一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法及系统技术方案

本发明专利技术公开了一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法及系统，该方法包括：获取页岩气藏原始地层压力，并通过气井结构数据及生产数据计算井底流压；基于压力与拟压力转换关系建立第一插值表，用以建立压力p与拟压力m(p)的对应关系；基于给定的基础参数和页岩气藏物质平衡方程定义的Za(p)建立第二插值表，用以建立压力p、压力p与Za(p)比值的对应关系；基于原始地层压力、井底流压及所述生产数据，采用第一插值表、第二插值表及产能方程确定页岩气井井控动态储量。本发明专利技术在计算中不需要关井压力恢复评价的平均地层压力。计算结果适合于页岩气井合理配产、合理开发技术政策制定和开发方案优化等多种应用。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术属于页岩气勘探开发
，具体的说，涉及一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法及系统。
技术介绍
页岩气井动态储量的评价方法与常规气井差异很大，主要体现在：(1)气藏地质特征及开发技术不同。页岩气藏为自生自储气藏，渗透率特低，需要通过体积压裂改造来“人工造藏”，气井产量和可采储量受压裂限制，单井动态储量与体积压裂改造有关。(2)渗流特征不同。由于页岩气藏基质渗透率特低，气藏难以进入边界控制流阶段，而动态储量评价要求达到边界控制流阶段，否则评价的动态储量仅为压力波及范围内的动用储量。(3)吸附气解吸扩散。自由气和吸附气都影响页岩气井产能，动态储量评价需要考虑吸附气解吸影响。目前北美页岩气井主要按照放压产量递减方式生产，主要采用产量递减曲线来分析气井的最终可采储量(EUR)，主要有改进的Arps方法、幂律指数方法、扩散指数方法以及Duong方法等几种递减曲线分析方法。通过调整这些递减曲线模型中的系数来拟合产量数据，然后预测气井产量及可采储量。递减曲线分析方法不仅要求气井在生产阶段井底流压变化不大，而且也要求在预测阶段井底流压保持不变。此外，该方法还要求气井达到边界控制流阶段，即压力波达到储层物理边界或阻流边界，否则预测的产量和最终可采储量偏高。目前国内气井一般需要有2-3年的稳产期以保证稳定市场供气，之后才按照定压产量递减方式生产，例如涪陵礁石坝页岩气田开发方案设计的气井稳产期为2年。由此可以看出，由于生产方式的差异，国内页岩气井难以在早期阶段采用递减曲线分析方法来计算气井动态储量。物质平衡法是常规气藏中用来确定气井动态储量的常用办法，该方法需要平均地层压力和累产气量(GP)数据。由累产气量及平均地层压力值计算值，然后在直角坐标图上绘制出一系列与GP数据点，拟合直线外推到x轴即为气井动态储量。其中，平均地层压力主要通过气井关井压力恢复试井测试解释得到。该方法应用于计算页岩气井动态储量时主要有以下问题：一是在计算气井动态储量时无法考虑页岩基质吸附气解吸扩散的影响；二是页岩基质渗透率特低，难以通过关井压力恢复不稳定试井测试来解释平均地层压力。综合国内外页岩气井动态储量计算方法来看，目前缺乏有效准确的页岩气井动态储量计算方法。
技术实现思路
为解决以上问题，本专利技术提供了一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法及系统。根据本专利技术的一个方面，提供了一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法，包括：获取页岩气藏原始地层压力，并通过气井结构数据及生产数据计算井底流压；基于压力与拟压力转换关系建立第一插值表，用以建立压力p与拟压力m(p)的对应关系；基于给定的基础参数和页岩气藏物质平衡方程定义的Za(p)建立第二插值表，用以建立压力p、压力p与Za(p)比值的对应关系；基于所述原始地层压力、所述井底流压及所述生产数据，采用所述第一插值表、所述第二插值表及产能方程确定页岩气井井控动态储量。根据本专利技术的一个实施例，所述页岩气藏物质平衡方程考虑吸附气解吸及异常高压影响，所述页岩气藏物质平衡方程通过以下步骤得到：基于页岩气藏压力系数确定岩石孔隙压缩系数的影响，对于异常高压页岩气藏，考虑岩石孔隙压缩系数随地层压力变化；基于所述岩石孔隙压缩系数，计算地层压力变化时由于岩石骨架压缩及流体膨胀造成的地下孔隙体积减少量；基于所述地下孔隙体积减少量和兰格缪尔等温吸附方程计算地层压力降低后的页岩气藏剩余自由气储量和剩余吸附气储量；根据物质守恒定律：原始自由气储量+原始吸附气储量＝剩余自由气储量+剩余吸附气产量+累产气量，建立所述页岩气藏物质平衡方程。