CN105464652A - 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法和系统，该方法包括缝洞单元类型划分步骤、物质平衡方程简化步骤和动态储量计算步骤，首先根据缝洞单元与水体的连通关系划分缝洞单元的驱动类型，再根据不同的驱动类型得到简化的物质平衡方程，然后结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算。本发明提高了动态储量计算结果的精度和准确度，为油藏开发勘查和工程布置提供依据。

Description

缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法和系统

技术领域

本发明涉及碳酸盐岩油藏动态储量计算方法领域，特别是涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏下的缝洞单元的动态储量计算方法和系统。

背景技术

富集了石油等地质资源的油藏大多深埋地下，非常不利于直接开采利用的监控，只能通过监测间接把握静动态数据结合经验认识所需开发的油藏，掌握油藏动态变化规律以及影响油藏动态变化的因素，为油藏开发及调整提供依据。目前油藏动态储量计算大多采用压降曲线法、压降恢复曲线法、水驱曲线法、递减曲线法、物质平衡法以及试井法等，其中，试井法只适用于油藏开发早期的定容的封闭弹性驱动，并且其根据试井数据拟合得到的试井曲线进而得到动态储量计算公式复杂，都会导致动态储量计算精度较低；物质平衡法没有根据待开发油藏的储集空间进行详细划分，因此简化后的物质平衡方程往往质量粗糙且不符合实际情况，导致动态储量计算精度低、偏差大；此外同样，压降曲线法、压降恢复曲线法、水驱曲线法以及递减曲线法等依据各类曲线进而得到动态储量计算公式，方法复杂，计算过程繁琐，由于人为计算导致的误差再加上采集油藏实际开发数据的误差极易导致动态储量计算精度低，准确性差，给油藏开发及调整带来失误和不必要的时间以及经济损失。

物质平衡方程概括来说是依据“在一定条件下的某一开发时间内，流体的累积采出量与剩余在地下的流体储存量之和等于流体的原始储量”这一物质守恒定律，利用油气藏开发动态资料来计算油气储量并预测油气藏动态的一种方法。缝洞型碳酸盐岩油藏是一种复杂的特殊油藏，其储集空间以裂缝溶洞为主，具有非均质性强、流体性质多变、流体分布及油水关系相当复杂等特点，其物质平衡方程与常规油藏相比有较大差别。影响缝洞型碳酸盐岩油藏开发特征的因素主要包括储集空间类型(例如主要包括孔隙、溶洞或裂缝等)及其结构特征、开发井网及技术政策，如何准确计算缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量成为目前油藏开发利用的难题之一。

发明内容

本发明针对现有技术通过粗糙的物质平衡简化方法或复杂的曲线方法进行动态储量计算导致动态储量计算的过程繁琐、计算精度低，准确性差的问题，提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法，能够定义缝洞单元且根据碳酸盐岩油藏的不同驱动类型将缝洞单元进行划分，并结合划分后的缝洞单元的各自特征以及各类实测、实验数据简化物质平衡方程，进而计算油藏动态储量，利用该方法简化后的物质平衡方程简单精巧，因此计算过程简洁，动态储量计算的精度高，准确性高。本发明还涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算系统。

本发明的技术方案如下：

一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

缝洞单元类型划分步骤，根据缝洞单元与水体的连通关系划分缝洞单元的驱动类型；

物质平衡方程简化步骤，根据不同的驱动类型得到适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的简化的物质平衡方程；

动态储量计算步骤，结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算。

在缝洞单元类型划分步骤中，将具有统一的压力系统的且由溶洞和裂缝网络相互连通的缝洞储集体定义为缝洞单元，划分的缝洞单元的驱动类型包括封闭弹性驱动缝洞单元、水侵式弹性驱动缝洞单元、封闭水体式弹性驱动缝洞单元以及封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元。

所述物质平衡方程简化步骤中，得到基于动态储量、原油原始体积系数和油藏总压缩系数的动态储量计算参数的简化的物质平衡方程；在动态储量计算步骤中，结合生产动态数据以及室内实验数据资料，通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系优化原油原始体积系数以及通过弹性模量和孔隙度的关系优化油藏总压缩系数，并采用多次取平均值方式和/或分段拟合方式对动态储量进行计算。

