针对中高阶煤储层的煤层气井早中期产量预测方法与流程

1.本发明涉及煤层气开发领域，具体地，涉及一种针对中高阶煤储层的煤层气井早中期产量预测方法。


背景技术：

2.煤层气产量预测受地质、工程、开发时间等诸多因素的影响，预测难度大。以中国第一个煤层气示范工程潘河区块为例，该区块开发目的层主要集中在中、高煤阶煤层中，区块开发尚处于早期阶段。而常规预测方法主要针对开发后期具有稳定递减的阶段，在该区块适用性较差。因此，有必要建立一种针对中-高阶煤储层的早中期的产量预测方法，分析气井生产潜力并制定合理的开发方案。
3.当前国内外煤层气产量预测方法主要有递减分析法、数值模拟法和统计学方法。其中递减分析和统计学方法主要从数据本身入手，且主要针对开发后期稳定递减的气井，没有考虑地质、工程等内在因素的影响，预测精度有待提高。数值模拟法建模所需时间长，对储层资料准确性、完整性要求高，在对历史产气进行拟合时，参数的调整受到经验限制，具有多解性。康圆圆、张海茹、任建华、曹腾飞等相继分析了影响产气剖面的因素并提出了相应的预测模型，但这些产能评价方法多限于开发后期。康永尚提出了针对早中期的产量预测方法，然而该方法一方面没有对煤阶进行细分，另一方面没有考虑构造位置对产气剖面的影响；在潘庄区块同一主力煤层中，受应力环境、水气重力分移等因素影响，构造位置与气井产能呈明显的相关关系，导致该方法在潘庄区块开展气井产量预测时具有一定局限性。因此，需要从气藏地质、排采等内在方面展开分析，建立一种针对中-高阶煤储层的煤层气井早中期产量预测方法。


