用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法与流程

本发明涉及气田开发研究领域，具体涉及一种用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法。
背景技术：
：水平井多级压裂技术是实现致密低渗气藏经济有效开发的重要手段，目前已广泛应用于低渗致密气藏的开发。关于气井无阻流量预测的方法，国内外公开发表的期刊文献有很多。文献中目前报道的各种无阻流量预测方法中，不论是试井方法还是产能公式法，几乎都是基于气体单相渗流来计算的，即使存在考虑气液两相流的无阻流量预测方法，也都没有考虑无阻测试时间的影响，没有考虑外来压裂液、地层可动水和压裂施工本身对气井压裂改造区基质平均渗透率的影响，且都是针对试气阶段计算的无阻流量，实用性和可靠性比较低。技术实现要素：本发明提供了一种用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法，兼顾储层物性参数的差异、裂缝参数的变化、气井无阻测试时间的差异和外来压裂液与地层可动水对无阻流量的影响，且可预测压裂水平井不同生产阶段的无阻流量，提高了预测的实用性和可靠性。为了达到上述技术目的，本发明所采用的技术方案如下：用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤一：压裂水平井任意裂缝处的气液两相流产能方程：基于气液两相渗流理论，根据储层应力敏感、裂缝参数和裂缝内部高速非达西流的影响，利用势函数叠加原理和气水两相广义拟压力，通过气藏、裂缝、井筒的耦合得到压裂水平井任意裂缝处的气液两相流产能方程；步骤二：试气阶段泄气边界的确定：基于储层参数和压裂参数建立相应的压裂水平井数值模型，结合压裂返排阶段气井产量控制要求，按平均产气量生产模拟泄气边界随时间的变化，定义无因次泄气边界为坐标原点在x轴方向到泄气边界的距离和1/2压裂水平井长度的比值，根据模拟结果拟合得到无因次泄气边界和试气时间的关系曲线和拟合关系式；步骤三：生产阶段泄气边界的确定：基于压裂水平井动态生产数据，采用油压递减法、产量累积法、物质平衡法计算压裂水平井的动态储量，利用动态储量反推法计算压裂水平井的生产阶段泄气边界，所述动态储量反推法是指结合动态储量计算的体积法反推得到压裂水平井的生产阶段泄气边界；步骤四：不同生产阶段压裂水平井的动态无阻流量：基于岩心测试得到的相渗曲线，根据不同生产阶段的泄气边界和对应的井底流压、产气量测试值，设置迭代求解精度和合适的有效渗透率范围，对所述步骤一中的气液两相流产能方程进行牛顿迭代求解，通过插值拟合法得到井周围外来压裂液及地层水影响下的基质有效渗透率和压裂水平井的流入动态ipr曲线，从而得到不同生产阶段压裂水平井的动态无阻流量。进一步，所述步骤二中压裂水平井数值模型的建立需根据气藏实际井网井距设置模型的大小，设置裂缝参数，同时根据应力敏感的影响，按天设置不同的时间步长得到生产初期泄气边界的变化。进一步，所述步骤三中采用动态储量反推法计算压裂水平井泄气边界时，需要将压裂水平井的泄气边界形状近似等效为一个矩形加两个半圆的组合，以及相渗曲线中残余气饱和度的影响，采用动态储量反推法计算泄气边界r，具体计算方程如下：其中：r—泄气边界，单位为m；φ—孔隙度，小数；l—水平井长度，m；h—气层厚度，m；gp—动态储量，万方；bgi—气体原始体积系数，小数；swc—束缚水饱和度，小数；sgor—束缚水饱和度，小数。进一步，所述步骤四中根据计算的泄气边界，迭代求解试气阶段无阻流量时，需要根据拟合得到的基质有效渗透率对流入动态ipr曲线做泄气边界的敏感性分析；并根据交会法确定试气阶段无阻流量计算时无因次泄气边界的最小取值，若无阻流量计算时的无因次泄气边界小于无因次泄气边界最小值，则应选用无因次泄气边界最小值计算无阻流量，避免因测试时间过短造成无阻流量偏大的情况。