所述封闭弹性驱动缝洞单元是指封闭的、无气顶气、无底水、无水侵且无注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o＝NB_oiC_otΔP(1)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa。

所述水侵式弹性驱动缝洞单元是指水侵的、无气顶气且无注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝NB_oiC_otΔP+W_e(2)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；

W_p—累积产水量m³；B_w—水体积系数；

W_e—水侵量m³。

所述封闭水体式弹性驱动缝洞单元是指封闭的、有水体的且无底水侵入的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝(NB_oiC_ot+WB_wiC_wt)ΔP(3)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；

W_p—累积产水量m³；B_w—水体积系数；

W—水体大小量10⁴m³；B_wi—原始压力下水体积系数；

C_wt—水+岩石压缩系数1/MPa。

所述封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元是指封闭的、有水体的且水侵的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝N(NB_oiC_ot+nB_wiC_wt)ΔP+W_e(4)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；

W_p—累积产水量m³；B_w—水体积系数；

B_wi—原始压力下水体积系数；C_wt—水+岩石压缩系数1/MPa。

所述封闭弹性驱动缝洞单元进一步划分包括高气油比封闭弹性驱动缝洞单元和低气油比封闭弹性驱动缝洞单元，所述高气油比是指原始气油比大于150m³/m³；所述高气油比封闭弹性驱动缝洞单元和低气油比封闭弹性驱动缝洞单元的物质平衡方程均简化为封闭弹性驱动缝洞单元的简化的物质平衡方程公式(1)。

所述高气油比封闭弹性驱动缝洞单元的物质平衡方程公式(1)中原始压力下原油体积系数B_oi的计算公式基于历史生产实际数据回归的经验公式，采用分段拟合方式优化。

所述水侵包括油藏生产一段时间后开始水侵和油藏投产时即开始水侵两种情况，当处于第一种情况即油藏生产一段时间后开始水侵时，所述水侵式弹性驱动缝洞单元的简化的物质平衡方程公式(2)简化为封闭弹性驱动缝洞单元的简化的物质平衡方程公式(1)。

一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算系统，其特征在于，包括依次连接的缝洞单元类型划分模块、物质平衡方程简化模块和动态储量计算模块，

所述缝洞单元类型划分模块，根据缝洞单元与水体的连通关系划分缝洞单元的驱动类型；

所述物质平衡方程简化模块，根据不同的驱动类型得到适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的简化的物质平衡方程；

所述动态储量计算模块，结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算。

所述缝洞单元类型划分模块将具有统一的压力系统的且由溶洞和裂缝网络相互连通的缝洞储集体定义为缝洞单元，划分的缝洞单元的驱动类型包括封闭弹性驱动缝洞单元、水侵式弹性驱动缝洞单元、封闭水体式弹性驱动缝洞单元以及封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元。

所述物质平衡方程简化模块得到基于动态储量、原油原始体积系数和油藏总压缩系数的动态储量计算参数的简化的物质平衡方程；所述动态储量计算模块结合生产动态数据以及室内实验数据资料，通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系优化原油原始体积系数以及通过弹性模量和孔隙度的关系优化油藏总压缩系数，并采用多次取平均值方式和/或分段拟合方式对动态储量进行计算。

本发明的技术效果如下：

本发明涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法，包括缝洞单元类型划分步骤、物质平衡方程简化步骤和动态储量计算步骤。本发明的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法针对的是其它的方法计算的过程繁琐、计算精度低，准确性差，特别是计算导致的误差再加上采集油藏实际开发数据的误差导致油藏动态分析结果偏差，进而导致生产周期和成本增加的问题，提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法，进一步分析细化物质平衡法，对缝洞单元与水体之间的连通关系进行简化、分类和描述，结合缝洞单元的驱动类型及与水体的连通模式，分析封存水体及底水水体动用时间对动态储量计算结果的影响，提出在不同的缝洞单元的驱动类型下适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的物质平衡方程，并借助于大量生产动态数据资料，结合室内实验数据资料，分析油压数据即包括动态储量计算参数在油藏不同驱动类型以及不同驱动阶段应用的适应性及局限性，结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算，优选采用多次取平均值方式和/或分段拟合方式对动态储量计算参数进行优化并对动态储量进行计算，推导动态储量计算参数例如原油体积系数和原油压缩系数的经验公式，进一步提高了动态储量计算结果的准确性，提供动态储量计算的精度和准确度，为油藏开发勘查和工程布置提供依据，确保了油藏开发生产效率和规划，可广泛应用于油藏开发实际生产中。

