CN108518218B - 一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法，包括以下步骤：采集油气藏的基本参数，通过试井方法得到试井双对数曲线，并从试井双对数曲线得到第一径向流结束时间为、第二线性流结束时间为、地层流体达到拟稳定流动时间；计算得到地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间和地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，通过下式计算多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴和多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴；再计算出油气井单井泄流面积；最后通过以上数据计算得到非常规油气井单井动态储量。本发明利用现代试井解释方法，得到油气井单井泄流面积，结合容积法公式，能够更好地、更便捷地、更为准确地计算非常规油气井单井动态储量。

Description

一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法

技术领域

本发明属于石油勘探与开发技术领域，具体是一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法。

背景技术

随着不断攀升的油气资源需求和日益增大的油气资源压力，使得一些难开发的非常规油气藏(如致密砂岩油气藏、页岩气藏、多重介质碳酸盐岩气藏等)越来越受到重视。非常规油气藏资源丰富，全球非常规石油资源总量达到4495×10⁸t，与常规油藏资源总量相当。全球非常规天然气储量远远高于常规天然气储量，达到常规天然气资源规模的8倍，高达3921×10¹²m³。非常规油气藏资源储量丰富，具有很高的开采价值。

现有的确定非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量的方法主要沿用常规油气藏单井储量的确定方法，如产量递减分析法、单井动态储量试凑拟合法等，使用这些方法在进行非常规油气藏单井动态储量计算上，具有一定的误差性以及局限性。产量递减分析法利用油气井产量进入递减期后，录取产油气量或累计产油气量随时间变化的生产数据，待生产趋势已经确定后，才可利用图解方法拟合过去动态历史和发展趋势，从而确定油气藏单井动态储量。产量递减分析法具有以下缺陷：(1)在油气井开井生产早期，油气井产量随时间不一定降低，反而可能升高，无法利用此方法计算油气井生产早期单井动态储量；(2)产量递减分析法拟合产量随时间变化关系曲线，需要大量的历史数据进行拟合分析，在实际油气田生产过程中，许多油气井流量-时间资料规律性差，由此确定的单井动态储量可靠性差。单井动态储量试凑拟合法结合气藏物质平衡方程与二项式产能方程，推导获得包含气井动态储量的产能关系式。利用气田生产历史过程中稳定工作制度下的生产动态数据(产量、累计产气量、地层压力、井底流压等)，通过试凑单井动态储量进行生产历史拟合，试凑的储量即为该井的动态储量。试凑法具有以下缺陷：(1)油气田提供的许多井的资料品质差，难以用与生产拟合得到单井动态储量。(2)对于非常规油气藏生产，没有稳定的工作制度，不能进行单井动态储量试凑拟合。

总之，非常规油气藏由于油气井资料品质差，没有稳定的工作制度，不能使用上述方法得到合理的单井动态储量。

发明内容

本发明主要是克服现有技术中的不足之处，提出一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法，该方法利用试井方法获取非常规油气藏中地层流体流动的即时渗流情况，获取地层流体的各个流动阶段，在油气井开井生产任意时刻，在较短的时间内，计算得到非常规油气藏多段压裂油气井单井动态储量。

本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法，包括以下步骤：

S10、采集油气藏的基本参数，所述基本参数包括水平井段长度L、产量q、地层原始饱和度S_i、地层孔隙度φ、流体粘度μ、地层综合压缩系数C_t、地层渗透率k、地层原始压力p_i、有效厚度h、裂缝半长y_f、体积系数B_i；

S20、通过试井方法得到试井双对数曲线，并从试井双对数曲线得到第一径向流结束时间为t₁、第二线性流结束时间为t₂、地层流体达到拟稳定流动时间t_pss，其中地层流体达到拟稳定流动时间t_pss为达到第二径向流后的一个半对数周期内的任一时刻；

S30、通过下式计算得到地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间Δt₁和地层流体在长半轴上非水平井段流动时间Δt₂；

Δt₁＝t_pss-t₁

Δt₂＝t_pss-t₂

式中：Δt₁为地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间，h；t_pss为地层流体达到拟稳定流动时间，h；t₁为第一径向流结束时间，h；Δt₂为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，h；t₂为第二线性流结束时间，h；

S40、通过下式计算多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴a和多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴b；

