本發(fā)明屬于氣藏開發(fā)，具體涉及一種頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法及機器可讀存儲介質(zhì)。

背景技術(shù)：

1、頁巖凝析氣藏開發(fā)過程中，具有頁巖氣藏和凝析氣藏的雙重特征。頁巖氣藏通常采用水平井多段壓裂進行改造才能具有開采價值，具有改造區(qū)內(nèi)線性流和改造區(qū)外線性流的雙線性流特征；凝析氣藏隨著壓力下降，會發(fā)生反凝析現(xiàn)象，地層中會同時出現(xiàn)凝析氣及凝析油兩相。

2、目前，頁巖凝析氣藏產(chǎn)氣預(yù)測的方法包括數(shù)值模擬法和解析模型法，其中，數(shù)值模擬法需要建立精確的地質(zhì)模型且所需參數(shù)較多，地質(zhì)模型的可靠性和儲層和流體物性參數(shù)選取的準確性直接影響其預(yù)測精度，而且所需時間較長，耗時費力，不能及時用于新井產(chǎn)量的快速預(yù)測；解析模型法具有快速預(yù)測產(chǎn)量的優(yōu)勢，但模型的合理性和可靠性是需要關(guān)注的重點，若建立的模型未能表征其產(chǎn)氣機理，則預(yù)測結(jié)果與實際相差甚遠，即頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測準確性低及預(yù)測精度差。

技術(shù)實現(xiàn)思路

1、針對上述的缺陷或不足，本發(fā)明提供了一種頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法及機器可讀存儲介質(zhì)，旨在解決頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測準確性低及預(yù)測精度差的技術(shù)問題。

2、為了實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明提供一種頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法，頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法包括：

3、獲取頁巖凝析氣藏的氣藏參數(shù)、水平井參數(shù)和井底流壓映射表，其中，井底流壓映射表用于表征井底流壓與預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間之間的映射關(guān)系；

4、獲取凝析油飽和度映射表，并根據(jù)氣藏參數(shù)和凝析油飽和度映射表確定凝析油飽和度擬合模型，其中，凝析油飽和度映射表用于表征凝析油飽和度與壓力變量之間的映射關(guān)系；

5、根據(jù)氣藏參數(shù)和壓力變量確定凝析氣流體物性參數(shù)；

6、根據(jù)凝析油飽和度擬合模型和油氣相相對滲透率模型確定油氣相相對滲透率參數(shù)；

7、根據(jù)氣藏參數(shù)和水平井參數(shù)確定氣藏原始地質(zhì)儲量；

8、根據(jù)井底流壓映射表、凝析氣流體物性參數(shù)、油氣相相對滲透率參數(shù)、氣藏原始地質(zhì)儲量和氣藏產(chǎn)量迭代模型確定預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間中每一天對應(yīng)的地面日產(chǎn)氣量和地面日產(chǎn)油量；其中，氣藏產(chǎn)量迭代模型用于確定壓裂改造區(qū)內(nèi)與壓力改造區(qū)外的生產(chǎn)氣油比、天然氣井底產(chǎn)量與井口產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)、壓力傳播距離參數(shù)、擬壓力差參數(shù)、壓力波及范圍平均地層壓力參數(shù)、壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播至壓裂裂縫中點的傳播時長、壓裂改造區(qū)外向壓裂改造區(qū)內(nèi)在預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間中的累計供氣量、累計供油量以及每一天對應(yīng)的日供氣量和日供油量。

9、在本發(fā)明實施例中，氣藏參數(shù)包括原始地層壓力、凝析氣上露點壓力、凝析油臨界流動壓力、儲層孔隙度、孔隙壓縮系數(shù)、水壓縮系數(shù)、原始含水飽和度、平均地層壓力高于露點壓力時的生產(chǎn)氣油比、地下凝析油密度、地下凝析油黏度及地面凝析油密度；

10、水平井參數(shù)包括水平井長度、裂縫半長、裂縫高度、壓裂裂縫段數(shù)、壓裂改造區(qū)原始滲透率及壓裂改造區(qū)內(nèi)滲透率應(yīng)力敏感系數(shù)；

