CN111794740B - 一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法，包括分析整理缝洞型碳酸盐岩油藏某典型生产井生产动态、储层物性、地质特征等资料，划分单井开发阶段；在生产井自喷阶段选取生产数据进行线性回归得到回归斜率，使用本发明模型进行动态储量计算。本发明通过实例验证，该模型通过拟合实际生产数据进行缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量的计算和水体大小的估算，模型更加准确的体现了缝洞型油藏储层特征、水体能量大小和生产动态特征，据此计算的动态储量结果更加准确可靠。

Description

一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法

技术领域

本发明涉及油藏地质技术领域，尤其涉及一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法。

背景技术

相对于常规砂岩油气藏，缝洞型碳酸盐岩油气藏表现出储集体随机不连续分布、连续性差、油水关系复杂、水体能量难确定，地质储量计算具有不确定性。此类油藏的主要储集空间以构造变形产生的裂缝和岩溶作用形成的孔、缝、洞为主，其中大裂缝和大溶洞的存在是其主要特点。塔河缝洞型碳酸盐岩油藏溶孔、裂缝及洞穴普遍发育，非均质性强、油水关系复杂、单井控制储量低、产量递减快，一般难以规则面积注采井网进行高效开发。由于缝洞储集体普遍含边底水，且不具有统一的油水界面，通过地震、地质等静态手段无法确定储集体储量及水体大小。因此利用动态资料确定该类型油藏的动态储量是对下一步开发或调整井位部署及开发技术政策的制定提供支撑的关键。

目前水驱动用储量的计算方法主要包括两大类：理论数学模型和统计经验方法。理论数学模型常用的包括：物质平衡方法(考虑不同因素的物质平衡、流动物质平衡、注水指示曲线)，特色缝洞型油藏试井方法、试井分析方法(PTA)及生产动态数据分析方法(PDA)相结合的方法。统计经验方法主要包括水驱油藏的水驱特征曲线和产量递减方法。产量递减包括常规的Arps、灰色系统、现代递减理论如Fetkovich、Blasingame等、神经网络以及大数据AI方法等等。

1、缝洞型碳酸盐岩油藏地质特征

据统计，全世界范围内缝洞型油藏中有50％以上为碳酸盐岩储集体，储渗空间以孔、洞、缝为主；其中最主要的储集空间是溶洞。碳酸盐岩油藏不同于碎屑岩油藏，其属于改造型油藏，经过多期次的构造变形和溶蚀改造，使其储集空间在横向展布和纵向发育上具有特殊规律性，储层沟通网络多变、裂缝交错分布、流体相态多变等特点明显区别于砂岩油藏层状展布、孔隙度变化较小的特征，储层特点对比如表1-1。碳酸盐岩储层非均质性特别严重，所以油藏内流体分布也呈现明显的分隔性和非均质性特征。

表1-1缝洞型碳酸盐岩与砂岩储层特点对比

对比项目	缝洞型碳酸盐岩	砂岩
			储集空间类型	缝、洞、孔多种类型	粒间孔隙型
孔隙大小	数百米到微米	数十微米到微米
			孔隙度	变化范围大，多数小于3％	15％～30％，较均一
孔隙形态	溶洞、缝状、片状、不规则	近似轴状
			分布	顺缝、顺层、溶蚀带，不均一	层状分布
成因	断裂、地表岩溶、地下热液等	原生孔隙

溶洞型储层是碳酸盐岩油藏的主要储集空间，主要是通过大型岩溶作用而形成。岩溶溶洞按照充填情况可分为未充填溶洞、部分充填溶洞和全充填溶洞三种类型。发生大段放空、漏失以及钻时特低(＜10min/m)等现象一般标志着钻遇溶洞型储层；同时，测井显示孔隙度明显异常，测井曲线上表现为井径扩径严重，电阻率特低(＜20Ω·m)等特殊异常。

