一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法與流程
1.本發(fā)明涉及油氣藏技術領域，特別是涉及一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法。
背景技術：
2.我國碳酸鹽巖氣藏儲量豐富，但近年氣田普查統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，大多數(shù)氣井因井筒積液與結垢、近井地帶儲層水鎖、堵塞等原因?qū)е玛P井，嚴重影響氣田產(chǎn)能。因此，準確識別儲層傷害類型和程度對于指導現(xiàn)場實施解堵施工具有重要意義。
3.目前碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害識別技術大多僅針對井筒積液、結垢或地層水鎖傷害的單一因素，尚未形成多種儲層傷害因素的綜合識別技術。現(xiàn)有識別方法以室內(nèi)巖心模擬實驗分析為主，無法模擬地下實際情況，獲取的結果無法推廣到整個地層區(qū)塊，識別不準確。
技術實現(xiàn)要素：
4.為解決上述技術問題，本發(fā)明提出了一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法，能有效解決現(xiàn)有識別方法不準確的問題，并且能對碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)前后的儲層潛在傷害和現(xiàn)有傷害情況進行定量描述。
5.本發(fā)明是通過采用下述技術方案實現(xiàn)的：
6.一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法，其特征在于：包括在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別和在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別；
7.其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別，具體包括以下步驟：
8.s1.基于初始儲層和流體參數(shù)對碳酸鹽巖低孔低滲儲層存在的潛在儲層傷害因素進行識別，并判別敏感程度；
9.其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別，具體包括以下步驟：
10.s2.基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)對井筒積液與堵塞情況進行識別，判斷井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞，若是，對井筒積液和堵塞進行施工解除，解除后再進入步驟s3，若否，則直接進入步驟s3；
11.s3.基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)、氣藏儲層與流體參數(shù)對儲層水鎖程度進行識別，獲取水鎖傷害范圍。
12.步驟s1具體包括以下步驟：
13.s
11
.針對碳酸鹽巖低孔低滲儲層獲取儲層和流體參數(shù)；
14.s
12
.根據(jù)儲層和流體參數(shù)計算儲層的水相圈閉指標值，所述水相圈閉指標值包括水相圈閉指數(shù)apt、水相圈閉因數(shù)ptc和適用于氣藏的水相圈閉指數(shù)capt；
15.s
13
.根據(jù)計算出的水相圈閉指標值，對碳酸鹽巖低孔低滲儲層潛在水相圈閉敏感程度進行判別。
16.所述儲層和流體參數(shù)包括儲層氣測滲透率、孔隙度、初始含水飽和度、氣水界面張
力、接觸角、氣體粘度、水相粘度、水氣粘度比、束縛水飽和度和侵入深度。
17.所述水相圈閉指數(shù)apt的計算方法為：
18.apt＝0.25lgk+2.2s
wi
19.所述水相圈閉因數(shù)ptc的計算方法為：
[0020][0021]
所述適用于氣藏的水相圈閉指數(shù)capt的計算方法為：
[0022][0023]
式中：k為儲層氣體滲透率；s
wi
為儲層的初始含水飽和度；為孔隙度；σ為氣水界面張力；θ為接觸角；μm為水氣粘度比；
△
p為流體排出時油氣藏提供的最大壓差；s
wirr
為儲層的束縛水飽和度；μg為氣體粘度；μw為水相粘度；id為侵入深度。
[0024]
所述步驟s
13
具體指：分別對水相圈閉指數(shù)apt、水相圈閉因數(shù)ptc和適用于氣藏的水相圈閉指數(shù)capt進行判別，并將判別出的結果取最大值，作為水相圈閉傷害的敏感程度。
[0025]
對水相圈閉指數(shù)apt進行判別具體指：若apti≥1.0，則判斷水鎖傷害不敏感；若0.8≤apti≤1.0，則判斷水鎖傷害較敏感，若apti≤0.8，則判斷水鎖傷害很敏感；
[0026]
