本发明涉及油气开采技术领域，具体而言，涉及一种确定储气库容量的方法。
背景技术：
地下储气库兼具季节调峰和能源战略储备的双重功能，其气井兼具注气和采气功能，属于注采同管类型，储气库正常运行有三个基本要求，一是核实储气库库容量；二是防止气体在储层中运移至泄露；三是保证供气能力。库容量是储气库正常运行的重要监测与控制内容，库容参数设计与评价是储气库建设和运行的关键技术，目前针对不同类型储气库库容计算方法主要有静态法和动态法。静态法是以气藏地质储量为依据计算，其求参计算方便，但忽略开发过程动态变化。动态法是以全区物质平衡为基础计算，其反映真实运行过程下库容变化，但所需参数往往只有部分井点的压力测试，不能代表全区的压力真实分布，测试成本高且影响生产时率。
地下储气库大多为枯竭型、弱边水气藏改建。因此，在注采运行过程中，气水前缘的气体和水体始终接触，周期运行形成的气水过渡带上两相交互驱替的渗流特征，对储气库的注采能力和储气库库容的变化造成一定影响，随着注采周期的增加，气相相对渗透率升高，水相相对渗透率降低，气体更易突破，导致侵入水更难排出。从微观驱替机理分析，气水互驱过程中，气水接触面在注入过程中，由于驱动压差、毛管力、液体流动需要克服的摩擦力、气体的高可压缩弹性力的共同作用，造成气体指进容易和水突进两相区后难以排出两大问题，导致了储气库库容和工作气量的损失。目前，围绕储气库库容的研究多集中于最大库容量值的确定方法，因地质结构的复杂性、气藏内部流体的混杂性以及地下储气库生产运行方式等方面的原因，地下储气库达到设计库容是一个长期、复杂的动态变化过程，业内称为“达容”过程。现常用的储气库设计的库容量是一个最大静态值，忽略了在交互注采运行中的动态库容变化，以及每口气井在达到气库设计库容量的进程。现有技术中涉及水淹气藏改建储气库的静态库容确定方法，该方法为静态计算，未考虑实际运行的动态变化。现有技术中还涉及储气库气水交互区井产能的预测方法及装置，该方法用渗流实验结果修正气井产能方程，但也未能开展生产动态预测。如今，针对气库静态库容和气井产能预测较为成熟，但至今还没有能将库容进展和气井运行相结合的评价方法，现有方法不能在实际生产中发挥有效作用，造成对储气库库容确定造成误差大的问题。因此，如何开展贯穿气井交互注采周期的达容评价难题亟需解决。
技术实现要素：
本发明的主要目的在于提供一种确定储气库容量的方法，以解决现有技术中确定储气库库容误差大的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种确定储气库容量的方法，方法包括以下步骤：根据储气库中气层的气层实时半径建立地层压力模型；根据储气库的有效渗透率和气层表皮系数建立井底流压模型；根据地层压力模型和井底流压模型建立储气库的井口的井口油压模型和注气模型；根据井口油压模型和注气模型确定储气库的容量。
进一步地，根据井口油压模型和注气模型确定储气库的容量前还包括以下步骤：根据注气模型确定预测注气量，当预测注气量与实际注气量的第一绝对差值大于第一预设调整系数时，重新对注气模型进行修正，当第一绝对差值小于或等于第一预设调整系数时，停止对注气模型修正。
进一步地，根据井口油压模型和注气模型确定储气库的容量前还包括以下步骤：根据井口油压模型确定井口的预测油压，预测油压与井口的实际油压的第二绝对差值大于第二预设调整系数时，重新对井口油压模型进行修正，当第二绝对差值小于或等于第二预设调整系数时，停止对井口油压模型进行修正。
进一步地，当第一绝对差值与第二绝对差值的乘积大于第三预设调整系数时，重新对井口油压模型和注气模型进行修正，当第一绝对差值与第二绝对差值的乘积小于或等于第三预设调整系数时，停止对井口油压模型和注气模型修正。
进一步地，地层压力模型根据以下公式获得：
pe为预测地层压力，单位为mpa；pi为对采气模型进行第i次修正时储气库的初始地层压力，单位为mpa；ze为实时气体偏差因子；te实时地层温度，单位为k；g为储气库的实时储气量，单位为108m3；gp实时累计产气量，单位为108m3；zi为第i次修正采气模型时储气库的初始气体偏差因子；ti为第i次修正采气模型时储气库的初始地层温度，单位为k；i为整数。
进一步地，井底流压模型根据以下公式获得：
pwf为预测井底压力，单位为mpa；a为粘滞系数；b为惯性系数；q为初始产气量；pe为预测地层压力；re为气层实时半径，单位为m；rw为井筒半径，单位为m；h为气层有效厚度，单位为m；s为气层表层系数；γ为气层有效渗透率，单位为md。
