CN104653170A - 特高含水阶段可采储量标定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种特高含水阶段可采储量标定方法，该特高含水阶段可采储量标定方法包括步骤1，进行油井分类；步骤2，进行各类井的标定；步骤3，测算单元技术可采储量；以及步骤4，进行技术可采储量的合理性分析。该特高含水阶段可采储量标定方法解决了油田开发中后期单纯应用水驱法、递减法标定可采储量存在的问题，消除了高含水关井、停产井、扶停井、新投井等因素对标定结果产生的影响，基本能够满足特高含水期油藏可采储量评价的需要，并提高了可采储量评价结果的准确性和合理性，为油田开发效果评价和开发潜力评价提供了可靠依据。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种特高含水阶段可采储量标定方法。
背景技术
油田开发整体进入特高含水开发阶段，部分油藏甚至进入近极限含水开发阶段，可采储量标定对象发生了变化，已有的可采储量动态评价方法（水驱法、递减法）在矿场应用中存在较大的局限性。这主要是由于油田在特高含水开发阶段受频繁调整措施、高含水关井、井况原因停产等因素影响，此时单元的生产动态资料不能反映稳定水驱条件下油藏基本的开发规律。例如在水驱法应用中，由于高含水关井造成水驱曲线在后期出现非正常压头现象，使得可采储量标定结果偏高；或者由于后期扶停井、投产新井含水较高造成水驱曲线出现上翘现象，使得可采储量标定结果偏低；而在递减法应用中，由于井况原因导致停产造成后期产量曲线出现大幅下降趋势，使得可采储量标定结果偏低。因此单纯应用递减法、水驱法等标定的可采储量与矿场实际开发指标的匹配性较差，可采储量标定的准确性下降，无法真实的反映油藏开发状况和潜力。可采储量标定的准确性取决于对已开采历史动态资料的掌握和分析，一般认为，只有在稳定水驱且没有大规模的调整措施条件下获得的单元生产动态资料才能反映油藏真实的开发规律，根据此规律预测的结果才具有可信性。所以，原有的可采储量动态标定方法（递减法、水驱法）已不适用于目前处于频繁调整阶段、高含水关井、井网损坏的特高含水开发阶段水驱油藏。因此急需一种针对特高含水阶段的准确性好，操作性强的方法来进行可采储量标定，真实客观反映油藏的开发效果和潜力。为此我们发明了一种新的特高含水阶段可采储量标定方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种针对特高含水油藏的根据单元内油井的生产状态进行分类并且依据各自变化规律分别进行预测的准确、合理的可采储量标定方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：特高含水阶段可采储量标定方法，该特高含水阶段可采储量标定方法包括: 步骤1，进行油井分类；步骤2，进行各类井的标定；步骤3，测算单元技术可采储量；以及步骤4，进行技术可采储量的合理性分析。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，考虑单元中不同类型油井的产量变化规律不同，将油井进行分类，分为新井、稳定生产老井、不稳定生产老井和停产井。
在步骤2中，在对新井进行标定时，根据单井可采储量计算模型，测算新井单井控制可采储量，再根据投产新井数求得新井控制技术可采储量。
在步骤2中，在对新井进行标定时，借鉴稳定生产老井的递减率采用递减法测算技术可采储量。
在步骤2中，在对稳定生产老井进行标定时，根据稳定生产井的月产油数据，采用递减法分析反应目前阶段油藏自身的递减规律，规律段点数至少两年以上，根据该递减率利用递减法或采用水驱法测算技术可采储量。
在步骤2中，在对不稳定生产老井进行标定时，借鉴稳定生产井的递减规律，利用递减法测算技术可采储量。
在步骤2中，在对停产井进行标定时，停产井的累积产油即为停产井的技术可采储量。
在步骤3中，根据步骤2分别测算的不同类型油井的技术可采储量，最后加和得到总的单元技术可采储量。
在步骤4中，根据测算的单元技术可采储量，通过相应的开发指标进行合理性分析，真实客观反映油藏的实际开发水平。
开发指标包括单井控制剩余技术可采储量、剩余采油速度、剩余储采比。
本发明中的特高含水阶段可采储量标定方法，解决了油田开发中后期单纯应用水驱法、递减法标定可采储量存在的问题，消除了高含水关井、停产井、扶停井、新投井等因素对标定结果产生的影响，基本能够满足特高含水期油藏可采储量评价的需要，并提高了可采储量评价结果的准确性和合理性，为油田开发效果评价和开发潜力评价提供了可靠依据。
附图说明
图1为本发明的特高含水阶段可采储量标定方法的一具体实施例的流程图；
图2为原有方法中单元应用水驱法标定的可采储量计算结果图；
图3为原有方法中对单元应用水驱法标定可采储量选取规律段的采出程度与综合含水的相关性验证图；
图4为原有方法中单元采用Arps递减法的可采储量计算结果图；
图5为本发明的一具体实施例中稳定生产老井应用水驱法标定的可采储量计算结果图；
图6为本发明的一具体实施例中对稳定生产老井应用水驱法标定可采储量选取规律段的采出程度与综合含水的相关性验证图；
图7为本发明的一具体实施例中采用Arps递减法的可采储量计算结果图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的特高含水阶段可采储量标定方法的流程图。
在步骤101，考虑单元中不同类型油井的产量变化规律不同，将油井进行分类，分为新井、稳定生产老井、不稳定生产老井和停产井。流程进入到步骤103。
在步骤103，新井标定。根据单井可采储量计算模型，测算新井单井控制可采储量，再根据投产新井数即可求得新井控制技术可采储量。或者借鉴稳定老井的递减率采用递减法测算技术可采储量。流程进入到步骤105。
在步骤105，稳定生产老井标定。根据稳定生产井的月产油数据，采用递减法分析反应目前阶段油藏自身的递减规律，规律段点数至少两年以上，根据该递减率利用递减法或采用水驱法测算技术可采储量。流程进入到步骤107。
