CN106150477B - 一种确定缝洞型油藏的单井控制储量的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种确定缝洞型油藏的单井控制储量的方法，该方法包括：孔隙介质模型确定步骤，根据待分析井的状态参数，确定待分析井的孔隙介质模型；单井控制面积确定步骤，获取待分析井的井控储量参数，基于待分析井的孔隙介质模型，结合试井数据和/或生产动态数据，确定待分析井的单井控制面积；控制储量确定步骤，根据井控储量参数和单井控制面积，确定待分析井的单井控制储量。该方法充分考虑单井钻遇缝洞型油藏地质特点及流体流动规律，得到的单井控制储量更为准确。

Description

一种确定缝洞型油藏的单井控制储量的方法

技术领域

本发明涉及油气勘探开发技术领域，具体地说，涉及一种确定缝洞型油藏的单井控制储量的方法。

背景技术

单井控制储量的大小是油田开发方案调整以及单井改造措施制定的重要依据，其与油田经济效益密切相关。

目前，常规确定单井控制储量的方法主要有传统容积法、试井分析法、油藏数值模拟方法、经验公式法及预测模型等。这些方法能够用于对常规砂岩油藏等连续性储层的井控储量的计算。然而，缝洞型油藏是一种高度离散型油藏。作为一种特殊类型的石油储层，缝洞型油藏有极强的非均质性，其储集空间类型主要为大型溶洞、溶蚀孔洞和不同尺度的裂缝。对于缝洞型油藏，现有的确定单井控制储量的方法均具有局限性，均难以完全适用于缝洞型油藏的井控储量的计算。

