一种页岩气井产能测定方法技术

本发明专利技术涉及一种页岩气井产能计算方法。本发明专利技术根据页岩气藏单井控制面积存在压裂改造区和未压裂改造区的特点，综合考虑吸附气解吸扩散与压裂改造区及未压裂改造区对页岩气井产能的影响，建立考虑吸附气的双区复合页岩气藏物质平衡方程，并结合气井产能方程以及两个区之间的窜流方程，建立起一种快速准确的页岩气井产能计算方法。该方法在计算时不需要复杂的页岩气藏地质模型，也不需要很多的地质和压裂动态参数。计算结果适合于页岩气井合理配产、开发技术政策和开发方案优化等多种应用。

【技术实现步骤摘要】
一种页岩气井产能测定方法
本专利技术涉及地球物理勘探技术，特别是关于一种页岩气井产能测定方法。
技术介绍
页岩气是指主体位于富含有机质的暗黑色泥页岩中，以吸附或游离状态为主要赋存方式的油气聚集，页岩既是储集层，又是源岩层和封盖层。页岩气藏是由特低渗的基质孔隙和自然闭合的天然裂缝组成的双重介质气藏，基质是自由气和吸附气的主要赋存空间。页岩气井自然产能非常低，主要通过水平井多段压裂体积改造形成“人造气藏”后才有工业产能，此时裂缝网络是渗流的主要通道，并且在开采过程中存在吸附气的解吸扩散现象。气井产能测定是指评估和预测气井的稳产能力、递减阶段的递减率以及最终的累计产气量。准确地评估和预测气井产能是气井合理配产的基础，也是优化井网间距、编制气藏开发方案的重要依据。常规气藏一般是在地质认识基础上通过地质建模、数值模拟来完成。页岩气藏的地质特征和开发方式决定了其产能测算方法要比常规气藏复杂得多。目前国外主要通过经验关系式、产量递减分析以及单井数值模拟等方法估算页岩气井产能，国内主要沿用常规气藏系统试井测试的方法估算页岩气井投产初期的无阻流量。不同于一般采用放压方式生产的国外页岩气井，国内页岩气井在投产初期要求稳产以保持稳定供气。由于国内外页岩气井生产方式不同，国内无法采用国外基于大量生产数据统计形成的经验关系式来测算页岩气井产能。产量递减分析要求井底压力变化不大、且气井进入递减阶段半年以上时才能使用，而国内气井在投产初期主要是以控压稳产方式生产，因此产量递减分析方法也无法用于投产初期的气井产能的测算。单井数值模拟方法要求给定很多严格的地质和压裂参数，而这些参数值往往很难准确设定，导致单井数值模拟方法在早期阶段测算的页岩气井产能结果误差大。系统试井测试只能反映投产初期的气井最大产气潜力，无法直接准确地获得气井的稳产期、产量递减及最终累计产气量。综上所述，现有的页岩气藏产能测算方法虽然各有所长，但是由于生产方式等客观因素的限制，使用时难度大，并且难以获得有效准确的页岩气井产能分析结果，尤其是在页岩气藏开发的早期阶段。
技术实现思路
针对上述问题，本专利技术提出了一种新的快速准确的页岩气井产能测定方法。本专利技术综合考虑了吸附气解吸扩散现象，以及压裂改造区和未压裂改造区对页岩气井产能的影响，提出一种基于页岩气藏物质平衡方程以及结合气井产能方程来测算页岩气井产能的方法。该方法，包括以下步骤：S10、测试、收集和设置气藏工程参数，并建立气井产能方程；S20、考虑吸附气解吸扩散，分别建立气井压裂改造区和未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程；S30、根据气井产能方程，计算初始时刻气井的初始产量；S40、设置时步步长，计算下一个时步对应的时间，并更新当前时步；S50、根据压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下压裂改造区的平均地层压力；S60、根据当前时步下压裂改造区的平均地层压力，以及未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下未压裂改造区的平均地层压力；S70、根据当前时步下压裂改造区和未压裂改造区的平均地层压力，计算当前时步下的页岩气井产能；S80、判断当前时间是否大于给定的最大评价天数：若否，将当前时步的平均地层压力值作为下一个时步迭代的初值，返回步骤S40；若是，输出页岩气井产能计算结果。根据本专利技术的实施例，上述气井产能方程为：上式中，A为气井产能方程一次项系数；B为气井产能方程二次项系数；pi为原始地层压力；q为气井日产气量，104m3/d；pwf为气井在稳产产量q时对应的稳定井底流压，MPa。