本发明涉及的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算系统，设置特定连接和结构的缝洞单元类型划分模块、物质平衡方程简化模块和动态储量计算模块，各模块配合工作，可以根据碳酸盐岩油藏的不同驱动类型将缝洞单元进行划分，并结合划分后的缝洞单元的各自特征以及各类实测、实验数据简化物质平衡方程，进而计算油藏动态储量，计算过程简洁，动态储量计算的精度高，准确性高。

附图说明

图1a-图1d为本发明缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元类型结构示意图，其中，图1a为封闭弹性驱动缝洞单元；图1b为水侵式弹性驱动缝洞单元；图1c为封闭水体式弹性驱动缝洞单元；图1d为封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元。

图2为本发明缝洞单元总压降与累积产液量关系示意图。

图3为本发明原油体积系数关系示意图。

图4为本发明原油压缩系数关系示意图。

图5a-图5d为本发明油藏缝洞单元开发后期油压降、流压降与累积产液量关系示意图，其中，图5a为后期进入溶解气驱阶段；图5b为后期进入弱底水驱动阶段；图5c为后期进入混合驱动阶段；图5d为后期进入强底水驱动阶段。

图6为本发明缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算系统结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明进行说明。

本发明涉及一种适用于缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元的动态储量计算方法，包括以下步骤：

缝洞单元类型划分步骤，根据缝洞单元与水体的连通关系划分缝洞单元的驱动类型；优选为首先定义缝洞单元，并根据缝洞单元与水体的连通关系将缝洞单元的驱动类型优选划分为封闭弹性驱动缝洞单元、水侵式弹性驱动缝洞单元、封闭水体式弹性驱动缝洞单元以及封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元；

物质平衡方程简化步骤，根据不同的驱动类型得到适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的简化的物质平衡方程；即基于上述四种不同驱动类型的缝洞单元，分别结合其与各自的水体之间的连通模式，将物质平衡方程根据各个驱动类型的缝洞单元分别进行简化和描述；

动态储量计算步骤，基于上述四种不同驱动类型的缝洞单元的各自简化描述后的物质平衡方程，结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算。

本发明的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法，进一步分析细化物质平衡法，对缝洞单元与水体之间的连通关系进行简化、分类和描述，结合缝洞单元的驱动类型及与水体的连通模式，提出适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的物质平衡方程，并借助于大量生产动态数据资料，结合室内实验数据资料，对动态储量计算参数进行优化并对动态储量进行计算，提供动态储量计算的精度和准确度，是一种针对缝洞型碳酸盐岩油藏的动态储量的新的计算评价方法，能够有效快速地识别油藏缝洞单元驱动类型并简化物质平衡方程，提供油藏开发勘查和工程布置依据。下面对本发明的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法的具体步骤进行详细说明。

1、缝洞单元类型划分

1)缝洞单元定义

本发明涉及的油藏缝洞单元可以定义为具有统一的压力系统的且由溶洞和裂缝网络相互连通的缝洞储集体，且油藏的开发过程中以缝洞单元为开发和管理对象。

2)缝洞单元划分

根据缝洞单元的驱动类型将其划分为封闭弹性驱动缝洞单元(如图1a所示)、水侵式弹性驱动缝洞单元(如图1b所示)、封闭水体式弹性驱动缝洞单元(如图1c所示)以及封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元(如图1d所示)。