基于上述情况，亟需一种能够有效、准确地确定缝洞型油藏中生产井的单井控制储量的方法。

发明内容

为解决上述问题，本发明提供了一种确定缝洞型油藏的单井控制储量的方法，所述方法包括：

孔隙介质模型确定步骤，根据待分析井的状态参数，确定所述待分析井的孔隙介质模型；

单井控制面积确定步骤，获取所述待分析井的井控储量参数，基于所述待分析井的孔隙介质模型，结合试井数据和/或生产动态数据，确定所述待分析井的单井控制面积；

控制储量确定步骤，根据所述井控储量参数和单井控制面积，确定所述待分析井的单井控制储量。

根据本发明的一个实施例，所述孔隙介质模型确定步骤包括：

根据所述待分析井的状态参数，对所述待分析井进行分类，得到单井分类结果；

根据所述单井分类结果，确定所述待分析井的地质特征；

根据所述地质特征，确定所述待分析井的孔隙介质模型。

根据本发明的一个实施例，根据所述待分析井的状态参数，采用聚类分析的方式对所述待分析井进行分类。

根据本发明的一个实施例，所述待分析井的孔隙介质模型为三孔双渗模型、三孔单渗模型、双孔双渗模型、双孔单渗模型或单孔介质模型。

根据本发明的一个实施例，在所述单井控制面积确定步骤中：

如果待分析井为已进行试井试验的生产井，则根据试井数据和/或生产动态数据确定所述待分析井的单井控制面积；

如果待分析井为未进行试井试验的生产井，则根据生产动态数据确定所述待分析井的单井控制面积。

根据本发明的一个实施例，在所述单井控制面积确定步骤包括：

根据所述生产动态数据，确定所述待分析井的井底压力；

根据所述井底压力和孔隙介质模型，确定所述待分析井的控制形状；

基于所述控制形状，结合所述井控储量参数，确定所述待分析井的单井控制面积。

根据本发明的一个实施例，所述井控储量参数包括：储层孔隙度、原油粘度和综合压缩系数；

其中，当所述控制形状为圆形或类圆形时，根据如下表达式计算所述待分析井的单井控制面积：

当所述控制形状为矩形或类矩形时，根据如下表达式计算所述待分析井的单井控制面积：

其中，A表示单井控制面积，k表示地层渗透率，t_s表示拟稳态时间段的开始时间，t表示生产时间，φ表示储层孔隙度，μ表示原油粘度，C_t表示综合压缩系数。

根据本发明的一个实施例，在所述单井控制面积确定步骤中，根据所述井底压力，通过曲线拟合确定所述待分析井的控制形状。

根据本发明的一个实施例，如果所述控制形状为圆形或类圆形，所述方法在确定所述单井控制面积时，还包括：

根据拟合曲线确定所述待分析井的拟稳态时间段，并根据所述拟稳态时间段中的井底压力来对所述井控储量参数进行修正，得到修正后的井控储量参数；

根据修正后的井控储量参数，确定所述待分析井的单井控制面积。

根据本发明的一个实施例，如果所述控制形状为圆形或类圆形但拟合曲线中并未含有拟稳态时间段时，则根据含水率小于预设含水率阈值的生产段来确定待分析井的单井控制面积。

本发明所提供的方法在确定缝洞型油藏的单井控制储量时首先会根据待分析井的状态参数(包括相关的静态参数和动态参数)来对待分析井的类型进行划分，并建立了各类生产井的地质特征以及流体流动模式(即孔隙介质模型)。该方法充分考虑单井钻遇缝洞型油藏地质特点及流体流动规律，分别基于相应的孔隙介质模型进行试井和/或生产动态数据的拟合，从而确定了待分析井的单井控制面积，进而计算得到了缝洞型油藏单井控制储量的大小。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要的附图做简单的介绍：

图1是缝洞型油藏中某口井的日产量随时间的变化情况示意图。

图2是根据本发明一个实施例的确定单井控制储量的流程图；

图3是根据本发明一个实施例的确定孔隙介质模型的流程图；

图4a～图4c分别是根据本发明一个实施例的各类井地质特征的示意图；

图5a～图5c分别是根据本发明一个实施例的各类井流体流动及向井筒供液情况的示意图；

图6是根据本发明一个实施例的确定单井控制面积的流程图；

图7是根据本发明一个实施例的拟合得到的双对数曲线的曲线图；

图8是根据本发明一个实施例的W-1井的双对数曲线拟合对比图；

图9是根据本发明一个实施例的W-1井的半对数曲线拟合对比图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本发明实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说显而易见的是，本发明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。

另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

常规容积法在计算单井控制储量时，需要井控储层面积、储层有效厚度、有效孔隙度等参数。然而在缝洞型油藏中，由于井钻遇的储集空间类型多样，井与井之间控制范围差别很大，因此无法用统一有效方法来确定其井控面积。

试井分析法首先通过建立符合油藏实际情况的概念模型而求取得到井附近及较大范围的平均参数，以估算单井可采储量，然后通过标定的采收率来推算单井控制储量。然而这些参数是在流体流动条件下测得的，与井的产能直接相关。缝洞型油藏内流体流动规律极其复杂，常规描述流体流动的各种概念模型都难以全面真实地反映油藏的实际流动情况，因此也就很难直接采用常规试井分析方法进行单井控制储量的计算。

油藏数值模拟方法是在地质建模的基础上，通过单井历史拟合，进行未来产能情况的预测，进而确定单井控制储量的大小。然而缝洞型油藏地质模型的建立及数值模拟的进行均较为困难，且没有能够有效表征此类油藏的数值模拟概念模型，因此也就不能基于该方法进行缝洞型油藏的井控储量计算。

经验公式法是依据于多个已开发油田数据的统计规律，但是世界范围内极少有类似的缝洞型油藏，此类油藏单井控制储量的计算无经验方法可循。

产量递减等预测模型法是针对处于产量递减阶段的油井来预测和分析生产井动态的一种数理统计方法，利用图解法、试凑法、曲线移位法等判断递减类型。然而缝洞型油藏中部分生产井由于钻遇大型溶洞储集体，很可能使得生产井的产量出现断崖式下降的情况。

图1为缝洞型油藏中某口井日产量随时间的变化情况示意图。从图1中可以看出，该井的前期日产情况处于波动变化递减时期，但是到了后期在几天时间内产量迅速大幅降低，曲线呈断崖式降落。这就导致针对该井的产量变化情况难以找到合适的递减模型进行预测，因此也就无法进行单井控制可采储量的计算，也就无法标定井控储量。

此外，现有技术中还存在一些确定缝洞型油藏储量的方法，这些方法中有些能够较好地计算油藏地质储量及动用储量。但是缝洞型油藏具有高度离散以及强非均质性的特征，井与井之间地质特征与生产特征差别非常大，因此通过计算油藏地质储量和动用储量与井数平均来求取井控储量的方法也不适用于缝洞型油藏。

