一种底水气藏早期产能评价预测方法与流程

本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种底水气藏早期产能评价预测方法。

背景技术：

我国天然气资源储量丰富，合理评价气井产能对气藏的开发与合理布井具有重要的理论意义与实际意义。我国大部分气藏纵向上渗透率存在很大的差异，因此，无法利用平均渗透率来准确的评价气井产能。此外，在天然气勘探开发早期，由于气井刚投入开发，可以得到的储层参数比较少，并且投产初期压力波也没有传播到单井控制边界，这导致常规的二项式稳态产能方程无法准确预测气井产能。同时，由于地层条件复杂，导致实际井眼轨迹弯并不是纯粹的直井、水平井或斜井，而是弯曲多变的井眼轨迹，针对弯曲多变的井眼轨迹，常规的二项式产能方程无法进行底水气藏产能预测与评价。基于此，本发明基于镜像反映和势叠加原理，耦合井筒流动方程与储层流动方程，得到底水气藏流入动态曲线，达到准确预测底水气藏气井产能的目的。

明确底水气藏渗流规律，在地质资料很少的情况下，快速准确的预测气井产能是底水气藏高效开发的重中之重，而目前相关研究较少，专利号为cn201110440973.3的气井动态产能预测方法根据相关经验公式，建立了气井产能动态预测方法，但是该方法没有考虑井眼轨迹变化和渗透率纵向各向异性分布影响，导致产能预测不准确。

技术实现要素：

本发明目的是：为了解决现今气藏开发早期气井产能的评价方法较少，且少有的评价方法考虑因素单一、预测不准的问题，本发明建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，提取生产层段井眼轨迹数据和测井数据，根据底水气藏总的势分布函数，耦合井流动方程和储层流动方程，绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力。该方法计算简单，通用性强，计算结果准确。

为实现上述目的，本发明提供了一种底水气藏早期产能评价预测方法，该方法包括下列步骤：

s100、建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，具体步骤为：

s101、考虑储层中流体流动为单相气体，三维无限大空间井筒离散单元微元段在三维空间任意一点产生的单位长度地层势分布为：

式中，为平面极坐标半径，单位为m；为单位长度气井产量，单位为m³/d；为单位长度地层势分布；为常数；

s102、三维无限大空间地层中产生的总的势为：

式中，第i个井筒离散单元流量贡献，单位为m³/d；为储层任意位置到井筒离散单元的距离，单位为m；为第i个井筒离散单元的长度，单位为m；分别为三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；分别为第i个井筒离散单元的三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；为常数；为储层任意一点对整个井筒的总势；为储层任意一点对源的势分布；为离散单元数；

s103、对于底水气藏而言，假定井筒位于上边界封闭、下边界定压、侧向边界无限大储层中，其稳定渗流微分方程为：

式中，为储层厚度，单位为m；为原始地层压力下势分布；为储层任意一点在初始时刻对整个井筒的总势；

s104、结合镜像原理和压降叠加原则，得到底水气藏第i小段在地层中任意一点引起的势为：

式中，为垂向封闭边界镜像距离坐标，单位为m；为垂向定压边界镜像距离坐标，单位为m；为镜像井个数；为第i个井筒离散单元端点与跟端距离比；为储层任意一点对离散单元i产生的势；

s105、通过将井筒离散并结合势分布函数与拟压力关系，得到叠加之后的总拟压力表达式为：

式中，为气体拟压力，单位为mpa/s；为原始状态气体拟压力，单位为mpa/s；为顶部封闭边界；为天然气粘度，单位为mpa·s；kh为储层渗透率，单位为md；为重力加速度，单位为m/s²；为天然气密度，单位为kg/m³；