對水相圈閉因數(shù)ptc進行判別具體指：若ptc＜0.05，則判斷不敏感；若0.05≤ptc＜0.3，則判斷敏感程度弱；若0.3≤ptc＜0.5，則判斷敏感程度弱至中等；若0.5≤ptc＜0.7，則判斷敏感程度中等至強；若ptc≥0.7，則判斷敏感程度強；
[0027]
對適用于氣藏的水相圈閉指數(shù)capt進行判別具體指：若capt＜0.05，則判斷不敏感；若0.05≤capt＜0.3，則判斷敏感程度弱；若0.3≤capt＜0.5，則判斷敏感程度弱至中等；若0.5≤capt＜0.7，則判斷敏感程度中等至強；若capt≥0.7，則判斷敏感程度強。
[0028]
井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞的判斷方法包括以下步驟：
[0029]s21
.根據(jù)氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、油管內(nèi)徑、氣水密度和油管井口壓力，通過將井筒劃分一系列井段，由井口油壓迭代計算各井段壓降，利用hagedron-brown模型計算井筒多相流，計算氣井正常生產(chǎn)情況下理論井底流壓；
[0030]s22
.根據(jù)理論井底流壓和油套環(huán)空的靜氣柱壓力，計算理論套管井口壓力；
[0031]s23
.基于氣水界面張力和氣水密度，利用turner模型對氣井臨界攜液氣量進行計算；
[0032]s24
.基于氣井實際產(chǎn)氣量及實際油套壓差，與臨界攜液氣量和理論油套壓差進行對比，判別井筒積液與結垢堵塞情況：
[0033]
1)若實際產(chǎn)氣量低于臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則井筒可能存在井筒積液；
[0034]
2)若實際產(chǎn)氣量超過臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則可能存在井筒堵塞。
[0035]
所述氣井正常生產(chǎn)情況下理論井底流壓的計算方法為：
[0036]
[0037]
ρm＝ρ1h1+ρg(1-h1)
[0038]gm
＝gg+g1＝a(v
sl
ρ
l
+v
sg
ρg)
[0039]
式中：ρ為流體密度；h
l
為持液率；a為油管流通截面積；d為油管內(nèi)徑；g為流體質(zhì)量流量，v為流體體積流量；
[0040]
所述理論套管井口壓力的計算方法為：
[0041][0042]
式中：pc為理論套管井口壓力；p
wf
為理論井底流壓；γ為氣體相對密度；h為氣層中部深度；t為井筒平均溫度；z為井筒內(nèi)氣體平均偏差因子；
[0043]
所述氣井臨界攜液氣量的計算方法為：
[0044][0045]
式中：v
cr
為氣井臨界攜液氣量；ks為安全系數(shù)；cd為曳力系數(shù)；ρg、ρ
l
為氣體和水的密度。
[0046]
步驟s3具體包括以下步驟：
[0047]s31
.獲取碳酸鹽巖低孔低滲儲層、流體以及氣井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)；
[0048]s32
.根據(jù)考慮水鎖影響的氣體穩(wěn)定流動狀態(tài)，建立考慮水鎖影響的氣井產(chǎn)能方程：
[0049][0050][0051][0052]
s＝s
′
+sb[0053][0054]
式中：pe為氣藏地層壓力；re為泄氣半徑；h為氣藏有效厚度；q
sc
為氣井產(chǎn)量；k為氣藏原始滲透率；s’為除水鎖外其余因素造成的儲層傷害表皮系數(shù)；z為天然氣偏差因子；ra為水鎖半徑；ka為水鎖后滲透率；sb為水鎖造成的表皮系數(shù)；
[0055]s33
.根據(jù)步驟s
32
中的方程，利用牛頓迭代法對方程進行迭代求解，獲取水鎖半徑，識別儲層水鎖傷害范圍：
[0056]
f(ra)＝0
[0057][0058][0059]
式中：f表示考慮水鎖影響的氣井產(chǎn)能方程；下標n和n+1表示牛頓迭代層次。
[0060]
所述生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)包括氣藏地層壓力、供給半徑、氣藏有效厚度、氣井產(chǎn)氣量、氣藏原始滲透率、水鎖后滲透率、儲層傷害表皮系數(shù)和氣體偏差因子。
[0061]
與現(xiàn)有技術相比，本發(fā)明的有益效果表現(xiàn)在：
[0062]
1、通過本識別方法，能對碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)前后的儲層傷害因素和傷害程度進行識別。
[0063]
2、本發(fā)明可對井筒積液、結垢堵塞以及儲層水鎖多種傷害因素進行綜合識別，對碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)前后的儲層潛在傷害和現(xiàn)有傷害情況進行定量描述，有效指導井筒與儲層解堵施工。
具體實施方式
[0064]
實施例1
[0065]