11、凝析氣流體物性參數(shù)包括凝析氣黏度、地下凝析氣密度及地面天然氣密度；

12、油氣相相對滲透率參數(shù)包括油相相對滲透率及氣相相對滲透率；

13、根據(jù)井底流壓映射表、凝析氣流體物性參數(shù)、油氣相相對滲透率參數(shù)、氣藏原始地質(zhì)儲量和氣藏產(chǎn)量迭代模型確定預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間中每一天對應(yīng)的地面日產(chǎn)氣量和地面日產(chǎn)油量包括：

14、根據(jù)平均地層壓力高于露點壓力時的生產(chǎn)氣油比、平均地層壓力及生產(chǎn)氣油比公式分別確定壓裂改造區(qū)內(nèi)的生產(chǎn)氣油比及壓力改造區(qū)外的生產(chǎn)氣油比；

15、根據(jù)地面凝析油密度、地面天然氣密度、壓裂改造區(qū)內(nèi)的生產(chǎn)氣油比、壓力改造區(qū)外的生產(chǎn)氣油比及產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)公式確定天然氣井底產(chǎn)量與井口產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)；

16、根據(jù)預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間、儲層孔隙度、壓裂改造區(qū)平均滲透率、壓裂改造區(qū)原始滲透率、壓裂改造區(qū)內(nèi)滲透率應(yīng)力敏感系數(shù)、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均綜合壓縮系數(shù)、孔隙壓縮系數(shù)、水壓縮系數(shù)、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的天然氣壓縮系數(shù)、原始含水飽和度、凝析油飽和度擬合模型、井底流壓映射表、水平井長度、壓裂裂縫段數(shù)、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的凝析油飽和度下的氣相相對滲透率、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的凝析油飽和度下的油相相對滲透率、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的凝析氣黏度、地下凝析油黏度和第一壓力傳播距離公式確定壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播距離；

17、根據(jù)原始含水飽和度下的氣相原始滲透率、原始地層壓力、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力、凝析氣上露點壓力、凝析油臨界流動壓力、井底流壓映射表、地下凝析油密度、地下凝析油黏度、油相相對滲透率、氣相相對滲透率、地下凝析氣密度、地下天然氣黏度及第一擬壓力差公式確定壓裂改造區(qū)內(nèi)擬壓力差；

18、根據(jù)壓裂裂縫段數(shù)、壓裂改造區(qū)初始滲透率、裂縫半長、裂縫高度、壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播距離、壓裂改造區(qū)內(nèi)井底產(chǎn)量與井口產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)、壓裂改造區(qū)內(nèi)擬壓力差、壓裂改造區(qū)內(nèi)生產(chǎn)氣油比、地面日產(chǎn)氣量公式和地面日產(chǎn)油量公式確定預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間中每一天對應(yīng)的地面日產(chǎn)氣量和地面日產(chǎn)油量。

19、在本發(fā)明實施例中，地面日產(chǎn)氣量公式設(shè)為：

20、

21、式中，qg,sc為地面日產(chǎn)氣量，nf為壓裂裂縫段數(shù)，ksrvi為壓裂改造區(qū)原始滲透率，lf為裂縫半長，hf為裂縫高度，x為壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播距離，esrv為壓裂改造區(qū)內(nèi)井底產(chǎn)量與井口產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)，(ψsrv-ψwf)為壓裂改造區(qū)內(nèi)擬壓力差；

22、所述地面日產(chǎn)油量公式設(shè)為：

23、

24、式中，qo,sc為地面日產(chǎn)油量，rgo,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)生產(chǎn)氣油比。

25、在本發(fā)明實施例中，生產(chǎn)氣油比公式設(shè)為：

26、

27、式中，rgo為生產(chǎn)氣油比，rgod為平均地層壓力高于露點壓力時的生產(chǎn)氣油比，pave為平均地層壓力，pd為凝析氣上露點壓力，ar2、ar1、ar0分別為ln(rgo)和ln(pave)在直角坐標中的多項式擬合系數(shù)；

28、以及產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)公式設(shè)為：

29、

30、式中，e為井底產(chǎn)量與井口產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)，ρo,sc為地面凝析油密度，ρg,sc為地面天然氣的密度。