在步骤107，不稳定生产老井标定。产量波动（生产不连续）井可借鉴稳定生产井的递减规律，利用递减法测算技术可采储量。流程进入到步骤109。
在步骤109，停产井的累积产油即为停产井的技术可采储量。流程进入到步骤111。
在步骤111，测算单元技术可采储量。通过以上步骤2、3、4、5分别测算的不同类型油井的技术可采储量，最后加和得到单元总的技术可采储量。流程进入到步骤113。
在步骤113，技术可采储量的合理性分析。根据测算的技术可采储量，主要通过相应的开发指标（单井控制剩余技术可采储量、剩余采油速度、剩余储采比等）进行合理性分析，真实客观反映油藏的实际开发水平。
在本发明的一具体实施例中，以东辛油田辛34块为例分析高含水关井和新井对可采储量标定结果的影响。东辛油田辛34块动用地质储量329×104t，目前累积投产油井78口，开油井31口，单井日油2.9t/d，含水94.2％，已处于特高含水开发阶段。
原有方法是分别采用甲型水驱特征曲线法（lgWp=A+BNp）和Arps递减法计算其可采储量。
若采用水驱特征曲线法计算，拟和时间段为1998年6月-2004年2月，计算单元可采储量235.98×104t，如图2和图3所示。
若采用Arps递减法计算，选取与水驱特征曲线法计算时相同的时间段，拟合递减率为16.03%，计算单元可采储量180.8×104t，如图4所示。
两种方法在拟合时间段相同的条件下计算得到的可采储量却相差55.1×104t。产生差距的原因主要是由于该时间段内有投产的新井和高含水关停井影响，从甲型水驱曲线看，在标定时间段内，新井低含水井的出现以及高含水井的停产，造成整体曲线上Np的增长比Wp的增长快，因而出现“压头”，可采储量预测偏大；从递减曲线看，后期由于开井数的减少，造成递减率增大，因而可采储量预测偏小。
为了解决上述问题，根据单元内油井的生产状态，首先按照步骤101将所有油井分成新井、稳定生产老井、不稳定生产老井、以及停产井四类，分别进行计算每类油井的可采储量。
其次按照步骤103测算新井技术可采储量。截止到2004年2月共投产新井5口，利用单井计算可采储量模型和投产新井数即可求得新井控制技术可采储量为11.4×104t。
按照步骤105测算稳定生产的18口老井技术可采储量。采用水驱特征曲线法计算可采储量78.01×104t,如图5和图6；采用Arps递减法计算可采储量为78.93×104t，如图7。两种方法计算结果基本一致。
按照步骤107测算不稳定生产的8口老井技术可采储量。这里主要是借鉴稳定生产老井的递减率进行可采储量的计算，计算结果为23.0×104t。
按照步骤109测算停产井47口井的技术可采储量。以其累积产油量作为其可采储量，即可采储量为84.8×104t。
按照步骤111将各类油井计算的结果相加即可得到单元的技术可采储量为197.8×104t。
按照步骤113进行结果合理性分析。单元标定可采储量为197.8×104t，目前开油井31口，平均单井日产油2.9t/d，含水94.2％，年产油4.46×104t，剩余速度10.8%，剩余储采比8.27，与目前开发状况基本匹配。
Claims (10)
1.特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，该特高含水阶段可采储量标定方法包括：
步骤1，进行油井分类；
步骤2，进行各类井的标定；
步骤3，测算单元技术可采储量；以及
步骤4，进行技术可采储量的合理性分析。
2.根据权利要求1所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤1中，考虑单元中不同类型油井的产量变化规律不同，将油井进行分类，分为新井、稳定生产老井、不稳定生产老井和停产井。
3.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对新井进行标定时，根据单井可采储量计算模型，测算新井单井控制可采储量，再根据投产新井数求得新井控制技术可采储量。
4.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对新井进行标定时，借鉴稳定生产老井的递减率采用递减法测算技术可采储量。
5.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对稳定生产老井进行标定时，根据稳定生产井的月产油数据，采用递减法分析反应目前阶段油藏自身的递减规律，规律段点数至少两年以上，根据该递减率利用递减法或采用水驱法测算技术可采储量。
6.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对不稳定生产老井进行标定时，借鉴稳定生产井的递减规律，利用递减法测算技术可采储量。
7.根据权利要求2所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤2中，在对停产井进行标定时，停产井的累积产油即为停产井的技术可采储量。
8.根据权利要求1所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤3中，根据步骤2分别测算的不同类型油井的技术可采储量，最后加和得到总的单元技术可采储量。
9.根据权利要求1所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，在步骤4中，根据测算的单元技术可采储量，通过相应的开发指标进行合理性分析，真实客观反映油藏的实际开发水平。
10.根据权利要求9所述的特高含水阶段可采储量标定方法，其特征在于，开发指标包括单井控制剩余技术可采储量、剩余采油速度、剩余储采比。
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