CN110952976A - 一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，包括以下步骤：利用单井生产动态曲线图，获取地层原始压力、平均日产气量及累计生产时间数据；通过系列试井解释分析获得目前油层压力；计算单井压力衰竭程度；确定单井年平均压力衰竭程度，即第一个评价参数；使用Blasingame产量递减分析法，结合产量递减动态分析软件，拟合出地层动态产量变化趋势，以及累计产量等数据，确定单井平均年衰竭程度；根据单井平均年衰竭程度和平均年采出程度，进行稳产潜力评价。本发明增加了科学的稳产评价指标，并且综合考虑了地层以及生产动态等因素后，气藏如何稳定生产就有了定量的、科学的指导方法。

Description

一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法

技术领域

本发明涉及一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，属于石油勘探与开发技术领域。

背景技术

与煤和石油相比，天然气具有燃烧效率高且污染小的特点，是21世纪最现实的清洁能源。目前，天然气资源在世界能源消耗结构中所占的比重越来越大，世界石油与天然气工业已经进入天然气大规模开发时代，高效开发天然气资源已经成为世界石油与天然气发展的必然趋势和必由之路。我国天然气资源潜力大、分布范围广，在鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、松辽盆地、四川盆地及南海海域产区等地的天然气资源勘探均有重要突破。其中，以四川盆地非常规天然气资源最为丰富，在川渝地区的重庆、蜀南、川西北、川中、川东北五大油气区均有埋藏，目前累积探明天然气地质储量172251×10⁸m³。其中，仅元坝气田的三级储量(探明储量、预测储量、控制储量)已有1.1万亿立方米(11000×108m³)。

目前，我国已发现的天然气气藏主要以低渗致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏、火山岩气藏及页岩气藏等多种非常规天然气气藏为主。我国大多数非常规天然气气藏普遍具有弱边底水或者无边底水的构造特征，这类气藏均采用衰竭式开发模式开采天然气。气藏各气井稳产潜力的有效评价是气藏开发调整的重要依据，是气藏持续稳产的重要保障，是气藏高效开发的基础。目前，有关气藏衰竭式开发模式下气井稳产潜力的评价主要采用依据气井生产动态曲线定性分析气井的稳产能力，这种方式经验性强、可靠性差，无法实现气井稳产潜力的定量判定。因此，建立一套气藏衰竭式开发模式下气井稳产潜力的定量评价方法，为气藏高效开发提供技术支持，显得至关重要。

发明内容

本发明主要是克服现有技术中的不足之处，提出一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法。

本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，包括以下步骤：

步骤S10、获取目标气藏单井的原始地层压力p_i、累计生产时间t、平均日产量q_g；

步骤S20、对单井进行试井解释，并根据试井解释结果获取目前地层压力p_R；

步骤S30、根据目前地层压力p_R和原始地层压力p_i计算得到平均年地层压力衰减程度R_da；

步骤S40、对平均日产量q_g使用加合法计算得到目前累计产量G_p；

步骤S50、获取气藏的动态储量G；

步骤S60、根据得到的动态储量G和目前累计产量G_p计算得到平均年累计产出程度R_a；

步骤S70、根据得到的平均年地层压力衰减程度R_da和平均年累计产出程度R_a对气井的稳产潜力进行评价；

当R_da≤10％，R_a≤10％时，则稳产潜力评价为强；

当10％＜R_da≤15％，10％＜R_a≤15％时，则稳产潜力评价为较强；

当15％＜R_da≤30％，15％＜R_a＜30％时，则稳产潜力评价为一般；

当30％＜R_da≤50％，30％≤R_a≤40％时，则稳产潜力评价为较差；

当R_da＞50％，R_a＞40％时，则稳产潜力评价为差。

进一步的技术方案是，所述步骤S20的具体过程是：利用Saphir软件对单井开展试井解释，获得试井双对数曲线；并对试井双对数曲线拟合获得目前地层压力p_R。

进一步的技术方案是，所述步骤S30中的计算公式为：

式中：R_da为平均年地层压力衰减程度；p_R为目前地层压力；p_i为原始地层压力；t为累计生产时间。

进一步的技术方案是，所述步骤S50的具体过程为：利用Topaze动态分析软件对单井进行产量递减动态分析，并拟合得到单井的产量递减拟合曲线，再对产量递减拟合曲线进行产量递减动态解释获得气藏的动态储量G。

进一步的技术方案是，所述步骤S60中的计算公式如下：

式中：G为气藏的动态储量；R_a为平均年累计产出程度；G_p为目前累计产量；t为累计生产时间。

本发明具有以下有益效果：增加了科学的稳产评价指标，并且综合考虑了地层以及生产动态等因素后，气藏如何稳定生产就有了定量的、科学的指导方法。借助定量、科学的判定方法，有助于评价已经投入开发的某个气藏区块中各单井稳定生产的能力，进而评价整个气藏的生产能力，为气藏高效开发提供定量依据。

附图说明

图1为实施例中X1单井开采动态曲线；

图2为X1井试井解释双对数曲线图；

图3为实施例中井X1-X24的饼状图；

图4为气井稳产潜力评价图。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明做更进一步的说明。

实施例

本发明的一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，包括以下步骤:

(1)获取目标气藏X1井的现场生产数据，并从生产现场收集气藏原始地层压力p_i＝29.3MPa、气藏每口单井的平均日产量q_g＝12.4(10⁴m³/d)及累计生产时间t＝4.93年；

