确定储气库容量的方法技术

本发明专利技术提供了一种确定储气库容量的方法，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。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。

Method for determining capacity of gas storage

The invention provides a method for determining the capacity of a gas storage, including the following steps: establishing a formation pressure model according to the real-time radius of the gas reservoir in the gas storage; establishing a bottom hole flow pressure model based on the effective permeability and the skin factor of the gas reservoir; and establishing a gas storage well based on the formation pressure model and the bottom hole flow pressure model. According to wellhead oil pressure model and gas injection model, the capacity of gas storage is determined. This method can accurately determine the storage capacity of the gas reservoir, and the reservoir capacity obtained by this method can be used for peak shaving operation in time. The reliability and safety of gas well supply are increased. At the same time, the gas recovery method can effectively reduce the cost of gas production.

【技术实现步骤摘要】
确定储气库容量的方法
本专利技术涉及油气开采
，具体而言，涉及一种确定储气库容量的方法。
技术介绍
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。
技术实现思路
本专利技术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，根据本专利技术的一个方面，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：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。进一步地，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。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：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；为气层孔隙度。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。进一步地，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；为第j个单井的气层孔隙度；j为整数。应用本专利技术的技术方案，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专利技术的进一步理解，本专利技术的示意性实施例及其说明用于解释本专利技术，并不构成对本专利技术的不当限定。在附图中：图1示出了根据本专利技术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专利技术。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本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种确定储气库容量的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：根据储气库中气层的气层实时半径建立地层压力模型；根据所述储气库的有效渗透率和气层表皮系数建立井底流压模型；根据所述地层压力模型和所述井底流压模型建立所述储气库的井口的井口油压模型和注气模型；根据所述井口油压模型和所述注气模型确定所述储气库的容量。

【技术特征摘要】
1.一种确定储气库容量的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：根据储气库中气层的气层实时半径建立地层压力模型；根据所述储气库的有效渗透率和气层表皮系数建立井底流压模型；根据所述地层压力模型和所述井底流压模型建立所述储气库的井口的井口油压模型和注气模型；根据所述井口油压模型和所述注气模型确定所述储气库的容量。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述井口油压模型和所述注气模型确定所述储气库的容量前还包括以下步骤：根据所述注气模型确定预测注气量，当所述预测注气量与所述实际注气量的第一绝对差值大于第一预设调整系数时，重新对所述注气模型进行修正，当所述第一绝对差值小于或等于所述第一预设调整系数时，停止对所述注气模型修正。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述井口油压模型和所述注气模型确定所述储气库的容量前还包括以下步骤：根据所述井口油压模型确定所述井口的预测油压，所述预测油压与所述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，重新对所述井口油压模型进行修正，当所述第二绝对差值小于或等于所述第二预设调整系数时，停止对所述井口油压模型进行修正。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，当所述第一绝对差值与所述第二绝对差值的乘积大于第三预设调整系数时，重新对所述井口油压模型和所述注气模型进行修正，当所述第一绝对差值与所述第二绝对差值的乘积小于或等于所述第三预设调整系数时，停止对所述井口油压模型和所述注气模型修正。5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述地层压力模型根据以下公式获得：其中，所述Pe为预测地层压力，单位为MPa；所述Pi为对所述采气模型进行第i次修正时所述储气库的初始地层压力，单位为MPa；所述Ze为实时气体偏差因子；所述Te实时地层温度，单位为K；所述G为所述储气库的实时储气量，单位为108m3；所述Gp实时累计产气量，单位为108m3；所述Zi为第i次修正所述采气模型时所述储气库的初始气体偏差因子；所述Ti为第i次修正所述采气模型时所述储气库的初始地层温度，单位为K；所述i为整数。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述井底流压...

【专利技术属性】
技术研发人员：王彬，陈超，孔丽娜，庞晶，崔国强，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京,11