钻遇未充填洞后无法取得测井资料，因此钻井发生放空和大规模漏失是判断未充填溶涧的主要依据。岩溶洞穴发育的证据体现在充填物类型上，主要有钙质充填型和砂、泥质充填型。充填型溶洞钻井过程中不会出现放空，但录井可以判断识别与母岩成分或岩石学特征明显不同的后期充填物，砂质充填层段往往钻时相对较低，主要是由于未经过压实作用而导致。角砾岩或次生方解石等矿物往往是钙质充填物成分，常规测井对应无明显异常，故常采用取芯资料识别；砂、泥质充填物多与暗河管道沉积物有关，少量砂、泥质充填洞与表层风化壳岩溶有关，测井具有典型特征即部分充填洞多指自然伽马值处于20API与60API之间的溶洞，全充填洞多指自然伽马值大于60API的溶洞。

2、动态储量计算方法

(1)物质平衡方法

质量守恒定律在油气藏工程中主要用于建立油气藏物质平衡方程。通过研究油气藏地质储量、剩余地质储量和累计产量之间的数量关系建立物质平衡方程。

张世明等根据油藏物质平衡原理，提出一种计算不封闭油藏单元边界流量的简易计算方法。该方法应用实际生产动态资料，通过油藏亏空体积曲线就可以计算油藏单元边界流体交换大小，并可以分析单元间流体交换过程。

马立平等针对缝洞型油藏，从油藏物质平衡基本原理出发，建立了缝洞型油藏物质平衡方程。与常规油藏物质平衡计算方法相比，该方法将考虑地层压力变化及弹性膨胀特征，并引入压缩系数概念。同时，考虑缝洞型油藏油与水两相因素，使得建立起的物质平衡方程，既可以表示地层弹性能释放的过程，又可以描述水侵现象。而且采用了相关曲线法求解，从而大大提高了缝洞型油藏储量计算精度。

李江龙等把缝洞单元的驱动类型划分为封闭弹性驱动、有水侵的弹性驱动、有封闭水体的弹性驱动及有封闭水体和水侵的弹性驱动4种，并给出了每种驱动类型的物质平衡方程，所给出的方程充分结合了缝洞型碳酸盐岩油藏的特点，区别于以往的物质平衡方程。提出了缝洞单元的弹性产率、水侵量及封闭水体的水体倍数等评价缝洞单元能量的指标，建立了缝洞型碳酸盐岩油藏的能量评价方法。

李家燕等研究在裂缝性油藏开发过程中，由于油藏严重非均质性,注水开发效果并不理想，可采用气驱方式开采。根据物质守恒原理，考虑裂缝和孔隙两套系统、注入气在原油中发生部分溶解以及原油与注入气混合物变化3种因素，建立了裂缝-孔隙型的注气物质平衡新方程。

(2)流动物质平衡

流动物质平衡法是由L Matte R等在1998年提出来的，根据渗流力学原理，封闭气藏气井相对稳定地以一定产量生产一定时间后，压力波将传到地层外边界，并且气体流动较快进入拟稳定。同时由于气井以稳定的产量进行生产，所以在井底流压和井口套压之间存在稳定的转换关系。由此L Matte R提出利用井口拟套压与井底拟流压来代替广义物质平衡中的拟地层压力即流动物质平衡公式。

(3)现代产量递减分析方法

第一个用于系统分析油气井生产数据的方法是由Arps提出的产量递减法。至今仍备受欢迎是Arps递减分析方法成功的一个证明。Arps递减分析方法最吸引人的地方就是其具有很大的简单性。因为它是一种经验方法，不需要了解储层和井的参数。应用这个方法就是使用经典曲线去匹配并且预测生产井未来的产能。

Fetkovich是第一个扩大使用典型曲线来分析生产数据概念的人，Fetkovich方法使用了与Arps同样的递减阶段来分析边界控制流阶段，在不稳定渗流早期使用的是定井底压力的典型曲线。这个典型曲线最有价值的一点不在于分析，而在于诊断。

由于Fetkovich产量递减分析方法未考虑变井底流压生产情况及气体PVT随压力的变化，Palacio and Blasingame引入了归一化产量和物质平衡拟时间来考虑实际情况，它与Fetkovich方法相似。然而，最明显的区别在于现代产量递减分析法需要用到生产流压和产量数据，并通过图版曲线拟合来分析求解包括地质储量在内的一些地质参数。