进一步地，粘滞系数根据以下公式获得：
a＝29.22teμze，其中，
a为粘滞系数；te为实时地层温度，单位为k；μ为天然气黏度，单位为mp·s；ze为实时气体偏差因子。
进一步地，惯性系数根据以下公式获得：
b为惯性系数；te为实时地层温度，单位为k；ze为实时气体偏差因子；γg为井筒平均温度，k；rw为井筒半径，单位为m；
进一步地，井口油压模型根据以下公式获得：
pwha为预测井口油压，mpa；λ为摩阻系数；ε为注采系数；q为初始产气量，单位为104m3；zav为井筒平均气体偏差因子；tav为井筒平均温度，单位为k；rw为井筒半径，单位为m；s为气层表皮系数。
进一步地，储气库的容量根据以下公式获得：
gall为j个单井动态库存量通过产气量加权计算并叠加得到的库容量；rej为第j个单井的气层动态半径，单位为m；hj为第j个单井的气层有效厚度，单位为m；sgj为第j个单井的气层的含气饱和度；bj为第j个单井的初始气体体积系数；gpj为第j个单井的实时累计产气量，单位为108m3；pj为第j个单井的储气库的初始地层压力；zej为第j个单井的实时气体偏差因子；tej为第j个单井的实时地层温度，单位为k；tj为第j个单井的初始气体偏差因子，单位为k；zj为第j个单井的初始气体偏差因子；pej为第j个单井的预测地层压力，单位为mpa；
应用本发明的技术方案，采用该方法能够准确地确定出储气库的库容，根据该方法得出的库容量能够及时的对气井进行调峰作业。增加了气井供气的可靠性和安全性。同时，采用该采气方法，能够有效地降低了采气的成本。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本发明的确定储气库容量的方法的实施例的流程示意图；
图2示出了储气库气井注采动态拟合与实际运行对比图。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的术语在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其他器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。
现在，将参照附图更详细地描述根据本申请的示例性实施方式。然而，这些示例性实施方式可以由多种不同的形式来实施，并且不应当被解释为只限于这里所阐述的实施方式。应当理解的是，提供这些实施方式是为了使得本申请的公开彻底且完整，并且将这些示例性实施方式的构思充分传达给本领域普通技术人员，在附图中，为了清楚起见，有可能扩大了层和区域的厚度，并且使用相同的附图标记表示相同的器件，因而将省略对它们的描述。
结合图1和图2所示，根据本发明的一个实施例，提供了一种确定储气库容量的方法
具体地，该方法包括以下步骤：根据储气库中气层的气层实时半径建立地层压力模型。根据储气库的有效渗透率和气层表皮系数建立井底流压模型。根据地层压力模型和井底流压模型建立储气库的井口的井口油压模型和注气模型。根据井口油压模型和注气模型确定储气库的容量。
在本实施例中，采用该方法能够准确地确定出储气库的库容，根据该方法得出的库容量能够及时的对气井进行调峰作业。增加了气井供气的可靠性和安全性。同时，采用该采气方法，能够有效地降低了采气的成本。
其中，根据井口油压模型和注气模型确定储气库的容量前还包括以下步骤：根据注气模型确定预测注气量，当预测注气量与实际注气量的第一绝对差值大于第一预设调整系数时，重新对注气模型进行修正，当第一绝对差值小于或等于第一预设调整系数时，停止对注气模型修正。
根据井口油压模型确定井口的预测油压，预测油压与井口的实际油压的第二绝对差值大于第二预设调整系数时，重新对井口油压模型进行修正，当第二绝对差值小于或等于第二预设调整系数时，停止对井口油压模型进行修正。
为了进一步地提高确定储气库容量的准确性，还可以进一步地对井口油压模型和注气模型进行修正。即当第一绝对差值与第二绝对差值的乘积大于第三预设调整系数时，重新对井口油压模型和注气模型进行修正，当第一绝对差值与第二绝对差值的乘积小于或等于第三预设调整系数时，停止对井口油压模型和注气模型修正。
其中，第一绝对差值为预测注气量与实际注气量的差的绝对值，也可以是预测注气量与实际注气量的差的绝对值的偏差量，即可以以百分数的方式进行计数，即第一绝对差值＝(|预测注气量-实际注气量|)/实际注气量％，优选地，第一预设调整系数可以取0.01％。同样的，第二绝对差值＝(|预测油压量-实际油压|)/实际油压％，优选地，第二预设调整系数可以取0.01％。第三预设调整系数可以是比第一预设调整系数和第二预设调整系数中最小的一个还小的实数。