根据本专利技术的一个实施例，所述页岩气藏物质平衡方程定义的Za(p)为：其中，p为地层压力，pi为原始地层压力，cw为地层水压缩系数，Swi为气藏原始含水饱和度，Sgi为气藏原始含气饱和度，φ为有效孔隙度，ρB为页岩密度，VL为兰格缪尔体积，PL为兰氏压力，psc标准状态下气体压力，T为温度，Tsc为标准温度，z为压缩因子，zsc为标准状态下压缩因子，在异常高压页岩气藏条件下，需要考虑页岩孔隙压缩系数对物质平衡方程的影响，如果页岩孔隙压缩系数随地层压力变化大，则将页岩孔隙压缩系数表示为多项式形式：a0+a1peff+a2peff2+a3peff3，其中，peff为围压与流体流压差，a0-a3为多项式系数，如果页岩孔隙压缩系数随地层压力变化不大，则页岩孔隙压缩系数可以取为常数，在低压气藏条件下，岩石弹性能影响可以忽略，则页岩孔隙压缩系数可取为零。根据本专利技术的一个实施例，确定页岩气井井控动态储量的步骤进一步包括：设定动态储量初值G＝G0，并基于所述第二插值表，将所述生产时间转换为物质平衡拟时间；基于所述第一插值表获取所述原始地层压力对应的拟压力mpi和所述井底流压对应的拟压力mpwf，并绘制(mpi-mpwf)/qg与物质平衡拟时间的关系曲线，拟合直线并确定截距bpss，qg为生产数据中的气井日产气量；根据所述生产数据中的气井日产气量qg、井底流压pwf以及bpss值，基于产能方程计算井底流压pwf对应的平均地层拟压力值其中，所述产能方程为：基于所述第一插值表将所述平均地层拟压力值转换为平均地层压力值基于所述第二插值表绘制与累产气量Gp的关系曲线，拟合该关系曲线并确定在x轴上的截距，该截距为气井预动态储量；基于所述预动态储量与设定动态储量G0确定最终气井动态储量G，如果则则G为最终的气井动态储量，其中，ε为误差参数，否则，以新的G值作为设定预动态储量初值，进入确定动态储量的步骤进行重新迭代。根据本专利技术的一个实施例，将所述生产时间转换为物质平衡拟时间的步骤进一步包括：设置生产时间t＝0时，累计产气量Gp＝0，平均地层压力为根据所述第二插值表，计算原始地层压力pi对应的值,其中,针对每个生产时间t＝ti(d)，计算气井累计产气量Gp(ti)、值，其中计算公式如下：根据值，由所述第二插值表查找对应的平均地层压力值根据平均地层压力计算天然气粘度及压缩系数根据日产气量qg、天然气粘度及压缩系数由数值积分计算任意时间ti对应的物质平衡拟时间tca(ti):根据本专利技术的一个实施例，压力与拟压力转换关系为：其中，psc为标准状态下天然气压力，μ(p)为天然气粘度，z(p)为天然气偏差因子。根据本专利技术的另一个方面，还提供了一种用于确定页岩气井井控动态储量的系统，包括，参数获取模块，其获取页岩气藏原始地层压力，并通过气井结构数据及生产数据计算井底流压；第一插值表建立模块，其基于压力与拟压力转换关系建立第一插值表，用以建立压力p与拟压力m(p)的对应关系；第二插值表建立模块，其基于给定的基础参数和页岩气藏物质平衡方程定义的Za(p)建立第二插值表，用以建立压力p、压力p与Za(p)比值的对应关系；井控动态储量计算模块，基于所述原始地层压力、所述井底流压及所述生产数据，采用所述第一插值表、所述第二插值表及产能方程确定页岩气井井控动态储量。根据本专利技术的一个实施例，所述页岩气藏物质平衡方程考虑吸附气解吸及异常高压影响，所述页岩气藏物质平衡方程通过以下步骤得到：基于页岩气藏压力系数确定岩石孔隙压缩系数，对于异常高压页岩气藏，考虑岩石孔隙压缩系数随地层压力变化；基于所述岩石本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法，包括：获取页岩气藏原始地层压力，并通过气井结构数据及生产数据计算井底流压；基于压力与拟压力转换关系建立第一插值表，用以建立压力p与拟压力m(p)的对应关系；基于给定的基础参数和页岩气藏物质平衡方程定义的Za(p)建立第二插值表，用以建立压力p、压力p与Za(p)比值的对应关系；基于所述原始地层压力、所述井底流压及所述生产数据，采用所述第一插值表、所述第二插值表及产能方程确定页岩气井井控动态储量。

【技术特征摘要】
