CN105631529A - 一种边水气藏见水时间预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于石油和天然气开发技术领域，属于一种边水气藏见水时间的预测方法。本发明通过获取边水气藏地质资料和分析化验数据，依据边水气藏非均质特征，建立四种非均质储层的组合形式下三维地质模型，划定边水气藏的气区和边水区，在边水气藏的气区中建立虚拟井，利用气井见水时间与储层非均质特征参数的响应关系，可准确预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的气井见水时间，用于指导气藏开发工作制度的调整，及时下调即将出水井产量和控制生产压差，有效减缓边底水的推进速度，从而为边水气藏长期稳产提供技术支撑。

Description

一种边水气藏见水时间预测方法

技术领域

本发明涉及石油和天然气开发技术领域，具体一种边水气藏见水时间的预测方法。

背景技术

在水驱气藏的开发中，水侵的早期识别是充分利用无水期进行生产与主动地实施治水措施的前提。在开发全过程中，必须不断加强地层水监测及水侵动态跟踪分析预测，根据地层水推进状况做好气井调配，进一步做好地层水防治，有利于提高气藏稳产期和气藏最终开发效益。

目前常用的边水气藏见水预测方法主要有以下两种：(1)气藏工程法，假设地层均质同性，利用气水两相渗流的基本规律，通过数学推导，得到边水气藏水舌进突破时间的预测方法，如《边水气藏气井见水时间预测方法》(王会强等.特种油气藏.2008/04)，该方法考虑了气水流度比、残余气饱和度、储层厚度、孔隙度、距边水距离、气井产量等对气井见水时间的影响，在相对均质的储层中，实践证明具有一定的实用性。但由于该方法考虑不了储层的非均质性，对于非均质较严重的储层，见水时间误差很大。(2)数值模拟法，直接建立区块数值模拟模型来研究边底水的推进是一种普遍手段，但由于其要求参数多，工作量大，特别是在气藏开发早期的现场应用中存在一定的局限性。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术预测的边水气藏见水时间精度低，常规数值模拟方法要求参数多、工作量大而难以满足边水气藏气井水侵预警的需要等缺陷，提供了一种边水气藏见水时间的预测方法。

本发明包括以下步骤：

1、获取边水气藏地质资料和分析化验数据。

收集边水气藏地质资料和分析化验数据。其中，地质资料包括地震、钻井、测井、录井数据；分析化验数据包括流体高压物性、岩心相渗实验数据。

2、依据边水气藏非均质特征，建立不同非均质储层组合形式的三维地质模型，划定边水气藏的气区和边水区，在边水气藏的气区中建立虚拟井。

2.1结合边水气藏地质资料，利用储层预测软件，开展边水气藏储层展布研究，结合生产测井资料，明确气藏纵向上储层非均质特征，划定边水气藏不同非均质储层的组合形式。

2.2利用步骤1的地质资料和2.1确定的边水气藏不同非均质储层的组合形式，建立反映边水气藏非均质特征的四种三维地质模型；

2.3结合步骤1收集的边水气藏的分析化验数据，对步骤2.2建立的反映边水气藏非均质特征的三维地质模型进行初始化，划定边水气藏的气区和边水区。

2.4依据上述步骤2.2建立的反映边水气藏非均质特征的三维地质模型，在步骤2.3划定的边水气藏的气区中建立虚拟井。

3、依据边水气藏的气区中建立的虚拟井的见水时间与见水响应特征参数之间的关系，预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的见水时间。

3.1优选影响边水气藏气井见水时间的特征参数，分别模拟预测步骤2.4建立的虚拟井的见水时间，确立不同非均质储层的组合形式下的单一特征参数与虚拟井见水时间的关系如下：

t＝a₁e^(b ₁ ^*X)(1)t＝a₂e^(b ₂ ^*X)(2)t＝a₃e^(b ₃ ^*X)(3)

t＝a₄(X)^b ₄(4)t＝a₅(X)^b ₅(5)t＝a₆ln(X)+b₆(6)

t＝a₇e^(b ₇ ^*X)(7)t＝a₈e^(b ₈ ^*X)(8)t＝a₉(X)^b ₉(9)

t＝a₁₀(X)^b ₁₀(10)t＝a₁₁(X)^b ₁₁(11)t＝a₁₂(X)^b ₁₂(12)

t＝a₁₃ln(X)+b₁₃(13)t＝a₁₄(X)^b ₁₄(14)

