒半径，单位为m；ρw为目标产水气井水密度，由物性分析可知，单位为kg/m³；ρg为目标产水气井气密度，由物性分析可知，单位为kg/m³；hl为持液率，无单位；e为管壁绝对粗糙度，管壁分析可知，单位为m；nre为两相雷诺数，无单位；qg为日产气量，单位为m³；qw为日产水量，单位为m³；vsl为液相表观速度，单位为m/s；vsg为气相表观速度，单位为m/s；μw为水黏度，由物性分析可知，单位为mpa·s；μg为气黏度，由物性分析可知，单位为mpa·s。

上述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，其特征在于，一点法公式为，其中，qg为日产气量，单位为m³；qaof为无阻流量，单位为m³；pmin为稳产末期地层压力，单位为mpa；pwfmin为稳产末期的井底流压，单位为mpa；

本发明的优点：能结合试井分析定量评价储层非均质性，针对强非均质性产水气井的定量生产，对其进行生产预测，得出气井稳产年限，实现强非均质储层产水气井定产量递减预测。

附图说明

在附图中：

图1是一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法步骤图。

图2是某强非均质产水气井甲型水驱曲线图。

图3是某强非均质产水气井blasingame图版拟合图。

图4是某强非均质产水气井双重介质拟合图。

图5是某强非均质产水气井定产量递减预测曲线。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明。

本发明提供了一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法，图1为本方法的步骤图，该评价方法包括下列步骤：

s100、收集目标产水气井的原始地层压力pi、井口输压pt、点测静压数据pj与点测静压相对应的累产气量gpj、地层温度ti、井口温度t、井筒产层中部深度h、井筒半径rw、无阻流量qaof、目前的累产气量gp、累产水量wp、日产气量qg、日产水量qw、气样的相对密度γg、氮气摩尔分数yn2、二氧化碳摩尔分数yco2、硫化氢摩尔分数yh2s，水样的相对密度γw和氯化钠摩尔分数ynacl；

s200、基于每天的累产水量和每天的累产气量，得出水驱常数a、水驱常数b，并得到目标产水气井的甲型水驱公式；

s300、采用blasingame图版法拟合得出目标产水气井的动态储量g，由点测静压相对应的累产气量除以目标产水气井的动态储量得出点测静压相对应的储量采出程度rj；；

s400、收集目标产水气井压力恢复试井数据，进行压力恢复试井分析，计算得出目标产水气井所在储层的非均质系数d，具体步骤为：第一、基于目标产水气井压力恢复试井得到的压力随试井的变化数据，采用双重介质模型进行数据拟合，得到弹性储容比ω与窜流系数λ；第二、根据拟合得到的弹性储容比ω与窜流系数λ，代入计算储层非均质系数d，其中，α为形状因子，由目标产水气井所在储层中的岩心取心获得，单位为m^-2；rw为井筒半径，单位为m；λ为窜流系数，无单位；ω为弹性储容比，无单位；d为储层非均质系数，无单位；

s500、根据收集到的气体相对密度γg、原始地层压力pi、点测静压数据p，采用d-a-k法求得原始地层压力下的偏差因子zi、点测静压下的偏差因子z；

s600、结合水封气物质平衡公式，采用牛顿迭代法计算得出水侵常数c，其中，p为点测静压数据，单位为mpa；z为点测静压下的偏差因子，无单位；pi为原始地层压力，单位为mpa；zi为原始地层压力下的偏差因子，无单位；d为储层非均质系数，无单位；r为储量的采出程度，无单位；c为水侵常数，无单位，具体步骤为：第一、由水封气物质平衡公式得到水侵常数c为未知量的公式，其中，f（c）为表征水侵常数c的公式，无单位；第二、根据f（c）对水侵常数c进行求导，得到，其中f′（c）为f（c）对水侵常数c求导后的公式，无单位；第三、设定水侵常数c为1，带入f（c）与f′（c），通过c减去f（c）与f′（c）的比值计算得出新的水侵常数c1；第四、计算c与c1的绝对差，若c与c1的绝对差小于0.00001，则c1为所求目标产水气井的水侵常数；若c与c1的绝对差大于0.00001，则将c替换为c1，重新带入f（c）与f′（c），计算得出全新的水侵常数c1，直至c与c1的绝对差小于0.00001，最终得出目标气井的水侵常数c；