s200、导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，提取生产层井眼轨迹和测井渗透率；

s300、根据底水气藏总的势分布函数，代入生产层井眼轨迹和测井渗透率数据计算特定井底压力下气井产量，具体步骤为：

s301、确定井筒离散单元压降方程，井筒离散单元压降方程为：

式中，为第i个井筒离散单元压降，单位为mpa；为井筒摩擦系数，为无量纲量；为井筒直径，单位为m；为井筒离散步长，单位为m；为第i个离散单元储层流入井筒的流量，单位为m³/d；为第i个离散单元与水平方向的夹角，单位为°；为井筒总流量，单位为m³/d；

s302、根据井筒压降计算公式，得到井筒内压力分布公式为：

式中，为井筒内离散单元上端压力，单位为mpa；为井筒内离散单元下端压力，单位为mpa；为第一个与第二个离散单元的压力差，单位为mpa；为井筒内离散单元上端压力差，单位为mpa；为井筒内离散单元下端压力差，单位为mpa；

s303、耦合储层与井筒流动压降方程，迭代计算特定井底压力下气井产量；

s304、根据质量守恒原理，得到每个井筒离散单元的流量贡献和井筒总流量的关系式：

s400、绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力。

上述一种底水气藏早期产能评价预测方法中，s303中耦合储层与井筒流动压降方程的步骤如下：

s311、给定一组井底流压，假设每个都为第一次迭代时气井井底压力；

s312、通过线性插值得到对应的拟压力，在将其代入s105的总拟压力表达式，通过高斯消元法得到每个离散单元流量贡献与总产量；

s313、将离散单元流量贡献与总产量代入s301的井筒离散单元压降方程，求出；

s314、将代入s302的井筒内压力分布公式中，更新，更新之后的作为下一步迭代的初值；

s315、重复s302~s304，将与进行对比，当时，停止迭代，得到最终的总产量，绘制总产量与井底压力的关系曲线；否则，继续步骤s302~s304，直到时停止迭代计算，其中，为第m次迭代得到的井筒内离散单元上端压力，单位为mpa；为第m+1次迭代得到的井筒内离散单元上端压力；为井底压力，单位为mpa。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）考虑了井眼轨迹和渗透率沿井眼轨迹差异分布，计算结果更加准确；（2）所需数据少，只需要井眼轨迹和测井数据；（3）通用性强，可以计算直井、水平井、大斜度井和蛇曲井气井产能。

附图说明

在附图中：

图1是本方法技术路线图。

图2是某气井测井渗透率分布图。

图3是某气井测井孔隙度分布图。

图4是某气井井眼轨迹图。

图5是某气井生产层井眼轨迹。

图6是井筒离散单元流动示意图。

图7是某气井流入动态曲线图。

具体实施方式

下面结合实施方式和附图对本发明做进一步说明。

本发明提供了一种底水气藏早期产能评价预测方法，图1为本方法的技术路线图，该方法包括下列步骤：

s100、建立底水气藏井筒单元稳态渗流数学模型，具体步骤为：

s101、考虑储层中流体流动为单相气体，三维无限大空间井筒离散单元微元段在三维空间任意一点产生的单位长度地层势分布为：

式中，为平面极坐标半径，单位为m；为单位长度气井产量，单位为m³/d；为单位长度地层势分布；为常数；

s102、三维无限大空间地层中产生的总的势为：

式中，第i个井筒离散单元流量贡献，单位为m³/d；为储层任意位置到井筒离散单元的距离，单位为m；为第i个井筒离散单元的长度，单位为m；分别为三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；分别为第i个井筒离散单元的三维坐标系统的横轴、纵轴和竖轴坐标位置，单位为m；为常数；为储层任意一点对整个井筒的总势；为储层任意一点对源的势分布；为离散单元数；