1.一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法，包括：获取页岩气藏原始地层压力，并通过气井结构数据及生产数据计算井底流压；基于压力与拟压力转换关系建立第一插值表，用以建立压力p与拟压力m(p)的对应关系；基于给定的基础参数和页岩气藏物质平衡方程定义的Za(p)建立第二插值表，用以建立压力p、压力p与Za(p)比值的对应关系；基于所述原始地层压力、所述井底流压及所述生产数据，采用所述第一插值表、所述第二插值表及产能方程确定页岩气井井控动态储量。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述页岩气藏物质平衡方程考虑吸附气解吸及异常高压影响，所述页岩气藏物质平衡方程通过以下步骤得到：基于页岩气藏压力系数确定岩石孔隙压缩系数的影响，对于异常高压页岩气藏，考虑岩石孔隙压缩系数随地层压力变化；基于所述岩石孔隙压缩系数，计算地层压力变化时由于岩石骨架压缩及流体膨胀造成的地下孔隙体积减少量；基于所述地下孔隙体积减少量和兰格缪尔等温吸附方程计算地层压力降低后的页岩气藏剩余自由气储量和剩余吸附气储量；根据物质守恒定律：原始自由气储量+原始吸附气储量＝剩余自由气储量+剩余吸附气产量+累产气量，建立所述页岩气藏物质平衡方程。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述页岩气藏物质平衡方程定义的Za(p)为：Za(p)=zSgi-[(a0peff+a12peff2+a23peff3+a34peff4)|pip+cwSwi(pi-p)]+ρBφVLPL+ppsczTzscTsc,]]>其中，p为地层压力，pi为原始地层压力，cw为地层水压缩系数，Swi为气藏原始含水饱和度，Sgi为气藏原始含气饱和度，φ为有效孔隙度，ρB为页岩密度，VL为兰格缪尔体积，PL为兰氏压力，psc标准状态下气体压力，T为温度，Tsc为标准温度，z为压缩因子，zsc为标准状态下压缩因子，在异常高压页岩气藏条件下，需要考虑页岩孔隙压缩系数对物质平衡方程的影响，如果页岩孔隙压缩系数随地层压力变化大，则将页岩孔隙压缩系数表示为多项式形式：a0+a1peff+a2peff2+a3peff3，其中，peff为围压与流体流压差，a0-a3为多项式系数，如果页岩孔隙压缩系数随地层压力变化不大，则页岩孔隙压缩系数可以取为常数，在低压气藏条件下，岩石弹性能影响可以忽略，则页岩孔隙压缩系数可取为零。4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于，确定页岩气井井控动态储量的步骤进一步包括：设定动态储量初值G＝G0，并基于所述第二插值表，将生产时间转换为物质平衡拟时间；基于所述第一插值表获取所述原始地层压力对应的拟压力mpi和所述井底流压对应的拟压力mpwf，并绘制(mpi-mpwf)/qg与物质平衡拟时间的关系曲线，拟合直线并确定截距bpss，qg为生产数据中的气井日产气量；根据所述生产数据中的气井日产气量qg、井底流压pwf以及bpss值，基于产能方程计算井底流压pwf对应的平均地层拟压力值其中，所述产能方程为：m‾pr(t)=mpwf(t)+qg(t)bpss;]]>基于所述第一插值表将所述平均地层拟压力值转换为平均地层压力值基于所述第二插值表绘制与累产气量Gp的关系曲线，拟合该关系曲线并确定在x轴上的截距，该截距为气井预动态储量；基于所述预动态储量与设定动态储量G0确定最终气井动态储量G，如果则G为最终的气井动态储量，其中，ε为误差参数，否则，以新的G值作为设定预动态储量初值，进入确定动态储量的步骤进行重新迭代。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，将生产时间转换为物质平衡拟时间的步骤进一步包括：设置生产时间t＝0时，累计产气量Gp＝0，平均地层压力为根据所述第二插值表，计算原始地层压力pi对应的值,其中,针对每个生产时间t＝ti(d)，计算气井累计产气量Gp(ti)、值，其中计
\t算公式如下：pZ‾a‾(ti)=piZia(1-Gp(ti)G);]]>根据值，由所述第二插值表查找对应的平均地层压力值根据平均地层压力计算天然气粘度及压缩系数根据日产气量qg、天然气粘度及压缩系数由数值积分计算任意时间ti对应的物质平衡拟时间tca(ti):tca(ti)=1...

【专利技术属性】
技术研发人员：王卫红，胡小虎，刘华，郭艳东，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