气井配产方法及系统与流程

本发明涉及油气开采技术，尤其涉及一种气井配产方法及系统。

背景技术：

气田气井合理配产是评价气田生产能力的一项重要工作，其评价结果的可靠与否，直接关系到气田能否实现安全平稳生产，贯穿于气田开发全生命周期之中。

目前常用的配产方法可分为：无阻流量法、动态预测物质平衡法、生产动态分析法、特殊因素综合约束法和经验类比法。其中，无阻流量法核心就是根据气井绝对无阻流量百分比大小确定气井合理配产；动态预测物质平衡法核心是基于物质平衡原理，以方案设计的稳产期和采收率为目标，通过应用气井产能方程(或试井动态模型，或数值模拟模型)，预测气井产量和压力的动态变化，进而确定合理配产；生产动态分析法核心是以气井日常生产压力、产量数据动态变化为主要分析对象，以压降速率、产量递减率或稳产期为指标，确定气井合理产能；特殊因素综合约束法主要考虑到在实际生产中，气井产能有时还需满足其他方面的要求，如最大程度利用地层能量的要求，产液气井最小携液产气量的要求，低于出砂或底水锥进临界生产压差的要求；经验类比法是通过现场积累的配产经验对气藏井进行配产。

然而，这些配产方法考虑因素比较单一，导致依据目前的配产方法难以实现气田的高效开发。

技术实现要素：

为克服现有技术中的上述缺陷，本发明提供一种气井配产方法及系统。

本发明的第一个方面是提供一种气井配产方法，包括：

根据气井的采气指示曲线和最小临界出砂压差确定所述第一临界产气量；

根据所述气井油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定第二临界产气量；

将所述第一临界产气量与所述第二临界产气量进行对比，并将所述第一临界产气量与所述第二临界产气量中的最小值确定为最小临界产气量；

根据所述气井的产量风险修正系数和所述最小临界产气量确定第一产气量；

将所述第一产气量和所述气井的经济极限产气量进行对比，并将第一产气量与经济极限产气量中的最小值作为配产值。

可选地，所述根据所述气井的采气指示曲线和最小临界出砂压差确定所述第一临界产气量，之前还包括：

根据所述气井单井测试及地层压力数据确定所述采气指示曲线；

确定最小临界出砂压差。

可选地，所述根据所述气井的油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定第二临界产气量，包括：

根据所述气井的所述油套环空的温压数据和所述油管抗外挤压参数确定所述气井井口的最低油压值，并确定所述最低油压值所对应的井底产层的流压值和生产压差；

根据所述生产压差及采气指示曲线确定所述第二临界产气量。

可选地，所述根据所述气井的产量风险修正系数和所述最小临界产气量确定第一产气量之前，还包括：

获取气井部署区的构造图和气藏剖面图，并根据所述构造图和气藏剖面图确定所述气井所在区域；

根据所述气井所在区域确定所述产量风险修正系数。

可选地，所述获取气井部署区的构造图和气藏剖面图，并根据所述构造图和气藏剖面图确定所述气井所在区域，包括：

根据气井部署区的构造图和气藏剖面图将所述气井部署区分为第一区域和第二区域；

根据所述气井在所述气井部署区的位置确定所述气井位于第一区域或第二区域；

所述根据所述气井所在区域确定所述产量风险修正系数，包括：

若确定所述气井位于所述第一区域，则根据所述构造图确定所述风险修正系数；

若所述气井位于第二区域，则对所述气井投产井段、裂缝、断层、隔层、夹层、气水界面地质要素表征，并确定表征结果；根据所述表征结果确定空间匹配模式，并根据所述空间匹配模式确定所述风险修正系数。

本发明的另一个方面是提供一种气井配产系统，包括：

第一确定单元，所述第一确定单元用于根据气井的采气指示曲线和最小临界出砂压差确定所述第一临界产气量；

第二确定单元，所述第二确定单元用于根据所述气井油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定第二临界产气量；

第一对比单元，所述第一对比单元用于将所述第一临界产气量与所述第二临界产气量进行对比，并将所述第一临界产气量与所述第二临界产气量中的最小值确定为最小临界产气量；

第三确定单元，所述第三确定单元用于根据所述气井的产量风险修正系数和所述最小临界产气量确定第一产气量；

第二对比单元，所述第二对比单元用于将所述第一产气量和所述气井的经济极限产气量进行对比，并将第一产气量与经济极限产气量中的最小值作为配产值。

可选地，所述气井配产系统，还包括：

第四确定单元，所述第四确定单元用于根据所述气井单井测试及地层压力数据确定所述采气指示曲线；

第一获取单元，所述第一获取单元用于确定最小临界出砂压差。

可选地，所述第二确定单元用于根据所述气井的所述油套环空的温压数据和所述油管抗外挤压参数确定所述气井井口的最低油压值，并确定所述最低油压值所对应的井底产层的流压值和生产压差；根据所述生产压差及采气指示曲线确定所述第二临界产气量。