作為本發(fā)明基本實施方式，本發(fā)明包括一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法，包括在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別和在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別。
[0066]
其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別指：基于初始儲層和流體參數(shù)對碳酸鹽巖低孔低滲儲層存在的潛在儲層傷害因素進行識別，并判別敏感程度。
[0067]
其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別指：基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)對井筒積液與堵塞情況進行識別，判斷井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞，若是，對井筒積液和堵塞進行施工解除。并且基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)、氣藏儲層與流體參數(shù)對儲層水鎖程度進行識別，獲取水鎖傷害范圍。
[0068]
實施例2
[0069]
作為本發(fā)明一較佳實施方式，本發(fā)明包括一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法，包括在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別和在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別。
[0070]
其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別指：基于初始儲層和流體參數(shù)對碳酸鹽巖低孔低滲儲層存在的潛在儲層傷害因素進行識別，并判別敏感程度。具體包括以下步驟：
[0071]s11
.針對碳酸鹽巖低孔低滲儲層獲取儲層和流體參數(shù)；
[0072]s12
.根據(jù)儲層和流體參數(shù)計算儲層的水相圈閉指標值，所述水相圈閉指標值包括水相圈閉指數(shù)apt、水相圈閉因數(shù)ptc和適用于氣藏的水相圈閉指數(shù)capt；
[0073]s13
.根據(jù)計算出的水相圈閉指標值，對碳酸鹽巖低孔低滲儲層潛在水相圈閉敏感程度進行判別。
[0074]
其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別，具體包括以下步驟：
[0075]
s2.基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)對井筒積液與堵塞情況進行識別，判斷井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞，若是，對井筒積液和堵塞進行施工解除，解除后再進入步驟s3，若否，則直接進入步驟s3；
[0076]
s3.基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)、氣藏儲層與流體參數(shù)對儲層水鎖程度進行識別，獲取水鎖傷害范圍。
[0077]
其中，步驟s2中井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞的判斷方法包括以下步驟：
[0078]s21
.根據(jù)氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、油管內(nèi)徑、氣水密度和油管井口壓力，通過將井筒劃分一系列井段，由井口油壓迭代計算各井段壓降，利用hagedron-brown模型計算井筒多相流，計算氣井正常生產(chǎn)情況下理論井底流壓；
[0079]s22
.根據(jù)理論井底流壓和油套環(huán)空的靜氣柱壓力，計算理論套管井口壓力；
[0080]s23
.基于氣水界面張力和氣水密度，利用turner模型對氣井臨界攜液氣量進行計算；
[0081]s24
.基于氣井實際產(chǎn)氣量及油套管井口壓力，與臨界攜液氣量和理論油套壓差進行對比，判別井筒積液與結垢堵塞情況：
[0082]
1)若實際產(chǎn)氣量低于臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則井筒可能存在井筒積液；
[0083]
2)若實際產(chǎn)氣量超過臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則可能存在井筒堵塞。
[0084]
實施例3
[0085]