根据本专利技术的实施例，上述步骤S20中，压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程为：未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程为：上式中，Gp1为气井的累计产气量，104m3；Gp2为压裂改造区向未压裂改造区的累计窜流量，104m3；G1为压裂改造区储量；G2为未压裂改造区储量；p1为压裂改造区的平均地层压力，MPa；p2为未压裂改造区的平均地层压力，MPa；pi为原始地层压力；Z1a、Z2a和Zia分别定义如下：上式中，z为气体状态方程偏差因子，是气藏压力的函数；psc为标准大气压，MPa；zsc为标准状态下的气体状态方程偏差因子，ρB为密度，t/m3，VL为兰氏体积，m3/t，PL为兰氏压力，MPa，Ф为有效孔隙度，t0为地层温度，sw0为含水饱和度。根据本专利技术的实施例，上述步骤S50进一步地包括以下步骤：S51、令当前时步下的压裂改造区平均地层压力的初值p1为上一个时步的压裂改造区的平均地层压力值p10；S52、根据未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下、当压裂改造区的平均地层压力值为p1时对应的未压裂改造区的平均地层压力p2；S53、根据压裂改造区和未压裂改造区当前的平均地层压力值p1和p2计算当前时步下的气井产气量和两个区之间的窜流量；S54、根据时步步长及产量，计算气井的总累计产气量和两个区之间的总累计窜流量；S55、计算压裂改造区物质平衡方程残差；S56、当残差的绝对值小于给定误差时，退出迭代；否则继续迭代计算新的压裂改造区的平均地层压力值，并返回步骤S52。根据本专利技术的实施例了，上述步骤S53中，根据当前时步下压裂改造区的平均地层压力值p1，以及气井产能方程，按照稳产产量qgs计算井底流压平方值p2wf：如果该平方值小于0，则气井按pwL定压生产；如果pwf高于稳产期末最低井底流压pwL，则气井产气量为qgw＝qgs，否则按照下式以最小井底流压pwL生产来计算气井的产气量qgw：根据本专利技术的实施例了，按照下式计算压裂改造区物质平衡方程残差rsd：上式中，p1为当前时步下的压裂改造区平均地层压力；pi为原始地层压力；Gp1为气井的累计产气量，104m3；Gp2为压裂改造区向未压裂改造区的累计窜流量，104m3；G1为压裂改造区储量；Z1a和Zia分别定义如下：上式中，z为气体状态方程偏差因子，是气藏压力的函数；psc为标准大气压，MPa；zsc为标准状态下的气体状态方程偏差因子，ρB为密度，t/m3，VL为兰氏体积，m3/t，PL为兰氏压力，MPa，Ф为有效孔隙度，t0为地层温度，sw0为含水饱和度。根据本专利技术的实施例，上述步骤S60进一步地包括以下步骤：S61、令当前时步下的未压裂改造区平均地层压力的初值p2为上一个时步的未压裂改造区的平均地层压力值p20；S62、获取当前时步迭代对应的压裂改造区的平均地层压力值p1，S63、根据压裂改造区和未压裂改造区当前的平均地层压力值p1和p2计算当前时步下两个区之间的窜流量；S64、根据时步步长及产量，计算两个区之间的总累计窜流量；S65、计算未压裂改造区物质平衡方程残差；S66、当残差的绝对值小于给定误差时，退出迭代；否则继续迭代计算未压裂改造区的平均地层压力值，并返回步骤S62。根据本专利技术的实施例，按照下式计算未压裂改造区物质平衡方程残差rsd：上式中，p2为当前时步下的未压裂改造区平均地层压力；pi为原始地层压力；Gp2为压裂改造区向未压裂改造区的累计窜流量，104m3；G2为未压裂改造区储量；Z2a和Zia分别定义如下：上式中，z为气体状态方程偏差因子，是气藏压力的函数；psc为标准大气压，MPa；zsc为标准状态下的气体状态方程偏差因子，ρB为本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种页岩气井产能测定方法，包括以下步骤：S10、测试、收集和设置气藏工程参数，并建立气井产能方程；S20、考虑吸附气解吸扩散，分别建立气井压裂改造区和未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程；S30、根据气井产能方程