本发明所产生的有益效果如下：本发明同时兼顾了储层性参数的差异、裂缝参数的变化、气井无阻测试时间的差异和外来压裂液与地层可动水对无阻流量的影响，且可预测压裂水平井不同生产阶段的无阻流量，弥补了常规无阻流量测试时的不足之处。本发明考虑因素全面，计算结果可靠性高、实用性强，具有很好的推广使用价值。附图说明图1为本发明的动态无阻流量计算步骤流程图；图2为实施例的压裂水平井数值模型压力分布图；图3为实施例的压裂水平井试气阶段无因次泄气边界与时间的关系图；图4为实施例的压裂水平井试气阶段无阻流量与无因次泄气边界的关系图；图5为实施例的试气阶段实测生产数据和ipr关系曲线图；图6为实施例的生产阶段实测生产数据和ipr关系曲线图；图7为实施例的dph-2井生产曲线的压力变化图；图8为实施例的dph-2井生产曲线的产量变化图。具体实施方式下面结合附图和具体的实施例来进一步详细的说明本发明，但本发明的保护范围并不限于此。如图1所示，一种用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法，包括以下步骤：1)基于气液两相渗流理论，考虑储层应力敏感和裂缝内部高速非达西流的影响，利用势函数叠加原理和气水两相广义拟压力，通过气藏、裂缝、井筒的耦合得到压裂水平井任意裂缝处的气液两相流产能方程：其中：ψe—边界压力所对应的气水两相拟压力，单位为×106g/(md·m·d)；ψwfj—井底流压所对应的气水两相拟压力，单位为×106g/(md·m·d)；h—气层厚度，单位为m；ki—基质有效渗透率，单位为md；krg—气相相对渗透率，小数；krw—水相相对渗透率，小数；α—应力敏感系数，单位为mpa-1；qgscfi—标况下第i条裂缝的气相流量，单位为m3/d；ρgsc—标况下气相密度，单位为g/cm3；ρwsc—标况下水相密度，单位为g/cm3；ρg—气相密度，单位为g/cm3；ρw—水相密度，单位为g/cm3；m—裂缝条数n为奇数时为-n0+j-1，裂缝条数n为偶数时为-n0+2(j-1)；xf—裂缝半长，单位为m；d—裂缝条数n为奇数时为裂缝间距，裂缝条数n为偶数时为裂缝半间距，单位为m；n0—裂缝条数n为奇数时为(n-1)/2，裂缝条数n为偶数时为n-1；w—裂缝宽度，单位为m，μg—气体粘度，单位为mpa·s；μw—地层水粘度，单位为mpa·s；r—裂缝内部高速非达西流等效泄气半径，单位为m；rwg—生产水气比，小数；rw—井筒半径，单位为m；r—裂缝内部高速非达西流任意一点的等效泄气半径，单位为m；re—泄气边界，单位为m；kf—裂缝渗透率，单位为md；pi—原始地层压力，单位为mpa；p—地层压力，单位为mpa。2)试气阶段泄气边界的确定：基于实际储层参数和压裂参数，利用comsol仿真模拟软件建立相应的压裂水平井数值模型；结合压裂返排阶段气井产量控制要求，按平均产气量生产模拟泄气边界随时间的变化，通过excel拟合得到无因次泄气边界和试气时间的关系曲线和拟合关系式d＝0.905t0.0319。压裂水平井数值模型的建立需根据气藏实际井网井距设置模型的大小，并设置裂缝参数，同时考虑应力敏感的影响，按天设置不同的时间步长得到生产初期泄气边界的变化。3)基于岩心测试得到的相渗曲线，根据试气阶段气液两相流产能公式、无因次泄气边界和试气时间的关系曲线和拟合关系式和对应的井底流压、产气量测试值，设置迭代求解精度和合适的有效渗透率范围，对气液两相流产能方程进行牛顿迭代求解，通过插值拟合法得到井周围外来压裂液及地层水影响下的基质有效渗透率。4)做试气阶段泄气边界的敏感性分析，确定试气阶段无因次泄气边界的最小取值，结合井底流压、产气量测试值和试气时间，设置迭代求解精度，利用气液两相流产能方程计算压裂水平井的流入动态ipr曲线，从而确定试气阶段的无阻流量。