为了分析油气井生产数据达到不稳定试井分析所能达到的目的，Agarwal andGardner重新定义了无因次量来绘制图版,所绘制的图版曲线较发散，降低了Blasingame图版拟合的多解性。在使用典型曲线进行生产数据分析时，通常使用Blasingame和Agarwaland Gardner现代产量递减分析方法。与此同时，针对水力压裂后形成无限导流裂缝或有限导流裂缝的生产井，Agarwal and Gardner也提出了适用于压裂井的典型曲线图版，通过图版的拟合分析可以求解地层参数、压裂缝参数和储量。Prwoatikno et al利用叠加分解法，借鉴Blasingame产量递减分析典型曲线图版的制作模式，绘制了应用于压裂直井的典型曲线图版。

(4)水驱特征曲线法

水驱特征曲线法是估算储量最为常用的方法，有必要重点研究水驱特征曲线在缝洞型油藏水驱动态储量计算、水驱开发效果评价中的实用性。

一般来说，目前对于水驱特征曲线研究的理论和实践都来源于砂岩油藏，以典型的甲型水驱特征曲线为例，主要分为3段：I代表水驱能量不稳定，水驱作用刚刚影响油藏的缓慢上升段；II代表油藏进入全面水驱状态的中间直线段；III代表油井水淹，油藏进入高含水期的末端上翘段。

对于缝洞型碳酸盐岩油藏，陈青等通过对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏水驱曲线进行的大量分析，将碳酸盐岩油藏水驱曲线归纳为3种类型：单一直线段、两直线段呈台阶状以及不规则的水驱曲线。肖阳等在对国内外常用的50多条水驱特征曲线进行筛选的基础上，对桑南西缝洞型碳酸盐岩油藏水驱特征曲线进行了选择应用，分析结果表明，对于缝洞型碳酸盐岩油藏，需要根据分析应用情况的不同及与实际资料的相关性来选择应用水驱特征曲线。水驱特征曲线适用于水驱油田(或区块、单井)含水率达到一定程度、在进行重大调整措施前后、注采系统基本平衡、水驱稳定的条件下，用以计算油田的水驱控制储量、可采储量和动用储量，以及预测油田未来的开发动态。

(5)注水指示曲线法

注水井指示曲线是在稳定流动条件下，反应注入压力和注入量之间的关系曲线。通过对注水井井口指示曲线的监测以及对指示曲线形状的特征和曲线斜率变化的分析，从中可以了解注水井地层吸水能力的变化情况以及注水井地层压力的变化情况。通过对分层注水指示曲线的分析和利用，可以对分层注水井各个小层的吸水能力变化做出分析判断，还可以判断分层注水井下配水工具的工作状况，从而为注水井更好地进行分层配水提供依据。

(6)试井曲线法

碳酸盐岩油气藏试井研究开始于上世纪60年代，从Barenblatt首次提出双重介质的概念开始，认为裂缝性储层是孔隙系统和裂缝系统相互叠加而成，在1963年，Warren和Root进一步完善了Barenblat所提出的双重介质模型，在原模型上多考虑了储层的各向异性，Warren-Root模型是最常用的一个简易双重介质模型。基于Warren-Root模型，诸多学者作了一系列的双重介质试井理论研究：Kazemi建立了裂缝性油藏考虑裂缝均匀分布的双重介质试井模型。De Swan建立了考虑裂縫与基质发生不稳定窜流的裂缝性油藏试井模型。Braester分析了储层形状因子的双重介质试井模型。Raghavan建立在定压条件下的双重介质试井模型。贺胜宁建立了双重介质复合储层试井模型。

现有技术计算缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量多基于物质平衡原理；常规物质平衡原理只考虑油藏地质储量、剩余地质储量和累产油量之间的关系，不考虑复杂的油藏内部结构；而缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间与常规砂岩油藏截然不同，其裂缝-溶洞的储集体中油水分布和外部连通水体能量对储量计算有明显影响，现有技术没有体现储集储特殊缝洞结构中油水复杂分布及与之连通的水体对动态储量的影响。