如图1所示，具体修正步骤包括：当预测注气量与实际注气量的第一绝对差值大于第一预设调整系数时，减小有效渗透率和动态半径，増大气层表皮系数。根据井口油压模型确定井口的预测油压，预测油压与井口的实际油压的第二绝对差值大于第二预设调整系数时，减小有效渗透率和动态半径，増大气层表皮系数。当第一绝对差值与第二绝对差值的乘积大于第三预设调整系数时，减小有效渗透率和动态半径，増大气层表皮系数。
进一步地，地层压力模型根据以下公式获得：
其中，pe为预测地层压力，单位为mpa，pi为对采气模型进行第i次修正时储气库的初始地层压力，单位为mpa，ze为实时气体偏差因子，te实时地层温度，单位为k。g为储气库的实时储气量，单位为108m3。gp实时累计产气量，单位为108m3。zi为第i次修正采气模型时储气库的初始气体偏差因子。ti为第i次修正采气模型时储气库的初始地层温度，单位为k，i为整数。
井底流压模型根据以下公式获得：
其中，pwf为预测井底压力，单位为mpa。a为粘滞系数，b为惯性系数，q为初始产气量，pe为预测地层压力，re为气层实时半径，单位为m。rw为井筒半径，单位为m。h为气层有效厚度，单位为m。s为气层表层系数，γ为气层有效渗透率，单位为md。
油体粘滞系数根据以下公式获得：
a＝29.22teμze，
其中，a为粘滞系数，te为实时地层温度，单位为k。μ为天然气黏度，单位为mp·s。ze为实时气体偏差因子。
惯性系数根据以下公式获得：
其中，b为惯性系数，te为实时地层温度，单位为k。ze为实时气体偏差因子，γg为
井筒平均温度，k。rw为井筒半径，单位为m，
进一步地，井口油压模型根据以下公式获得：
其中，pwha为预测井口油压，mpa，λ为摩阻系数。ε为注采系数，q为初始产气量，单位为104m3。zav为井筒平均气体偏差因子，tav为井筒平均温度，单位为k。rw为井筒半径，单位为m，s为气层表皮系数。
储气库的容量根据以下公式获得：
其中，gall为j个单井动态库存量通过产气量加权计算并叠加得到的库容量，rej为第j个单井的气层动态半径，单位为m。hj为第j个单井的气层有效厚度，单位为m。sgj为第j个单井的气层的含气饱和度，bj为第j个单井的初始气体体积系数。gpj为第j个单井的实时累计产气量，单位为108m3。pj为第j个单井的储气库的初始地层压力，zej为第j个单井的实时气体偏差因子。tej为第j个单井的实时地层温度，单位为k。tj为第j个单井的初始气体偏差因子，单位为k。zj为第j个单井的初始气体偏差因子。pej为第j个单井的预测地层压力，单位为mpa。
具体地，确定依据气量变化预测地层压力、井底流压和井口流压的思路和影响压力变化的主控因素，建立定气量的地层压力预测模型，建立定气量的井底流压预测模型，建立定气量的井口流压预测模型，对比实际压力与预测压力，确定影响压力变化的3个主控因素，包括气层有效渗透率、动态半径和表皮系数，根据这3个参数的变化规律来预测下一周期定气量的压力趋势。具体包括以下步骤：
(1)对于气藏型储气库，考虑物质平衡，即地下孔隙体积在正常压力范围内不变，见公式(1)，由公式(1)推导出公式(2)，得到地层压力的预测模型，公式(2)中g为动态储量，需要假设一个动态半径初值计算；
gpb＝g(b-bi)(1)
(2)气井的产能评价采用二项式产能方程，推导出井底流压预测模型见公式(3)，模型中系数a、b均为已知参数求取，动态半径选取公式(2)中假设的值，气层有效渗透率和表皮系数假设成一个初值。
(3)求出井底流压后，再利用垂直管流方程建立井口流压预测模型见公式(4)：
(4)虽然之前预测模型是依据定气量预测，但为了模型参数求取准确，再建立一个气量预测模型见公式(5)；
(5)依据公式(4)和公式(5)计算结果，同时对比预测井口流压与实际油压，预测气量与实际气量，当误差满足要求时，气层有效渗透率、动态半径和表皮系数求取准确；
(6)依据气层有效渗透率、动态半径和表皮系数可进行下一周期定气量的压力预测，包括地层压力、井底流压和井口流压，可以观察生产压差(地层压力与井底流压之差)的变化趋势。
采用该方法取得的有益效果是：利用气体膨胀、地层渗流和井筒管流特征建立一套3压力预测模型。该方法能够提供与常规压力不稳定试井分析相同的参数信息和精度要求，具有成本低、资料广、解释简单、精度高的优点，为实际生产动态监测调整提供有力保障。