公式(1)、(2)、(3)、(4)、(5)、(6)、(7)分别表示当非均质储层呈现上差下好的组合形式时，层间渗透率比值、气井产量、层间厚度比值、气井距边水距离、气层总厚度、层间孔隙度比值、垂向渗透率与水平渗透率比值等7个单一特征参数与虚拟井见水时间的关系式。公式(8)、(9)、(10)、(11)、(12)、(13)、(14)分别表示当非均质储层呈现上好下差的组合形式时，上述7个单一特征参数与虚拟井见水时间的关系式。其中，t为虚拟井见水时间，a₁～a₁₄、b₁～b₁₄为常数，X为单一特征参数。

3.2利用步骤3.1得到的全部单一特征参数与虚拟井见水时间的关系进行多元回归组合，建立非均质储层的组合形式下的多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系。

3.3依据步骤3.2建立非均质储层的组合形式下的多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系，预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的虚拟井的见水时间。

本发明通过建立四种非均质储层的组合形式下三维地质模型，划定边水气藏的气区和边水区，在边水气藏的气区中建立虚拟井，利用气井见水时间与储层非均质特征参数的响应关系，可准确预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的气井见水时间，用于指导气藏开发工作制度的调整，及时下调即将出水井产量和控制生产压差，有效减缓边底水的推进速度，从而为边水气藏长期稳产提供技术支撑。

附图说明

图1是本发明技术方案流程框图。

图2是普光气藏平均相渗曲线。

图3、图4、图5、图6是利用现有技术编制的普光103-1、105-2、103-4、203-1四口单井测井解释组合图。其中红色(如c所示色块)代表物性最好的一类储层、黄色(如b所示色块)代表二类储层、绿色(如a所示色块)代表物性最差的三类储层。

图7是利用现有技术建立的普光气藏三维地质模型。

图8是利用现有技术编制的普光气藏主体边部储层展布连通图。其中红色(如c所示色块)代表物性最好的一类储层、黄色(如b所示色块)代表二类储层、绿色(如a所示色块)代表物性最差的三类储层，蓝色(如d所示色块)代表非储层。

图9～22是利用现有技术生成的两种非均质储层的组合形式下的单一特征参数与模拟井见水时间的关系。其中，图9～图15针对下好上差储层，图16～图22针对下差上好储层。

具体实施方式

为使本发明目的、技术方案和优点更加清楚，以中原油田普光气藏主体气藏为例，结合附图对本发明作进一步描述。由图1可知，本发明包含以下步骤。

1、收集普光气藏边水气藏地质资料和分析化验数据。

地质资料包括150km²三维地震，45口井的钻井、测井、录井数据；分析化验数据包括普光2、普光6、普光302-1、普光104-1等4口井所取气样的体积系数、偏差系数、粘度、密度等高压物性资料以及120个岩心相渗实验数据。

对岩心相渗实验数据做归一化处理，得到反映普光气藏相渗规律的平均相渗曲线，见图2。

2、依据普光边水气藏非均质特征，建立不同非均质储层组合形式的三维地质模型，划定边水气藏的气区和边水区，在边水气藏的气区中建立虚拟井。

2.1结合测井解释及储层预测手段，确定边水气藏单井储层的非均质性特征，明确整个边水气藏纵向上储层非均质特征；划定边水气藏不同非均质储层的组合形式。

利用步骤1的测井解释数据，对普光气藏边水区气井进行测井解释，绘制如图3、图4、图5、图6及表1所示的测井解释组合图，确定单井储层纵向非均质特征。由图3、表1可知，普光北部普光105-1H井纵向上储层段由底部的TSQ1-Ⅲ层序往上TSQ1-Ⅵ层序储层渗透率逐渐减小，总体呈现呈上差下好形式，普光104-1、104-3、103-1等3口气井储层特征与普光105-1H井相似；由图4、表1可知，普光中北部的普光105-2井纵向上中间Ⅴ层序渗透率较小，往下Ⅱ层序及往上Ⅵ层序渗透率变大，总体呈现两端好中间差，普光103-2储层特征与普光105-2井类似；由图5、表1可知，普光中南部的普光103-4井纵向上中间Ⅴ层序渗透率较高，往下Ⅲ层序及往上Ⅵ层序渗透率变小，总体呈现两端差中间好的特征；由图6、表1可知，普光南部的普光203-1井纵向上储层段纵向上储层段由底部的Ⅲ层序往上Ⅵ层序储层渗透率逐渐变大，总体呈现呈上好下差形式。

表1普光气藏8口单井非均质特征统计表

利用步骤1的地震及测井解释数据，采用波阻抗反演技术进行储层预测，确定由图7显示的普光气藏边部的储层展布。由图7可知，普光气藏边部储层呈现北部储层上差下好、中部储层两端好中间差、南部储层上部好下部差的非均质特征，优质储层由北向南逐渐向上变好的趋势。