2、物质平衡方程简化

物质平衡方程概括来说是依据“在一定条件下的某一开发时间内，流体的累积采出量与剩余在地下的流体储存量之和等于流体的原始储量”这一物质守恒定律，利用油气藏开发动态资料来计算油气储量并预测油气藏动态的一种方法。基于上述四种不同驱动类型的缝洞单元，分别结合其与各自的水体之间的连通模式，将物质平衡方程根据各个驱动类型的缝洞单元分别进行简化和描述，具体如下：

1)封闭弹性驱动缝洞单元

如图1a所示，封闭弹性驱动缝洞单元是指封闭的、无气顶气、无底水、无水侵且无注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o＝NB_oiC_otΔP(1)

其中，N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa。

其总压降ΔP与累积产液量N_pB_o的关系如图2中标记的直线段A所示。

优选地，封闭弹性驱动缝洞单元还可以再进一步划分包括高气油比封闭弹性驱动缝洞单元和低气油比封闭弹性驱动缝洞单元，本发明涉及的高气油比是指原始气油比R大于150m³/m³。高气油比封闭弹性驱动缝洞单元和低气油比封闭弹性驱动缝洞单元的物质平衡方程均可以简化为公式(1)，但是，为了进一步提高动态储量计算的准确性，高气油比封闭弹性驱动缝洞单元简化后的物质平衡方程，即公式(1)中的动态储量计算参数：原始压力下原油体积系数B_oi的计算公式基于历史生产实际数据回归的经验公式，可以采用分段拟合方式求取，具体说明详见下文。

2)水侵式弹性驱动缝洞单元

如图1b所示，水侵式弹性驱动缝洞单元是指水侵的、无气顶气且无注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝NB_oiC_otΔP+W_e(2)

其中，N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；W_p—累积产水量(地面)m³；B_w—水体积系数；W_e—水侵量m³。

其总压降ΔP与累积产液量N_pB_o+W_pB_w的关系如图2所示。水侵包括油藏生产一段时间后开始水侵和油藏投产时即开始水侵两种情况，第一种情况即油藏生产一段时间后开始水侵是指油藏生产一段时间后，由于生产压差的加大，沟通/连通底水的裂缝开启，水侵开始，此时水体对油藏有一定的能量补充，会使油藏压降(即总压降ΔP)减缓，如图2中标记的曲线段B所示，当处于第一种情况即油藏生产一段时间后开始水侵时，公式(2)可以简化为公式(1)。第二种情况即油藏投产时即开始水侵是指油藏投产时沟通/连通底水的裂缝已部分或完全开启，水侵开始，此时即投产油藏就得到水体的能量补充。

3)封闭水体式弹性驱动缝洞单元

如图1c所示，封闭水体式弹性驱动缝洞单元是指封闭的、有水体的且无底水侵入的缝洞型碳酸盐岩油藏，具体来说即，在用物质平衡法对缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元的动态储量进行计算时发现，对于有些缝洞单元，累积产液量N_pB_o+W_pB_w与ΔP之间的关系为直线关系，即没有偏离如图2中标记的直线段A，这说明没有底水侵入；但生产动态数据反映出有水产出。对于这种现象的合理解释是，水与油处于同一缝洞中，水的弹性与油的弹性以及岩石的弹性一起发挥作用，因此不存在滞后现象。在这种情况下，应重新建立物质平衡方程，把油藏产量看作是油藏部分的弹性和水体部分的弹性共同贡献的结果，且当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝(NB_oiC_ot+WB_wiC_wt)ΔP(3)

其中，N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；W_p—累积产水量(地面)m³；B_w—水体积系数；W—水体大小量10⁴m³(不是水侵量，其类似原油动态储量N，且W不随压差的变化而变化)；B_wi—原始压力下水体积系数；C_wt—水+岩石压缩系数1/MPa。

从公式(3)可以看出，公式(3)简化描述的物质平衡方程是缝洞型碳酸盐岩油藏所独有的。根据公式(3)，利用累积产液量N_pB_o+W_pB_w与总压降ΔP之间的关系拟合出的关系式为NB_oiC_ot+WB_wiC_wt，不能同时得到原油动态储量N和水体大小量W，此时可以通过油藏油井含水变化确定水体体积(即水体大小量W)是原油动态储量体积(即原油动态储量N)的几倍，即：