发明内容

本发明的目的在于解决上述现有技术存在的缺陷，提供了一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法。本发明为解决常规方法无法体现缝洞型碳酸盐岩油藏裂缝-溶洞储集体对动态储量计算的影响这一问题，引入水油比R_wo这一参数，通过R_wo表征缝洞型油藏储集体内部油水和与之连通的外部水体在油藏开采过程中提供的能量；考虑了原油、束缚水、溶洞储集体内部和与之连通发育的水体能量及岩石弹性能量，修正了综合压缩系数，相对于传统模型考虑因素更为全面

体现缝洞型油藏裂缝-溶洞储集体中复杂油水分布对其动态储量计算结果的影响。

一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法，包括：

对于定容特征明显的溶洞型储集体，开采原油的驱动能量全部来自油藏的自身弹性能；油藏既不注水，也没有其他外来能量的补充；弹性能量是指因开采过程中，油藏压力的降低导致储层流体膨胀和岩石骨架压缩的弹性能；该类储集体不与外界沟通，没有水侵、气顶，封闭储集体内不发育水体，在注水替油前，油井中几乎不产水，物质平衡方程表达式如下：

N_pB_o＝NB_oiC_o(p_i-p) (1)

式中：N_p-累积产油量，10⁴m³；N-动用储量，10⁴m³；p_i-原始缝洞单元压力，MPa；p-目前缝洞单元压力，MPa；B_oi-p_i压力下的原油体积系数；B_o-p压力下的原油体积系数；C_o-原油压缩系数，MPa^-1。

当储集体内部发育水体时，油水同产，且产水量不可忽略，则需同时考虑原油、水体的弹性能作用；当储集体与外部水体沟通，通过外界大型水体补充能量，存在水侵作用；以及当一些油藏由于水体不活跃，需要人工补充储集体能量，此时要考虑注入水的影响；常规物质平衡法考虑了原油、岩石及其所含束缚水(原始含水)对动态储量计算的影响，但未结合缝洞型碳酸盐岩油水分布特征(即重力分异导致洞中有明显的油水分布)考虑内部油水共存水体、或与外部有连通的水体影响，因此有必要通过引入水油体积比R_wo进一步改进常规的物质平衡计算方法，建立适合缝洞型油藏油水共存或与之存在连通的外部水体情形时的物质平衡计算新模型；

定义水油比R_wo为溶洞储集体内部(或外部与之连通)的水体体积与含油储层体积(油+束缚水)之比，表达式为：

R_wo＝V_w/V_p (2)

当油藏在产出一定油量后，油藏的压力从原始地层压力下降至目前地层压力，油藏的孔隙体积因压力下降而减小，油藏中水体及束缚水体积因压力下降而膨胀；

孔隙体积减小量为

ΔV_p＝V_pC_pΔp (3)

式中，C_p为岩石(孔隙体积)压缩系数，MPa^-1；

束缚水体积膨胀量为

ΔV_wc＝V_wcC_wΔp (4)

水体体积膨胀量为

ΔV_w＝V_wC_wΔp (5)

式中，C_w为地层水压缩系数，MPa^-1；

孔隙体积的减小，束缚水及水体体积的膨胀都会减小油藏的容积，联立(2)-(5)可得

ΔV＝V_pR_woC_wΔp+V_pS_wcC_wΔp+(V_p+V_pR_wo)C_pΔp (6)

又有

将(7)代入(6)得

油藏开发过程中，地层压力下降到p时的油藏容积为

由油藏物质平衡基本形式可知

N＝N_p+V_c/B_o (10)

原始条件下油藏容积与油藏储量之间关系式为

V_ci＝NB_oi (11)