(2)通过现场X1井开采动态曲线图(图1)，获取X1井压力恢复测试资料数据，包含X1井的储层孔隙度φ＝7.77％、储层平均厚度h＝16.3m、单井泄流半径r_w＝0.07m、关井前压力恢复时间t_p＝950h、井口流量q＝12.4×10⁴m³/d、地层温度T＝91.8℃及天然气组分甲烷含量94.1％、乙烷含量1％、丙烷含量0.7％、CO₂含量4.2％；

(3)结合已有数据，并选择Saphir软件对X1井进行试井解释；

(4)试井解释双对数曲线图(图2)；因X1井井型为直井，开采的气藏属于各向均质气藏，选择压力恢复试井解释模型，再根据已经选取的模型，以及之前步骤做过的相关试井解释资料，使用试井解释软件进行试井分析，得到目前地层压力p_R＝15.61MPa；

(5)已知X1井原始地层压力值p_i＝29.3MPa和目前地层压力值p_R＝26.94MPa，由下式计算可得到目前压力衰竭程度：

(6)并且已知单井的累计生产时间(以年为单位)，得到X1井平均年(压力)衰竭程度，并统计；

(7)X1井平均日产量q_g＝12.4(10⁴m³/d)，使用加合法，计算得到目前单井累计产量G_p＝42.5×10⁴×4.93×365＝7.6477×10⁸m³；

(8)从生产现场收集X1井压力恢复测试资料数据，包含X1井的储层孔隙度φ＝7.77％、储层平均厚度h＝16.3m、单井泄流半径r_w＝0.07m、关井前压力恢复时间t_p＝950h、井口流量q＝42.5×10⁴m³/d、地层温度T＝91.8℃及天然气组分甲烷含量94.1％、乙烷含量1％、丙烷含量0.7％、CO₂含量4.2％；利用上述数据，结合Topaze动态分析软件，并采用Blasingame产量递减分析方法，对X1井进行产量递减动态分析；

(9)依据现场生产资料，结合动态分析软件，拟合得到单井产量递减拟合曲线图，X1井井型为直井，开采的气藏属于各向均质气藏，选择产量递减动态解释模型，对拟合曲线进行产量递减动态解释；

(10)根据已经选取的模型，调整X1井参数，这些参数包含X1井的表皮系数、所控制地层的平均厚度、水平渗透率与垂向渗透率之比，参数生成理论曲线，开展产量递减动态解释曲线拟合；

(11)输出产量动态分析解释结果参数，这些参数包括X1井的表皮系数S＝-0.12、水平渗透率k_h＝2.8mD、垂直渗透率k_v＝0.224mD、水平与垂直渗透率之比

泄气半径r_e＝1630m、动态储量G＝5.19×10⁸m³；

(12)得到X1井目前累计产量G_p和动态储量G，计算得到目前累计采出程度：

(13)并且已知目前测试井X1井的累计生产时间(以年为单位)，得到单井平均年累计产出程度，并统计；

(14)最后根据R_da＝9.37％＜10％，R_a＝8.71％＜10％，其评价为强。

并分别获取井X2-X24的数据为表1；

根据上述的步骤对X2-X24井进行评价，其评价结果为表2；

根据评价结果，对每一种情形总井数进行统计，并作出饼状图表示(图3)；针对不同潜力能力的气井提供不同的改进意见。对于稳产潜力强及较强的气井，保持现有工作制度的稳定；针对稳产潜力一般的气井，适当提高气藏生产压差；对于稳产潜力较差以及差的气井，改善目前工作制度，减少井周围表皮因子的影响，同时采取人工注汽的方式保持地层压力稳定。

以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (5)

1.一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S10、获取目标气藏单井的原始地层压力p_i、累计生产时间t、平均日产量q_g；；

步骤S20、对单井进行试井解释，并根据试井解释结果获取目前地层压力p_R；

步骤S30、根据目前地层压力p_R和原始地层压力p_i计算得到平均年地层压力衰减程度R_da；

步骤S40、对平均日产量q_g使用加合法计算得到目前累计产量G_p；

步骤S50、获取气藏的动态储量G；

步骤S60、根据得到的动态储量G和目前累计产量G_p计算得到平均年累计产出程度R_a；

步骤S70、根据得到的平均年地层压力衰减程度R_da和平均年累计产出程度R_a对气井的稳产潜力进行评价；

当R_da≤10％，R_a≤10％时，则稳产潜力评价为强；

当10％＜R_da≤15％，10％＜R_a≤15％时，则稳产潜力评价为较强；

当15％＜R_da≤30％，15％＜R_a＜30％时，则稳产潜力评价为一般；

当30％＜R_da≤50％，30％≤R_a≤40％时，则稳产潜力评价为较差；

当R_da＞50％，R_a＞40％时，则稳产潜力评价为差。

2.根据权利要求1所述的一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，其特征在于，所述步骤S20的具体过程是：利用Saphir软件对单井开展试井解释，获得试井双对数曲线；并对试井双对数曲线拟合获得目前地层压力p_R。

3.根据权利要求1所述的一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，其特征在于，所述步骤S30中的计算公式为：

式中：R_da为平均年地层压力衰减程度；p_R为目前地层压力；p_i为原始地层压力；t为累计生产时间。

4.根据权利要求1所述的一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，其特征在于，所述步骤S50的具体过程为：利用Topaze动态分析软件对单井进行产量递减动态分析，并拟合得到单井的产量递减拟合曲线，再对产量递减拟合曲线进行产量递减动态解释获得气藏的动态储量G。

5.根据权利要求1所述的一种气藏开发模式下单井开采稳产潜力评价方法，其特征在于，所述步骤S60中的计算公式如下：

式中：G为气藏的动态储量；R_a为平均年累计产出程度；G_p为目前累计产量；t为累计生产时间。

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