综合上述分析可知，现有的方法无法准确地确定出单井控制储量的原因主要是现有方法没有综合考虑缝洞型油藏地质特点、流体流动规律以及生产井生产状况的复杂特征。本发明为了解决上述技术问题，提出了一种综合考虑缝洞型油藏地质特点、流体流动规律和复杂生产状况的确定单井控制储量的方法。

图2示出了本实施例所提供的确定单井控制储量的方法的流程图。

如图2所示，本实施例所提供的方法在孔隙介质模型确定步骤S201中根据待分析井的状态参数，来确定待分析井的孔隙介质模型。

本实施例中，在确定待分析井的孔隙介质模型时，所利用的状态参数包括：钻井过程的放空情况、钻井过程中的漏失情况、过井地震剖面特征、酸压过程泵压状态、测井解释裂缝信息、储集体连通情况、岩心储集体发育情况、初期日产油量、累积产油量、油压变化幅度和产量递减情况等参数。

需要说明的是，在本发明的其他实施例中，在确定待分析井的孔隙介质模型时，既可以仅采用以上所列项中的某一项或几项，也可以采用或结合其他未列出的合理参数，来确定孔隙介质模型，本发明不限于此。

图3示出了本实施例中确定待分析井的孔隙介质模型的流程图。

如图3所示，本实施例中，首先在步骤S301中根据待分析井的状态参数，对待分析井进行分类，得到单井分类结果。由于在实际生产过程中，在确定单井控制储量时往往是确定某一油田或区块所包含的各口井的单井控制储量。因此，本实施例中，在步骤S301中同时对某一油田或区块所包含的多口井进行分类。

本实施例中，根据各口井的状态参数的实际情况，将各个状态参数赋予相应的权值。具体地，对于某口井来说，若钻井过程中放空超0.5米，那么放空情况所对应的权值为1；若放空不超0.5米，那么放空情况所对应的权值为0；若无放空现象，那么放空情况所对应的权值为-1。

若该口井在生产井程中的漏失泥浆超千方，那么漏失情况所对应的权值为1；若漏失现象不超千方，那么漏失情况所对应的为0；若无漏失现象，那么漏失情况所对应的权值为-1。

若该口井的过井地震剖面特征呈串珠状反射特征，那么该参数(即过井地震剖面)所对应的权值为1；若过井地震剖面特征呈其它类型反射特征，那么该参数所对应的权值为0；若过井地震剖面特征呈无反射特征，那么该参数所对应的权值为-1。

若该口井在酸压过程中，泵压降低速度超5％，那么泵压所对应的权值为1；若泵压降低速度不超5％，那么泵压所对应的权值为0；若泵压为其它情况，那么泵压所对应的权值为-1。

若该口井的测井解释裂缝信息中，存在10条以上裂缝发育，那么裂缝所对应的权值为1；若存在1～10条裂缝发育，那么裂缝所对应的权值为0；若不存在裂缝发育，那么裂缝所对应的权值为-1。

对于该口井的储集体连通情况，则可以通过该口井的地质模型来判别。具体地，若钻遇区溶洞与1条以上大裂缝连通，那么则说明连通良好，储集体连通情况所对应的权值为1；若钻遇区溶孔仅与微裂缝连通，那么连通性一般，储集体连通情况所对应的权值为0；若钻遇区仅存在微裂缝，那么连通性较差，储集体连通情况所对应的权值为-1。

对于该口井的岩心储集体发育情况来说，若孔、洞、缝均较发育，那么岩心储集体发育情况所对应的权值为1；若孔、缝较发育，那么岩心储集体发育情况所对应的权值为0；如果为其它情况，那么岩心储集体发育情况所对应的权值为-1。

对于生产井的初期日产油量，本实施例中，以生产井的生产首月的平均值来进行分析。若初期日产油量大于100m³，那么初期日产油量所对应的权值为1；若初期日产油量在10～100m³，那么初期日产油量所对应的权值为0；若初期日产油量小于10m³，那么初期日产油量所对应的权值为-1。