s103、对于底水气藏而言，假定井筒位于上边界封闭、下边界定压、侧向边界无限大储层中，其稳定渗流微分方程为：

式中，为储层厚度，单位为m；为原始地层压力下势分布；为储层任意一点在初始时刻对整个井筒的总势；

s104、结合镜像原理和压降叠加原则，得到底水气藏第i小段在地层中任意一点引起的势为：

式中，为垂向封闭边界镜像距离坐标，单位为m；为垂向定压边界镜像距离坐标，单位为m；为镜像井个数；为第i个井筒离散单元端点与跟端距离比；为储层任意一点对离散单元i产生的势；

s105、通过将井筒离散并结合势分布函数与拟压力关系，得到叠加之后的总拟压力表达式为：

式中，为气体拟压力，单位为mpa/s；为原始状态气体拟压力，单位为mpa/s；为顶部封闭边界；为天然气粘度，单位为mpa·s；kh为储层渗透率，单位为md；为重力加速度，单位为m/s²；为天然气密度，单位为kg/m³；

s200、导入井眼轨迹数据和测井渗透率数据，某气井测井渗透率和孔隙度数据如图2和图3所示，提取生产层井眼轨迹和测井渗透率，气井井眼轨迹图和生产层段井眼轨迹数据如图4和图5所示，井筒单元流动示意图如图6所示；

s300、根据底水气藏总的势分布函数，代入生产层井眼轨迹和测井渗透率数据计算特定井底压力下气井产量，具体步骤为：

s301、确定井筒离散单元压降方程，井筒离散单元压降方程为：

式中，为第i个井筒离散单元压降，单位为mpa；为井筒摩擦系数，为无量纲量；为井筒直径，单位为m；为井筒离散步长，单位为m；为第i个离散单元储层流入井筒的流量，单位为m³/d；为第i个离散单元与水平方向的夹角，单位为°；为井筒总流量，单位为m³/d；

s302、根据井筒压降计算公式，得到井筒内压力分布公式为：

式中，为井筒内离散单元上端压力，单位为mpa；为井筒内离散单元下端压力，单位为mpa；为第一个与第二个离散单元的压力差，单位为mpa；为井筒内离散单元上端压力差，单位为mpa；为井筒内离散单元下端压力差，单位为mpa；

s303、耦合储层与井筒流动压降方程，迭代计算特定井底压力下气井产量；

s304、根据质量守恒原理，得到每个井筒离散单元的流量贡献和井筒总流量的关系式：

s400、绘制气井流入动态特征曲线，获取气井无阻流量，评价气井生产能力，图7为某气井流入动态特征曲线，将生产数据绘制和生产流入动态曲线绘制到一张图中，验证本方法的准确性。

在流入动态特征曲线的基础上，可以计算气井产能指数，通过气井产能指数和无阻流量共同评价气井产能。同时，由于该方法只需要井眼轨迹数据和测井数据，这些数据都是生产气井早期就可以获得的数据，利用这些早期数据可以准确的对气井产能进行评价。

进一步的，s303中耦合储层与井筒流动压降方程的步骤如下：

s311、给定一组井底流压，假设每个都为第一次迭代时气井井底压力；

s312、通过线性插值得到对应的拟压力，在将其代入s105的总拟压力表达式，通过高斯消元法得到每个离散单元流量贡献与总产量；

s313、将离散单元流量贡献与总产量代入s301的井筒离散单元压降方程，求出；

s314、将代入s302的井筒内压力分布公式中，更新，更新之后的作为下一步迭代的初值；

s315、重复s302~s304，将与进行对比，当时，停止迭代，得到最终的总产量，绘制总产量与井底压力的关系曲线；否则，继续步骤s302~s304，直到时停止迭代计算，其中，为第m次迭代得到的井筒内离散单元上端压力，单位为mpa；为第m+1次迭代得到的井筒内离散单元上端压力；为井底压力，单位为mpa。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）考虑了井眼轨迹和渗透率沿井眼轨迹差异分布，计算结果更加准确；（2）所需数据少，只需要井眼轨迹和测井数据；（3）通用性强，可以计算直井、水平井、大斜度井和蛇曲井气井产能。

最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。