[发明专利]一种变控制储量的气井压力动态模拟方法

权利要求书

1.一种变控制储量的气井压力动态模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：物质平衡状态修正，利用修正的累积产量计算虚拟总累积产量，通过气藏物质平衡方程式与当前储量计算地层压力；

S2：阶段初始压力修正，利用步骤S1中计算的第1阶段终点的累积产气量，计算虚拟初始压力拟压力；

S3：井底压力动态计算，利用步骤S2中得到的虚拟初始压力的拟压力和叠加原理，计算第2阶段的变流量作用下的井底流压拟压力，再反变换为井底流压。

2.根据权利要求1所述的一种变控制储量的气井压力动态模拟方法，其特征在于，所述的步骤S1，具体包括以下步骤：

S101：根据总累积产量通过气藏物质平衡方程式迭代计算地层压力，其中，所述的气藏物质平衡方程式为：

其中，表示累积有效压缩系数，Q_p表示总累积产量，G表示控制储量，p_i表示原始地层压力，z_i表示压力p_i下的天然气偏差因子，p表示目前地层压力，z表示压力p下的天然气偏差因子；

所述的总累积产量为：

Q_p＝G_p+W_pB_w/B_g

其中，G_p表示累积产气量，W_p表示累积产水量，B_w表示地层水压力p下的体积系数，B_g表示天然气压力p下的体积系数；

S102：对比第1阶段的结束状态和第2阶段的开始状态，得到第2阶段储量的虚拟总累积产量；

第1阶段的结束状态等于第2阶段的开始状态，当第2阶段储量作为孤立系统时，第2阶段开始的虚拟总累积产量产生等效的状态，所述的第1阶段结束的状态方程和第2阶段开始的状态方程为：

其中，G₁表示第1阶段的气藏控制储量，G₂表示第2阶段的控制储量，Q_p,1表示第1阶段结束时的总累积产量，p₁表示第1阶段结束时的地层压力，z₁表示压力p₁下的天然气偏差因子；

对比第1阶段结束和第2阶段开始的状态方程，得到第2阶段储量的虚拟总累积产量为：

S103：当气藏的控制储量发生变化时，更新一次新储量系统开始时的气、水的虚拟累积产量，所述的气、水的虚拟累积产量为：

其中，为第2阶段开始的虚拟累积产气量，为第2阶段开始的虚拟累积产水量，G_p,1为第1阶段结束时的真实累积产气量、W_p,1为第1阶段结束时的真实累积产水量；

S104：当进入第2阶段后，累积产气量G_p、累积产水量W_p修正为基于虚拟累积产量计算，其中所述的累积产气量和累积产水量为：

其中，q_sc(t)表示气产量，q_w(t)表示水产量，t₁表示第1阶段的结束时间，t表示当前生产时间；

利用计算所得的修正累积产量G_p、W_p代入总累积产量计算虚拟总累积产量Q_p，以第2阶段的控制储量G₂为当前储量G，通过气藏物质平衡方程式迭代计算第2阶段的地层压力p随总累积产量的变化，再将地层压力p转换为气井压力动态计算所需的拟压力ψ形式。

3.根据权利要求2所述的一种变控制储量的气井压力动态模拟方法，其特征在于，所述的步骤S103，还包括步骤S2，更新一次阶段的虚拟初始地层压力，将前期的累积产气量在新储量系统中作注入，计算虚拟初始压力的拟压力为：

其中，ψ_i,2表示新储量系统即第2阶段虚拟初始压力的拟压力，G_p1表示前期即第1阶段终点的累积产气量，ψ₁表示前期终点时刻地层压力的拟压力，c_t表示系统的综合压缩系数。

4.根据权利要求3所述的一种变控制储量的气井压力动态模拟方法，其特征在于，所述的步骤S3，具体包括：

利用虚拟初始地层压力的拟压力，通过叠加原理计算第2阶段的变流量作用下的井底流压拟压力：

式中，t表示时间，hour；q表示流量，m³/d；q_j＝q(t_j)，q₀＝0，q(t_j)表示流量序列，j＝1,2,…,N；P_D为含表皮和井储的任意油藏模型的无因次压力解，B表示原始压力下的气体体积系数；μ表示原始压力下的气体粘度，mPa.s；k表示储层渗透率，um²；h表示储层厚度，m；

由井底流压拟压力式计算的拟压力ψ_wf(t)再反变换为井底流压P_wf(t)，用于实测压力的动态拟合；控制储量变化超过2段以上时，处理方式与2阶段情况类似。