式中：a′为地层流体在短半轴上非裂缝段流动距离，m；η为导压系数，m²/h；Δt₁为地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间，h；k为地层渗透率，D；φ地层为孔隙度，％；C_t为地层综合压缩系数，MPa^-1；μ为流体粘度，mPa·s；a为多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴，m；y_f为裂缝半长，m；b′为地层流体在长半轴上非水平井段流动距离，m；Δt₂为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，h；b为多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴，m；L为水平井段长度，m；

S50、再通过下式计算出油气井单井泄流面积A；

A＝πab

式中：A为油气井单井泄流面积，m²；a为多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴，m；b为多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴，m；

S60、最后通过以上数据计算得到非常规油气井单井动态储量G；

式中：G为非常规油气井单井动态储量m³；A为油气井单井泄流面积，m²；φ为地层孔隙度，％；S_i为地层原始饱和度，无因次；h为有效厚度，m。

进一步的是，所述步骤S20的具体步骤为：

S201、采用封闭气藏模型，运用拟稳定试井方法对油气藏多段压裂水平井进行分析，得到多段压裂水平井模型的试井双对数曲线；

S202、根据压力和压力导数曲线特征，将双对数曲线对应地层流体流动形态划分为5个阶段；

其中第I阶段为地层流体流动初期井储反应段，曲线上主要体现为压力和压力导数曲线斜率为1，且紧接着出现压力导数的驼峰现象；

第II阶段为第一线性流动段，其主要特征为压力导数曲线斜率为0.5，流体沿垂直裂缝表面作线性流动，各条裂缝流动动态独立；

第III阶段为第一径向流动段，压力导数曲线为水平线，随着裂缝端部流动扩展，各条裂缝产生的压力波及范围近似为圆形，流体表现为作径向流动，但裂缝间的干扰并未出现；若裂缝之间的间距很短，或者裂缝的高很长时，该流动段在双对数曲线中将无法体现；

第IV阶段为第二线性流动段，具体体现为压力导数曲线斜率为0.36，裂缝间流动相互干扰；此时椭圆形泄流区域短半轴方向流体开始流动。

第V阶段为第二径向流动段，压力导数为水平线且为0.5；地层线性流结束时，椭圆形泄流区域长半轴方向流体开始流动，直至地层流体达到拟稳定流动时间；

S203、最后得到第一径向流结束时间为t₁、第二线性流结束时间为t₂、地层流体达到拟稳定流动时间t_pss，其中地层流体达到拟稳定流动时间t_pss为达到第二径向流后的一个半对数周期内的任一时刻。

进一步的是，所述原始流体饱和度S_i为原始含油饱和度或原始含气饱和度，所述体积系数B_i为原油体积系数或气体体积系数。

本发明的有益效果为：本发明利用试井方法获取非常规油气藏中地层流体流动的即时渗流情况，获取地层流体的各个流动阶段，能够有效地解决现有方法的缺陷，在油气井开井生产任意时刻，在较短的时间内，计算得到非常规油气藏多段压裂油气井单井动态储量。

附图说明

图1为多段压裂水平井模型的试井双对数曲线图；

图2为第一线性流动示意图；

图3为第一径向流动示意图；

图4为第二线性流动示意图；

图5为第二径向流动示意图；

图6为多段压裂水平井椭圆形泄流区域示意图；

图7为实施例1的双对数曲线图。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明做更进一步的说明。

本发明主要适用于确定致密砂岩油气藏、页岩气藏、多重介质碳酸盐岩气藏等非常规油气藏的动态储量。油气田生产现场通过本发明所导出的动态储量计算公式，结合具体的生产数据，就可直接得到具体井的动态储量。

本发明的一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法，包括以下步骤：

S10、采集油气藏的基本参数，所述基本参数包括水平井段长度L、产量q、地层原始饱和度S_i、地层孔隙度φ、流体粘度μ、地层综合压缩系数C_t、地层渗透率k、地层原始压力p_i、有效厚度h、裂缝半长y_f、体积系数B_i；

上述参数在油气田生产现场通过测井等一系列技术手段可以得到；所述原始流体饱和度S_i为原始含油饱和度或原始含气饱和度，所述体积系数B_i为原油体积系数或气体体积系数；

