页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法技术

本发明专利技术涉及属于页岩气井排水采气领域的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法；它解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题；其技术方案是：以井底压力系数和返排率为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段，然后优选出每个生产阶段的最优生产制度，并判断优选管柱、柱塞气举、连续气举和泡排在人工介入期的适用性，优选出最优排采工艺；本发明专利技术基于人工智能进行生产制度和排采工艺的优化，优化工作流程，提高工作效率和决策质量，避免主观判断的影响。

【技术实现步骤摘要】
页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法
本专利技术涉及页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，属于页岩气井排水采气领域。
技术介绍
由于页岩气储层渗透率低，开采难度较大，需要通过水平井钻井、多段压裂技术等多种方法才能实现有效开发，这导致在页岩气井的生产全过程中都伴随着压裂液的排出。前期地层压力高，在高地层压力下气井可以靠自身能量带出积液，但是到了生产后期，由于地层压力下降，产气量减少，导致井筒不满足临界携液要求，液体不能被带出井口，回落至井底，造成井筒积液。如果无法及时将这些积液排出井外，积液会增加气层的回压，降低气井生产能力，甚至气井水淹，最终丧失生产能力，影响气井的最终采收率，因此页岩气井的生产需要考虑产水量的影响。同时受页岩气井前期快速递减的影响，页岩气井的生产制度在不断改变，并且在后期压力不足时还需要采用一定的排采工艺辅助排液，这使得页岩气生产制度的制定变得十分困难。通常页岩气井按照小于冲蚀流量大于临界携液流量配产，但是具体的生产制度和阶段生产目标不明确，排采工艺介入的时机不明确，而且不同的工艺有不同的适用范围，需根据页岩气井的产气产水情况，选择适用的排水采气工艺。申请号为20181148205.9的专利申请《页岩气井生产动态预测方法及设备》根据生产数据特征将页岩气井生产阶段划分为定产降压和定压降产阶段，但是未考虑产水和排采工艺。同时合理的生产制度的制定需要获取产气、产水、压力等数据，计算出冲蚀流量，临界携液流量，并且需要判断工艺适用性，替代工艺等，对于大量井来说，计算量很大，难以管理。
技术实现思路
本专利技术目的是：为了解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题，根据返排率、井底压力系数将页岩气井全生产周期划分为四个阶段，并采用最优化方法优选出每个阶段最优生产制度和最优排采工艺。为实现上述目的，本专利技术提供了一种页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，该技术包括下列步骤：S100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；S200：以井底压力系数和返排率为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段；其中快速排液期的特征参数范围为1≤且<0.3，自喷生产期的特征参数范围为0.5≤<1且0.3≤<1，人工介入期的特征参数范围为0.1≤<0.5且0.3≤<1，无水生产期的特征参数范围为≥1；为井底压力系数，单位为MPa/100m；为返排率，为无量纲量；S300：根据公式计算，根据公式计算，根据和所在的范围确定页岩气井目前的生产阶段；其中为井底流压，单位为MPa；为井深，单位为m；为累计产水量，单位为方；为注入液量，单位为方；S400：根据页岩气井目前的生产阶段对页岩气井进行生产制度的优选：S4001：若处于快速排液期则生成100个不同的定压生产的生产制度；对生产制度进行生产预测，得到生产制度预测的产气量、产水量、井底流压和累计生产时间，按累计生产时间最短的生产制度进行生产预测后进行S300；其中为第i个定压生产的生产制度，表示页岩气井按井底流压为进行生产，每生产时间后井底流压减少后继续生产；为第i个生产制度的初始井底流压，单位为MPa；为第i个生产制度的时间步长，单位为天；为第i个生产制度的井底流压改变量，单位为MPa；S4002：若处于自喷生产期则生成100个不同的定产生产的生产制度；对生产制度进行生产预测，得到生产制度预测的产气量、产水量、井底流压和累计产气量，按累计产气量最大的生产制度进行生产预测后进行S300；其中为第i个定产生产的生产制度，表示页岩气井按产气量为进行生产，每生产时间后产气量减少后继续生产；为第i个生产制度初始的产气量，单位为万方/天；为第i个生产制度的产气量减少量，单位为万方/天；S4003：若处于人工介入期则根据S4001中所述步骤优选出累计生产时间最长的生产制度进行生产预测；根据4种排采工艺的工艺界限公式计算4种排采工艺每天所需的最低井底流压，比较预测的井底流压和，若≥则第i个排采工艺在第n天适用，若<则第i个排采工艺在第n天不适用，优选出经济效益最高的最优排采工艺后进行S300；其中4种排采工艺依次为优选管柱、泡排、柱塞气举和连续气举；为第i种工艺在预测第n天所需的最低井底流压，单位为MPa；为预测第n天的井底流压，单位为MPa；S4004：若处于无水生产期则根据S4002中所述步骤优选出累计产气量最大的生产制度进行生产预测，直到产气量小于0.5万方/天后关井。上述页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001中生成100个不同的定压生产的生产制度的步骤为：第一步：初始的井底流压取5个值，分别为目前的井底流压的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；第三步：井底流压减小量取4个值，分别为初始的井底流压的1/10、1/8、1/6、1/5；第四步：将初始的井底流压、时间步长和井底流压减少量正交组合，得到100个生产制度。上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001中对每个生产制度进行生产预测的步骤为：第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到产气量预测公式；其中，为地层压力，单位为MPa；为地层压力为时考虑页岩气吸附解析效应的偏差系数，为无量纲量；为原始地层压力，单位为MPa；为地层原始的偏差系数，为无量纲量；为地质储量，单位为万方；为目前累计产量，单位为万方；为井底流压，单位为MPa；为产气量，单位为万方/天；为层流项系数，为无量纲量；为紊流项系数，为无量纲量；第二步：将初始的井底流压和目前累计产气量代入产气量预测公式计算产气量；第三步：根据公式计算出预测的产水量；其中为页岩气相对渗透率，为无量纲量；为水的相对渗透率，为无量纲量；为页岩气的体积系数，为无量纲量；为水的体积系数，为无量纲量；页岩气的黏度，单位为mPa·s；为水的黏度，单位为mPa·s；为产水量，单位为方/天；第四步：根据公式计算预测的累计产气量，将预测的累计产气量代入第二步进行迭代，以一天为一个生产周期不断迭代，直到完成一个时间步长或结束；其中为临界携液流量，单位为本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：/nS100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；/nS200：以井底压力系数