技术实现要素：

4.针对上述问题，本发明的目的是提供一种煤层气井早中期产量预测方法，该方法适用于新投产气井或处于早中期开发气井的产量预测。
5.为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
6.一种针对中高阶煤储层的煤层气井早中期产量预测方法，包括：
7.根据镜质组平均随机反射率来判断煤层气所在煤储层是否为中高阶煤储层；
8.获取气井所在的中高阶煤储层的储层参数，储层参数包括气井的井点含气量、气藏地层系数、气井构造位置，根据气井所在的所述中高阶煤储层的储层参数建立气井地质潜力评价模型；
9.对气井生产数据进行去噪处理；
10.获取气井所在储层临界解析压力和气井产量相对稳定后的井底流压，计算气井视解析系数，并建立气井排采潜力评价模型；
11.利用气井地质潜力评价模型、气井排采潜力评价模型多元回归去噪后的产量数据，建立早中期产量综合预测模型。
12.通过下式建立气井地质潜力评价模型：
[0013][0014]
其中，
[0015]
pg为气井地质潜力表征参数；
[0016]cg
为井点含气量；
[0017]
k为渗透率；
[0018]
h为地层厚度；和
[0019]
d为气井所在主力煤层的构造位置。
[0020]
气井生产数据去噪处理采用局部加权回归分析方法，首先获取气井剖面数据，检查数据是否连续且稳定，若气井数据因开关井、停电等因素导致连续性差，则采用局部加权方法对数据进行去噪处理。
[0021]
通过下式判断某一阶段气井稳产情况，并获取对应的井底流压、产量值：稳产情况判断条件
[0022]
气井连续十天产气量波动率rq小于10％且对应的井底流压波动率小于5％，表现为：
[0023][0024][0025]
其中，
[0026]rq
为气井连续10天的产量波动率；
[0027]qmax
为气井连续10天的最大产气量；
[0028]qmin
为气井连续10天的最小产气量；
[0029]
qi为气井连续10天中第i天的产气量；
[0030]
为气井连续10天的井底流压波动率；
[0031]
为气井连续10天的最大井底压力；
[0032]
为气井连续10天的最小井底压力；
[0033]
为气井连续10天中第i天的井底压力。
[0034]
获取气井对应的稳定产气量及井底流压当满足稳产情况判断条件中的条件后，按照下式计算稳定产气量及井底流压
[0035][0036][0037]
q为气井稳定产气量；
[0038]
p
wf
为气井井底流压。
[0039]
根据下式计算气井视解析系数：
[0040][0041]
其中，
[0042]
i为气井视解析系数；
[0043]
p
cd
为临界解析压力；和
[0044]
p
wf
为气井井底流压。
[0045]
根据下式建立气井排采潜力评价模型：
[0046]
pd＝e
mi
[0047]
其中，
[0048]
pd为气井排采潜力表征参数；和
[0049]
m为系数。
[0050]
利用多元回归分析法，结合去噪后的数据，根据下式综合考虑地质潜力评价模型pg、排采潜力评价模型pd，建立产气量q综合预测模型，并拟合模型系数,其中：
[0051]
q＝apg+bpd+c
[0052]
其中：
[0053]
q为气井稳定产气量；
[0054]
pg为气井地质潜力表征参数；
[0055]
pd为气井排采潜力表征参数；
[0056]
a、b、c为系数。
[0057]
利用建立的产量预测模型预测气井早中期产量，首先统计气井地层系数、构造位置和含气量，然后给定预测阶段任意井底压力数据，计算视解析系数，利用早中期产量综合预测模型预测在该井底压力下的相对稳定的产气量。
[0058]
当井底压力接近0时，即视解析系数趋近于1时，对应的产气量为峰值产气量。
[0059]
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
[0060]
对于煤层气井早中期产量预测，在井底流压稳定条件下，可用本专利提出的综合模型分析产量上升规律，预测气井的产气潜力，该方法充分考虑了地质、工程等因素对产气剖面的影响，解决了新投产气井产量预测难题。
[0061]
避免了因储层认识不清给气藏数值模拟预测带来的不确定性以及数值模拟方法过程复杂、成本高、周期长等问题。
[0062]
本发明方法可以根据现场生产数据更新实时调整拟合系数，简单、方便、快速且预测精度高。
附图说明
[0063]
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在整个附图中，用相同的附图标记表示相同的部件。在附图中：
[0064]
图1是根据本技术的实施例的针对中高阶煤储层的煤层气井早中期产量预测方法流程示意图。
[0065]
图2是根据本技术的实施例的相对稳定阶段井底流压与产气量变化曲线示意图。
[0066]
图3是根据本技术的实施例的视解析系数随井底流压变化曲线示意图。和
[0067]
图4是根据本技术的实施例的气井实际产气量与模型计算产气量对比示意图。
具体实施方式
[0068]
下面将参照附图更详细地描述本发明的示例性实施方式。虽然附图中显示了本发明的示例性实施方式，然而应当理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了能够更透彻地理解本发明，并且能够将本发明的范围完整的传达给本领域的技术人员。
[0069]
根据本技术的一些实施例，提供一种煤层气井早中期产量预测方法，主要包括以下步骤：
[0070]
步骤1.判断煤层气所在煤层煤阶是否为中-高煤阶：要求镜质组平均随机反射率ro≥0.65％。
[0071]
步骤2.确定煤层气气井地质潜力pg。
[0072]
2.1气井所在储层参数获取。
[0073]
a.确定气井的井点含气量cg，单位m3/t。该参数主要通过室内实验获得。若因取芯问题导致该井点含气量异常，取周围邻井气井含气量平均值作为该井的井点含气量。
[0074]
b.确定气藏地层系数kh,单位md
·
m。其中，渗透率k通过室内岩心实验获得，地层厚度h通过测井解释曲线获得。
[0075]
c.确定气井构造位置d，单位m。对于有测井解释结果的气井，该参数主要通过测井解释结果获得。对于没有测井解释结果的气井，则通过已知数据绘制构造位置图件，通过图件获取。
[0076]
2.2通过式(1)建立气井地质潜力评价模型：
[0077][0078]
其中：
[0079]
pg为气井地质潜力表征参数；
[0080]cg
为井点含气量，m3/t；
[0081]
kh为气藏地层系数,md
·
m；
[0082]
k为渗透率，md；
[0083]
