于1.8。超高压气藏的高压力系统能够导 致超高压气藏的储层岩石具有再压实特征。在开发过程中，储层岩石的再压实会使得岩石 弹性能量不断变化，岩石压缩系数随有效应力的增加不断降低。现有的气井系统优化配产 方法中没有考虑岩石压缩系数的连续变化，从而导致配产不合理，影响气井采收率，使得气 井经济效益降低。
[0052] 同时，超高压气藏储层岩石的再压实作用还会导致裂缝和喉道变窄，使得储层岩 石的渗透性和连通性变差。储层所具有的较强的应力敏感特性，还会导致储层中的气体流 动阻力增大，气井的生产压差增大、产能降低，从而严重影响气井的产量。现有的气井优化 配产方法没有考虑到该因素的影响，常常导致配产偏高。配产偏高会对储层造成伤害，使得 气井采收率降低。
[0053] 所以为了解决上述问题，本发明提供了一种新的气井系统配产方法。图1示出了 本实施例中该气井系统配产方法的流程图。为了更加清楚地阐述该气井系统配产方法的目 的、原理以及优点，以下结合图2示出的气井生产压力系统示意图来进行描述。
[0054] 如图1所示，本实施例中，首先在岩石参数确定步骤S101中，根据气井的取样岩 心，分别确定岩石压缩系数与有效应力的关系和岩石渗透率与有效应力的关系。
[0055] 本实施例中，通过对超高压气井取样岩心进行室内试验，分别得到岩石压缩系数 与有效应力之间的关系曲线以及岩石渗透率与有效应力之间的关系曲线。
[0056] 其中，岩石压缩系数与有效应力之间的关系曲线采用如下公式表示：
[0057]
CO
[0058] 其中，Cf表不岩石压缩系数，表不系数，peff表不有效应力。
[0059] 岩石渗透率与有效应力之间的关系曲线采用如下公式表示：
[0060]
[0061] 其中，K表示岩石渗透率，K。表示岩石原始渗透率，m和n表示系数，prff表示有效 应力。
[0062] 本实施例中，有效应力prff根据如下公式计算得到：
[0063] Peff=P〇b-P(3)
[0064] 其中，p*表不上覆岩层压力，p表不地层压力。
[0065] 需要说明的是，本实施例中所描述的岩石压缩系数和岩石渗透率计算公式仅仅是 计算这两个参数的优选方案。在本发明的其他实施例中，考虑了有效应力影响的岩石压缩 系数和岩石渗透率还可以采用其他合理方式计算得到，本发明不限于此。
[0066] 从上述描述中可以看出，相较于现有的气井系统配产方法，本实施例所提供的配 产方法增加了岩石参数确定步骤来确定岩石压缩系数和岩石渗透系数与有效应力的关系。 这样引入了对岩石压缩系数的考虑，也使得本方法更能反映气井的渗流特性，从而为更加 合理、准确地进行气井系统的配产奠定了基础。
[0067]再次如图1所示，当分别得到岩石压缩系数与有效应力之间的关系曲线，以及岩 石渗透率与有效应力之间的关系曲线后，本实施例中，在井口压力确定步骤S102中，基于 步骤S101中得到的岩石压缩系数、岩石渗透率，以及获取到的地层压力，根据预设物质平 衡方程、预设产能方程、井筒管流计算方法，计算在预设产量下气井系统的井口压力。
[0068] 如图2所示，本实施例中，将超高压气井生产压力系统按照节点分析理论，划分成 地层、井底、井口三个节点。对于每一个节点，分别采用不同的方法计算每个节点的压力降， 从而先后得到地层压力P、井底压力Pwf和井口压力Pt。
[0069] 图3示出了本实施例中计算气井系统井口压力的流程图。
[0070] 如图3所示，在步骤S301中，基于岩石压缩系数，根据预设物质平衡方程确定在预 设产量下气井系统的地层压力。
[0071] 本实施例中，首先根据步骤S101中得到的岩石压缩系数，建立适合于超高压气藏 的、考虑岩石压缩系数连续变化的物质平衡方程。该物质平衡方程可以采用如下公式表 示：
[0072]