，计算初始时刻气井的初始产量；S40、设置时步步长，计算下一个时步对应的时间，并更新当前时步；S50、根据压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下压裂改造区的平均地层压力；S60、根据当前时步下压裂改造区的平均地层压力，以及未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下未压裂改造区的平均地层压力；S70、根据当前时步下压裂改造区和未压裂改造区的平均地层压力，计算当前时步下的页岩气井产能；S80、判断当前时间是否大于给定的最大评价天数：若否，将当前时步的平均地层压力值作为下一个时步迭代的初值，返回步骤S40；若是，输出页岩气井产能计算结果。

【技术特征摘要】
1.一种页岩气井产能测定方法，包括以下步骤：S10、测试、收集和设置气藏工程参数，并建立气井产能方程；S20、考虑吸附气解吸扩散，分别建立气井压裂改造区和未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程；S30、根据气井产能方程，计算初始时刻气井的初始产量；S40、设置时步步长，计算下一个时步对应的时间，并更新当前时步；S50、根据压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下压裂改造区的平均地层压力；S60、根据当前时步下压裂改造区的平均地层压力，以及未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下未压裂改造区的平均地层压力；S70、根据当前时步下压裂改造区和未压裂改造区的平均地层压力，计算当前时步下的页岩气井产能；S80、判断当前时间是否大于给定的最大评价天数：若否，将当前时步的平均地层压力值作为下一个时步迭代的初值，返回步骤S40；若是，输出页岩气井产能计算结果。2.如权利要求1所述的页岩气井产能测定方法，其特征在于，所述气井产能方程为：上式中，A为气井产能方程一次项系数；B为气井产能方程二次项系数；pi为原始地层压力；q为气井日产气量，104m3/d；pwf为气井在稳产产量q时对应的稳定井底流压，MPa。3.如权利要求1所述的页岩气井产能测定方法，其特征在于，所述步骤S20中，压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程为：未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程为：上式中，Gp1为气井的累计产气量，104m3；Gp2为压裂改造区向未压裂改造区的累计窜流量，104m3；G1为压裂改造区储量；G2为未压裂改造区储量；p1为压裂改造区的平均地层压力，MPa；p2为未压裂改造区的平均地层压力，MPa；pi为原始地层压力；Z1a、Z2a和Zia分别定义如下：上式中，z为气体状态方程偏差因子，是气藏压力的函数；psc为标准大气压，MPa；zsc为标准状态下的气体状态方程偏差因子，ρB为密度，t/m3，VL为兰氏体积，m3/t，PL为兰氏压力，MPa，Ф为有效孔隙度，t0为地层温度，sw0为含水饱和度。4.如权利要求1所述的页岩气井产能测定方法，其特征在于，所述步骤S50进一步地包括以下步骤：S51、令当前时步下的压裂改造区平均地层压力的初值p1为上一个时步的压裂改造区的平均地层压力值p10；S52、根据未压裂改造区的页岩气藏物质平衡方程，迭代计算当前时步下、当压裂改造区的平均地层压力值为p1时对应的未压裂改造区的平均地层压力p2；S53、根据压裂改造区和未压裂改造区当前的平均地层压力值p1和p2计算当前时步下的气井产气量和两个区之间的窜流量；S54、根据时步步长及产量，计算气井的总累计产气量和两个区之间的总累计窜流量；S55、计算压裂改造区物质平衡方程残差；S56、当残差的绝对值小于给定误差时，退出迭代；否则继续迭代计算新的压裂改造区的平均地层压力值，并返回步骤S52。5.如权利要求4所述的页岩气井产能测定方法，其特征在于，...

【专利技术属性】
技术研发人员：胡小虎，王卫红，刘华，杨小松，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：北京;11