31、在本發(fā)明實施例中，第一壓力傳播距離公式設(shè)為：

32、

33、其中，

34、ct,srv＝cp+swicw+so,srvco+(1-swi-so,srv)cg,srv，

35、式中，x為壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播距離，t為預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間，φ為儲層孔隙度，ksrv為壓裂改造區(qū)平均滲透率，ksrvi為壓裂改造區(qū)原始滲透率，cksrv為壓裂改造區(qū)內(nèi)滲透率應(yīng)力敏感系數(shù)，psrv為壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力，ct,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)平均綜合壓縮系數(shù)，cp為孔隙壓縮系數(shù)，cw為水壓縮系數(shù)，co為油壓縮系數(shù)，cg,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的天然氣壓縮系數(shù)，swi為原始含水飽和度，so,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的凝析油飽和度，pi為原始地層壓力，pwf為井底流壓，lh為水平井長度，nf為壓裂裂縫段數(shù)，krg,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的凝析油飽和度下的氣相相對滲透率，kro,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的凝析油飽和度下的油相相對滲透率，μrg,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力對應(yīng)的凝析氣黏度，μo為地下凝析油黏度。

36、在本發(fā)明實施例中，第一擬壓力差公式設(shè)為：

37、

38、，式中，ψsrv-ψwf為壓裂改造區(qū)內(nèi)凝析氣擬壓力差，krg(swi)為束縛水下的氣相原始滲透率，p*為凝析油臨界流動壓力，ρo為地下凝析油密度，kro為油相滲透率，ρg為地下凝析氣的密度，μg為地下天然氣黏度，krg為氣相滲透率，krg(swi)為束縛水下的氣相原始滲透率。

39、在本發(fā)明實施例中，氣藏參數(shù)還包括儲層溫度、壓裂改造區(qū)外儲層在壓裂裂縫延伸方向上的原始滲透率及儲層厚度；

40、水平井參數(shù)還包括水平井間距及壓裂改造區(qū)外滲透率應(yīng)力敏感系數(shù)；

41、凝析氣流體物性參數(shù)還包括凝析氣偏差系數(shù)；

42、根據(jù)井底流壓映射表、凝析氣流體物性參數(shù)、油氣相相對滲透率參數(shù)、氣藏原始地質(zhì)儲量和氣藏產(chǎn)量迭代模型確定預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間中每一天對應(yīng)的地面日產(chǎn)氣量和地面日產(chǎn)油量還包括：

43、根據(jù)預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間、壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播距離、水平井長度、壓裂裂縫段數(shù)確定壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播至壓裂裂縫中點的傳播時長；

44、根據(jù)預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間、儲層孔隙度、壓裂改造區(qū)外儲層在壓裂裂縫延伸方向的平均滲透率、壓裂改造區(qū)外儲層在壓裂裂縫延伸方向上的原始滲透率、壓裂改造區(qū)外滲透率應(yīng)力敏感系數(shù)、水平井間距、裂縫半長、壓裂改造區(qū)外平均地層壓力、壓裂改造區(qū)外平均綜合壓縮系數(shù)、孔隙壓縮系數(shù)、水壓縮系數(shù)、壓裂改造區(qū)外平均地層壓力對應(yīng)的天然氣壓縮系數(shù)、原始含水飽和度、凝析油飽和度擬合模型、壓裂改造區(qū)外平均地層壓力對應(yīng)的凝析油飽和度下的氣相相對滲透率、壓裂改造區(qū)外平均地層壓力對應(yīng)的凝析油飽和度下的油相相對滲透率、壓裂改造區(qū)外平均地層壓力對應(yīng)的凝析氣黏度、地下凝析油黏度和第二壓力傳播距離公式確定壓裂改造區(qū)外壓力傳播距離；

45、根據(jù)原始含水飽和度下的氣相原始滲透率、原始地層壓力、壓裂改造區(qū)外平均地層壓力、壓裂改造區(qū)內(nèi)平均地層壓力、凝析氣上露點壓力、凝析油臨界流動壓力、地下凝析油密度、地下凝析油黏度、油相相對滲透率、氣相相對滲透率、地下凝析氣密度、地下天然氣黏度確定壓裂改造區(qū)外擬壓力差；

