CN104389594A - 页岩气井产能评价预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩气井产能评价预测方法,包括以下步骤:得到单相渗流数学模型的微分方程表达式,对微分方程求解并采用压力形式表示,得渗流速度、产量公式,通过对生产数据拟合来确定产能方程,整理前面推导的产量公式,得到页岩气水平井分段压裂产量公式,从页岩气产量公式可知需要知道边界压力 pe ,由于页岩气有吸附解吸的影响,需要对偏差系数进行了修正,得到页岩气藏的地层压力。该预测方法针对页岩气解吸、扩散特点,分别对页岩直井和水平井进行了产能方程推导,从而建立页岩气产能评价方法,得到精确的产能预测,提高了经济效率。
Description
技术领域
本发明涉及一种方法,尤其是涉及一种页岩气井产能评价预测方法,属于页岩气勘探领域。
背景技术
页岩气是赋存于富有机质泥页岩及其夹层中,以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气,成分以甲烷为主,与“煤层气”、“致密气”同属一类。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点,往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。页岩气很早就已经被人们所认知,但采集比传统天然气困难,随着资源能源日益匮乏,作为传统天然气的有益补充,人们逐渐意识到页岩气的重要性。页岩气以吸附状态(大约50%)存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面,极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中为天然气生成之后,在源岩层内的就近聚集表现为典型的原地成藏模式,与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。与常规储层气藏不同,页岩既是天然气生成的源岩,也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。
页岩亦属致密岩石,故也可归入致密气层气。它起始于阿巴拉契亚盆地的泥盆系页岩,为暗褐色和黑色,富有机质,可大量生气。储集空间以裂缝为主并可以吸附气和水溶气形式赋存,为低(负)压、低饱和度(30%左右),因而为低产。但在裂缝发育带可获较高产量,井下***和压裂等改造措施效果也好。页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点——大部分产气页岩分布范围广、厚度大,且普遍含气,使得页岩气井能够长期地稳定产气。但页岩气储集层渗透率低,开采难度较大。随着世界能源消费的不断攀升,包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。美国和加拿大等国已实现页岩气商业性开发。过去十年内,页岩气已成为美国一种日益重要的天然气资源,同时也得到了全世界其他国家的广泛关注。2000年,美国页岩气产量仅占天然气总量的1%;而到2010年,因为水力压裂、水平钻井等技术的发展,页岩气所占的比重已超过20%。致密气藏与页岩气藏的渗流基础相同,区别在于致密气井将吸附水膜的流动阻力考虑为启动压力梯度,而页岩气井中的解吸—扩散气体则为页岩气井产量补充量。在页岩气的前期勘测中,需要对页岩气的产能做出精确的预测判断,而传统的预测方法预测的误差大,导致对页岩气井的投入和获得的收益达不到设计要求,造成严重的经济损失。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有预测方法预测的误差大,导致对页岩气井的投入和获得的收益达不到设计要求,造成严重的经济损失的问题,设计了一种页岩气井产能评价预测方法,该预测方法针对页岩气解吸、扩散特点,分别对页岩直井和水平井进行了产能方程推导,从而建立页岩气产能评价方法,得到精确的产能预测,提高了经济效率,解决了现有预测方法预测的误差大,导致对页岩气井的投入和获得的收益达不到设计要求,造成严重的经济损失的问题。