对于生产井的累积产油量，本实施例中，以累积到当前时间的产油量来进行分析。若累积产油量大于10×10⁴m³，那么累积产油量所对应的权值为1；若累积产油量在1×10⁴～10×10⁴m³之间，那么累积产油量所对应的权值为0；若累积产油量小于1×10⁴m³，那么累积产油量所对应的权值为-1。

对于生产井的油压变化幅度，本实施例中，以连续两天监测得到的油压来进行分析。若油压变化幅度小于5％，那么油压变化幅度所对应的权值为1；若油压变化幅度在0.5％～5％之间，那么油压变化幅度所对应的权值为0；若油压变化幅度小于0.5％，那么油压变化幅度所对应的权值为-1。

对于生产井的产量递减情况，若产量递减小于1％，那么产量递减情况所对应的权值为1；若产量递减为1％～10％，那么产量递减情况所对应的权值为0；若产量递减大于10％，那么产量递减情况所对应的权值为-1。

这样，便可以根据各口生产井的各个状态参数确定出各自所对应的权重。随后，本实施例中，基于各口生产井的各个状态参数所对应的权重，采用聚类分析的方式对各口生产井进行分类，从而得到单井分类结果。

具体地，本实施例中，通过建立每口生产井的权值的集合，得到如表1所示的聚类分析样本数据表。

表1

根据表1，可以得到数据矩阵X，即：

其中，m表示生产井的总数，n表示每口生产井的状态参数的个数，X_ij表示第i口生产井的第j个状态参数的权值。

本实施例中，基于数据矩阵X，利用聚类分析的方式便可以得到单井分类结果，即各口生产井的类型。

如图3所示，在步骤S302中，根据单井分类结果确定出待分析井的地质特征。本实施例中，待分析井可以分为第一类井(即Ⅰ类井)、第二类井(即Ⅱ类井)和第三类井(即Ⅲ类井)。其中，如图4a所示，第一类井为钻遇较好的缝洞储集体发育带的生产井，其地质特征包括：储集体以溶洞为主、周围裂缝发育较密、存在能够起导流作用的大裂缝和储集体之间的连通性较好。

如图4b所示，第二类井为钻遇裂缝较发育区的生产井，其地质特征包括：钻遇区存在小的溶孔和/或溶洞、存在较大的裂缝和储集体之间的连通性较好。

如图4c所示，第三类井为钻遇仅发育孤立溶洞和/或溶孔、小裂缝等储集体的生产井，其地质特性为储集体间的连通性很差，流体很难流动。

需要说明的是，在本发明的其他实施例中，上述各类井的地质特征还可以为其他合理特征，本发明给不限于此。

当然，在本发明的其他实施例中，也可以仅针对某一生产井进行分类，本发明不限于此。例如在本发明的一个实施例中，还可以根据表2所示来确定出待分析井的类型。其中，如果待分析井符合某种类型中所列特征数量达到预设比值(例如70％)，则判断待分析井的类型即为该类型。

表2

在步骤S303中，根据待分析井的地质特征，确定该单井的孔隙介质模型。本实施例中，如果待分析井属于第一类井，那么则采用三重孔隙介质模型来对待分析井进行分析。具体地，如图5a所示，如果待分析井属于第一类井，地层中的溶洞和裂缝可向井筒供液，溶孔岩块和溶洞均可向裂缝供液且溶孔岩块也可向溶洞供液，那么则将该待分析井的孔隙介质模型确定为三孔双渗模型；如果该待分析井属于第一类井，地层中的溶洞向井筒供液，溶孔岩块和裂缝均向溶洞供液，那么则将该待分析井的孔隙介质模型确定为三孔单渗模型。

如果待分析井属于第二类井，那么则采用双重孔隙介质模型来对待分析井进行分析。具体地，如果待分析井属于第二类井，地层中的溶孔岩块和裂缝同时向井筒供液，溶孔岩块同时可向裂缝供液，那么则将该待分析井的孔隙介质模型确定为双孔双渗模型；如图5b所示，如果该待分析井属于第二类井，地层中的裂缝向井筒供液，溶孔岩块向裂缝供液，那么则将该井的孔隙介质模型确定为双孔单渗模型。