作為本發(fā)明另一較佳實施方式，本發(fā)明包括一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法，包括在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別和在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別。
[0086]
在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別指：基于初始儲層和流體參數(shù)對碳酸鹽巖低孔低滲儲層存在的潛在儲層傷害因素進行識別，并判別敏感程度。
[0087]
在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別指：基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)對井筒積液與堵塞情況進行識別，判斷井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞，若是需進行施工解除；并且基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)、氣藏儲層與流體參數(shù)對儲層水鎖程度進行識別，獲取水鎖傷害范圍。
[0088]
其中，井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞的判斷方法包括以下步驟：
[0089]s21
.根據(jù)氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、油管內(nèi)徑、氣水密度和油管井口壓力，通過將井筒劃分一系列井段，由井口油壓迭代計算各井段壓降，利用hagedron-brown模型計算井筒多相流，計算氣井正常生產(chǎn)情況下理論井底流壓：
[0090][0091]
ρm＝ρ1h1+ρg(1-h1)
[0092]gm
＝gg+g1＝a(v
sl
ρ
l
+v
sg
ρg)
[0093]
式中：ρ為流體密度；h
l
為持液率；a為油管流通截面積；d為油管內(nèi)徑；g為流體質(zhì)量流量，v為流體體積流量；
[0094]s22
.根據(jù)理論井底流壓和油套環(huán)空的靜氣柱壓力，計算理論套管井口壓力：
[0095][0096]
式中：pc為理論套管井口壓力；p
wf
為理論井底流壓；γ為氣體相對密度；h為氣層中部深度；t為井筒平均溫度；z為井筒內(nèi)氣體平均偏差因子；
[0097]s23
.基于氣水界面張力和氣水密度，利用turner模型對氣井臨界攜液氣量進行計算：
[0098][0099]
式中：v
cr
為氣井臨界攜液氣量；ks為安全系數(shù)；cd為曳力系數(shù)；ρg、ρ
l
為氣體和水的密度；
[0100]s24
.基于氣井實際產(chǎn)氣量及油套管井口壓力，與臨界攜液氣量和理論油套壓差進行對比，判別井筒積液與結垢堵塞情況：
[0101]
1)若實際產(chǎn)氣量低于臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則井筒可能存在井筒積液；
[0102]
2)若實際產(chǎn)氣量超過臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則可能存在井筒堵塞。
[0103]
其中，所述儲層水鎖程度的識別方法包括以下步驟：
[0104]s31
.獲取碳酸鹽巖低孔低滲儲層、流體以及氣井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)；
[0105]s32
.根據(jù)考慮水鎖影響的氣體穩(wěn)定流動狀態(tài)，建立考慮水鎖影響的氣井產(chǎn)能方程：
[0106][0107][0108][0109]
s＝s
′
+sb[0110][0111]
式中：pe為氣藏地層壓力；re為泄氣半徑；h為氣藏有效厚度；q
sc
為氣井產(chǎn)量；k為氣藏原始滲透率；s’為除水鎖外其余因素造成的儲層傷害表皮系數(shù)；z為天然氣偏差因子；ra為水鎖半徑；ka為水鎖后滲透率；sb為水鎖造成的表皮系數(shù)；
[0112]s33
.根據(jù)步驟s
32
中的方程，利用牛頓迭代法對方程進行迭代求解，獲取水鎖半徑，識別儲層水鎖范圍：
[0113]
f(ra)＝0
[0114][0115][0116]
式中：f表示考慮水鎖影響的氣井產(chǎn)能方程；下標n和n+1表示牛頓迭代層次。
[0117]
實施例4
[0118]