又由原油的压缩系数，即

联立(9)～(11)可得

根据Δp与N_pB_o关系曲线，据直线斜率K，采用下式可得到储集体控制的动态储量：

式(15)即为缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算公式。

公式(15)中，C_eff与常见物质平衡方法显著不同，本公式中综合压缩系数C_eff考虑的因素更为全面。

本发明的有益效果：

本发明提供的技术方案相比于现有技术，明确提出了缝洞型碳酸盐岩油藏储集体中油水分布(内部和外部连通水体)对动态储量计算结果有直接影响，并提出引入表征缝洞型油藏储集体油水分布的参数——水油比R_wo，通过引入水油比推导出的计算缝洞型油藏动态储量的物质平衡方程更准确反映了缝洞型油藏的储层和负责油水分布特征对储量计算结果的影响，即可以将水体能量强弱转化为水油比R_wo参数的大小，分析与缝洞储集体相连通的水体大小并完成动态储量的计算；储集体中不同的水油比体现不同的水体能量，模型可获得与水体能量大小相匹配的态储量计算结果更加符合矿场实际情况。

附图说明

图1是本发明实例提供的适用在缝洞型碳酸盐岩油藏的动态储量计算方法的流程图；

图2是本发明实例提供的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞结构示意图；

图3是本发明实例提供的溶洞储集体水油比R_wo示意图；

图4是本发明实例提供的生产井开发阶段划分示意图；

图5是本发明实例提供的累产地下体积与油压压降关系示意图；

图6是本发明实例提供的动态储量计算结果与水油比关系示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本模型能很好的拟合实际生产数据进行缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量，更加准确的体现了缝洞型油藏规律特征，计算结果更加准确。

下面结合附图，对本发明的具体实施方式作详细的阐述。

如图1所示，本发明实施例提供一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法，包括：

S101：分析整理缝洞型碳酸盐岩油藏某典型生产井生产动态、储层物性、地质特征等资料，划分单井开发阶段；

S102：在生产井自喷阶段选取生产数据进行线性回归得到回归斜率，使用本发明模型进行动态储量计算；

步骤S102中，本发明实施例提供的动态储量计算模型推导具体包括：

对于定容特征明显的溶洞型储集体，开采原油的驱动能量全部来自油藏的自身弹性能；油藏既不注水，也没有其他外来能量的补充；弹性能量是指因开采过程中，油藏压力的降低导致储层流体膨胀和岩石骨架压缩的弹性能；该类储集体不与外界沟通，没有水侵、气顶，封闭储集体内不发育水体，在注水替油前，油井中几乎不产水，物质平衡方程表达式如下：

N_pB_o＝NB_oiC_o(p_i-p) (1)

式中：N_p-累积产油量，10⁴m³；N-动用储量，10⁴m³；p_i-原始缝洞单元压力，MPa；p-目前缝洞单元压力，MPa；B_oi-p_i压力下的原油体积系数；B_o-p压力下的原油体积系数；C_o-原油压缩系数，MPa^-1。

当储集体内部发育水体时，油水同产，且产水量不可忽略，则需同时考虑原油、水体的弹性能作用；当储集体与外部水体沟通，通过外界大型水体补充能量，存在水侵作用；以及当一些油藏由于水体不活跃，需要人工补充储集体能量，此时要考虑注入水的影响；常规物质平衡法考虑了原油、岩石及其所含束缚水(原始含水)对动态储量计算的影响，但未结合缝洞型碳酸盐岩油水分布特征(即重力分异导致洞中有明显的油水分布)考虑内部油水共存水体、或与外部有连通的水体影响，因此有必要通过引入水油体积比R_wo进一步改进常规的物质平衡计算方法，建立适合缝洞型油藏油水共存或与之存在连通的外部水体情形时的物质平衡计算新模型；

定义水油比R_wo为溶洞储集体内部(或外部与之连通)的水体体积与含油储层体积(油+束缚水)之比，表达式为：

R_wo＝V_w/V_p (2)

当油藏在产出一定油量后，油藏的压力从原始地层压力下降至目前地层压力，油藏的孔隙体积因压力下降而减小，油藏中水体及束缚水体积因压力下降而膨胀；

孔隙体积减小量为

ΔV_p＝V_pC_pΔp (3)