S20、采用封闭气藏模型，运用拟稳定试井方法对油气藏多段压裂水平井进行分析，得到多段压裂水平井模型的试井双对数曲线(如图1所示)；

其中本发明利用现代试井解释方法，由于非常规油气藏生产类似于封闭气藏生产模式，采用封闭气藏模型，运用拟稳定试井方法对油气藏多段压裂水平井进行分析；流体在地层中流动，首先受到井筒储集效应以及表皮的影响；进而地层流体垂直于人工裂缝流入裂缝中；然后地层流体在人工裂缝周围形成第一径向流动；之后地层流体沿椭圆形泄流区域短半轴方向垂直于水平井段流动；最后椭圆形泄流区域长半轴方向流体开始流动，进入晚期系统复合径向流阶段；

S30、根据压力和压力导数曲线特征，将双对数曲线对应地层流体流动形态划分为5个阶段；

其中第I阶段为地层流体流动初期井储反应段，曲线上主要体现为压力和压力导数曲线斜率为1，且紧接着出现压力导数的驼峰现象；

第II阶段为第一线性流动段，其主要特征为压力导数曲线斜率为0.5，流体沿垂直裂缝表面作线性流动，各条裂缝流动动态独立(如图2所示)；

第III阶段为第一径向流动段，压力导数曲线为水平线，随着裂缝端部流动扩展，各条裂缝产生的压力波及范围近似为圆形，流体表现为作径向流动(如图3所示)，但裂缝间的干扰并未出现；若裂缝之间的间距很短，或者裂缝的高很长时，该流动段在双对数曲线中将无法体现；

第IV阶段为第二线性流动段，具体体现为压力导数曲线斜率为0.36，裂缝间流动相互干扰；此时椭圆形泄流区域短半轴方向流体开始流动(如图4所示)；

第V阶段为第二径向流动段，即是晚期系统复合径向流阶段，压力导数为水平线且为0.5；地层线性流结束时，椭圆形泄流区域长半轴方向流体开始流动(如图5所示)，直至地层流体达到拟稳定流动时间；

S40、最后得到第一径向流结束时间为t₁、第二线性流结束时间为t₂、地层流体达到拟稳定流动时间t_pss，其中地层流体达到拟稳定流动时间t_pss为达到第二径向流后的一个半对数周期内的任一时刻，第一径向流结束时间为t₁为第一线性流动段结束时间，第二线性流结束时间为t₂为第二线性流动段结束时间；

S50、通过下式计算得到地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间Δt₁和地层流体在长半轴上非水平井段流动时间Δt₂；

流体在水平井段以及人工裂缝段流动时间很短，一般忽略不计。因此多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴上流体流动时间近似认为地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间，从第一径向流结束后开始直到地层流体达到拟稳定流动后结束。同理，多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴上流体流动时间近似认为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，从第二线性流结束后开始直到地层流体达到拟稳定流动后结束。其表达式为

Δt₁＝t_pss-t₁

Δt₂＝t_pss-t₂

式中：Δt₁为地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间，h；t_pss为地层流体达到拟稳定流动时间，h；t₁为第一径向流结束时间，h；Δt₂为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，h；t₂为第二线性流结束时间，h；

S60、计算多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴a和多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴b；

在多段压裂水平井长、短半轴的计算过程中，其实质是确定地层流体在长半轴上非水平井段的流动距离以及短半轴上在非人工裂缝段流动距离。本发明根据地层流体渗流基本规律，利用地层任意一点压力随距离与时间的表达式，推导出压力波传播距离与时间的关系函数。利用这一关系函数与地层流体在长半轴上非水平井段流动时间、地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间、水平井段长度、裂缝半长，即可求得多段压裂水平井长、短半轴长度。其具体操作步骤如下：

S601、压力波传播距离公式；

在油气井生产过程中，为探测井下地层中任意一点处的压力，常常开井生产极短的时间后立即关井。此时井底附近产生一个压力降，这个压力降以波的形式向外传播，直到油气井供给边界。由此可以确定地层任意一点处的压力大小随距井筒距离以及时间的关系表达式：

式中，p(r,t)为地层中任意一点在某时刻的压力，MPa；p_i为地层原始压力，MPa；q为井的产量，m³/d；μ为流体粘度，mPa·s；B为体积系数，无因次量；k为地层渗透率，D；h为地层厚度，m；φ地层为孔隙度，％；C_t为地层综合压缩系数，MPa^-1；r为距井底径向距离，m；t为压力波传播时间，h；η为导压系数，m²/h；

