CN104695950A - 火山岩油藏产能预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油藏产能预测技术领域，是一种火山岩油藏产能预测方法，按下述步骤进行：第一步，收集目标区块已试油井的油藏本身或者临类似油藏的油藏基本参数，包括单井产能Q、射开储层厚度h、原油体积系数B₀、综合表皮系数s、射孔产率比PR、启动压力梯度λ、压后试井渗透率K_s、地层压力p_e、流压p_w、井筒半径r_w、流体粘度u、压裂缝长，其中，压后试井渗透率K_s的单位为mD，地层压力P_e、流压P_w的单位为MPa，井筒半径r_w的单位为m，流体粘度u的单位为MPa·s。本发明相比现有的类比法产能预测更有针对性，精度更高，通过本发明的方法能将精度提高到60%以上，为勘探试油、选层等提供了一种很好的方法。

Description

火山岩油藏产能预测方法

技术领域

本发明涉及油藏产能预测技术领域，是一种火山岩油藏产能预测方法。

背景技术

随着油气勘探的深入，勘探领域将面对更多火山岩储层，他们的产能预测直接影响着钻井的获油气率，如何通过产能预测，提高获油气率精度，成为当前急需解决的技术问题。虽然油藏评价的方法较多，但针对火山岩复杂储层条件的综合系统评价方法研究却较少。随着火山岩油藏开发的不断深入，如何综合利用油井测井、分析化验及试井分析技术对火山岩油藏进行产能预测越来越受到人们的关注，这直接关系到油田勘探水平和勘探效果，因而开展这方面的研究就具有重要的理论意义和实际意义。产能预测的精度，直接决定潜力层是否试油，产能预测技术，来源于测试试井技术，应用于勘探开发的全过程，国内外存在大量的火山岩油气藏，国内外现阶段火山岩油气藏的探井产能预测工作还处于探索阶段，已知的类比法产能预测方法对火山岩油藏产能预测效果较差，预测精度普遍低于40%，国外大公司的相关技术属于公司核心保密技术，无可参照方法。

发明内容

本发明提供了一种火山岩油藏产能预测方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决针对火山岩油藏产能预测方面已知的类比法产能预测方法对火山岩油藏产能预测效果较差的问题。

本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种火山岩油藏产能预测方法，按下述步骤进行：第一步，收集目标区块已试油井的油藏本身或者临类似油藏的油藏基本参数，包括单井产能Q、射开储层厚度h、原油体积系数B₀、综合表皮系数s、射孔产率比PR、启动压力梯度λ、压后试井渗透率K_s、地层压力p_e、流压p_w、井筒半径r_w、流体粘度u、压裂缝长，其中，压后试井渗透率K_s的单位为mD，地层压力P_e、流压P_w的单位为MPa，井筒半径r_w的单位为m，流体粘度u的单位为MPa·s；

第二步，将第一步中收集到的各参数代入产能预测模型公式

中求出综合拟合系数x值，其中，Qd为孔洞流体储量，Qd是通过利用容积法求得的目标区块已试油井供液半径范围内的储层孔洞储量，t为已试油井达到稳定产能的定产时长，供液半径R_e为基质供油半径与压裂缝长之和，单位为m，基质供油半径采用已试油井的基质供油半径；

第三步，检测目标区块的岩心得到裂缝张开度b、裂缝孔隙度Φ_f、裂缝长度h三个参数中任意两个参数以及迂曲度τ和裂缝密度ρ_f，并将检测到的岩心的参数代入粗糙面裂缝渗流模型公式中计算得到裂缝渗透率K_f，然后收集目标区块预测井的基质渗透率K值，将K_f和K带入公式中计算出预测的压后试井渗透率K_s，其中，公式中的a1=1.4165、a2=1.1498、a3=0.1132、a4=0.9132；

第四步，将预测的压后试井渗透率K_s与目标区块已试油井的实际的压后试井渗透率K_s进行拟合，若拟合度小于0.9，重复第二步过程，直至预测的压后试井渗透率K_s与目标区块已试油井的实际的压后试井渗透率K_s进行拟合后，拟合度大于等于0.9，得到合格的预测的压后试井渗透率K_s，单位为mD；

第五步，收集目标区块预测井的油藏参数，包括射开储层厚度h、原油体积系数B₀、综合表皮系数s、射孔产率比PR、启动压力梯度λ、地层压力p_e、流压p_w、井筒半径r_w、流体粘度u、压裂缝长，其中，地层压力P_e、流压P_w的单位为MPa，供液半径R_e、井筒半径r_w的单位为m，流体粘度u的单位为MPa·s；将收集到的目标区块预测井的油藏参数和第四步中得到的合格的预测的压后试井渗透率K_s代入产能预测模型公式

中计算出目标区块预测井的单井产能Q，其中：

Qd为孔洞流体储量，Qd是通过利用容积法求得的目标区块已试油井供液半径范围内的储层孔洞储量，t为已试油井达到稳定产能的定产时长，供液半径R_e为基质供油半径与压裂缝长之和，单位为m，基质供油半径采用已试油井的基质供油半径。