46、根據(jù)壓裂改造區(qū)外儲層在壓裂裂縫延伸方向上的原始滲透率、水平井長度、裂縫高度、壓裂改造區(qū)外壓力傳播距離、壓裂改造區(qū)外井底產(chǎn)量與井口產(chǎn)量轉(zhuǎn)化系數(shù)、壓裂改造區(qū)外擬壓力差、壓裂改造區(qū)內(nèi)壓力傳播至壓裂裂縫中點的傳播時長、日供氣量公式和日供油量公式確定壓裂改造區(qū)外向壓裂改造區(qū)內(nèi)在預(yù)設(shè)生產(chǎn)時間中每一天對應(yīng)的日供氣量和日供油量；

47、根據(jù)水平井長度、儲層厚度、壓裂改造區(qū)外壓力傳播距離、儲層孔隙度、原始含水飽和度、原始地層壓力、原始地層壓力對應(yīng)的凝析氣偏差系數(shù)、儲層溫度、標況壓力、標況溫度、標況天然氣偏差系數(shù)、水壓縮系數(shù)、壓裂改造區(qū)外壓力波及范圍平均地層壓力、地下凝析油密度、凝析油飽和度擬合模型、平均地層壓力對應(yīng)的凝析氣偏差系數(shù)、壓裂改造區(qū)外向壓裂改造區(qū)內(nèi)累計供給凝析氣體積和壓裂改造區(qū)外物質(zhì)平衡方程確定壓裂改造區(qū)外壓裂波及范圍平均地層壓力。

48、在本發(fā)明實施例中，壓裂改造區(qū)外物質(zhì)平衡方程設(shè)為：

49、

50、式中，gw,out,v為壓裂改造區(qū)外壓力波及范圍凝析氣的原始地質(zhì)儲量，h為儲層厚度，y為壓裂改造區(qū)外壓力傳播距離，zi為原始地層壓力對應(yīng)的凝析氣偏差系數(shù)，t為儲層溫度，psc為標況壓力，tsc為標況溫度，zsc為標況天然氣偏差系數(shù)，pout為壓裂改造區(qū)外壓力波及范圍平均地層壓力，ρo為地下凝析油密度，so為凝析油飽和度，zw為平均地層壓力對應(yīng)的凝析氣偏差系數(shù)，r為通用氣體常數(shù)，gw,out→srv為壓裂改造區(qū)外向壓裂改造區(qū)內(nèi)累計供給凝析氣體積。

51、在本發(fā)明實施例中，凝析油飽和度擬合模型設(shè)為：

52、

53、根據(jù)凝析油飽和度擬合模型和油氣相相對滲透率模型確定油氣相相對滲透率參數(shù)包括：

54、根據(jù)凝析油飽和度擬合模型和油相相對滲透率模型確定油相相對滲透率，以及根據(jù)凝析油飽和度擬合模型和氣相相對滲透率模型確定氣相相對滲透率，其中，油相相對滲透率模型設(shè)為：

55、

56、氣相相對滲透率模型設(shè)為：

57、

58、式中，so為凝析油飽和度，p為壓力變量，pd為凝析氣上露點壓力，as4、as3、as2、as1、as0分別為凝析油飽和度與壓力變量多項式關(guān)系擬合系數(shù)，kro為油相相對滲透率，kro∞為油相最大相對滲透率，soc為凝析油臨界流動飽和度，no為油相相對滲透率指數(shù)，krg為氣相相對滲透率，krg∞為氣相最大相對滲透率，swi為原始含水飽和度，ng為氣相相對滲透率指數(shù)。

59、在本發(fā)明實施例中，氣藏參數(shù)還包括凝析氣相對密度，根據(jù)氣藏參數(shù)和壓力變量確定凝析氣流體物性參數(shù)包括：

60、根據(jù)壓力變量和凝析氣偏差系數(shù)公式確定凝析氣偏差系數(shù)，其中，凝析氣偏差系數(shù)公式設(shè)為：

61、z＝az4p4+az3p3+az2p2+az1p+az0；

62、根據(jù)壓力變量、凝析氣偏差系數(shù)和凝析氣等溫壓縮系數(shù)公式確定凝析氣等溫壓縮系數(shù)，其中，凝析氣等溫壓縮系數(shù)公式設(shè)為：