W＝nN(5)

将公式(5)代入公式(3)可以得到：

N_pB_o+W_pB_w＝N(B_oiC_ot+nB_wiC_wt)ΔP(6)

对于封闭水体式弹性驱动的缝洞，封存水体积一般较小，且由于水的压缩系数远小于原油压缩系数，因此封存水的存在对动态储量计算结果影响较小。

4)封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元

如图1d所示，封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元是指封闭的、有水体的且水侵的缝洞型碳酸盐岩油藏，这种情况相当于封闭水体和水侵两种情况的结合，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝N(NB_oiC_ot+nB_wiC_wt)ΔP+W_e(4)

其中，N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；W_p—累积产水量(地面)m³；B_w—水体积系数；B_wi—原始压力下水体积系数；C_wt—水+岩石压缩系数1/MPa。

3、动态储量计算

1)优化动态储量计算参数

基于上述四种不同驱动类型的缝洞单元的各自简化描述后的物质平衡方程(即公式(1)、(2)、(3)或(4))，结合生产动态数据以及室内实验数据资料，分析动态储量计算参数在油藏不同驱动类型以及不同驱动阶段应用的适应性及局限性，可以采用多次取平均值方式和/或分段拟合方式优化动态储量计算参数并对动态储量进行计算；其中，动态储量计算参数包括原油体积系数(即原始压力下原油体积系数以及目前压力下原油体积系数等)、原油压缩系数、油藏综合压缩系数以及岩石压缩系数等。

表1哈拉哈塘油田PVT实际数据

如表1(哈拉哈塘油田实际数据)所示，随着油田外围区块的开发，原油性质差异进一步加大，根据已测PVT(pressure,volume,temperature压力、体积、温度)数据资料显示，缝洞单元之间原油体积系数大小的变化范围是1.12至2.32，原油压缩系数大小的变化范围是12.48MPa^-1至39.37MPa^-1，变化范围较大，因此，在缝洞单元动态储量计算的过程中原油体积系数和原油压缩系数/综合压缩系数不能取统一固定平均值，否则会导致所计算的动态储量结果极为不准确。

a)原始压力下的原油体积系数

其计算公式可以采用基于历史生产实际数据回归的经验公式，本发明涉及的计算方式是提出地面原油密度、天然气相对密度和原始气油比三个参数之间明显地变化规律，利用三者的组合关系来计算原始压力下的原油体积系数，该方式精度较高，其计算公式如下：

$B_{oi}=(\frac{{\mathrm{Rr}}_O}{r_G}A+b)---\left(7\right)$

其中，B_oi—原油体积系数MPa；R—原始气油比m³/m³；r_O—地面原油密度(常压，20℃)；r_G—天然气相对密度。

例如，如表1和图3所示，基于哈拉哈塘油田实际数据，高气油比封闭弹性驱动缝洞单元的原始压力下原油体积系数B_oi的计算公式，基于历史生产实际数据回归的经验公式，可以采用分段拟合方式求取如下：

R*r_O/r_G<300时， $B_{oi}=0.0022\frac{{\mathrm{Rr}}_O}{r_G}+1.0699---\left(8\right)$

R*r_O/r_G>300时， $B_{oi}=0.0033\frac{{\mathrm{Rr}}_O}{r_G}+0.5972---\left(9\right)$

基于公式(8)和(9)，可以利用已知或已测的原始气油比/溶解气油比(或生产气油比)、地面原油密度和天然气相对密度求取未测PVT数据资料的油藏油井的原始压力下的原油体积系数(或原始生产压力下的原油体积系数)。

b)目前压力下的原油体积系数

当油藏压力(油藏地层压力)高于原油饱和压力时，目前压力下的原油体积系数可以采用如下公式：

B_o＝B_oi[1-C_o(P-P_i)](10)

其中，B_o—目前压力下原油体积系数；B_oi—原始压力下原油体积系数；C_o—原油压缩系数1/MPa；P—目前地层压力MPa；P_i—原始地层压力MPa。

例如，如表1和图4所示，基于哈拉哈塘油田实际数据，分析油井PVT数据资料可以得出原油压缩系数与原始气油比(溶解气油比)呈近似线性关系，基于历史生产实际数据回归的经验公式，可以采用多次脱气取平均值的方式求取如下：