式中，C_p为岩石(孔隙体积)压缩系数，MPa^-1；

束缚水体积膨胀量为

ΔV_wc＝V_wcC_wΔp (4)

水体体积膨胀量为

ΔV_w＝V_wC_wΔp (5)

式中，C_w为地层水压缩系数，MPa^-1；

孔隙体积的减小，束缚水及水体体积的膨胀都会减小油藏的容积，联立(2)-(5)可得

ΔV＝V_pR_woC_wΔp+V_pS_wcC_wΔp+(V_p+V_pR_wo)C_pΔp (6)

又有

将(7)代入(6)得

油藏开发过程中，地层压力下降到p时的油藏容积为

由油藏物质平衡基本形式可知

N＝N_p+V_c/B_o (10)

原始条件下油藏容积与油藏储量之间关系式为

V_ci＝NB_oi (11)

又由原油的压缩系数，即

联立(9)～(11)可得

根据Δp与N_pB_o关系曲线，据直线斜率K，采用下式可得到储集体控制的动态储量：

式(15)即为缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算公式。

实施例1，以X井为例，分析该方法的计算过程:

在某缝洞型碳酸盐岩油藏中，X井为其中一口生产井。经过对研究单元资料的整理分析，确定计算所需各参数见表。

表2 X井基本参数

参数名称	数值
		原油弹性压缩系数C<sub>o</sub>，10<sup>-4</sup>MPa<sup>-1</sup>	9.4
地层水弹性压缩系数C<sub>w</sub>,10<sup>-4</sup>MPa<sup>-1</sup>	5.11
		岩石孔隙弹性压缩系数C<sub>p</sub>,10<sup>-4</sup>MPa<sup>-1</sup>	4.99
原油体积系数B<sub>oi</sub>	1.14
		束缚水饱和度S<sub>wc</sub>，小数	0.2

设定不同水油比，将所需参数代入下式：

从图2看，缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞结构为裂缝-溶洞结构，主要储集空间为溶洞，储层裂缝网络复杂、裂缝交错分布，沟通多个溶洞储集体，形成复杂的缝洞型油藏。

从图3看，缝洞型碳酸盐岩油水分布特征为内部油水共存水体、或与外部有连通的水体，当储集体内部发育水体时，油水同产，需同时考虑原油、水体的弹性能作用，通过引入水油体积比R_wo进一步改进常规的物质平衡计算方法，建立适合缝洞型油藏油水共存或与之存在连通的外部水体情形时的物质平衡计算新模型。

从图4看，X井自喷阶段前期基本不产水，认为主要依靠弹性能量生产，为弹性阶段；自喷阶段中后期，随着含水率不断上升，日产油量出现下降随后稳定，认为水体能量对生产进行了能量补充，为天然水驱阶段。

从图5看，在进行生产阶段划分后，选取弹性阶段生产数据进行线性回归，得到回归斜率。

从图6看，设定不同水油比后，可以通过式(14)计算不同的C_eff，代入式(15)可以计算动弹储量N。根据式(14)和(15)可知，动态储量计算结果随着水油比R_wo的增大而减小，表明了溶洞储集体中发育水体越大，则油藏动态储量越小，相较于传统模型，计算结果更符合实际，体现了缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞-裂缝结构及油水共存对动态储量带来的影响。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (1)

1.一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法，其特征在于，方法包括：

步骤(1).对缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特征、储层物性、生产动态特征进行分析整理；

步骤(2).考虑了溶洞储集体内部和与之连通发育的水体能量，提出体现缝洞储集体内部油水分布特征的参数——水油比R_wo；综合考虑多种因素，推导出缝洞型碳酸盐岩动态储量计算模型，根据研究区块的所需参数求解缝洞型碳酸盐岩动态储量计算模型；

步骤(2)综合考虑多种因素是指原油弹性能量、束缚水弹性能量、溶洞储集体内部和与之连通发育的水体能量及岩石弹性能量因素的基础上推导出缝洞型碳酸盐岩动态储量计算模型：

