CN111535792B - 一种页岩气井返排率预测方法 - Google Patents

一种页岩气井返排率预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明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。本发明所需数据较少，返排率预测过程简单，可推广性强。

Description

一种页岩气井返排率预测方法
技术领域
本发明涉及一种页岩气井返排率预测方法，属于油气田开发领域。
背景技术
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。
发明内容
本发明目的是：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，本发明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，本发明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***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
Figure 398347DEST_PATH_IMAGE002
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；
Figure 137447DEST_PATH_IMAGE018
为产气量，单位为m3/d；
Figure 33990DEST_PATH_IMAGE020
为产水量，单位为m3/d；
第三，整理上式，得到
Figure 675187DEST_PATH_IMAGE022
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
Figure 564646DEST_PATH_IMAGE024
式中，
Figure 489745DEST_PATH_IMAGE026
为含气饱和度；
第五，气井近井地带含水饱和度的表达式为
Figure 806457DEST_PATH_IMAGE028
式中，
Figure 934950DEST_PATH_IMAGE030
为返排液总量，单位为m3；
Figure 124971DEST_PATH_IMAGE032
为压裂注入总液量，单位为m3；
Figure 389731DEST_PATH_IMAGE034
为水的原始体积系数；S w为含水饱和度；
令B wi=B w，则上式重写为
Figure 877344DEST_PATH_IMAGE036
第六，气井近井地带含气饱和度表示为
Figure 7980DEST_PATH_IMAGE038
页岩气井返排率的表达式为
Figure 239241DEST_PATH_IMAGE040
式中，R R为页岩气井返排率；
结合以上二式得到
Figure 624086DEST_PATH_IMAGE042
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
Figure 767753DEST_PATH_IMAGE044
式中，A为初始返排系数；B为返排递减系数；
Figure 870839DEST_PATH_IMAGE045
为气相相对渗透率；
Figure 889479DEST_PATH_IMAGE046
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，本发明具有以下有益效果：（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***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发明做进一步说明。
本发明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***，压裂液的返排仅存在于裂缝***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***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
Figure 128831DEST_PATH_IMAGE047
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；
Figure 838237DEST_PATH_IMAGE053
为产气量，单位为m3/d；
Figure 993144DEST_PATH_IMAGE054
为产水量，单位为m3/d；
第三，整理上式，得到
Figure 292538DEST_PATH_IMAGE022
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
Figure 207404DEST_PATH_IMAGE055
式中，
Figure 26587DEST_PATH_IMAGE056
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
Figure 368707DEST_PATH_IMAGE028
式中，
Figure 139085DEST_PATH_IMAGE057
为返排液总量，单位为m3；
Figure 592063DEST_PATH_IMAGE058
为压裂注入总液量，单位为m3；
Figure 265752DEST_PATH_IMAGE059
为水的原始体积系数；S w为含水饱和度；
令B wi=B w，则上式重写为
Figure 778773DEST_PATH_IMAGE060
第六，气井近井地带含气饱和度表示为
Figure 52760DEST_PATH_IMAGE061
页岩气井返排率的表达式为
Figure 558697DEST_PATH_IMAGE040
式中，R R为页岩气井返排率；
结合以上二式得到
Figure 336160DEST_PATH_IMAGE042
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。
进一步的，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，利用页岩气井产水产气量得出水气相对渗透率的比值，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
Figure 770814DEST_PATH_IMAGE062
式中，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；
Figure 266518DEST_PATH_IMAGE063
为气相相对渗透率；
Figure 61298DEST_PATH_IMAGE064
为水相相对渗透率。
进一步的，所述将页岩气井根据返排特征分为四类，分别为
Figure DEST_PATH_IMAGE066A
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，如图3-图6所示，依次为一类、二类、三类及四类气井返排特征函数图，明确返排特征图后，对比返排特征分类结果，预测累计返排率分别为20%、30%、40%及80%。
进一步的，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；如图7所示，一类气井生产效果最优，初始返排低，递减快，采取保持合理的采气速度的开发技术对策；二类气井生产效果较好，初始返排高，递减快，采取后期应实施助排及降压开采的开发技术对策；三类气井生产效果较好，初始返排低，递减慢，采取初期开展助排措施优选的开发技术对策；四类气井生产效果较差，初始返排高，递减慢，采取提升排采强度，降低出水的开发技术对策，以实现页岩气田高效开发。
进一步的，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，本发明具有以下有益效果：（1）返排率预测过程简单；（2）所需数据较少；（3）可推广性强。
最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (2)

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：
S100、修正页岩两相渗流模型，建立页岩气井压裂液返排模型，建立页岩气井压裂液返排模型的步骤为，
S101、只考虑裂缝***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；
S102、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
Figure DEST_PATH_IMAGE002
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE004
为生产气水比，单位为m3/m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE006
为气相相对渗透率；
Figure DEST_PATH_IMAGE008
为水相相对渗透率；
Figure DEST_PATH_IMAGE010
为气体的体积系数；
Figure DEST_PATH_IMAGE012
为水的体积系数；
Figure DEST_PATH_IMAGE014
为气相粘度，单位为Pa·s；
Figure DEST_PATH_IMAGE016
为水相粘度，单位为Pa·s；
Figure DEST_PATH_IMAGE018
为产气量，单位为m3/d；
Figure DEST_PATH_IMAGE020
为产水量，单位为m3/d；
S103、整理上式，得到
Figure DEST_PATH_IMAGE022
S104、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
Figure DEST_PATH_IMAGE024
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE026
为含气饱和度；
S105、气井近井地带含水饱和度的表达式为
Figure DEST_PATH_IMAGE028
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE030
为返排液总量，单位为m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE032
为压裂注入总液量，单位为m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE034
为水的原始体积系数；S w为含水饱和度；
令B wi=B w，则上式重写为
Figure DEST_PATH_IMAGE036
S106、气井近井地带含气饱和度表示为
Figure DEST_PATH_IMAGE038
页岩气井返排率的表达式为
Figure DEST_PATH_IMAGE040
式中，R R为页岩气井返排率；
结合以上二式得到
Figure DEST_PATH_IMAGE042
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；
S200、通过页岩气井生产数据拟合得到页岩气井返排特征函数，通过页岩气井生产数据拟合得到页岩气井返排特征函数的步骤为，
S201、统计分析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；
S202、拟合得到页岩气井返排特征函数，表达式为
Figure DEST_PATH_IMAGE044
式中，A为初始返排系数；B为返排递减系数；
Figure 75192DEST_PATH_IMAGE006
为气相相对渗透率；
Figure 336540DEST_PATH_IMAGE008
为水相相对渗透率；
S300、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%；
S400、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。
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《页岩气井返排早期气水两相流数学模型研究》;薛永超等;《科学技术与工程》;20170831;第17卷(第24期);第213-217页 *

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CN111535792A (zh) 2020-08-14

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