作為本發(fā)明最佳實施方式，本發(fā)明包括一種碳酸鹽巖低孔低滲儲層傷害程度綜合識別方法，包括在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別和在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別。其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別和在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別為兩個相對獨立的過程，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別，可以先進行潛在傷害評價，如果發(fā)現(xiàn)是相對是強敏感，后續(xù)施工過程中就需要注意，比如添加處理劑來盡量減少敏感性影響，為后續(xù)施工提供一定的指示；當投入開發(fā)后，可以根據(jù)產(chǎn)能實時判斷儲層當前的傷害情況，為儲層解堵施工提供依據(jù)。
[0119]
其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)之前進行識別，具體包括以下步驟：
[0120]
s1.基于初始儲層和流體參數(shù)對碳酸鹽巖低孔低滲儲層存在的潛在儲層傷害因素進行識別，并判別敏感程度。更為具體的，包括以下步驟：
[0121]s11
.針對碳酸鹽巖低孔低滲儲層獲取儲層和流體參數(shù)，所述儲層和流體參數(shù)包括儲層氣測滲透率、孔隙度、初始含水飽和度、氣水界面張力、接觸角、氣體粘度、水相粘度、水氣粘度比、束縛水飽和度和侵入深度。
[0122]s12
.根據(jù)儲層和流體參數(shù)計算儲層的水相圈閉指標值，所述水相圈閉指標值包括水相圈閉指數(shù)apt、水相圈閉因數(shù)ptc和適用于氣藏的水相圈閉指數(shù)capt。其中，所述水相圈閉指數(shù)apt的計算方法為：
[0123]
apt＝0.25lgk+2.2s
wi
[0124]
所述水相圈閉因數(shù)ptc的計算方法為：
[0125][0126]
所述適用氣藏的水相圈閉指數(shù)capt的計算方法為：
[0127][0128]
式中：k為儲層氣體滲透率；s
wi
為儲層的初始含水飽和度；為孔隙度；σ為氣水界面張力；θ為接觸角；μm為水氣粘度比；
△
p為流體排出時油氣藏提供的最大壓差；s
wirr
為儲層的束縛水飽和度；μg為氣體粘度；μw為水相粘度；id為侵入深度。
[0129]s13
.根據(jù)計算出的水相圈閉指標值，對碳酸鹽巖低孔低滲儲層潛在水相圈閉敏感程度進行判別，并將判別出的結果取最大值，即使用判斷出的最大的敏感程度結果作為水相圈閉傷害的敏感程度。
[0130]
其中，對水相圈閉指數(shù)apt進行判別，判別標準具體如下：
[0131]
apt取值范圍水鎖傷害敏感性apti≥1.0不敏感
0.8≤apti≤1.0較敏感apti≤0.8很敏感
[0132]
對水相圈閉因數(shù)ptc進行判別，判別標準具體如下：
[0133][0134]
對適用于氣藏的水相圈閉指數(shù)capt進行判別，判別標準具體如下：
[0135]
在其中，在碳酸鹽巖低孔低滲儲層投入開發(fā)后進行識別，具體包括以下步驟：
[0136]
s2.基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)對井筒積液與堵塞情況進行識別，判斷井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞，若是，對井筒積液和堵塞進行施工解除，解除后再進入步驟s3，若否，則直接進入步驟s3。目前氣井產(chǎn)量下降有多種因素，可能是井筒積液結垢或者儲層內(nèi)發(fā)生水鎖，在進行儲層水鎖判斷和計算之前，需要排除井筒積液和結垢的情況，否則會影響儲層水鎖識別的準確性。
[0137]
步驟s2中，井筒是否發(fā)生積液與結垢堵塞的判斷方法包括以下步驟：
[0138]s21
.根據(jù)氣井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、油管內(nèi)徑、氣水密度和油管井口壓力，通過將井筒劃分一系列井段，由井口油壓迭代計算各井段壓降，利用hagedron-brown模型計算井筒多相流，計算氣井正常生產(chǎn)情況下理論井底流壓：
[0139][0140]
ρm＝ρ1h1+ρg(1-h1)
[0141]gm
＝gg+g1＝a(v
sl
ρ
l
+v
sg
ρg)
[0142]
式中：ρ為流體密度；h
l
為持液率；a為油管流通截面積；d為油管內(nèi)徑；g為流體質(zhì)量流量，v為流體體積流量；
[0143]s22
.根據(jù)理論井底流壓和油套環(huán)空的靜氣柱壓力，計算理論套管井口壓力：
[0144][0145]
式中：pc為理論套管井口壓力；p
wf
為理論井底流壓；γ為氣體相對密度；h為氣層中部深度；t為井筒平均溫度；z為井筒內(nèi)氣體平均偏差因子；
[0146]s23
.基于氣水界面張力和氣水密度，利用turner模型對氣井臨界攜液氣量進行計算：
[0147]
所述氣井臨界攜液氣量的計算方法為：
[0148][0149]
式中：v
cr
為氣井臨界攜液氣量；ks為安全系數(shù)；cd為曳力系數(shù)；ρg、ρ
l
為氣體和水的密度；
[0150]s24
.基于氣井實際產(chǎn)氣量及油套管井口壓力，與臨界攜液氣量和理論油套壓差進行對比，判別井筒積液與結垢堵塞情況：