本发明令

此时可以求取压力波传播距离随时间变化的关系函数：

式中：r_i为压力波传播距离，m；C₁为单位换算常数，本发明C₁取1，本发明；η为导压系数，m²/h；t为地层流体流动时间，h；k为地层渗透率，D；φ地层为孔隙度，％；C_t为地层综合压缩系数，MPa^-1；μ为流体粘度，mPa·s。对于不同单位制，单位换算常数C₁取不同的值，对SI制，C₁＝1；对英制，C₁＝2.637×10^-4；对于标准制单位，C₁＝3.6。

根据上述推导的压力波传播距离公式，已知地层流体流动时间时，可直接计算得到流体流动距离。在多段压裂水平井椭圆形泄流区域中，分析现代试井解释曲线，各流动阶段流态特征，得到地层流体在长半轴上非水平井段流动时间以及短半轴上非裂缝段流动时间，再结合水平井段长度与裂缝半长，即可求得椭圆形多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴a和多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴b；

式中：a′为地层流体在短半轴上非裂缝段流动距离，m；η为导压系数，m²/h；Δt₁为地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间，h；k为地层渗透率，D；φ地层为孔隙度，％；C_t为地层综合压缩系数，MPa^-1；μ为流体粘度，mPa·s；a为多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴，m；y_f为裂缝半长，m；b′为地层流体在长半轴上非水平井段流动距离，m；Δt₂为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，h；b为多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴，m；L为水平井段长度，m；

S70、再计算出油气井单井泄流面积A；

无限大均质地层中单一多段压裂水平井开井生产，地层流体首先受到井筒储集效应以及表皮的影响；进而地层流体垂直于人工裂缝流入裂缝中；然后地层流体在人工裂缝周围形成第一径向流动；之后地层流体沿椭圆形泄流区域短半轴方向垂直于水平井段流动；最后椭圆形泄流区域长半轴方向流体开始流动，进入晚期系统复合径向流阶段。

由于地层流体在多段压裂水平井椭圆形泄流区域的长、短半轴方向上开始流动时间不同，以及水平井段长度、裂缝半长对泄流区域形状的影响，导致多段压裂水平井泄流区域长短半轴大小不等，呈现椭圆形泄流区域形状(如图6)。其面积表达式为：

A＝πab＝π(a′+y_f)(b′+L/2)

式中：A为油气井单井泄流面积，m²；a为多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴，m；b为多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴，m；a′为地层流体在短半轴上非裂缝段流动距离，m；y_f为裂缝半长，m；b′为地层流体在长半轴上非水平井段流动距离，m；L为水平井段长度，m；r_e为多段压裂水平井等效圆形半径，m；

S80、最后通过以上数据计算得到非常规油气井单井动态储量G；

式中：G为非常规油气井单井动态储量m³；A为油气井单井泄流面积，m²；φ为地层孔隙度，％；S_i为地层原始饱和度，无因次；h为有效厚度，m；B_i为体积系数，无因次。

在实际油气田生产过程中，常常采用容积法计算油气藏单井控制储量，能够更为高效便捷的得到所需要的结果。本发明利用现代试井解释方法，得到即时的油气井单井泄流面积A，结合容积法公式，能够更好地、更便捷地、更为准确地计算非常规油气井单井动态储量G。

上述公式也可以变为：

式中：G为非常规油气井单井动态储量，m³；φ为地层孔隙度，％；S_gi为地层原始含气饱和度，无因次；h为有效厚度，m；k为地层渗透率，D；φ地层为孔隙度，％；C_t为地层综合压缩系数，MPa^-1；μ为流体粘度，mPa·s；t_pss为地层流体达到拟稳定流动时间，h；t₁为第一径向流结束时间，h；Δt₂为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，h；t₂为第二线性流结束时间，h；L为水平井段长度，m；S_i为原始流体饱和度，无因次。

实施例1

WF37Y压裂水平井位于鄂尔多斯非常规气藏，水平井段L长800m，被压裂7段，于2012/12/01投产，2013/07/01进行关井压力恢复测试，储层中深2676.77m，储层渗透率k为0.435mD，7条裂缝的平均裂缝半长y_f为149m，原始含气饱和度为0.7，地层平均孔隙度φ为0.085，流体粘度μ为0.01797mPa·s，综合压缩系数C_t为0.0474MPa^-1，气藏的有效厚度h为10m，利用本发明在试井解释双对数曲线(图7)上所确定的关井达拟稳定流动时间t_pss，计算得到该压裂水平井的泄气面积、单井动态储量等相关参数如下表：