如图5c所示，如果待分析井属于第三类井，地层中不存在窜流情况，且钻遇区储集体直接向井筒供液，那么则将该井的孔隙介质模型确定为单孔隙模型。

需要说明的是，在本发明的其他实施例中，还可以根据待分析井的地质特征，采用其他合理的方式来确定待分析井的孔隙介质模型，本发明不限于此。

再次如图2所示，在步骤S201中得到待分析井的孔隙介质模型后，在步骤S202中基于该孔隙介质模型和井控储量参数，根据待分析井的试井数据和/或生产动态数据进行历史拟合，确定待分析井的单井控制面积。

图6示出了本实施例中确定待分析井的单井控制面积的具体流程图。

如图6所示，在确定单井控制面积时，本实施例所提供的方法在步骤S601中根据生产动态数据来确定待分析井的井底压力。

由于缝洞型油藏在生产过程中，单井或单元缺少静压、流压等测试数据，而生产井具有丰富的生产动态数据，因此本实施例中利用生产动态数据来确定待分析井的井底压力。本实施例中，生产动态数据包括：产量(包括日产量和累积产量等)、油压数据和套压数据。产量、油压数据和套压数据的变化既能反映井底流压的变化，也能反映从井底到井口流动过程中的压力损失。

对于封闭、无底水、注水的缝洞型碳酸盐岩油藏，当油藏压力高于饱和压力时，物质平衡方程式可简化为：

N_pB_o＝NB_oiC_t(P_i-P)＝E(P_i-P) (2)

其中，N_p表示累积产量，N表示地质储量，P和P_i分别表示目前地层压力和原始地层压力，B_o和B_oi分别表示目前压力下的原油体积系数和原始地层压力下的原油体积系数，C_t表示油藏综合压缩系数，E表示缝洞单元的弹性指数，缝洞单元的弹性指数E是缝洞单元压力下降1MPa时采出的液体体积。

生产井井在生产过程中，有：

其中，q_o表示日产量，J表示采油指数，P_wf表示井底流压。

表达式(3)也可以写成：

从表达(4)可看出，原始地层压力与井底流压之差由两部分(即总压降和生产压差)组成。在较少或没有流压测试资料的情况下，利用套压与流压关系进行换算，可以得到如下表达式：

P_wf＝P_c+P_h (5)

其中，P_c表示套压，P_h表示井口到生产井段的静油柱产生的压差。

联合表达式(4)和(5)，可以得到如下表达式：

利用油井套压、日产量以及累积产量等生产动态数据，建立表达式(6)的多元回归方程，便可以联合求解得到井底压力(P_i-P_h)、缝洞单元的弹性指数E和采油指数J等参数。这样就在缺少静压、流压等数据的情况下，计算得到了井底压力。

当然，在本发明的其他实施例中，所利用的生产动态数据还可以包含其他未列出的合理参数，也可以基于这些生产动态数据采用其他合理方法来确定待分析井的井底压力。

在步骤S602中，基于待分析井的孔隙介质模型，通过进行井底压力、生产动态等与时间的曲线拟合，根据拟合确定待分析井的控制形状。本实施例中，假设待分析井的控制形状为圆形或类圆形(例如椭圆形或其他从视觉上看起来像圆形的形状)，如果利用该模型进行曲线拟合时拟合程度较高，那么则可以判断出待分析井的控制形状为圆形或类圆形；类似地，假设待分析井的控制形状为矩形或类矩形，如果利用该模型进行曲线拟合时拟合程度较高，那么也就可以判断出待分析井的控制形状为矩形或类矩形。

本实施例中，根据待分析井的井底压力、试井数据和/或生产动态数据，采用双对数曲线拟合、半对数曲线拟合以及Blasingame曲线拟合的方式，对待分析井的井底压力、试井数据和/或生产动态数据进行历史拟合，从而确定待分析井的单井控制面积。当然，在本发明的其他实施例中，既可以仅根据以上所列方式中的任一项或几项来进行曲线拟合，也可以采用或结合以上未列出的合理方式来进行曲线拟合，本发明不限于此。