[0151]
1)若實際產(chǎn)氣量低于臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則井筒可能存在井筒積液；
[0152]
2)若實際產(chǎn)氣量超過臨界攜液氣量，且實際油套壓差超過理論油套壓差，則可能存在井筒堵塞。
[0153]
s3.基于氣井監(jiān)測數(shù)據(jù)、氣藏儲層與流體參數(shù)對儲層水鎖程度進行識別，獲取水鎖傷害范圍。具體包括以下步驟：
[0154]s31
.獲取碳酸鹽巖低孔低滲儲層、流體以及氣井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，包括氣藏地層壓力、供給半徑、氣藏有效厚度、氣井產(chǎn)氣量、氣藏原始滲透率、水鎖后滲透率、儲層傷害表皮系數(shù)和氣體偏差因子。
[0155]s32
.根據(jù)考慮水鎖影響的氣體穩(wěn)定流動狀態(tài)，建立考慮水鎖影響的氣井產(chǎn)能方程：
[0156][0157][0158][0159]
s＝s
′
+sb[0160][0161]
式中：pe為氣藏地層壓力；re為泄氣半徑；h為氣藏有效厚度；q
sc
為氣井產(chǎn)量；k為氣藏原始滲透率；s’為除水鎖外其余因素造成的儲層傷害表皮系數(shù)；z為天然氣偏差因子；ra為水鎖半徑；ka為水鎖后滲透率；sb為水鎖造成的表皮系數(shù)。
[0162]s33
.根據(jù)步驟s
32
中的方程，利用牛頓迭代法對方程進行迭代求解，獲取水鎖半徑，識別儲層水鎖范圍：
[0163]
f(ra)＝0
[0164]
[0165][0166]
式中：f表示考慮水鎖影響的氣井產(chǎn)能方程；下標n和n+1表示牛頓迭代層次。給定初始的水鎖半徑猜測值，通過多次牛頓迭代計算可計算出真實水鎖半徑。
[0167]
實施例5
[0168]
利用實施例4中的綜合識別方法，進行實例分析，具體如下：
[0169]
開發(fā)前儲層及流體參數(shù)，儲層氣體滲透率10md，儲層的初始含水飽和度10％，孔隙度12％，界面張力20mn/m，接觸角45
°
，侵入相黏度和儲層氣體的黏度比50，流體排出時油氣藏提供的最大壓差1mpa，儲層的束縛水飽和度5％，氣體粘度0.02mpa
·
s，液相粘度1mpa
·
s。潛在損害計算結果為強敏感。
[0170]
開發(fā)后井筒積液與堵塞參數(shù)，安全系數(shù)1.2，界面張力0.02n/m，液相密度1000kg/m3，氣相密度0.7kg/m3，曳力系數(shù)0.43，井底流壓10mpa，天然氣相對密度0.55，氣層中部井深1500m，井筒平均溫度323k，氣體平均偏差系數(shù)1.02，實際產(chǎn)氣量1萬方/天，實際油套壓差1mpa。計算結果為井筒積液，且井筒堵塞。
[0171]
開發(fā)后液相圈閉損害參數(shù)，地層壓力10mpa，氣藏有效厚度5m，地層溫度343k，供給半徑100m，井底半徑0.05m，水鎖損害后滲透率1md，氣井產(chǎn)量1萬方/天，除水鎖外的儲層傷害表皮系數(shù)0.1，氣藏原始滲透率10md，氣體粘度0.02，井底流壓12mpa，天然氣相對密度0.55，氣體平均偏差系數(shù)1.02。液相圈閉傷害半徑計算結果為1.05m。
[0172]
實施例6
[0173]
利用實施例4中的綜合識別方法，進行實例分析，具體如下：
[0174]
開發(fā)前儲層及流體參數(shù)，儲層氣體滲透率100md，儲層的初始含水飽和度10％，孔隙度20％，界面張力15mn/m，接觸角65
°
，侵入相黏度和儲層氣體的黏度比50，流體排出時油氣藏提供的最大壓差5mpa，儲層的束縛水飽和度5％，氣體粘度0.02mpa
·
s，液相粘度1mpa
·
s。潛在損害計算結果為無敏感。
[0175]
開發(fā)后井筒積液與堵塞參數(shù)，安全系數(shù)1.3，界面張力0.01n/m，液相密度1000kg/m3，氣相密度0.7kg/m3，曳力系數(shù)0.43，井底流壓20mpa，天然氣相對密度0.55，氣層中部井深3000m，井筒平均溫度393k，氣體平均偏差系數(shù)1.02，實際產(chǎn)氣量5萬方/天，實際油套壓差0.1mpa。計算結果為無井筒積液，且無井筒堵塞。
[0176]
開發(fā)后液相圈閉損害參數(shù)，地層壓力20mpa，氣藏有效厚度15m，地層溫度393k，供給半徑150m，井底半徑0.05m，水鎖損害后滲透率50md，氣井產(chǎn)量5萬方/天，除水鎖外的儲層傷害表皮系數(shù)0，氣藏原始滲透率1000md，氣體粘度0.02，井底流壓25mpa，天然氣相對密度0.55，氣體平均偏差系數(shù)1.02。液相圈閉傷害半徑計算結果為0.5m。
[0177]
綜上所述，本領域的普通技術人員閱讀本發(fā)明文件后，根據(jù)本發(fā)明的技術方案和技術構思無需創(chuàng)造性腦力勞動而作出的其他各種相應的變換方案，均屬于本發(fā)明所保護的范圍。