可选地，所述气井配产系统，还包括：

第五确定单元，所述第五确定单元用于获取气井部署区的构造图和气藏剖面图，并根据所述构造图和气藏剖面图确定所述气井所在区域；

第六确定单元，所述第六确定单元用于根据所述气井所在区域确定所述产量风险修正系数。

可选地，所述第五确定单元用于根据气井部署区的构造图和气藏剖面图将所述气井部署区分为第一区域和第二区域；根据所述气井在所述气井部署区的位置确定所述气井位于第一区域或第二区域；

所述第六确定单元用于在所述第五确定单元确定所述气井位于所述第一区域时，根据所述构造图确定所述风险修正系数；用于在所述第五确定单元确定所述气井位于第二区域，对所述气井投产井段、裂缝、断层、隔层、夹层、气水界面地质要素表征，并确定表征结果；根据所述表征结果确定空间匹配模式，并根据所述空间匹配模式确定所述风险修正系数。

本发明提供的气井配产方法及系统，通过采气指示曲线和最小临界出砂压差、油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数、产量风险修正系数等来确定气井的第一产气量，再将第一产气量与经济极限产气量进行对比，取二者中的最小值作为气井的配产值，如此，充分综合了气井井筒工程完整性及安全性对产能的影响，既考虑了气井的动态因素，也考虑了单井地质要素对气井长期稳产和采收率的影响，便于实现气井的高效开发。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。

图1为实施例一提供的气井配产方法的流程示意图；

图2为实施例一提供的气井配产方法中a井的采气指示曲线图；

图3为实施例一提供的气井配产方法中的构造图；

图4为实施例一提供的气井配产方法中的气藏剖面图；

图5为实施例一提供的气井配产方法中的a井井筒及井周地质要素的表征模式图；

图6为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式1所对应的表征模式图；

图7为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式2所对应的表征模式图；

图8为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式3所对应的表征模式图；

图9为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式4所对应的表征模式图；

图10为实施例二提供的气井配产系统的结构示意图。

通过上述附图，已示出本发明明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本发明构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本发明的概念。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。

基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。在不冲突的情况下，下述的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

实施例一

图1为实施例一提供的气井配产方法的流程示意图。

请参照图1，本实施例提供一种气井配产方法，包括：

s101、根据气井的采气指示曲线和最小临界出砂压差确定第一临界产气量；

具体地，可根据气井单井测试及地层压力数据确定采气指示曲线，具体可从气井单井测试及地层压力数据中获取生产压差及其对应的日产气量，根据生产压差及日产气量确定采气指示曲线，其实现方式具体可与现有技术相同。

在确定最小临界出砂压差时，既可以利用现有的组合模量法、声波时差法、孔隙度等方法。然后，根据最小临界出砂压差在采气指示曲线中确定出相应的日产气量作为第一临界产气量q1。

s102、根据气井油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定第二临界产气量；

具体地，根据气井的油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定气井井口的最低油压值，并确定最低油压值所对应的井底产层的流压值和生产压差；根据生产压差从采气指示曲线上确定除第二临界产气量q2。

其中，井口的最低油压值所与流压值、生产压差之间可具有关联关系，并将井口的最低油压值所与流压值、生产压差预先存储；在确定一气井井口的最低油压值后，可根据最低油压值及关联关系查找相应的流压值、生产压差。

或者，可预先根据a井的单井测试数据等确定a井的流压梯度曲线，根据a井井口的最低油压值从流压梯度曲线上确定出相应的流压值、生产压差，其实现方式具体可与现有技术相同。

s103、将第一临界产气量与第二临界产气量进行对比，并将第一临界产气量与第二临界产气量中的最小值确定为最小临界产气量；

也即，若第一临界产气量q1大于第二临界产气量q2，则将q1作为最小临界产气量qmin；若第一临界产气量q2大于第二临界产气量q1，则将q2作为最小临界产气量qmin

s104、根据气井的产量风险修正系数和最小临界产气量确定第一产气量；

在具体实现时，可根据气井所在位置预先获取气井的产量风险修正系数a，再将产量风险修正系数a与最小临界产气量qmin的乘积作为第一产气量q3。

其中，在确定第一产气量q3之前，可获取气井部署区的构造图和气藏剖面图，并根据构造图和气藏剖面图确定气井所在区域；根据气井所在区域确定产量风险修正系数a。

具体地，根据气井部署区的构造图和气藏剖面图将气井部署区分为第一区域和第二区域；根据气井在气井部署区的位置确定气井位于第一区域或第二区域。

若确定气井位于第一区域，则根据构造图确定风险修正系数a；若气井位于第二区域，则对气井投产井段、裂缝、断层、隔层、夹层、气水界面地质要素表征，并确定表征结果；根据表征结果确定空间匹配模式，并根据空间匹配模式确定风险修正系数a。