$C_O=0.0481\frac{{\mathrm{Rr}}_O}{r_G}+11.706---\left(11\right)$

c)岩石压缩系数

对于虫形溶洞/孔洞，岩石压缩系数的计算公式如下：

$C_p=\frac{2}{E}\frac{(1-v)\mathrm{\&Phi;}+(1+v)}{1-\mathrm{\&Phi;}}---\left(12\right)$

对于球形溶洞/孔洞，岩石压缩系数的计算公式如下：

$C_p=\frac{3}{2E}\frac{2(1-2v)\mathrm{\&Phi;}+(1+v)}{1-\mathrm{\&Phi;}}---\left(13\right)$

其中，E—杨氏弹性模量MPa；v—泊松比；Φ—孔隙度f。

从公式(12)和(13)可以看出，不管是虫形溶洞，还是球形溶洞，溶洞的岩石压缩系数都随岩石的力学参数而变化：岩石介质越硬，岩石压缩系数就越小。

表2碳酸盐岩相关物性参数

表3岩石压缩系数数据

如表2和表3所示，基于哈拉哈塘油田实际数据，例如利用XK32井的岩石相关物性参数计算虫形、球形溶洞的岩石压缩系数表明，球形溶洞的岩石压缩系数略低于虫形溶洞，这是因为球形溶洞比虫形溶洞要多一个支撑方向；溶洞介质的岩石压缩系数随岩石杨氏弹性模量的影响较大，但由于大多数碳酸盐岩的杨氏弹性模量都在5×10⁴MPa以上，因此，其岩石压缩系数的数值通常都很小；孔隙度对岩石压缩系数的影响很显著，对于充填程度很低的溶洞(例如孔隙度达到75％)，其岩石压缩系数都在10以上，说明对于溶洞介质，其杨氏弹性能量的驱动效应非常重要。

d)油藏综合压缩系数

基于上述计算结果，油藏综合压缩系数的计算公式如下：

C_ot＝C_o+C_wS_wi/S_oi+C_p/S_oi(14)

其中，C_ot—油藏综合压缩系数；C_o—原油压缩系数；C_w—水压缩系数(可以根据据魏俊之《异常高压气藏储集层的岩石压缩系数边底水规模对开采特征的影响》，地层水压缩系数取值4.50E-4)；C_p—岩石压缩系数；S_oi—原始含油饱和度；S_wi—束缚水饱和度。

2)计算动态储量

表4典型缝洞单元动态储量计算结果

a)封闭弹性驱动缝洞单元

基于公式(1)且根据累积产液量N_pB_o与总压降ΔP之间的直线关系，即如图2中标记的直线段A所示，用实际数据点拟合出斜率后，即可以用斜率计算出封闭弹性驱动缝洞单元动态储量N，如表4所示。从表4的计算结果可以看出，气油比较高的封闭弹性驱动单元(即高气油比封闭弹性驱动单元)因其原油体积系数较大，因此其动态储量计算结果较小；相对应的气油比较低的封闭弹性驱动单元(即低气油比封闭弹性驱动单元)的动态储量计算结果中等。

b)水侵式弹性驱动缝洞单元

基于公式(2)且根据累积产液量N_pB_o+W_pB_w与总压降ΔP之间的曲线关系，即如图2所示，用早期的数据(即如图2中标记的直线段A)拟合出斜率且用斜率计算出水侵式弹性驱动缝洞单元动态储量N，如果实际数据点偏离直线(即如图2中标记的曲线段B)，可计算出水侵量W_e，如表4所示。从表4的计算结果可以看出，投产即动用水体(即油藏投产时即开始水侵)的水侵式弹性缝洞单元动态储量较大；生产一段时间油藏开始水侵(即油藏生产一段时间后开始水侵)的水侵式弹性缝洞单元的动态储量最大。此外在投产即动用水体这种情况下，投产初期油藏压力呈现上升或缓慢下降趋势，此时由于难以确定水体大小，有可能会导致动态储量计算结果偏差较大。