5)生产阶段泄气边界的确定：基于压裂水平井动态生产数据，采用油压递减法、产量累积法、物质平衡法分别计算压裂水平井的动态储量，结合动态储量计算的体积法反推得到压裂水平井的泄气边界。采用动态储量反推法计算压裂水平井泄气边界时，对于压裂水平井的泄气边界形状的确定，根据数值模拟结果可以近似等效为一个矩形加两个半圆的组合；然后根据动态储量反推法计算泄气边界时，需要考虑相渗曲线中残余气饱和度的影响，否则计算结果会出现偏小的情况，具体计算方程如下：其中：r—泄气边界，单位为m；φ—孔隙度，小数；l—水平井长度，单位为m；h—气层厚度，单位为m；gp—动态储量，单位为万方；bgi—气体原始体积系数，小数；swc—束缚水饱和度，小数；sgor—束缚水饱和度，小数。6)基于岩心测试得到的相渗曲线，根据不同生产阶段计算的泄气边界值和对应的井底流压、产气量测试值，设置迭代求解精度和合适的有效渗透率范围，对气液两相流产能方程进行牛顿迭代求解，通过插值拟合法得到井周围外来压裂液及地层水影响下的基质有效渗透率和压裂水平井的流入动态ipr曲线，从而得到不同生产阶段压裂水平井的动态无阻流量。根据计算的泄气边界，迭代求解试气阶段无阻流量时，需要根据拟合得到的基质有效渗透率对流入动态ipr曲线做泄气边界的敏感性分析，根据交会法确定试气阶段无阻流量计算时无因次泄气边界的最小取值，若无阻预测时的无因次泄气边界小于无因次泄气边界最小值，则应选用无因次泄气边界最小值计算无阻流量，避免因测试时间过短造成无阻流量偏大的情况。以下结合具体实地案例来进一步详细的说明本发明：大牛地气田d12井区dph-2井以盒1层为目的层，气层厚度11m，水平段实钻长度1000m，水平段平均孔隙度10.3％，平均渗透率0.69md，平均含气饱和度52.1％，应力敏感系数0.47。实际压裂裂缝条数11条，裂缝半长150m，裂缝导流能力40d·cm，压裂返排14天后进行流压测试，折算地层中部流压13.573mpa，地层静压23.7mpa，平均日产气量84427m3/d，气层天然气pvt参数见表1，相渗数据见表2，上述数据为建立数值模型和气液两相流产能方程求解的基础数据。表1盒1储层天然气pvt参数压力,mpa体积系数,rm3/sm3粘度,mpa·s7.3420.01580.01458.3490.01380.01479.330.01230.014910.3210.01110.015111.3140.01010.015412.2910.00920.015613.2860.00850.015914.2850.00790.016215.2940.00740.016616.2730.00700.016917.2790.00660.017218.250.00630.017619.2110.00600.017920.2030.00570.018321.2110.00540.018722.2080.00520.019123.160.00500.019524.2090.00490.019925.1980.00470.020326.1550.00460.020727.0860.00440.021028.1740.00430.021429.1780.00420.0218表2盒1储层相渗曲线数据表含气饱和度(％)气相相对渗透率水相相对渗透率16.0000.595018.900.00210.520721.800.00740.451824.690.01530.388227.590.02570.329830.490.03830.276533.390.05320.228336.290.07030.185239.190.08930.146842.080.11040.1133表2续含气饱和度(％)气相相对渗透率水相相对渗透率44.980.13350.084547.880.15850.060250.780.18540.040353.680.21410.024756.580.24470.013159.470.27700.005462.370.31110.001265.270.347001)试气阶段泄气边界的确定：结合dph-2井实际储层参数和压裂参数，利用comsol仿真模拟软件建立相应的压裂水平井数值模型。