其中，第一区域对应的产量风险修正系数的取值范围大于等于0.6小于等于0.8，第一区域对应的产量风险修正系数大于等于0.4小于等于0.6。

s105、将第一产气量和气井的经济极限产气量进行对比，并将第一产气量与经济极限产气量中的最小值作为配产值。

也即，若第一产气量q3大于经济极限产气量q4，则将q4作为配产值qp；若第一产气量q3小于经济极限产气量q4，则将q3作为配产值qp。其中，可预先确定气井的经济极限产气量q4，具体可采用现有的方法来实现。

本实施例提出的气井配产方法，通过采气指示曲线和最小临界出砂压差、油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数、产量风险修正系数等来确定气井的第一产气量，再将第一产气量与经济极限产气量进行对比，取二者中的最小值作为气井的配产值，如此，充分综合了气井井筒工程完整性及安全性对产能的影响，既考虑了气井的动态因素，也考虑了单井地质要素对气井长期稳产和采收率的影响，便于实现气井的高效开发。

图2为实施例一提供的气井配产方法中a井的采气指示曲线图；图3为实施例一提供的气井配产方法中的构造图；图4为实施例一提供的气井配产方法中的气藏剖面图；图5为实施例一提供的气井配产方法中的a井井筒及井周地质要素的表征模式图；图6为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式1所对应的表征模式图；图7为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式2所对应的表征模式图；图8为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式3所对应的表征模式图；图9为本发明实施例提供的一种气井配产方法中单井井筒及井周地质要素模式4所对应的表征模式图。

请参照图2-9，下面对本实施例的实现过程进行举例说明。

以a井为例，从a井单井测试及地层压力数据中获取生产压差及其对应的日产气量，根据生产压差及日产气量确定a井的采气指示曲线，如图2所示。

利用现有的组合模量法确定最小临界街出砂压差为45mpa，将该最小临界街出砂压差45mpa作为生产压差，可从a井的采气指示曲线确定第一临界产气量q1为65万方/每天。

根据a井的油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定a井井口的最低油压值为45mpa，根据事先所测的流压梯度曲线确定最低油压值对应的井底产层得的流压值为66mpa，生产压差为38mpa。根据生产压差38mpa，从a井的采气指示曲线确定出第二临界产气量q2为56万方/每天。

此时已经确定出第一临界产气量q1与第二临界产气量q2的值，取二者中的最小值作为最小临界产气量qmin，第一临界产气量q1>第二临界产气量q2，故最小临界产气量qmin＝q2＝56万方/每天。

如图3及图4所示，可采用现有技术获取a井所在气井部署区的构造图及气藏剖面图。从图4中可确定沿构造长轴方向内外含气边界之间的最短距离为l1也即d点与c点之间的距离；从d点沿长轴方向向内移动l1距离获得e点，通过e点处气顶海拔和气藏顶面构造图等值线确定一闭环分界线，闭环分界线围成的区域为第一区域，闭环分界线之外的区域为第二区域，如图中的b井位于第一区域，a井位于第二区域。

以b井为例，b井位于第一区域，则b井的产量风险修正系数a＝0.6+0.2(l3÷l2)＝0.6+0.2，其中，l3为e点到b井之间的距离，l2为e点至构造高点位置之间的距离。

以a井为例，a井位于第二区域，可根据各要素的空间匹配模式来确定风险修正系数；其中，不同的空间匹配模式对应着特定的风险修正系数。对a井的井筒及井周的投产井段14、裂缝12、断层11、隔层13、夹层13、气水界面15等地质要素进行要素表征，建立剖面模式图，确定a井的表征结果，如图5所示.