当然，在本发明的其他实施例中，还可以利用孔隙介质模型、井底压力和生产动态，通过其他合理方式来确定出待分析井的控制形状，本发明不限于此。

在步骤S603中，基于待分析井的控制形状，结合获取到的井控储量参数，确定待分析井的单井控制面积。

本实施例中，井控储量参数包括：储层孔隙度、原油粘度和综合压缩系数。如果待分析井的控制形状为矩形或类矩形，则可以根据如下表达式计算单井控制面积：

其中，A表示单井控制面积，t表示生产时间，φ表示储层孔隙度，μ表示原油粘度，C_t表示综合压缩系数，k表示地层渗透率。本实施例中，地层渗透率k可以在步骤S602中通过曲线拟合得到，而原油粘度μ和综合压缩系数C_t则可以通过PVT测试得到。

本实施例中，储层孔隙度φ是通过测井解释结果按照储层进行加权平均得到的。具体地，储层孔隙度φ可以通过如下表达式计算得到：

其中，h_i和φ_i分别表示第i个储层段的厚度和孔隙度，l表示储层所包含的储层段的总数，H表示储层有效厚度。而当无测井数据时，第i个储层段的孔隙度φ_i则可以利用临井的相关数据估计得到。

本实施例中，以测井解释结果为依据，结合地震预测与油藏工程分析成果，将油水界面向上至奥陶系顶面的各类储层厚度之和来表示储层有效厚度H，即存在：

而如果待分析井的控制形状为圆形或类圆形时，则首先通过步骤S602中的拟合曲线确定出待分析井的拟稳态段。图7示出了拟合得到的双对数曲线，本实施例中，将双对数曲线中斜率为45度的曲线所对应的时间段作为拟稳态时间段。

得到拟稳态时间段后，也就可以得到拟稳态时间段的开始时间t_s，这样待分析井的单井控制面积也就可以通过如下表达式计算得到：

为了使计算得到的单井控制面积更加接近于实际单井控制面积，在本发明的其他实施例中，还可以利用待分析井拟稳态时间段的参数来对原井控储量参数进行修正，来得到修正后的井控储量参数。这样，利用修正后的井控储量参数计算得到的单井控制面积也就更加准确。

具体地，本实施例中，根据待分析井在拟稳态时间段的井底压力确定出待分析井的平均井底压力。随后根据该平均井底压力以及预设井控储量参数变化模型，确定出修正后的井控储量参数，其中，预设井控储量参数变化模型能够体现井控储量参数随井底压力和/或温度等参数变化的关系，其可以通过多次实验得到。得到修正后的井控储量参数后，利用表达式(10)也就可以得到更为准确的单井控制面积。

而在实际的生产过程中，对于一些生产井，虽然其控制形状为圆形或类圆形，但在其拟合曲线上并不存在拟稳态段(即生产井未能达到拟稳态)，因此也就无法利用拟稳态时间段来确定出拟稳态时间段的开始时间t_s以及修正后的井控储量参数。对于这类生产井，本发明将其含水率小于预设含水率阈值的生产段来确定待分析井的单井控制面积。具体地，本实施例中，采用如下表达式来计算这类待分析井的单井控制面积：

其中，A表示单井控制面积，k表示地层渗透率，t表示生产时间，φ表示储层孔隙度，μ表示原油粘度，C_t表示综合压缩系数。

在本发明的不同实施例中，预设含水率阈值可以设置为3％～7％中的合理值，例如3％、5％或7％等，本发明不限于此。

再次如图2所示，在步骤S203中，根据步骤S202中得到的井控储量参数和单井控制面积，确定待分析井的井控储量。

具体地，本实施例中，在步骤S202中所获取到的井控储量参数还包括：储层含油饱和度S₀、地面脱气原油密度ρ₀和地层原油体积系数B_0i。其中，地面脱气原油密度ρ₀和地层原油体积系数B_0i可以通过PVT测试得到。

而储层含油饱和度S₀可以利用测井解释结果按照储层进行加权平均得到，即：

其中，S_0i表示第i个储层段的含油饱和度。而如果待分析井没有测井数据时，则可以利用邻井的相关数据来对待分析井的储层含油饱和度进行估计。

待分析井的控制储量N则可以根据如下表达式计算得到：

N＝100A·φ·S₀·ρ₀/B_0i (13)

本实施例中，在单井控制储量确定步骤S203中，根据待分析井的井控储量参数或是修正后的井控储量参数以及单井控制面积，利用容积法来确定待分析井的控制储量。当然，在本发明的其他实施例中，还可以根据待分析井的井控储量参数和单井控制面积，采用其他合理方法来确定待分析井的控制储量，本发明不限于此。