下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：

上述预测井进行试油后，得到实际录得的试油产能，将实际录得的试油产能与预测的单井产能进行精度检验，若误差小于等于40%，则该预测模型可以继续用于对下一口目标预测井的油藏产能进行预测，若误差大于40%，则需分析原因，若各参数计算无误，需将该井数据代入原x值拟合模型，重新拟合修正x值。

上述当选用的目标区块的井下的流体为油时，代入的流体粘度u选用相应油的粘度，当选用的目标区块的井下的流体为水时，代入的流体粘度u选用水的粘度。

上述定产时长为已试油井达到稳定产能的平均定产时长；基质供油半径均采用已试油井的基质供油半径平均值。

本发明相比现有的类比法产能预测更有针对性，精度更高，通过本发明的方法能将精度提高到60%以上，为勘探试油、选层等提供了一种很好的方法。

附图说明

图1为本发明工艺流程示意图。

图2为本发明中预测数据与实际产油量拟合图。

图3为本发明中预测数据与实际产油量拟合图（排除气井）。

图4为本发明中修正后的预测数据与实际产油量拟合图（排除气井）。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。除非特别说明，本发明中采用的方法为本技术领域常规方法。

实施例1，如附图1所示，该火山岩油藏产能预测方法按下述步骤进行：第一步，收集目标区块已试油井的油藏本身或者临类似油藏的油藏基本参数，包括单井产能Q、射开储层厚度h、原油体积系数B₀、综合表皮系数s、射孔产率比PR、启动压力梯度λ、压后试井渗透率K_s、地层压力p_e、流压p_w、井筒半径r_w、流体粘度u、压裂缝长，其中，压后试井渗透率K_s的单位为mD，地层压力P_e、流压P_w的单位为MPa，井筒半径r_w的单位为m，流体粘度u的单位为MPa·s；

第二步，将第一步中收集到的各参数代入产能预测模型公式

中求出综合拟合系数x值，其中：

Qd为孔洞流体储量，Qd是通过利用容积法求得的目标区块已试油井供液半径范围内的储层孔洞储量，t为已试油井达到稳定产能的定产时长，供液半径R_e为基质供油半径与压裂缝长之和，单位为m，基质供油半径采用已试油井的基质供油半径；

第三步，检测目标区块的岩心得到裂缝张开度b、裂缝孔隙度Φ_f、裂缝长度h三个参数中任意两个参数以及迂曲度τ和裂缝密度ρ_f，并将检测到的岩心的参数代入粗糙面裂缝渗流模型公式中计算得到裂缝渗透率K_f，然后收集目标区块预测井的基质渗透率K值，将K_f和K带入公式中计算出预测的压后试井渗透率K_s，其中，公式中的a1=1.4165、a2=1.1498、a3=0.1132、a4=0.9132；

第四步，将预测的压后试井渗透率K_s与目标区块已试油井的实际的压后试井渗透率K_s进行拟合，若拟合度小于0.9，重复第二步过程，直至预测的压后试井渗透率K_s与目标区块已试油井的实际的压后试井渗透率K_s进行拟合后，拟合度大于等于0.9，得到合格的预测的压后试井渗透率K_s，单位为mD；

第五步，收集目标区块预测井的油藏参数，包括射开储层厚度h、原油体积系数B₀、综合表皮系数s、射孔产率比PR、启动压力梯度λ、地层压力p_e、流压p_w、井筒半径r_w、流体粘度u、压裂缝长，其中，地层压力P_e、流压P_w的单位为MPa，供液半径R_e、井筒半径r_w的单位为m，流体粘度u的单位为MPa·s；将收集到的目标区块预测井的油藏参数和第四步中得到的合格的预测的压后试井渗透率K_s代入产能预测模型公式

中计算出目标区块预测井的单井产能Q，其中：

Qd为孔洞流体储量，Qd是通过利用容积法求得的目标区块已试油井供液半径范围内的储层孔洞储量，t为已试油井达到稳定产能的定产时长，供液半径R_e为基质供油半径与压裂缝长之和，单位为m，基质供油半径采用已试油井的基质供油半径。

实施例2，如附图1所示，作为上述实施例的优选，预测井进行试油后，得到实际录得的试油产能，将实际录得的试油产能与预测的单井产能进行精度检验，若误差小于等于40%，则该预测模型可以继续用于对下一口目标预测井的油藏产能进行预测，若误差大于40%，则需分析原因，若各参数计算无误，需将该井数据代入原x值拟合模型，重新拟合修正x值。

实施例3，如附图1所示，作为上述实施例的优选，当选用的目标区块的井下的流体为油时，代入的流体粘度u选用相应油的粘度，当选用的目标区块的井下的流体为水时，代入的流体粘度u选用水的粘度。