本发明的目的通过下述技术方案实现:页岩气井产能评价预测方法,包括以下步骤:
单相渗流数学模型的微分方程表达式如下公式(1)所示:
对微分方程求解并采用压力形式表示,得渗流速度、产量公式:
渗流速度:
产量公式:
体积系数Bg:
从等温压缩定义推导,产量公式如下所示:
式中:qxsc--x处在标准状态下的质量流量,kg/d;
k--气层有效渗透率,10-3μm2;
h--气层有效厚度,m;
μ--气体有效粘度,mPa·s;
z--偏差系数,无因次;
ρg--标准状况下的气体密度,kg/m3;
ye--裂缝半长,m;
x--距井眼任意距离,m;
L--裂缝宽度,m;
N--裂缝条数;
xe--射孔段长度,m。
由公式(3)和公式(5)有:
对公式(6)整理、化简可得:
其中:
通过对生产数据拟合来确定产能方程,整理前面推导的产量公式(6),页岩气水平井分段压裂产量公式为如下表达形式:
从页岩气产量公式可知需要知道边界压力pe(即地层压力pt),由于页岩气有吸附解吸的影响,用传统的物质平衡方程计算地层压力不再合适,需要对偏差系数进行了修正,修正公式如(13)所示:
得到页岩气藏的地层压力:
在模型计算过程中,涉及到一些相关参数的确定,在这里对其关参数进行说明:
(1)平均地层压力
平均地层压力常采用面积加权求得:
因为从供给边界到井底,地层中的压力降落并不是线性分布,而是按对数关系分布的,压力主要在井底附近消耗,其他大部分渗流面积的压力是与供给边界压力接近的,故:
(2)井底流压
当气液比小于2000时,井底流压不再适合用单相管流模型计算,而应考虑采用气液两相流管流模型计算,实际的页岩气井的产水时间是较长的,除压裂施工滤失水外,还有部分的可动水流入井筒,根据大量的实验数据反算出了持液率和两相摩擦阻力系数,得出了完全经验性质的压力梯度计算公式,如公式(17)所示,
式中:ΔH--垂直管深度增量,m;
ΔP--ΔH上的压力增量,MPa;
ρm--气液混合物密度,kg/m3;
g--重力加速度,m/s2;
fm--两相摩阻系数,无因次;
qL--产液量,m3/d;
d--油管内径,m;
Mt--密度流量,kg/m3;
用长度迭加法对式(17)计算,当计算出的ΔH与实际间的误差满足精度,便可得到井底流压。
综上所述,本发明的有益效果是:该预测方法针对页岩气解吸、扩散特点,分别对页岩直井和水平井进行了产能方程推导,从而建立页岩气产能评价方法,得到精确的产能预测,提高了经济效率,解决了现有预测方法预测的误差大,导致对页岩气井的投入和获得的收益达不到设计要求,造成严重的经济损失的问题。
具体实施方式
下面结合实施例,对本发明作进一步的详细说明,但本发明的实施方式不仅限于此。
实施例1:
页岩气井产能评价预测方法,包括以下步骤:
单相渗流数学模型的微分方程表达式如下公式(1)所示:
对微分方程求解并采用压力形式表示,得渗流速度、产量公式:
渗流速度:
产量公式:
体积系数Bg:
从等温压缩定义推导,产量公式如下所示:
式中:qxsc--x处在标准状态下的质量流量,kg/d;
k--气层有效渗透率,10-3μm2;
h--气层有效厚度,m;
μ--气体有效粘度,mPa·s;
z--偏差系数,无因次;
ρg--标准状况下的气体密度,kg/m3;
ye--裂缝半长,m;
x--距井眼任意距离,m;
L--裂缝宽度,m;
N--裂缝条数;
xe--射孔段长度,m。
由公式(3)和公式(5)有:
对公式(6)整理、化简可得:
其中:
通过对生产数据拟合来确定产能方程,整理前面推导的产量公式(6),页岩气水平井分段压裂产量公式为如下表达形式:
从页岩气产量公式可知需要知道边界压力pe(即地层压力pt),由于页岩气有吸附解吸的影响,用传统的物质平衡方程计算地层压力不再合适,需要对偏差系数进行了修正,修正公式如(13)所示:
得到页岩气藏的地层压力:
在模型计算过程中,涉及到一些相关参数的确定,在这里对其关参数进行说明:
(1)平均地层压力
平均地层压力常采用面积加权求得:
因为从供给边界到井底,地层中的压力降落并不是线性分布,而是按对数关系分布的,压力主要在井底附近消耗,其他大部分渗流面积的压力是与供给边界压力接近的,故:
(2)井底流压
当气液比小于2000时,井底流压不再适合用单相管流模型计算,而应考虑采用气液两相流管流模型计算,实际的页岩气井的产水时间是较长的,除压裂施工滤失水外,还有部分的可动水流入井筒,根据大量的实验数据反算出了持液率和两相摩擦阻力系数,得出了完全经验性质的压力梯度计算公式,如公式(17)所示,
式中:ΔH--垂直管深度增量,m;
ΔP--ΔH上的压力增量,MPa;
ρm--气液混合物密度,kg/m3;
g--重力加速度,m/s2;
fm--两相摩阻系数,无因次;
qL--产液量,m3/d;
d--油管内径,m;
Mt--密度流量,kg/m3;
用长度迭加法对式(17)计算,当计算出的ΔH与实际间的误差满足精度,便可得到井底流压。
该预测方法针对页岩气解吸、扩散特点,分别对页岩直井和水平井进行了产能方程推导,从而建立页岩气产能评价方法,得到精确的产能预测,提高了经济效率,解决了现有预测方法预测的误差大,导致对页岩气井的投入和获得的收益达不到设计要求,造成严重的经济损失的问题。
以上所述,仅是本发明的较佳实施例,并非对本发明做任何形式上的限制,凡是依据本发明的技术、方法实质上对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化,均落入本发明的保护范围之内。
Claims (2)
1.页岩气井产能评价预测方法,其特征在于,包括以下步骤:
单相渗流数学模型的微分方程表达式如下公式(1)所示:
对微分方程求解并采用压力形式表示,得渗流速度、产量公式:
渗流速度:
产量公式:
体积系数Bg:
从等温压缩定义推导,产量公式如下所示:
式中:qxsc--x处在标准状态下的质量流量,kg/d;
k--气层有效渗透率,10-3μm2;
h--气层有效厚度,m;
μ--气体有效粘度,mPa·s;
z--偏差系数,无因次;
ρg--标准状况下的气体密度,kg/m3;
ye--裂缝半长,m;
x--距井眼任意距离,m;
L--裂缝宽度,m;
N--裂缝条数;
xe--射孔段长度,m。
由公式(3)和公式(5)有:
对公式(6)整理、化简可得:
其中:
通过对生产数据拟合来确定产能方程,整理前面推导的产量公式(6),页岩气水平井分段压裂产量公式为如下表达形式:
从页岩气产量公式可知需要知道边界压力pe(即地层压力pt),由于页岩气有吸附解吸的影响,需要对偏差系数进行了修正,修正公式如(13)所示:
得到页岩气藏的地层压力:
。
2.根据权利要求1所述的页岩气井产能评价预测方法,其特征在于,
在模型计算过程中,涉及到一些相关参数的确定,在这里对其关参数进行说明:
(1)平均地层压力
平均地层压力常采用面积加权求得:
因为从供给边界到井底,地层中的压力降落并不是线性分布,而是按对数关系分布的,压力主要在井底附近消耗,其他大部分渗流面积的压力是与供给边界压力接近的,故:
(2)井底流压
当气液比小于2000时,井底流压不再适合用单相管流模型计算,而应考虑采用气液两相流管流模型计算,实际的页岩气井的产水时间是较长的,除压裂施工滤失水外,还有部分的可动水流入井筒,根据大量的实验数据反算出了持液率和两相摩擦阻力系数,得出了完全经验性质的压力梯度计算公式,如公式(17)所示,
式中:ΔH--垂直管深度增量,m;
ΔP--ΔH上的压力增量,MPa;
ρm--气液混合物密度,kg/m3;
g--重力加速度,m/s2;
fm--两相摩阻系数,无因次;
qL--产液量,m3/d;
d--油管内径,m;
Mt--密度流量,kg/m3;
用长度迭加法对式(17)计算,当计算出的ΔH与实际间的误差满足精度,便可得到井底流压。
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