技术领域
[0001] 本发明属于天然气开采技术领域，具体涉及一种裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法。
相关背景技术
[0002] 气藏天然气原始地质储量是开发气藏的首要的关键参数，可直接影响气藏储量划分、开发效益的计算和开发先后顺序的确定。在气藏开发之前或开发初期，一般会通过容积法估算气藏的天然气原始地质储量，而在气藏开发过程中，一般通过物质平衡法来确气藏的天然气原始地质储量，即将气藏看成体积不变的容器，然后再利用储层基本参数以及生产动态数据来计算气藏的天然气原始地质储量。目前气藏的类型有很多种，尤其对于异常高压、裂缝性的特殊气藏，岩石孔隙体积压缩系数数值较大，且随压力的变化而发生变化，导致气藏内部的岩石孔隙的体积和水的体积会随着开采的进行而变化，这时再采用常规气藏物质平衡法来计算气藏天然气原始地质储量，得到的计算结果将与实际相差较大。
具体实施方式
[0047] 以下结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
[0048] 下面参考附图描述本发明的一种裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法。
[0049] 图1示意性示出了根据本发明一实施例中的裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法的步骤流程图，如图1所示，本发明提供了一种裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法，其中，裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法包括如下步骤：
[0050] 步骤S10：获取水体积变化率和岩石孔隙体积变化率。
[0051] 其中，岩石孔隙体积变化率被定义为压力从原始地层压力变化到当前压力下的岩石孔隙体积变化量与原始岩石孔隙体积的比值；地层水体积变化率被定义为压力从原始地层压力变化到当前压力下的地层水体积变化量与原始地层水体积的比值。
[0052] 步骤S20：根据气藏储层的基本参数、生产动态数据、水体积变化率和岩石孔隙体积变化率计算等效视压力。
[0053] 其中，等效视压力为在考虑岩石体积变化和水体积变化时，将整个气藏内的压力转换为一个视压力。即将气藏内的压力在转化为等效视压力时，不仅了考虑由于天然气的开采导致地层平均压力下降所带来的影响，还考虑到由于平均地层压力下降，水体积的变化和岩石孔隙体积的变化所带来的影响。
[0054] 步骤S30：根据等效视压力和对应的气藏累计产气量的值确定等效视压力随气藏累计产气量变化的函数关系式，并根据函数关系式确定气藏天然气原始地质储量。
[0055] 使用上述计算方法来计算异常高压、裂缝性等特殊气藏的天然气原始地质储量时，通过获取水体积变化率和岩石孔隙体积变化率，并结合气藏储层的基本参数和生产动态数据来计算当前气藏平均地层压力下所对应的等效视压力，通过确定等效视压力与气藏累计产气量确定的关系，从而计算出该特殊气藏的天然气原始地质储量。即本发明方法在考虑水体积变化和岩石孔隙体积变化的基础上，将整个气藏的压力转换为等效视压力，通过确定等效视压力与累积产气量的关系，从而达到在计算具有异常高压和裂缝性的特殊气藏的原始地质储量时，得到的计算结果更加精确的目的。
[0056] 在本发明实施例中，在步骤S10：获取水体积变化率和岩石孔隙体积变化率之前，还包括如下步骤：
[0057] 步骤S00：统计气藏储层的基本参数和生产动态数据。
[0058] 其中气藏储层的基本参数包括气藏原始地层压力、水的体积压缩系数、上覆压力、原始储层含水饱和度、零有效应力下孔隙体积压缩系数和孔隙压力随有效应力变化的衰减系数；生产动态数据包括当前气藏平均地层压力、当前气体压缩因子和气藏累计产气量。气藏储层的基本参数在勘探阶段便可通过仪器直接测量得出，生产动态数据在生产过程中被仪器实时记录，因此气藏储层的基本参数和生产动态数据均为非常容易获取的参数，因此无需额外的仪器再去测量，方便统计。
[0059] 图2示意性示出了根据本发明一实施例中的裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法中的步骤S10的一个流程图。如图2所示，在本发明实施例中，获取水体积变化率的步骤包括：
[0060] S101：统计气藏原始地层压力、当前气藏平均地层压力和水的体积压缩系数；
[0061] S102：根据气藏原始地层压力、当前气藏平均地层压力和水的体积压缩系数计算水体积变化率。