为了进一步说明本实施例所提供的缝洞型油藏的单井控制储量确定方法的优点，以下利用本方法来确定不同单井的控制储量，并与现有的方法进行对比。通常认为油藏的精细三维地质模型能够准确表征储集体的空间展布及物性特征，基于地质模型得到的井控储量最为接近油藏实际井控储量。因此，以下以地质模型中连通储集体且流体可流动部分计算的井控储量为基础，将本方法及常规容积法计算的井控储量与其进行对比，来证明本方法的正确性和优越性。

W-1井完钻层位位于奥陶系，它是为典型的缝洞型油藏，该井完钻后进行了压力恢复测试。该井生产井过程发生放空、井漏、井涌等现象，测井解释储层中溶洞较为发育，累产油8.38万吨，自喷900天，初期日产油量142.8吨/天，生产长期较稳定。

利用本方法确定W-1井属于Ⅰ类井，因此采用三孔单渗模型对试井数据进行拟合，结合本方法所需的各类资料进行反复调整，双对数曲线和半对数曲线的拟合情况分别如图8、图9所示。从图8和图9可以看出，该孔隙模型能够较好地反映该井的压力恢复状态，由此可得到该井单井控制面积为22.65×10⁴m²。由测井解释数据得到储层有效厚度为31.2m，储层平均孔隙度为15％，储层平均含油饱和度为63.8％，由PVT测试数据可得单井油密度为0.9888g/m³。由此可以确定出该井控制储量为66.87万吨。

通过地质模型法、常规容积法和本方法计算W-1井控制储量及误差计算情况如表2所示。其中，采用地质模型法计算得到的井控储量为63.12万吨；采用常规容积法计算得到的井控储量为49.51万吨，与地质模型法的计算结果之间的误差为21.6％；利用本方法计算得到的井控储量为66.87万吨，与地质模型法的计算结果之间的误差为5.9％。由此可知，本方法所得到的井控储量与地质模型的计算结果接近，误差小于常规容积法计算误差。

表2

W-2井完钻层位位于奥陶系，它为典型的缝洞型油藏。该井测井解释储层中裂缝、孔洞较为发育，累产油3.76万吨，自喷722天，初期日产油量33.82吨/天，油压及产量下降缓慢，生产长期稳产。

利用本方法确定W-2井属于Ⅱ类井，优选该井初期含水率小于5％时间段的生产数据，采用双孔双渗模型对其进行拟合，拟合条件能够较好地反映该井的生产数据，可得到该井单井控制面积为22.65×10⁴m²。由测井解释数据得到储层有效厚度为35.6m，储层平均孔隙度为8％，储层平均含油饱和度为80.5％，由PVT测试数据得单井油密度为0.9478g/m³。经计算该井控制储量为56.38万吨。

通过地质模型法、常规容积法和本方法计算的W-2井控制储量及误差计算情况如下表3所示，采用地质模型法计算为59.9万吨，采用常规容积法计算为51.44万吨，与地质模型计算结果误差为14.1％，利用本方法计算结果为57.38万吨，误差为4.2％。本方法与地质模型计算结果接近，优于常规容积法计算结果。

表3

某油田区块油藏为典型的缝洞型储层，共有21口生产井，按本发明方法对其进行分类，共划分得到Ⅰ类井6口、Ⅱ类井10口和Ⅲ类井5口，对这些生产井分别进行试井分析或生产动态数据曲线拟合，得出控制范围大小、单井控制体积及单井控制储量等。该区所有井计算信息及结果如表4所示：

表4

通过地质模型法、常规容积法和本方法计算的该区块井控制储量及误差计算情况如下表5所示，采用地质模型法计算为2123.8万吨，采用常规容积法计算为1775.9万吨，与地质模型计算结果误差为16.4％，利用本方法计算结果为2242.4万吨，误差为5.6％。本方法与地质模型计算结果接近，误差较小。

