一种页岩气井返排率预测方法技术

本发明专利技术涉及一种页岩气井返排率预测方法，属于油气田开发领域；它解决现今页岩气井返排率预测方法较少，部分方法计算复杂，推广性不强等问题；其技术方案是：首先修正页岩两相渗流模型，建立页岩气井压裂液返排模型；然后通过页岩气井生产数据拟合出页岩气井返排特征函数；接着通过规定初始返排系数与返排递减系数的取值范围，将页岩气井根据返排特征分为四类；最后将页岩气井的生产数据代入页岩气井返排特征函数，计算初始返排系数与返排递减系数，预测返排率。本发明专利技术所需数据较少，返排率预测过程简单，可推广性强。

【技术实现步骤摘要】
一种页岩气井返排率预测方法
本专利技术涉及一种页岩气井返排率预测方法，属于油气田开发领域。
技术介绍
由于水平井钻井及水力压裂技术的广泛实施，页岩气藏的产量得到了大大提高。陆续产出的页岩气缓解了全球能源需求不断攀升的压力，但页岩气藏作为典型的非常规气藏，其储集方式和运移规律非常复杂，加之采用了水力压裂技术后，其储层气体产出不再是像常规气藏那样单相流出，特别是在生产的前中期，流通通道内气体混杂了大量清水以及少量压裂液同时流动。由于生产井压裂返排时间长短不等，部分页岩气井的返排持续时间甚至达到了数年之久，这种两相流动大大增加了页岩气藏压裂水平井实际生产效果评价的复杂性。明确页岩油藏返排规律，预测页岩气井的返排率以提前制定相适应的开发技术对策是页岩油藏高效开发的重中之重，而目前相关研究较少，专利号为CN201910497349.3的一种页岩气藏压裂水平井压裂液返排模拟方法建立页岩储层压裂水平井压裂液返排模型，对页岩储层基质进行正交化的网格划分，计算累积产水量与压裂过程中注入储层的总压裂液量的比值，得到压裂液的返排率，虽然能较为精确计算压裂液的返排率，但计算复杂，推广性不强。
技术实现思路
本专利技术目的是：为了解决现今页岩气井返排率预测方法较少，部分方法计算复杂，推广性不强等问题，本专利技术建立页岩气井压裂液返排模型，通过页岩气井生产数据总结出页岩气井返排特征函数，可以结合实际生产数据预测返排率，计算简单，效果较好，可推广性强。为实现上述目的，本专利技术提供了一种页岩气井返排率预测方法，该方法包括下列步骤：第一，修正页岩两相渗流模型，建立页岩气井压裂液返排模型；第二，通过页岩气井生产数据拟合得到页岩气井返排特征函数；第三，通过规定初始返排系数与返排递减系数的取值范围，将页岩气井根据返排特征分为四类；第四，将页岩气井的生产数据代入页岩气井返排特征函数，计算初始返排系数与返排递减系数，预测返排率。上述一种页岩气井返排率预测方法中，所述建立页岩气井压裂液返排模型的步骤为，第一，只考虑裂缝系统到井筒的气液两相流动过程，建立页岩气井压裂液返排模型；第二，生产气水比表示为气相相对渗透率和水相相对渗透率的比值，表达式为式中，为生产气水比，单位为m3/m3；为气相相对渗透率；为水相相对渗透率；为气体的体积系数；为水的体积系数；为气相粘度，单位为Pa·s；为水相粘度，单位为Pa·s；为产气量，单位为m3/d；为产水量，单位为m3/d；第三，整理上式，得到第四，根据两相渗流理论，上式左边项表示为储层含气饱和度的函数，表达式为式中，为含气饱和度；第五，气井近井地带含水饱和度的表达式为式中，为返排液总量，单位为m3；为压裂注入总液量，单位为m3；为水的原始体积系数；Sw为含水饱和度；令Bwi=Bw，则上式重写为第六，气井近井地带含气饱和度表示为页岩气井返排率的表达式为式中，RR为页岩气井返排率；结合以上二式得到由此建立页岩气井压裂液返排模型，获得水相相对渗透率和气相相对渗透率之比与页岩气井返排率的关系。上述一种页岩气井返排率预测方法中，所述通过页岩气井生产数据总结出页岩气井返排特征函数的步骤为，第一，统计分析某页岩气田的188口页岩气井的生产数据，利用页岩气井的产水量和产气量得出水相相对渗透率和气相相对渗透率的比值，利用页岩气井累积产水量得出不同时刻的返排率，将数据绘入坐标系中，进行拟合；第二，拟合得到页岩气井返排特征函数，表达式为式中，A为初始返排系数；B为返排递减系数；为气相相对渗透率；为水相相对渗透率。上述一种页岩气井返排率预测方法中，所述将页岩气井根据返排特征分为四类，第一类为初始返排系数<4，返排递减系数<-10的页岩气井，该类井累计返排率预测为20%；第二类为初始返排系数>4，返排递减系数<-10的页岩气井，该类井累计返排率预测为30%；第三类为初始返排系数<4，返排递减系数>-10的页岩气井，该类井累计返排率预测为40%；第四类为初始返排系数>4，返排递减系数>-10的页岩气井，该类井累计返排率预测为80%；将页岩气井的生产数据代入页岩气井返排特征函数，计算初始返排系数与返排递减系数，预测返排率。上述一种页岩气井返排率预测方法中，所述生产数据是指产水量、产气量、累积产水量、气相相对渗透率和水相相对渗透率。与现有技术相比，本专利技术具有以下有益效果：（1）返排率预测过程简单；（2）所需数据较少；（3）可推广性强。附图说明在附图中：图1是本方法技术路线图。图2是页岩气井渗流系统图。图3是某一类气井返排特征函数图。图4是某二类气井返排特征函数图。图5是某三类气井返排特征函数图。图6是某四类气井返排特征函数图。图7是某页岩气田返排规律分类图。具体实施方式下面结合实施方式和附图对本专利技术做进一步说明。本专利技术提供了一种页岩气井返排率预测方法，图1为本方法的技术路线图，该方法包括下列步骤：第一，修正页岩两相渗流模型，建立页岩气井压裂液返排模型；第二，通过页岩气井生产数据拟合得到页岩气井返排特征函数，其中A为初始返排系数，表征气井初始返排量，B为返排递减系数，表征返排量递减快慢；第三，通过规定初始返排系数与返排递减系数的取值范围，将页岩气井根据返排特征分为四类，这四类气井的生产规律差异明显，且气井位置呈明显区域分布特征；第四，将页岩气井的生产数据代入页岩气井返排特征函数，计算初始返排系数与返排递减系数，预测返排率；第五，基于返排特征的分类，将页岩气田按照不同返排特征进行分区，针对性制定开发技术对策。进一步的，所述建立页岩气井压裂液返排模型的步骤为，第一，如图2所示，在页岩气的生产过程中，由于压裂液并未到达基质系统，压裂液的返排仅存在于裂缝系统到井筒中的流动过程，因此在建立页岩气井返排模型的时候，只考虑裂缝系统到井筒的气液两相流动过程，建立页岩气井压裂液返排模型；第二，生产气水比表示为气相相对渗透率和水相相对渗透率的比值，表达式为式中，为生产气水比，单位为m3/m3；为气相相对渗透率；为水相相对渗透率；为气体的体积系数；为水的体积系数；为气相粘度，单位为Pa·s；为水相粘度，单位为Pa·s；为产气量，单位为m3/d；为产水量，单位为m3/d；第三，整理上式，得到第四，根据两相渗流理论，上式左边项表示为储层含气饱和度的函数，表达式为式中，为储层含气饱和度；第五，气井近井地带含水饱和度的表达式为式中，为返排液总量，单位为m3；为压裂注入总液量，单位为m3；为水的原始体本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种页岩气井返排率预测方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：/n第一，修正页岩两相渗流模型，建立页岩气井压裂液返排模型；/n第二，通过页岩气井生产数据拟合得到页岩气井返排特征函数；/n第三，通过规定初始返排系数与返排递减系数的取值范围，将页岩气井根据返排特征分为四类；/n第四，将页岩气井的生产数据代入页岩气井返排特征函数，计算初始返排系数与返排递减系数，预测返排率。/n