c)封闭水体式弹性驱动缝洞单元

基于公式(3)和(6)且根据累积产液量N_pB_o+W_pB_w与总压降ΔP之间的直线关系拟合出斜率且用斜率计算出封闭水体式弹性驱动缝洞单元动态储量N，且同时可计算出水体大小量W。

d)封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元

对动态储量计算结果的影响参照封闭水体和水侵两种情况的分析。

3)油藏缝洞单元开发后期动态储量比较

如图5a-图5d所示，在油田开发过程中，部分缝洞单元的流压、静压(一般较大于下文以及图5a-图5d中的油压)测试数据较少，不能用以计算缝洞单元的动态储量。例如，根据哈拉哈塘油田的实际开发状况，无论油藏饱和压力高低，无论油藏开发后期进入何种驱动(如图5a所示溶解气驱、如图5b所示弱底水驱动、如图5c所示混合驱动以及如图5d所示强底水驱动)阶段，油藏在初期开发阶段油井井口压力大于饱和压力，原油不会在油井井筒内脱气，油井井筒内压力梯度变化不大，此时油压降趋势与流压降趋势基本一致，如图5a-图5d所示。因此，此时用油藏初期阶段的油压数据代替流压数据计算缝洞单元动态储量是可行的。

本发明还涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算系统，如图6所示，该系统与本发明上述的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法相对应，可以理解为是实现缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法的系统。该系统包括依次连接的缝洞单元类型划分模块、物质平衡方程简化模块和动态储量计算模块，其中，缝洞单元类型划分模块，根据缝洞单元与水体的连通关系划分缝洞单元的驱动类型；物质平衡方程简化模块，根据不同的驱动类型得到适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的简化的物质平衡方程；动态储量计算模块，结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算。

优选地，缝洞单元类型划分模块将具有统一的压力系统的且由溶洞和裂缝网络相互连通的缝洞储集体定义为缝洞单元，划分的缝洞单元的驱动类型包括封闭弹性驱动缝洞单元、水侵式弹性驱动缝洞单元、封闭水体式弹性驱动缝洞单元以及封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元这四种驱动类型。物质平衡方程简化模块得到基于动态储量、原油原始体积系数和油藏总压缩系数的动态储量计算参数的简化的物质平衡方程，即在四种驱动类型下分别建立适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的简化的物质平衡方程，可参考缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法中所述的各种简化的物质平衡方程公式(1)、(2)、(3)和(4)。动态储量计算模块结合生产动态数据以及室内实验数据资料，通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系优化原油原始体积系数(如公式(7)、(8)和(9))以及通过弹性模量和孔隙度的关系优化油藏总压缩系数(如公式(12)和(13))，并采用多次取平均值方式和/或分段拟合方式对动态储量进行计算。

应当指出，以上所述具体实施方式可以使本领域的技术人员更全面地理解本发明创造，但不以任何方式限制本发明创造。因此，尽管本说明书参照附图和实施例对本发明创造已进行了详细的说明，但是，本领域技术人员应当理解，仍然可以对本发明创造进行修改或者等同替换，总之，一切不脱离本发明创造的精神和范围的技术方案及其改进，其均应涵盖在本发明创造专利的保护范围当中。

Claims (13)

1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

缝洞单元类型划分步骤，根据缝洞单元与水体的连通关系划分缝洞单元的驱动类型；

物质平衡方程简化步骤，根据不同的驱动类型得到适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的简化的物质平衡方程；

动态储量计算步骤，结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在缝洞单元类型划分步骤中，将具有统一的压力系统的且由溶洞和裂缝网络相互连通的缝洞储集体定义为缝洞单元，划分的缝洞单元的驱动类型包括封闭弹性驱动缝洞单元、水侵式弹性驱动缝洞单元、封闭水体式弹性驱动缝洞单元以及封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述物质平衡方程简化步骤中，得到基于动态储量、原油原始体积系数和油藏总压缩系数的动态储量计算参数的简化的物质平衡方程；在动态储量计算步骤中，结合生产动态数据以及室内实验数据资料，通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系优化原油原始体积系数以及通过弹性模量和孔隙度的关系优化油藏总压缩系数，并采用多次取平均值方式和/或分段拟合方式对动态储量进行计算。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述封闭弹性驱动缝洞单元是指封闭的、无气顶气、无底水、无水侵且无注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o＝NB_oiC_otΔP(1)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa。