表1鄂尔多斯非常规气藏WF37Y压裂水平井相关参数

以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭露，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (3)

1.一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

S10、采集油气藏的基本参数，所述基本参数包括水平井段长度L、产量q、地层原始饱和度S_i、地层孔隙度φ、流体粘度μ、地层综合压缩系数C_t、地层渗透率k、地层原始压力p_i、有效厚度h、裂缝半长y_f、体积系数B_i；

S20、通过试井方法得到试井双对数曲线，并从试井双对数曲线得到第一径向流结束时间为t₁、第二线性流结束时间为t₂、地层流体达到拟稳定流动时间t_pss，其中地层流体达到拟稳定流动时间t_pss为达到第二径向流后的一个半对数周期内的任一时刻；

S30、通过下式计算得到地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间Δt₁和地层流体在长半轴上非水平井段流动时间Δt₂；

Δt₁＝t_pss-t₁

Δt₂＝t_pss-t₂

式中：Δt₁为地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间，h；t_pss为地层流体达到拟稳定流动时间，h；t₁为第一径向流结束时间，h；Δt₂为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，h；t₂为第二线性流结束时间，h；

S40、通过下式计算多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴a和多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴b；

式中：a′为地层流体在短半轴上非裂缝段流动距离，m；η为导压系数，m²/h；Δt₁为地层流体在短半轴上非裂缝段流动时间，h；k为地层渗透率，D；φ地层为孔隙度，％；C_t为地层综合压缩系数，MPa^-1；μ为流体粘度，mPa·s；a为多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴，m；y_f为裂缝半长，m；b′为地层流体在长半轴上非水平井段流动距离，m；Δt₂为地层流体在长半轴上非水平井段流动时间，h；b为多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴，m；L为水平井段长度，m；

S50、再通过下式计算出油气井单井泄流面积A；

A＝πab

式中：A为油气井单井泄流面积，m²；a为多段压裂水平井椭圆形泄流区域短半轴，m；b为多段压裂水平井椭圆形泄流区域长半轴，m；

S60、最后通过以上数据计算得到非常规油气井单井动态储量G；

式中：G为非常规油气井单井动态储量m³；A为油气井单井泄流面积，m²；φ为地层孔隙度，％；S_i为地层原始饱和度，无因次；h为有效厚度，m；B_i为体积系数，无因次。

2.根据权利要求1所述的一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法，其特征在于，所述步骤S20的具体步骤为：

S201、采用封闭气藏模型，运用拟稳定试井方法对油气藏多段压裂水平井进行分析，得到多段压裂水平井模型的试井双对数曲线；

S202、根据压力和压力导数曲线特征，将双对数曲线对应地层流体流动形态划分为5个阶段；

其中第I阶段为地层流体流动初期井储反应段，曲线上主要体现为压力和压力导数曲线斜率为1，且紧接着出现压力导数的驼峰现象；

第II阶段为第一线性流动段，其主要特征为压力导数曲线斜率为0.5，流体沿垂直裂缝表面作线性流动，各条裂缝流动动态独立；

第III阶段为第一径向流动段，压力导数曲线为水平线，随着裂缝端部流动扩展，各条裂缝产生的压力波及范围近似为圆形，流体表现为作径向流动，但裂缝间的干扰并未出现；若裂缝之间的间距很短，或者裂缝的高很长时，该流动段在双对数曲线中将无法体现；

第IV阶段为第二线性流动段，具体体现为压力导数曲线斜率为0.36，裂缝间流动相互干扰；此时椭圆形泄流区域短半轴方向流体开始流动；

第V阶段为第二径向流动段，压力导数为水平线且为0.5；地层线性流结束时，椭圆形泄流区域长半轴方向流体开始流动，直至地层流体达到拟稳定流动时间；

S203、最后得到第一径向流结束时间为t₁、第二线性流结束时间为t₂、地层流体达到拟稳定流动时间t_pss，其中地层流体达到拟稳定流动时间t_pss为达到第二径向流后的一个半对数周期内的任一时刻。

3.根据权利要求1所述的一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法，其特征在于，所述地层原始饱和度S_i为原始含油饱和度或原始含气饱和度，所述体积系数B_i为原油体积系数或气体体积系数。

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