对于定容特征明显的溶洞型储集体，开采原油的驱动能量全部来自油藏的自身弹性能；油藏既不注水，也没有其他外来能量的补充；弹性能量是指因开采过程中，油藏压力的降低导致储层流体膨胀和岩石骨架压缩的弹性能；该类储集体不与外界沟通，没有水侵、气顶，封闭储集体内不发育水体，在注水替油前，油井中几乎不产水，物质平衡方程表达式如下：

N_pB_o＝NB_oiC_o(p_i-p) (1)

式中：N_p—累积产油量，10⁴m³；N—动用储量，10⁴m³；p_i—原始缝洞单元压力，MPa；p—目前缝洞单元压力，MPa；B_oi—p_i压力下的原油体积系数；B_o—p压力下的原油体积系数；C_o—原油压缩系数，MPa^-1；

当储集体内部发育水体时，油水同产，且产水量不可忽略，则需同时考虑原油、水体的弹性能作用；当储集体与外部水体沟通，通过外界大型水体补充能量，存在水侵作用；以及当一些油藏由于水体不活跃，需要人工补充储集体能量，此时要考虑注入水的影响；常规物质平衡法考虑了原油、岩石及其所含束缚水对动态储量计算的影响，但未结合缝洞型碳酸盐岩油水分布特征考虑内部油水共存水体、或与外部有连通的水体影响，因此有必要通过引入水油体积比R_wo进一步改进常规的物质平衡计算方法，建立适合缝洞型油藏油水共存或与之存在连通的外部水体情形时的物质平衡计算新模型；定义水油比R_wo为溶洞储集体内部或外部与之连通的水体体积与含油储层体积之比，表达式为：

R_wo＝V_w/V_p (2)

式中：R_wo—水油体积比；V_w—溶洞储集体内部或外部与之连通的水体体积，10⁴m³；V_p—含油储层体积，10⁴m³；

当油藏在产出一定油量后，油藏的压力从原始地层压力下降至目前地层压力，油藏的孔隙体积因压力下降而减小，油藏中水体及束缚水体积因压力下降而膨胀；

孔隙体积减小量为

ΔV_p＝V_pC_pΔp+V_wC_pΔp (3)

式中，△V_p—孔隙减小体积量，10⁴m³；V_p—孔隙体积，10⁴m³；C_p—岩石孔隙体积压缩系数，MPa^-1；△p—油藏压力下降量，MPa

束缚水体积膨胀量为

ΔV_wc＝V_wcC_wΔp (4)

式中，△V_wc—束缚水体积膨胀量，10⁴m³；V_wc—束缚水体积，10⁴m³；C_w—地层水压缩系数，MPa^-1；△p—油藏压力减小量，Mpa；

水体体积膨胀量为

ΔV_w＝V_wC_wΔp (5)

式中，△V_w—水体体积膨胀量，10⁴m³；V_w—水体体积，10⁴m³；C_w—地层水压缩系数，MPa^-1；△p—油藏压力减小量，Mpa；

孔隙体积的减小，束缚水及水体体积的膨胀都会减小油藏的容积，联立(2)-(5)可得

ΔV＝V_pR_woC_wΔp+V_pS_wcC_wΔp+(V_p+V_pR_wo)C_pΔp (6)

式中，△V—油藏容积减小量，10⁴m³；R_wo—水油体积比；S_wc—束缚水饱和度，小数；

又有

式中，V_ci—原始条件下的油藏容积，10⁴m³；

将(7)代入(6)得

油藏开发过程中，地层压力下降到p时的油藏容积为

式中，V_c—地层压力下降到p时下的油藏容积，10⁴m³；

由油藏物质平衡基本形式可知

N＝N_p+V_c/B_o (10)

原始条件下油藏容积与油藏储量之间关系式为

V_ci＝NB_oi (11)

式中，B_oi—原始条件下的原油体积系数，小数；

又由原油的压缩系数，即

联立(9)～(11)可得

式中，C_eff—综合压缩系数，MPa^-1；

根据Δp与N_pB_o关系曲线，据直线斜率K，采用下式可得到储集体控制的动态储量：

式(15)即为缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算公式。

Images