5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述水侵式弹性驱动缝洞单元是指水侵的、无气顶气且无注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝NB_oiC_otΔP+W_e(2)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；

W_p—累积产水量m³；B_w—水体积系数；

W_e—水侵量m³。

6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述封闭水体式弹性驱动缝洞单元是指封闭的、有水体的且无底水侵入的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝(NB_oiC_ot+WB_wiC_wt)ΔP(3)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；

W_p—累积产水量m³；B_w—水体积系数；

W—水体大小量10⁴m³；B_wi—原始压力下水体积系数；

C_wt—水+岩石压缩系数1/MPa。

7.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元是指封闭的、有水体的且水侵的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力大于原油饱和压力时，物质平衡方程可以简化为：

N_pB_o+W_pB_w＝N(NB_oiC_ot+nB_wiC_wt)ΔP+W_e(4)，其中，

N_p—累积产油量m³；B_o—目前压力下原油体积系数；

N—动态储量m³；B_oi—原始压力下原油体积系数；

ΔP—总压降MPa；C_ot—油藏综合压缩系数1/MPa；

W_p—累积产水量m³；B_w—水体积系数；

B_wi—原始压力下水体积系数；C_wt—水+岩石压缩系数1/MPa。

8.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述封闭弹性驱动缝洞单元进一步划分包括高气油比封闭弹性驱动缝洞单元和低气油比封闭弹性驱动缝洞单元，所述高气油比是指原始气油比大于150m³/m³；所述高气油比封闭弹性驱动缝洞单元和低气油比封闭弹性驱动缝洞单元的物质平衡方程均简化为封闭弹性驱动缝洞单元的简化的物质平衡方程公式(1)。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述高气油比封闭弹性驱动缝洞单元的物质平衡方程公式(1)中原始压力下原油体积系数B_oi的计算公式基于历史生产实际数据回归的经验公式，采用分段拟合方式优化。

10.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述水侵包括油藏生产一段时间后开始水侵和油藏投产时即开始水侵两种情况，当处于第一种情况即油藏生产一段时间后开始水侵时，所述水侵式弹性驱动缝洞单元的简化的物质平衡方程公式(2)简化为封闭弹性驱动缝洞单元的简化的物质平衡方程公式(1)。

11.一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算系统，其特征在于，包括依次连接的缝洞单元类型划分模块、物质平衡方程简化模块和动态储量计算模块，

所述缝洞单元类型划分模块，根据缝洞单元与水体的连通关系划分缝洞单元的驱动类型；

所述物质平衡方程简化模块，根据不同的驱动类型得到适合缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价的简化的物质平衡方程；

所述动态储量计算模块，结合生产动态数据通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系以及弹性模量和孔隙度的关系优化物质平衡方程中的动态储量计算参数并对动态储量计算参数中的动态储量进行计算。

12.根据权利要求11所述的系统，其特征在于，所述缝洞单元类型划分模块将具有统一的压力系统的且由溶洞和裂缝网络相互连通的缝洞储集体定义为缝洞单元，划分的缝洞单元的驱动类型包括封闭弹性驱动缝洞单元、水侵式弹性驱动缝洞单元、封闭水体式弹性驱动缝洞单元以及封闭水体且水侵式弹性驱动缝洞单元。

13.根据权利要求12所述的系统，其特征在于，所述物质平衡方程简化模块得到基于动态储量、原油原始体积系数和油藏总压缩系数的动态储量计算参数的简化的物质平衡方程；所述动态储量计算模块结合生产动态数据以及室内实验数据资料，通过地面原油密度、天然气相对密度和气油比的组合关系优化原油原始体积系数以及通过弹性模量和孔隙度的关系优化油藏总压缩系数，并采用多次取平均值方式和/或分段拟合方式对动态储量进行计算。