具体地，如图1所示，该方法适用于气藏型储气库交互注采的达容评价方法，该方法是一种快捷、准确、低成本的实时动态评价手段。影响储气库压力预测精度的有3个因素：气层有效渗透率、动态半径和气层表皮系数。定气量的地层压力预测模型见公式(2)，其中，pi为原始地层压力，mpa；ze为目前气体偏差因子，无因次；te为目前地层温度，k。g为气井动态储量，108m3。gp为目前累计产量，108m3。zi为原始气体偏差因子，无因次。ti为原始地层温度，k。
原始地层压力、目前地层温度、目前累计产量、原始(初始)气体偏差因子、原始地层温度均为已知参数。目前气体偏差因子由常用图版法求得。气井动态储量计算见公式(6)，其中，re为动态半径，m。h为气层有效厚度，m。
定气量的井底流压预测模型见公式(3)，其中，pwf为井底流压，mpa。a为粘滞系数，mpa·s·k。b为惯性系数，k/m。
粘滞系数a由公式(7)求出，惯性系数b由公式(8)求出，其中，rw为井筒半径，m；s为表皮系数，无因次；γg为天然气相对密度，无因次；k为气层有效渗透率，md(其中，此处的k(小写)与上述的γ相同)。气井有效渗透率和表皮系数即气层表皮参数需要假设一个初值进行试算；井筒半径、天然气相对密度均为已知参数。
a＝29.22teμze(7)
定气量的井口流压预测模型即井口油压模型见公式(4)，其中，pwha为井口流压，mpa；λ为摩阻系数，无因次；ε为注采系数，采气为1.32×10-10，注气为-1.32×10-10。zav为井筒平均气体偏差因子，无因次。tav为井筒平均温度，单位为k即开氏温度。井口流压、井筒平均气体偏差因子、井筒平均温度均通过迭代方法求出。摩阻系数、注采系数均为已知参数。
气量预测模型见公式(9)，其中，qa为预测气量，104m3；tsc为标准大气压温度，k。μ为天然气黏度，mp·s；psc为标准大气压力，mpa。标准大气压温度、天然气黏度、标准大气压力均为已知参数。
同时对比预测井口流压与实际油压，预测气量与实际气量，即为假设气层有效渗透率、动态半径和表皮系数3个参数，反复利用公式(5)和公式(9)计算结果与实际油压、实际气量进行对比；误差范围为0.01％，当压力和气量误差范围均在0.01％以内时，计算结束，此时假设的气层有效渗透率、动态半径和表皮系数即为最终结果，并开展下一周期定气量的压力预测。
下一周期定气量的压力预测，依据气层有效渗透率、动态半径和表皮系数的变化规律确定预测周期内的3参数，利用公式(2)、公式(4)、公式(5)预测压力；预测要包括地层压力、井底流压和井口流压，可以观察注采压差的变化趋势；生产压差为地层压力与井底流压之差的绝对值。
气库达容预测，利用单井模型拟合得到的动态半径，按照产量加权计算所有单井动态库存量并叠加得到全区库容gall，利用公式(10)计算预测不同配注条件下达容情况，公式(10)里包含两个库容计算公式，上式为历史拟合得到的动态半径所计算的容积库存量，下式为物质平衡所计算的动态库存量，实践表明上述两者最小值可作为全区库容的衡量标准，依据该标准可以判别每口气井库存量变化对全区库容的影响，进而为达容周期设计和配注优化提供有利支撑。
由于储气库达容过程是多轮次注采周期的交替过程，每个注气周期初始条件需要根据前一个采气周期的运行情况进行评估。为了避免采气周期异常造成的注气评价误差，需要建立一种联立交互注采周期的评价方法，减少注采周期衔接误差。其包括以下主要步骤：针对实际压力和气量数据，结合气体膨胀、地层渗流和井筒管流特点，构建一套地层压力、井底流压和井口流压的复合预测模型，该方法能够提供与常规压力不稳定试井分析相同的参数信息和精度要求，具有成本低、资料广、解释简单、精度高的优点。目前已在国内某气藏型储气库第一、二、三、四周期注采运行中得到了应用，预测运行末地层压力与实际运行符合率达到95.5％以上。
除上述以外，还需要说明的是在本说明书中所谈到的“一个实施例”、“另一个实施例”、“实施例”等，指的是结合该实施例描述的具体特征、结构或者特点包括在本申请概括性描述的至少一个实施例中。在说明书中多个地方出现同种表述不是一定指的是同一个实施例。进一步来说，结合任一实施例描述一个具体特征、结构或者特点时，所要主张的是结合其他实施例来实现这种特征、结构或者特点也落在本发明的范围内。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。