实施例4，如附图1所示，作为上述实施例的优选，定产时长为已试油井达到稳定产能的平均定产时长；基质供油半径均采用已试油井的基质供油半径平均值。

下面以中国某火山岩油藏预测模型应用实例及附图进一步介绍本发明方法：

1、收集整理已试油井现有油藏早期钻井的相关参数见表1，表中地层水粘度和基质供油半径均采用油藏平均值，其余为各井自身的参数。

    2、将收集整理的已试油井现有油藏早期的数据，代入产能预测模型公式，其中，目标区块钻井普遍不发育孔洞，故Q _d 值取0，代入后求得综合拟合系数X值。

3、根据表2中实际折合产油量数据与预测之间建立拟合模型，见图2，图2中明显存在一个异常点，该点为纯产气井，说明该模型对气井的产能预测精度较差，仅适应于油井，故在拟合时应排除该异常点，重新拟合见图3。图3中可见拟合图版的拟合系数拟合度较高达到0.971，因此模型中拟合系数值为0.8836，至此该油藏产能预测模型建立完毕。

    4、目标区块油藏内新钻钻井XX19井，收集该井基础油藏参数数据表如表3所示，等试油结束后，对比预测产能与实际折合产能（表4），将实际产能数据重新代入产能预测模型公式求取图版如图4所示，图4中显示修正后的拟合系数为0.8806。

本发明相比现有的类比法产能预测更有针对性，精度更高，通过本发明的方法能将精度提高到60%以上，为勘探试油、选层等提供了一种很好的方法。

以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

Claims (5)

1.一种火山岩油藏产能预测方法，其特征在于按下述步骤进行：第一步，收集目标区块已试油井的油藏本身或者临类似油藏的油藏基本参数，包括单井产能Q、射开储层厚度h、原油体积系数B₀、综合表皮系数s、射孔产率比PR、启动压力梯度λ、压后试井渗透率K_s、地层压力p_e、流压p_w、井筒半径r_w、流体粘度u、压裂缝长，其中，压后试井渗透率K_s的单位为mD，地层压力P_e、流压P_w的单位为MPa，井筒半径r_w的单位为m，流体粘度u的单位为MPa·s；

第二步，将第一步中收集到的各参数代入产能预测模型公式

中求出综合拟合系数x值，其中：

Qd为孔洞流体储量，Qd是通过利用容积法求得的目标区块已试油井供液半径范围内的储层孔洞储量，t为已试油井达到稳定产能的定产时长，供液半径R_e为基质供油半径与压裂缝长之和，单位为m，基质供油半径采用已试油井的基质供油半径；

第三步，检测目标区块的岩心得到裂缝张开度b、裂缝孔隙度Φ_f、裂缝长度h三个参数中任意两个参数以及迂曲度τ和裂缝密度ρ_f，并将检测到的岩心的参数代入粗糙面裂缝渗流模型公式

中计算得到裂缝渗透率K_f，然后收集目标区块预测井的基质渗透率K值，将K_f和K带入公式中计算出预测的压后试井渗透率K_s，其中，公式中的a1=1.4165、a2=1.1498、a3=0.1132、a4=0.9132；

第四步，将预测的压后试井渗透率K_s与目标区块已试油井的实际的压后试井渗透率K_s进行拟合，若拟合度小于0.9，重复第二步过程，直至预测的压后试井渗透率K_s与目标区块已试油井的实际的压后试井渗透率K_s进行拟合后，拟合度大于等于0.9，得到合格的预测的压后试井渗透率K_s，单位为mD；

第五步，收集目标区块预测井的油藏参数，包括射开储层厚度h、原油体积系数B₀、综合表皮系数s、射孔产率比PR、启动压力梯度λ、地层压力p_e、流压p_w、井筒半径r_w、流体粘度u、压裂缝长，其中，地层压力P_e、流压P_w的单位为MPa，供液半径R_e、井筒半径r_w的单位为m，流体粘度u的单位为MPa·s；将收集到的目标区块预测井的油藏参数和第四步中得到的合格的预测的压后试井渗透率K_s代入产能预测模型公式中计算出目标区块预测井的单井产能Q，其中，Qd为孔洞流体储量，Qd是通过利用容积法求得的目标区块已试油井供液半径范围内的储层孔洞储量，t为已试油井达到稳定产能的定产时长，供液半径R_e为基质供油半径与压裂缝长之和，单位为m，基质供油半径采用已试油井的基质供油半径。

2.根据权利要求1所述的火山岩油藏产能预测方法，其特征在于预测井进行试油后，得到实际录得的试油产能，将实际录得的试油产能与预测的单井产能进行精度检验，若误差小于等于40%，则该预测模型可以继续用于对下一口目标预测井的油藏产能进行预测，若误差大于40%，则需分析原因，若各参数计算无误，需将该井数据代入原x值拟合模型，重新拟合修正x值。

3.根据权利要求1或2所述的火山岩油藏产能预测方法，其特征在于当选用的目标区块的井下的流体为油时，代入的流体粘度u选用相应油的粘度，当选用的目标区块的井下的流体为水时，代入的流体粘度u选用水的粘度。

4.根据权利要求1或2所述的火山岩油藏产能预测方法，其特征在于定产时长为已试油井达到稳定产能的平均定产时长；基质供油半径均采用已试油井的基质供油半径平均值。

5.根据权利要求3所述的火山岩油藏产能预测方法，其特征在于定产时长为已试油井达到稳定产能的平均定产时长；基质供油半径均采用已试油井的基质供油半径平均值。