然后将a井的表征结果与单井井筒井周地质要素匹配模式判别图库中的模式进行对比；匹配模式判别图库中预先存储有多种模式，以图6至图9为例，对其中的几种模式进行举例，但是气井模式不仅限于此。

如图6所示的模式1：近井带存在不沟通水层的断层；上部气层裂缝较下部水层发育；生产井段以下有稳定泥质隔夹层，不稳定泥质隔夹层较多。模式1对应的产量风险修正系数0.60。

如图7所示的模式2：近井带存在不沟通水层的断层；下部水层裂缝较上部气层发育；生产井段以下无稳定泥质隔夹层，不稳定泥质隔夹层较少。模式2对应的产量风险修正系数0.50。

如图8所示的模式3：近井带无断层；上部气层裂缝较下部水层发育；生产井段以下有稳定泥质隔夹层，不稳定泥质隔夹层较少。模式3对应的产量风险修正系数0.50。

如图9所示的模式4：近井带有沟通水层、断开隔夹层的断层；下部水层裂缝较上部气层发育；生产井段以下有稳定泥质隔夹层；生产井段以下不稳定泥质隔夹层较多。模式4对应的产量风险修正系数0.46。

可以理解的是：单井井筒井周地质要素匹配模式种类繁多，不同的地质要素结构模式，可能对应着相同的产量风险修正系数，每一地质要素结构模式对应有唯一的产量风险修正系数。

通过对比可确定，发现a井匹配模式判别图库中的其中一模式匹配，该模式对应的产量风险修正系数取值为0.46。由此，可确定第一产气量q3＝a×qmin＝0.46×56万方/每天＝25.8万方/每天。

根据现有技术可以计算出a井的经济极限产气量q4＝15万方/每天，对比得知，q3>q4，因此a井的配产值qp＝q3＝25.8万方/每天。

由此可见，本实施例的气井配产方法，充分的考虑井筒工程完整性及安全性对产能的影响，既考虑了动态因素，又考虑了单井地质要素如井筒及井周的地质要素，对气井长期稳产和采收率的影响，实现了对气井的合理配产，并且对气井单井测试的数据获得无阻流量的数据要求不高，大大简化了气井配产的过程。

实施例二

本实施例提供一种气井配产系统，可用于执行前述方法实施例中的各步骤，其实现过程及功能与前述实施例类似。

图10为实施例二提供的气井配产系统的结构示意图。

请参照图10，气井配产系统具体包括：

第一确定单元1，第一确定单元1用于根据气井的采气指示曲线和最小临界出砂压差确定第一临界产气量；

第二确定单元2，第二确定单元2用于根据气井油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定第二临界产气量；

第一对比单元3，第一对比单元3用于将第一临界产气量与第二临界产气量进行对比，并将第一临界产气量与第二临界产气量中的最小值确定为最小临界产气量；

第三确定单元4，第三确定单元4用于根据气井的产量风险修正系数和最小临界产气量确定第一产气量；

第二对比单元5，第二对比单元5用于将第一产气量和气井的经济极限产气量进行对比，并将第一产气量与经济极限产气量中的最小值作为配产值。

可选地，气井配产系统，还包括：

第四确定单元6，第四确定单元6用于根据气井单井测试及地层压力数据确定采气指示曲线；

第一获取单元7，第一获取单元7用于确定最小临界出砂压差。

可选地，第二确定单元2用于根据气井的油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数确定气井井口的最低油压值，并确定最低油压值所对应的井底产层的流压值和生产压差；根据生产压差及采气指示曲线确定第二临界产气量。

可选地，气井配产系统，还包括：第五确定单元8，第五确定单元8用于获取气井部署区的构造图和气藏剖面图，并根据构造图和气藏剖面图确定气井所在区域；第六确定单元9，第六确定单元9用于根据气井所在区域确定产量风险修正系数。

可选地，第五确定单元8用于根据气井部署区的构造图和气藏剖面图将气井部署区分为第一区域和第二区域；根据气井在气井部署区的位置确定气井位于第一区域或第二区域.

第六确定单元9用于在第五确定单元确定气井位于第一区域时，根据构造图确定风险修正系数；用于在第五确定单元8确定气井位于第二区域，对气井投产井段、裂缝、断层、隔层、夹层、气水界面地质要素表征，并确定表征结果；根据表征结果确定空间匹配模式，并根据空间匹配模式确定风险修正系数。

本发明提供的气井配产系统，通过采气指示曲线和最小临界出砂压差、油套环空的温压数据和油管抗外挤压参数、产量风险修正系数等来确定气井的第一产气量，再将第一产气量与经济极限产气量进行对比，取二者中的最小值作为气井的配产值，如此，充分综合了气井井筒工程完整性及安全性对产能的影响，既考虑了气井的动态因素，也考虑了单井地质要素对气井长期稳产和采收率的影响，便于实现气井的高效开发。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：rom、ram、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各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，或者对其中部分或者全部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范围。