【技术特征摘要】
1.一种页岩气井返排率预测方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
第一，修正页岩两相渗流模型，建立页岩气井压裂液返排模型；
第二，通过页岩气井生产数据拟合得到页岩气井返排特征函数；
第三，通过规定初始返排系数与返排递减系数的取值范围，将页岩气井根据返排特征分为四类；
第四，将页岩气井的生产数据代入页岩气井返排特征函数，计算初始返排系数与返排递减系数，预测返排率。


2.根据权利要求1所述的一种页岩气井返排率预测方法，其特征在于：所述建立页岩气井压裂液返排模型的步骤为，
第一，只考虑裂缝系统到井筒的气液两相流动过程，建立页岩气井压裂液返排模型；
第二，生产气水比表示为气相相对渗透率和水相相对渗透率的比值，表达式为



式中，为生产气水比，单位为m3/m3；为气相相对渗透率；为水相相对渗透
率；为气体的体积系数；为水的体积系数；为气相粘度，单位为Pa·s；为水
相粘度，单位为Pa·s；为产气量，单位为m3/d；为产水量，单位为m3/d；
第三，整理上式，得到



第四，根据两相渗流理论，上式左边项表示为储层含气饱和度的函数，表达式为



式中，为含气饱和度；
第五，气井近井地带含水饱和度的表达式为



式中，为返排液总量，单位为m3；为压裂注入总液量，单位为m3；为水的原始体积系数；Sw为含水饱和度；
令Bwi=Bw，则上式重写为



第六，气井近井地带含气饱和度表示为



页岩气井返排率的表达式为


...

【专利技术属性】
技术研发人员：谭晓华，毛正林，李晓平，刘承佚，徐有杰，杨豪，杨雅凌，董凯，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川;51