[0062] 即在计算水体积变化率时，只需统计气藏储层的基本参数中的气藏原始地层压力和水的体积压缩系数，以及生产动态数据中的当前气藏平均地层压力，即可计算出当前气藏平均地层压力下对应的水体积变化率，方便快捷。
[0063] 在本发明实施例中，水体积变化率的计算公式为：
[0064]
[0065] 其中，εw为地层水体积变化率，无量纲；ΔVw为地层水体积变化量，单位为108m3；Vwi8 3
为原始地层水体积，单位为10 m ；pi为气藏原始地层压力，单位为MPa；p为当前气藏平均地‑1
层压力，单位为MPa；Cw为水的体积压缩系数，单位为MPa 。
[0066] 图3示意性示出了根据本发明一实施例中的裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法中的步骤S10的另一流程图。如图3所示，在本发明实施例中，获取岩石孔隙体积变化率包括：
[0067] S103：统计气藏原始地层压力、当前气藏平均地层压力、上覆压力、零有效应力下孔隙体积压缩系数和孔隙压力随有效应力变化的衰减系数；
[0068] S104：根据气藏原始地层压力、当前气藏平均地层压力、上覆压力、零有效应力下孔隙体积压缩系数和孔隙压力随有效应力变化的衰减系数计算岩石孔隙体积变化率。
[0069] 在计算岩石孔隙体积变化率时，只需统计气藏储层的基本参数中的气藏原始地层压力、上覆压力、零有效应力下孔隙体积压缩系数和孔隙压力随有效应力变化的衰减系数，以及生产动态数据中的当前气藏平均地层压力，即可计算出当前气藏平均地层压力下对应的岩石孔隙体积变化率，方便快捷。需要特别说明的是，在本发明实施例中，可以先执行步骤S101至S102，也可以先执行步骤S103至S104，也可以二者同时执行。
[0070] 在本发明实施例中，当考虑孔隙体积压缩系数变化时，岩石孔隙体积变化率的计算公式为：
[0071]
[0072] 其中，εpv为岩石孔隙体积变化率，无量纲；ΔVp为岩石孔隙体积变化量，单位为8 3 8 3
10m ；Vpi为原始岩石孔隙体积，单位为10m ；pi为气藏原始地层压力，单位为MPa；p为当前气藏平均地层压力，单位为MPa；pob为上覆压力，单位为MPa；Cp0为零有效应力下孔隙体积压‑1
缩系数，单位为MPa ；γ为孔隙压力随有效应力变化的衰减系数，无量纲。
[0073] 对于一些异常高压的裂缝性气藏，由于在开采过程中岩石孔隙体积压缩系数变化较大，因此岩石孔隙体积并非均匀随压力变化，此时通过考虑孔隙体积压缩系数变化带来的影响，可以使最终的计算结果更加精确。
[0074] 在本发明实施例中，当不考虑孔隙体积压缩系数变化时，岩石孔隙体积变化率的计算公式为：
[0075]
[0076] 其中，
[0077]
[0078] 其中，εpc为岩石孔隙体积变化率，无量纲；Cpi为岩石原始孔隙体积压缩系数，单位‑1为MPa ；pi为气藏原始地层压力，单位为MPa；p为当前气藏平均地层压力，单位为MPa；pob为‑1
上覆压力，单位为MPa；Cp0为零有效应力下孔隙体积压缩系数，单位为MPa ；γ为孔隙压力随有效应力变化的衰减系数，无量纲。
[0079] 对于一些普通的裂缝性气藏，在开采过程中由于岩石孔隙体积压缩系数小，且压缩系数变化较小，即岩石孔隙体积可视为随压力的变化而均匀变化，因此可以忽略孔隙体积压缩系数变化所带来的影响，并且最终的计算结果与考虑孔隙体积压缩系数变化时的计算结果相差并不会很大，同时由于无需考虑孔隙体积压缩系数变化，简化了计算过程，更方便计算。
[0080] 在本发明实施例中，等效视压力的计算公式为：
[0081]
[0082] 其中，Y为等效视压力，单位为MPa；p为当前气藏平均地层压力，单位为MPa；Z为当前气体压缩因子，无量纲；Swi为原始储层含水饱和度，分数；εw为地层水体积变化率，无量纲；εp为岩石孔隙体积变化率，无量纲；当考虑岩石孔隙体积压缩系数变化时εp＝εpv，当忽略岩石孔隙体积压缩系数变化时εp＝εpc。
[0083] 图4示意性示出了根据本发明一实施例中的裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法中的步骤S30的流程图，如图4所示，在本发明实施例中，根据等效视压力和对应的气藏累计产气量的值确定等效视压力随气藏累计产气量变化的函数关系式包括：
[0084] S301：计算多组等效视压力的值和统计对应的气藏累计产气量的值；
[0085] S302：根据多组等效视压力的值和对应的气藏累计产气量的值采用曲线拟合确定等效视压力随气藏累计产气量变化的函数关系式。
[0086] 即通过曲线拟合的方法来确定等效视压力随气藏累计产气量变化的函数关系式，更加直观方便。