【技术特征摘要】
1.页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
S100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；
S200：以井底压力系数和返排率为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速
排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段；其中快速排液期的特征参数
范围为1≤且<0.3，自喷生产期的特征参数范围为0.5≤<1且0.3≤<1，人工
介入期的特征参数范围为0.1≤<0.5且0.3≤<1，无水生产期的特征参数范围为
≥1；为井底压力系数，单位为MPa/100m；为返排率，为无量纲量；
S300：根据公式计算，根据公式计算，根据和所在的范围确定页岩气井目前的生产阶段；其中为井底流压，单位为MPa；为井深，单位为m；为累计产水量，单位为方；为注入液量，单位为方；
S400：根据页岩气井目前的生产阶段对页岩气井进行生产制度的优选：
S4001：若处于快速排液期则生成100个不同的定压生产的生产制度；对生产制度进行生产预测，得到生产制度预测的产气量、产水量、井底流压和累计生产时间，按
累计生产时间最短的生产制度进行生产预测后进行S300；其中为第i个定压生产的生产
制度，表示页岩气井按井底流压为进行生产，每生产时间后井底流压减少后继
续生产；为第i个生产制度的初始井底流压，单位为MPa；为第i个生产制度的时间步
长，单位为天；为第i个生产制度的井底流压改变量，单位为MPa；
S4002：若处于自喷生产期则生成100个不同的定产生产的生产制度；对生产制度进行生产预测，得到生产制度预测的产气量、产水量、井底流压和累计产气量，按累
计产气量最大的生产制度进行生产预测后进行S300；其中为第i个定产生产的生产制
度，表示页岩气井按产气量为进行生产，每生产时间后产气量减少后继续生
产；为第i个生产制度初始的产气量，单位为万方/天；为第i个生产制度的产气量
减少量，单位为万方/天；
S4003：若处于人工介入期则根据S4001中所述步骤优选出累计生产时间最长的生产制
度进行生产预测；根据4种排采工艺的工艺界限公式计算4种排采工艺每天所需的最低井底
流压，比较预测的井底流压和，若≥则第i个排采工艺在第n天
适用，若<则第i个排采工艺在第n天不适用，优选出经济效益最高的最优排采工
艺后进行S300；其中4种排采工艺依次为优选管柱、泡排、柱塞气举和连续气举；为第i
种工艺在预测第n天所需的最低井底流压，单位为MPa；为预测第n天的井底流压，单位
为MPa；
S4004：若处于无水生产期则根据S4002中所述步骤优选出累计产气量最大的生产制度进行生产预测，直到产气量小于0.5万方/天后关井。


2.根据权利要求1所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其
特征在于：所述的S4001中生成100个不同的定压生产的生产制度的步骤为：
第一步：初始的井底流压取5个值，分别为目前的井底流压的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；
第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；
第三步：井底流压减小量取4个值，分别为初始的井底流压的1/10、1/8、1/6、1/5；
第四步：将初始的井底流压、时间步长和井底流压减少量正交组合，得到100个生产制度。


3.根据权利要求1所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其
特征在于：所述的S4001中对每个生产制度进行生产预测的步骤为：
第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到产气量预测公式；其中，为地层压力，单位为
MPa；为地层压力为时考虑页岩气吸附解析效应的偏差系数，为无量纲量；为原始
地层压力，单位为MPa；为地层原始的偏差系数，为无量纲量；为地质储量，单位为万
方；为目前累计产量，单位为万方；为井底流压，单位为MPa；为产气量，单位为万
方/天；为层流项系数，为无量纲量；为紊流项系数，为无量纲量；
第二步：将...

【专利技术属性】
技术研发人员：谭晓华，邓永建，李晓平，孟展，毛正林，彭港珍，李劲涵，杨雅凌，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川;51