结合压裂返排阶段气井产量控制要求，按平均产气量生产模拟泄气边界随时间的变化，通过对网格进行三角形剖分，定义时间步长为1天，模拟60天内泄气边界的变化情况，图2所示为20天时气井泄气边界的分布情况，定义无因次泄气边界为坐标原点在x轴方向到泄气边界的距离和1/2压裂水平井长度的比值，得到无因次泄气边界和试气时间的关系曲线和拟合关系式：d＝0.905t0.0319其中：d—无因次泄气边界，小数；t—时间，天。所述无因次泄气边界和试气时间的关系曲线，如图3所示：试气初期无因次泄气边界随试气时间增加迅速增加，当试气时间超过20天时无因次泄气边界的增加速度明显降低。2)基于岩心测试得到的相渗曲线，基于dph-2井实际储层参数和压裂参数，利用气液两相流产能公式和无因次泄气边界与试气时间的拟合关系式，结合压裂返排时间、试气的流压、静压、产气量数据，设定储层有效渗透率范围为0.01md～2md，通过牛顿迭代求解得到拟合基质有效渗透率为0.19md，根据计算的泄气边界，迭代求解试气阶段无阻流量时，需要根据拟合得到的基质有效渗透率对ipr曲线做泄气边界的敏感性分析，根据交会法确定试气阶段无阻流量计算时无因次泄气边界的最小取值为1，如图4所示，随着泄气边界的增加，气井无阻流量逐渐减小，且无阻流量的递减速度逐渐降低，若无阻预测时的无因次泄气边界小于无因次泄气边界最小值，则应选用无因次泄气边界最小值计算无阻流量，避免因测试时间过短造成无阻流量偏大的情况。3)压裂返排14天后进行流压测试，试气时的无因次泄气边界0.984小于1，将无因次泄气边界校正为1进行计算，得到试气阶段泄气边界校正后的dph-2井流入动态曲线，如图5所示，对应无阻流量为9.80万方/天，按无阻流量的1/5～1/3配产，则初期合理配产范围1.96万方/天～3.27万方/天。dph2井生产曲线的压力和产量变化，如图7和图8所示，初期配产4万方/天(常规一点法无阻流量12.37万方/天)时压降速率较快，生产40天后配产调整为3.2万方/天左右，压降速率明显变缓，气井实现稳产2年左右，说明试气阶段按本发明的计算方法得到的无阻流量可靠性高。4)2014年11月12日，基于压裂水平井动态生产数据：dph-2井流压测试数据为流压6.84mpa、日产气量31038方/天，根据累积产量法、油压递减法、流动物质平衡法分别计算的dph-2井动态储量，如表3所示，三种方法平均动态储量为4551.06万方，并结合动态储量计算的体积法反推得到压裂水平井的泄气边界，故结合相渗数据计算得到压裂水平井泄气边界为674.65m。设定储层有效渗透率范围为0.01md～2md，通过matlab编程计算气井流入动态曲线，得到此时的拟合有效渗透率为0.24md，气井无阻流量为3.32万方/天，如图6所示，此时的合理配产为0.6637万方/天～1.1061万方/天。dph2井生产曲线的压力和产量变化，如图7和图8所示，2014年12月，由于井口压力低且压降速率较快，改用速度管生产，调整配产为1.0万方/天左右，气井进入第二个稳产阶段生产，与本发明方法得到的合理配产一致，说明按照本发明方法计算得到的气井生产阶段的无阻流量结果可靠性高。表3dph-2井不同生产阶段对应的动态储量计算结果要说明的是，上述实施例是对本发明技术方案的说明而非限制，所属
技术领域：
普通技术人员的等同替换或者根据现有技术而做的其它修改，只要没超出本发明技术方案的思路和范围，均应包含在本发明所要求的权利范围之内。当前第1页12