63、

64、根據(jù)壓力變量和凝析氣黏度公式確定凝析氣黏度，其中，凝析氣黏度公式設(shè)為：

65、μg＝aμ3p3+aμ2p2+aμ1p+aμ0；

66、根據(jù)壓力變量、凝析氣偏差系數(shù)和凝析氣密度公式確定地下凝析氣密度，其中，凝析氣密度公式設(shè)為：

67、

68、式中，z為凝析氣偏差系數(shù)，az4、az3、az2、az1、az0分別為凝析氣偏差系數(shù)與壓力變量多項式關(guān)系擬合系數(shù)，cg為凝析氣等溫壓縮系數(shù)，μg為凝析氣黏度，aμ3、aμ2、aμ1、aμ0分別為凝析氣黏度與壓力變量多項式關(guān)系擬合系數(shù)，ρg為地下凝析氣密度，γg為凝析氣相對密度，t為儲層溫度。

69、在本發(fā)明實施例中，氣藏參數(shù)還包括凝析油分子量，根據(jù)氣藏參數(shù)和水平井參數(shù)確定氣藏原始地質(zhì)儲量包括：

70、根據(jù)凝析氣偏差系數(shù)公式、第一凝析氣原始地質(zhì)儲量公式、第二凝析氣原始地質(zhì)儲量公式分別確定壓裂改造區(qū)內(nèi)的凝析氣原始地質(zhì)儲量和壓裂改造區(qū)外的凝析氣原始地質(zhì)儲量，其中，第一凝析氣原始地質(zhì)儲量公式設(shè)為：

71、

72、第二凝析氣原始地質(zhì)儲量公式設(shè)為：

73、

74、根據(jù)壓裂改造區(qū)內(nèi)的凝析氣原始地質(zhì)儲量、壓裂改造區(qū)外的凝析氣原始地質(zhì)儲量和天然氣原始地質(zhì)儲量公式確定氣藏井控范圍內(nèi)的天然氣原始地質(zhì)儲量，其中，天然氣原始地質(zhì)儲量公式設(shè)為：

75、

76、根據(jù)氣藏井控范圍內(nèi)的天然氣原始地質(zhì)儲量和凝析油原始地質(zhì)儲量公式確定氣藏井控范圍內(nèi)的凝析油原始地質(zhì)儲量，其中，凝析油原始地質(zhì)儲量公式設(shè)為：

77、

78、式中，gw,srv為壓裂改造區(qū)內(nèi)的凝析氣原始地質(zhì)儲量，gw,out為壓裂改造區(qū)外的凝析氣原始地質(zhì)儲量，gw為壓裂改造區(qū)內(nèi)的凝析氣原始地質(zhì)儲量與壓裂改造區(qū)外的凝析氣原始地質(zhì)儲量之和，gg為氣藏井控范圍內(nèi)的天然氣原始地質(zhì)儲量，nc為氣藏井控范圍內(nèi)的凝析油原始地質(zhì)儲量，lf為裂縫半長，lh為水平井長度，l為水平井間距，h為儲層厚度，φ為儲層孔隙度，pi為原始地層壓力，psc為標況壓力，tsc為標況溫度，zsc為標況天然氣偏差系數(shù)，zi為原始地層壓力對應(yīng)的凝析氣偏差系數(shù)，rgod為平均地層壓力高于露點壓力時的生產(chǎn)氣油比，vsckm為1kmol天然氣對應(yīng)的地面體積，ρo，sc為地面凝析油密度，mo為凝析油分子量。

79、為了實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明還提供一種機器可讀存儲介質(zhì)，機器可讀存儲介質(zhì)上存儲有用于使得機器執(zhí)行根據(jù)以上所述的頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法的指令。

80、通過上述技術(shù)方案，本發(fā)明實施例所提供的頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法及機器可讀存儲介質(zhì)具有如下的有益效果：

81、在本發(fā)明的技術(shù)方案中，頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法用于對頁巖凝析氣藏壓裂水平井的產(chǎn)量進行預(yù)測和計算，頁巖凝析氣藏產(chǎn)量預(yù)測方法綜合考慮了凝析油析出影響和頁巖氣藏壓裂水平井多線性流耦合機理，以快速準確的預(yù)測頁巖凝析氣藏壓裂水平井產(chǎn)量，預(yù)測準確性高，大幅提高了產(chǎn)量預(yù)測精確度。

82、本發(fā)明實施方式的其它特征和優(yōu)點將在隨后的具體實施方式部分予以詳細說明。