s700、对目标产水气井进行定产量的递减预测，得出目标产水气井定产量的稳产年限，具体步骤为：第一、采用hagedom-brown法，将原始地层压力pi、井口输压pt、地层温度ti、井口温度t、井筒产层中部深度h、井筒半径rw、日产气量qg、日产水量qw、气样的相对密度γg、氮气摩尔分数yn2、二氧化碳摩尔分数yco2、硫化氢摩尔分数yh2s，水样的相对密度γw和氯化钠摩尔分数ynacl带入，求得井口输压下的井底流压pwfmin，即稳产末期的井底流压pwfmin；第二、根据一点法公式计算稳产末期的井底流压pwfmin下的稳产末期地层压力pmin；第三、由目标产水气井目前的累产气量除以目标产水气井的动态储量得出储量的采出程度r，结合水封气物质平衡公式与d-a-k法得出目前地层压力p与目前地层压力对应的压缩因子z；第四、目标产水气井以qg定量生产，以时间1天为迭代步长，叠加gp得到新一天的累产气量，代入目标产水气井的甲型水驱公式计算新一天的累产水量，结合水封气物质平衡公式与d-a-k法得到新一天的地层压力，直到新一天的地层压力小于等于稳产末期地层压力pmin结束迭代，代入一点法公式反算井底流压，绘制井底流压随时间的变化曲线，得到目标产水气井定产量递减预测曲线；第五、根据迭代结束时的时间除以365天得出目标产水气井的稳产年限。

进一步的，所述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，blasingame图版法为采用rta软件，输入目标产水气井的生产数据、原始地层压力、地层温度、井筒产层中部深度、井筒半径，在理论曲线图版上对实际生成曲线进行拟合，再由rta软件自动计算出目标产水气井的动态储量。

进一步的，所述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，d-a-k法为根据气样的相对密度γg采用经验公式与计算拟临界压力ppc与拟临界温度tpc，再根据某一地层压力pk与某一地层温度tk采用与计算拟对比压力ppr与拟对比温度tpr，采用、与这三个公式联立迭代计算出偏差因子，其中，γg为气样的相对密度，无单位；ppc为拟临界压力，单位为mpa；tpc为拟临界温度，单位为k；pk为某一地层压力，单位为mpa；tk为某一地层温度，单位为k；ppr为拟对比压力，单位为mpa；tpr为拟对比温度，单位为k；ρpr为拟对比密度，无单位；zk为某一地层压力对应的偏差因子，无单位；f（ρpr）为表征拟对比密度的公式，无单位；a1=0.3265，无单位；a2=-1.0700，无单位；a3=-0.5339，无单位；a4=0.01569，无单位；a5=-0.05165，无单位；a6=0.5475，无单位；a7=-0.7361，无单位；a8=0.1844，无单位；a9=0.1056，无单位；a10=0.6134，无单位；a11=0.7210，无单位；f′（ρpr）为f（ρpr）对ρpr求导后的公式，无单位。

进一步的，所述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，hagedom-brown法为、、、、、与结合计算井底流压，其中，δp为井管道压力增加量，单位为mpa；δh为井管道深度增加量，单位为m；ρm为气水混合物密度，单位为kg/m³；g为重力加速度，单位为m/s²；fm为两相摩阻系数，无单位；gma为单位井管道横截面积下的混合物质量流量，kg/s/m²；rw为井筒半径，单位为m；ρw为目标产水气井水密度，由物性分析可知，单位为kg/m³；ρg为目标产水气井气密度，由物性分析可知，单位为kg/m³；hl为持液率，无单位；e为管壁绝对粗糙度，管壁分析可知，单位为m；nre为两相雷诺数，无单位；qg为日产气量，单位为m³；qw为日产水量，单位为m³；vsl为液相表观速度，单位为m/s；vsg为气相表观速度，单位为m/s；μw为水黏度，由物性分析可知，单位为mpa·s；μg为气黏度，由物性分析可知，单位为mpa·s。

进一步的，所述一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法中，一点法公式为，其中，qg为日产气量，单位为m³；qaof为无阻流量，单位为m³；pmin为稳产末期地层压力，单位为mpa；pwfmin为稳产末期的井底流压，单位为mpa。

利用一种强非均质性储层中产水气井的定产量递减预测方法的步骤说明，以某一强非均质产水气井为例，进行气井的定产量生产动态预测，以确定气井的稳产年限。

收集该强非均质产水气井生产数据、物性分析数据、储层数据，基于甲型水驱公式拟合得到水驱常数a与b，得出a=4.948，b=0.000000046，如图2所示；采用blasingame图版法拟合该强非均质产水气井动态储量，为518000000m³，如图3所示；再基于恢复试井，采用双重介质模型进行数据拟合，得到弹性储容比为0.223，窜流系数为0.00000111，计算出储层的非均质系数为3.4842，如图4所示；采用d-a-k法求得原始地层压力下的偏差因子为1.71；结合水封气物质平衡公式，采用牛顿迭代法计算得出水侵常数为2。再采用hagedom-brown法，求取井口输压下的井底流压为36.918mpa，根据一点法公式计算稳产末期的井底流压下的稳产末期地层压力为44.862mpa；通过时间步长的迭代，得出井底流压随时间的变化曲线，最终得到目标产水气井定产量递减预测曲线，如图5所示；根据定产量递减预测曲线，得出该强非均质产水气井的稳产年限为1.115年。

与现有气井定产量预测方法相比，本发明具有以下有益效果：能结合试井分析定量评价储层非均质性，针对强非均质性产水气井的定量生产，对其进行生产预测，得出气井稳产年限，实现强非均质储层产水气井定产量递减预测。

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。