h为地层厚度，m；
[0084]
d为气井所在主力煤层的构造位置，m。
[0085]
步骤3.气井生产数据去噪处理。
[0086]
首先获取气井剖面数据，检查数据是否连续且稳定，若气井数据因开关井、停电等因素导致连续性差，则采用局部加权方法对数据进行去噪处理。
[0087]
步骤4.判断某一阶段气井稳产情况，获取对应的稳定产气量及井底流压。
[0088]
4.1判断某一阶段气井稳产情况。
[0089]
气井连续十天产气量波动率小于10％且对应的井底流压波动率小于5％，表现为：
[0090][0091][0092]
其中，
[0093]rq
为气井连续10天的产量波动率；
[0094]qmax
为气井连续10天的最大产气量，m3/d；
[0095]qmin
为气井连续10天的最小产气量，m3/d；
[0096]
qi为气井连续10天中第i天的产气量，m3/d；
[0097]
为气井连续10天的井底流压波动率；
[0098]
为气井连续10天的最大井底压力，mpa；
[0099]
为气井连续10天的最小井底压力，mpa；
[0100]
为气井连续10天中第i天的井底压力，mpa。
[0101]
4.2计算稳定产气量及井底流压。
[0102]
当满足所述稳产情况判断条件后，按照下式计算稳定产气量及井底流压:
[0103][0104][0105]
步骤5.确定煤层气气井排采潜力评价模型。
[0106]
5.1根据式(6)计算气井视解析系数i：
[0107][0108]
其中，
[0109]
i为气井视解析系数；
[0110]
p
cd
为临界解析压力,mpa；和
[0111]
p
wf
为气井井底流压,mpa。
[0112]
5.2根据式(7)建立气井排采潜力评价模型：
[0113]
pd＝e
mi
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0114]
其中，
[0115]
pd为气井排采潜力表征参数；和
[0116]
m为系数。
[0117]
步骤6.建立产气量综合预测模型。
[0118]
利用多元回归分析法，结合去噪后的数据，根据式(8)综合考虑地质潜力评价模型、排采潜力评价模型，建立产气量综合预测模型，并拟合模型系数：
[0119]
q＝npg+bpd+c
ꢀꢀꢀ
(8)
[0120]
其中：
[0121]
q为产气量，m3/d；
[0122]
pg为气井地质潜力表征参数；
[0123]
pd为气井排采潜力表征参数；
[0124]
a、b、c为系数。
[0125]
步骤7.利用建立的产量预测模型预测气井早中期产量。
[0126]
首先统计气井地层系数、构造位置、含气量，然后给定预测阶段任意井底压力数据，计算视解析系数i，利用步骤6中的模型预测在该井底压力下的相对稳定的产气量。此外，当井底压力接近0时，即视解析系数趋近于1时，对应的产气量为峰值产气量。
[0127]
应用实例
[0128]
已知a煤层气区块煤层平均厚度9.4m，平均埋深为425m，主力煤层镜质组反射率(ro,max)在1.20％～4.25％之间；储层平均压力为2.45mpa，实测饱和度平均为115％，具有较高的储气能力。a区块某煤层气井w1所在煤层储层厚度为6.93m，井周围渗透率为1.21md，井点含气量为20.38m3/t，主力煤层构造位置为320m。
[0129]
依据步骤1，该煤层主力煤层镜质组反射率ro在1.20％～4.25％之间，大于0.65％，属于中高阶煤层气；
[0130]
依据步骤2，评价区块单井w1地质潜力：将数据带入气井地质潜力评价模型计算得到pg＝9.48，地质潜力评价模型满足：
[0131][0132]
其中，
[0133]
pg为气井地质潜力表征参数；
[0134]cg
为井点含气量，m3/t；
[0135]
kh为气藏地层系数,md
·
m；
[0136]
k为渗透率，md；
[0137]
h为地层厚度，m；和
[0138]
d为气井所在主力煤层的构造位置，m。
[0139]
依据步骤3，气井生产数据去噪：首先获取气井剖面数据，检查数据是否连续且稳定，若气井数据因开关井、停电等因素导致连续性差，则采用局部加权方法对数据进行去噪处理。
[0140]
依据步骤4，判断不同阶段气井稳产情况，并获取对应的井底流压、产量值。通过分析气井生产数据，绘制了各阶段相对稳定的产气量与井底流压变化关系，如图1。
[0141]
(1)稳产情况判断条件
[0142]
气井气井连续十天产气量波动率rq小于10％且对应的井底流压波动率小于5％，表现为：
[0143][0144][0145]
其中，
[0146]rq
为气井连续10天的产量波动率；
[0147]qmax
为气井连续10天的最大产气量，m3/d；
[0148]qmin
为气井连续10天的最小产气量，m3/d；
[0149]
qi为气井连续10天中第i天的产气量，m3/d；
[0150]
为气井连续10天的井底流压波动率；
[0151]
为气井连续10天的最大井底压力,mpa；
[0152]
为气井连续10天的最小井底压力,mpa；
[0153]
为气井连续10天中第i天的井底压力,mpa。
[0154]
(2)稳定产气量、井底流压取值
[0155]
当满足步骤(1)中的条件后，按照以下方式计算产气量及井底流压。
[0156][0157][0158]
依据步骤5.1，计算步骤4中不同稳定阶段的视解析系数i，绘制了视解析系数曲线随井底压力的变化曲线，如图2。
[0159][0160]
其中，
[0161]
i为气井视解析系数；
[0162]
p
cd
为临界解析压力,mpa；和
[0163]
p
wf
为气井井底流压,mpa。
[0164]
依据步骤5.2，建立气井排采潜力评价模型，并结合步骤2计算得到的地质潜力评价模型，对步骤4中获得的稳定产气量进行多元回归，并按照步骤6建立综合预测模型，对于本区块w1井，拟合得到的产气量q的综合预测模型为：
[0165]
q＝249.6pg+643.3e
4.24i-1876
[0166]
综合预测模型计算结果与实际产气结果对比见图3，其中最后一个点作为验证点，通过计算，在该点实际日产气为11895m3，本模型计算日产气为12962m3，误差为8.9％，预测精度较高。
[0167]
依据步骤7，可以给定w1井任意井底流压p
wf
，计算视解析系数，进而计算该井底流压下的稳定产气量。当井底流压为0.1mpa时，依据步骤4可得到视解析系数为0.96，并根据综合预测模型计算峰值产气量，约为37999方/天。
[0168]
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。