[0073] 其中，Pl表示地层原始压力，Z表示气藏在地层压力p的条件下的偏差系数，Zi表 示气藏在地层压力Pl的条件下的偏差系数，G表示气藏在地层压力p的条件下的储量，Gp表 示气藏的累计产气量，其表示为气井系统的产量Q与生产时长t的乘积，SW1表示束缚水饱 和度，Cw表示地层水压缩系数。
[0074]结合公式（1)、公式（3)，则公式（4)所表示的物质平衡方程可以变为：
[0075]
[0076] 所以，当气井系统在给定产量Q下定产量生产时，通过公式（5)即可计算得到气井 系统的地层压力P随时间变化的关系。
[0077] 相较于现有的气井系统配产方法所采用的物质平衡方程，本实施例中所提出的物 质平衡方法考虑了超高压气藏岩石压缩系数随地层压力的连续变化。这样能够更加准确地 反映超高压气藏地层压力的变化特征，因此根据该方程计算得到的地层压力也更加准确。
[0078] 再次如图3所示，当得到气井气筒的地层压力后，在步骤S302中基于该地层压力 P，根据预设产能方程计算气井系统在产量Q下的井底压力pwf。
[0079] 本实施例中，预设产能方程采用如下公式表示：
[0080]
(6)
[0081] 其中，A(p)和B(p)表示随地层压力p变化的产能系数。本实施例中，产能系数 A(p)和产能系数B(p)可以分别根据如下公式计算得到：
[0082]
(7>
[0083]
[0084] 其中，Zi和ug。分别表示气藏在原始地层压力Pl的条件下的偏差系数和粘度，Z和 ug分别表示气藏在地层压力p的条件下的偏差系数和粘度，A。和B。表示初始产能系数，K表 示岩石渗透率，K。表示岩石原始渗透率。
[0085] 结合公式（6)到公式⑶可以看出，步骤S302中所采用的产能方程考虑了超高压 气藏储层岩石存在应力敏感体征，岩石渗透率随有效应力的增加而不断降低。与现有的气 井系统配产方法相比，本方法更加符合超高压气藏的特征，因此计算得到的井底压力也更 加准确。
[0086] 超高压气藏的气井井筒温度高，且井筒中流体温度呈非线性分布，这对井筒压力 计算影响明显。现有的气井系统配产方法用井底压力计算井口压力时，不考虑井筒温度分 布或仅考虑线性温度分布，这使得现有方法利用井底压力计算得到的井口压力存在一定的 误差，导致气井配产结果不准确。
[0087] 所以为了解决该问题，本实施例中，利用考虑井筒非线性温度分布的井筒管流计 算方法来计算气井系统在以产量Q定产生产时的井口压力Pt。
[0088] 如图3所示，当得到井底压力后，本实施例在步骤S303中基于得到的井底压*pwf， 基于非线性温度分布的井筒管流计算方法来计算井筒压力损失，从而得到气井系统的井口 压力Pt。
[0089] 本实施例中，采用如下公式计算气井系统井筒的非线性温度分布：
[0090]
[0091] 其中，Tfc]Ut表示井筒出口流体温度，T_t表示出口位置处的地层温度，Tfin表 示井筒入口流体温度，表示入口位置Hin处的地层温度，D表示松弛距离，rT表示地温梯 度，Q表示井斜角。
[0092] 随后利用计算得到的井筒的非线性温度分布，采用Cullender-Smith方法计算井 筒的压力损失。从而根据井底压力和井筒的压力损失，计算得到气井系统的井口压力pt随 时间的变化关系。
[0093] 现有的气井系统配产方法中，仅仅考虑了温度的线性分布特征，甚至是不考虑井 筒的温度分布。而本实施例中，计算井口压力所采用的井筒管流计算方法考虑了气井系统 井筒温度的非线性分布特征。所以相较与现有的气井系统配产方法，本实施例所提供的方 法能够更加准确的描述井筒的压力降状态，得到的井口压力也更为准确。
[0094] 再次如图1所示，当得到井口压力后，本实施例在稳产时长确定步骤S103中，基于 得到的井口压力，利用最小井口外输压力约束，来确定在以预设产量Q定产时气井系统的 稳产时长。
[0095] 随后在产量调整步骤S104中，基于预设气井系统配产约束条件，调整所述气井系 统