[0087] 在本发明实施例中，曲线拟合可以为线性拟合，因此等效视压力随气藏累计产气量变化的函数关系式为一次函数式。即通过线性拟合的方式确定等效视压力随气藏累计产气量变化的一次函数式，不仅容易在计算机上实现建模，同时通过线性拟合可保证计算结果的精确性，当然，等效视压力和气藏累计产气量之间也可以为其他形式的曲线拟合。
[0088] 在本发明实施例中，根据一次函数式确定气藏天然气原始地质储量包括：
[0089] 计算一次函数式的截距和斜率；
[0090] 根据一次函数式的截距和斜率计算气藏天然气原始地质储量；气藏天然气原始地质储量的计算公式为：
[0091]
[0092] 其中，G为气藏天然气原始地质储量，a为斜率的绝对值，b为截距。
[0093] 下面参考实施例一来描述本发明的裂缝性气藏天然气原始地质储量的评估方法的评估过程，需要特别说明的是，实施例一中的数据只是用于举例说明，并不构成限定。
[0094] 实施例一
[0095] 1、统计气藏储层基本参数和生产动态数据，统计的气藏储层基本参数和生产动态数据如表一和表二所示。
[0096] 表一：气藏储层基本参数
[0097]
[0098]
[0099] 表二：生产动态数据
[0100]
[0101] 2、计算地层水体积变化率
[0102] 将水的体积压缩系数Cw、原始地层压力pi、气藏平均地层压力p代入公式：
[0103]
[0104] 得出当前气藏平均地层压力对应的水体及变化率的数据，具体数据如表三所示。
[0105] 表三：当前气藏平均地层压力对应的水体及变化率
[0106]
[0107] 3、计算岩石孔隙体积变化率
[0108] 将原始地层压力pi、气藏平均地层压力p、零有效应力下孔隙体积压缩系数Cp0、上覆压力pob以及孔隙压力随有效应力变化的衰减系数γ代入公式
[0109] 中；
[0110] 计算出考虑岩石孔隙体积压缩系数变化时当前气藏平均地层压力下的岩石孔隙体积变化率，具体数据如表四所示。
[0111] 表四：考虑岩石孔隙体积压缩系数变化时当前气藏平均地层压力下的岩石孔隙体积变化率
[0112]
[0113] 4、计算当前气藏平均地层压力下的等效视压力
[0114] 将原始储层含水饱和度Swi、气藏平均地层压力p、当前气体压缩因子Z、地层水体积变化率εw以及岩石孔隙体积变化率εp，代入公式
[0115] 中，其中εp＝εpv；
[0116] 再将计算出的当前气藏平均地层压力下对应的等效视压力Y和对应的累计产气量Gp列入表五中，具体数据如表五所示。
[0117] 表五：等效视压力和对应的累计产气量
[0118] Gp/108m3 Y/MPa0 45.53161111
0.11114 44.86495397
0.465005 43.79428799
0.913418 42.74867001
1.206347 41.93532569
1.558371 40.90972506
2.134488 39.60465619
2.477423 38.96519977
2.975813 37.59623246
3.32965 36.61711662
3.62139 35.98489594
4.88805 33.14621526
6.481759 28.26707793
7.969425 26.31181386
9.221587 23.39373457
10.42592 20.68876405
[0119] 根据表五，以累计产气量Gp为横轴，以等效视压力Y为纵轴，绘制Gp与Y关系图，根据关系图将散点拟合直线，拟合结果如图5所示。
[0120] 如图5，根据计算出的数据得到的拟合直线关系式为：
[0121] Y＝‑2.0986Gp+44.8429。
[0122] 5、计算气藏天然气原始地质储量
[0123] 求出直线的Y截距b＝44.8429(MPa)，直线斜率的绝对值a＝2.0986(MPa/(108m3))。应用式(6)计算得出考虑岩石孔隙体积压缩系数变化时该气藏的天然气原始地质储量：
[0124]
[0125] 在本发明的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
[0126] 在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接或彼此可通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
[0127] 在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
[0128] 尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