表5

通过实例验证了本发明方法的正确性与优越性，该方法比常规容积法在单井控制储量的计算上与实际地质模型计算结果更接近。

从上述描述中可以看出，本实施例所提供的方法在确定缝洞型油藏的单井控制储量时首先会根据待分析井的状态参数(包括相关的静态参数和动态参数)来对待分析井的类型进行划分，并建立了各类生产井的地质特征以及流体流动模式(即孔隙介质模型)。充分考虑单井钻遇缝洞型油藏地质特点及流体流动规律，分别基于相应的孔隙介质模型进行试井或生产动态数据的拟合，从而确定了待分析井的单井控制面积，进而计算得到了缝洞型油藏单井控制储量的大小。

应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。

说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。

为了方便，在此使用的多个项目和/或组成单元可出现在共同列表中。然而，这些列表应解释为该列表中的每个元素分别识别为单独唯一的成员。因此，在没有反面说明的情况下，该列表中没有一个成员可仅基于它们出现在共同列表中便被解释为相同列表的任何其它成员的实际等同物。另外，在此还可以连同针对各元件的替代一起来参照本发明的各种实施例和示例。应当理解的是，这些实施例、示例和替代并不解释为彼此的等同物，而被认为是本发明的单独自主的代表。

虽然上述示例用于说明本发明在一个或多个应用中的原理，但对于本领域的技术人员来说，在不背离本发明的原理和思想的情况下，明显可以在形式上、用法及实施的细节上作各种修改而不用付出创造性劳动。因此，本发明由所附的权利要求书来限定。

Claims (9)

1.一种确定缝洞型油藏的单井控制储量的方法，其特征在于，所述方法包括：

孔隙介质模型确定步骤，根据待分析井的状态参数，确定所述待分析井的孔隙介质模型；

单井控制面积确定步骤，包括：

根据生产动态数据，确定所述待分析井的井底压力；

根据所述井底压力和孔隙介质模型，确定所述待分析井的控制形状；

基于所述控制形状，结合井控储量参数，确定所述待分析井的单井控制面积；

其中，通过如下表达式，根据所述生产动态数据，确定所述待分析井的井底压力：

其中，P_i-P_h为井底压力，P_c为套压，N_p为累计产量，B_o为目前压力下的原油体积系数，E为缝洞单元的弹性指数，q_o为日产量，J为采油指数；

控制储量确定步骤，根据所述井控储量参数和单井控制面积，确定所述待分析井的单井控制储量。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述孔隙介质模型确定步骤包括：

根据所述待分析井的状态参数，对所述待分析井进行分类，得到单井分类结果；

根据所述单井分类结果，确定所述待分析井的地质特征；

根据所述地质特征，确定所述待分析井的孔隙介质模型。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述待分析井的状态参数，采用聚类分析的方式对所述待分析井进行分类。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述待分析井的孔隙介质模型为三孔双渗模型、三孔单渗模型、双孔双渗模型、双孔单渗模型或单孔介质模型。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述单井控制面积确定步骤中：

如果待分析井为已进行试井试验的生产井，则根据试井数据和生产动态数据或者仅根据生产动态数据确定所述待分析井的单井控制面积；

如果待分析井为未进行试井试验的生产井，则根据生产动态数据确定所述待分析井的单井控制面积。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述井控储量参数包括：储层孔隙度、原油粘度和综合压缩系数；

其中，当所述控制形状为圆形或类圆形时，根据如下表达式计算所述待分析井的单井控制面积：

当所述控制形状为矩形或类矩形时，根据如下表达式计算所述待分析井的单井控制面积：

其中，A表示单井控制面积，k表示地层渗透率，t_s表示拟稳态时间段的开始时间，t表示生产时间，φ表示储层孔隙度，μ表示原油粘度，C_t表示综合压缩系数。

7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，在所述单井控制面积确定步骤中，根据所述井底压力，通过曲线拟合确定所述待分析井的控制形状。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，如果所述控制形状为圆形或类圆形，所述方法在确定所述单井控制面积时，还包括：

根据拟合曲线确定所述待分析井的拟稳态时间段，并根据所述拟稳态时间段中的井底压力来对所述井控储量参数进行修正，得到修正后的井控储量参数；

根据修正后的井控储量参数，确定所述待分析井的单井控制面积。

9.如权利要求8所述的方法，其特征在于，如果所述控制形状为圆形或类圆形但拟合曲线中并未含有拟稳态时间段时，则根据含水率小于预设含水率阈值的生产段来确定待分析井的单井控制面积。