2.2建立上述步骤2.1所反映的四个普光边水气藏非均质特征的三维地质模型。

利用步骤1中的地质资料，采用基于震控的随机建模技术，建立如图7所示的普光气藏三维地质模型。在此模型上切割出四个反映不同非均质特征的三维模型1区、2区、3区、4区。依次代表优质储层由北向南逐渐向上变好的趋势，普光103-1、105-2、103-4、203-1井四口井分别位于1区、2区、3区、4区，切割后单个模型网格数都为111×25×30＝83250，可以满足精细模拟研究的需要。

2.3依据步骤2.2建立的四个反映普光气藏不同非均质特征的三维地质模型，结合步骤1的普光2、普光6、普光302-1、普光104-1等4口气井的流体高压物性资料及图2所示的反映普光气藏相渗规律的平均相渗曲线，利用静力学平衡方程原理，对四个反映不同非均质特征的三维地质模型进行初始化，得到如图8所示的四个不同非均质特征的三维地质模型的气区和边水区。

2.4依据上述步骤2.2建立的四种三维地质模型和步骤2.3划定的边水气藏的气区中建立虚拟井。

依据上述步骤2.2建立的反映边水气藏非均质特征的四种三维地质模型，在步骤2.3划定的边水气藏的气区中建立虚拟井。按照储层上好下差、两端好中间差、中间好两端差、上差下好四种非均质特征，对4口虚拟井的渗流特征参数进行赋值。普光103-1、105-2、103-4、203-1四口井分别位于四个反映不同非均质特征的三维模型1区、2区、3区、4区，切割后单个模型网格数都为111×25×30＝83250，可以满足精细模拟研究的需要，可将普光103-1、105-2、103-4、203-1四口井设定为四个反映不同非均质特征的三维模型1区、2区、3区、4区中的虚拟井。虚拟井渗流特征参数见表2。

表2不同非均质特征的气区中的虚拟井特征参数

3、确立普光气藏非均质储层与气井见水时间的关系

3.1依据步骤2.2确立的四个反映普光边水气藏非均质特征的三维地质模型及步骤2.4建立的虚拟井的见水时间响应特征参数，模拟预测虚拟井的见水时间。通过改变不同特征参数大小，分别对每个特征参数做单因素敏感性分析，确立如图9～图22所示的四种非均质储层的组合形式下的单一特征参数与步骤2.4设定的模拟井的见水时间的关系，其中：

①当非均质储层呈现上差下好的组合形式时：

层间渗透率比值：t＝26.76e^{-0.186(k2/k1)}(1)

气井产量：t＝9.6875e^-0.009qg(2)

层间厚度比值：t＝8.4355e^{-0.0697(h2/h1)}(3)

气井距离边水距离：t＝2E-5L^2.2125(4)

气层总厚度：t＝1.9343h^2.4918(5)

层间孔隙度比值：

垂向渗透率与水平渗透率比值：t＝14.434e^{0.1533(kv/kx)}(7)

②当非均质储层呈现上好下差的组合形式时：

层间渗透率比值：t＝36.179e^{-0.145(k2/k1)}(8)

气井产量：t＝21.492q_g ^-0.061(9)

层间厚度比值：t＝16.419(h₂/h₁)^0.1047(10)

气井距离边水距离：t＝0.0523L⁹⁶¹⁴(11)

气层总厚度：t＝0.0958h^0.8292(12)

层间孔隙度比值：

垂向渗透率与水平渗透率比值：t＝17.008(k_v/k_x)^0.0079(14)

中间差两端好储层模拟井见水时间预测方法可利用步骤①所示的公式(1)～公式(7)确定；中间好两端差储层模拟井见水时间可利用步骤②所示的公式(8)～公式(14)确定，建立起四种非均质储层的组合形式下的单一特征参数与模拟井见水时间的关系。

3.2利用步骤3.1得到的全部单一特征参数与虚拟井见水时间的关系进行多元回归组合，建立四种非均质储层的组合形式下的多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系。

通过步骤3.1所示的四种非均质储层的组合形式下的单一特征参数模拟井见水时间的关系可知，模拟井见水时间随层间渗透率比值K₂/K₁、日产量q_g两个因素值增加而减小；模拟井见水时间随层间厚度比值h₂/h₁、气层总厚度h、垂向渗透率与水平渗透率比值K_v/K_x、气井距边水距离L、层间孔隙度比值五个因素值的增加而增加。依据上述不同特征参数与见水时间的正、负相关关系，建立如公式(15)所示的渗透率比值K₂/K₁、日产量q_g与见水时间的负相关关系和公式(16)所示的层间厚度比值h₂/h₁、气层总厚度h、垂向渗透率与水平渗透率比值K_v/K_x、气井距边水距离L、层间孔隙度比值与见水时间的正相关关系：

$X=\frac{K_2}{K_1}*ln\left(q_g\right)---\left(15\right)$

式中：K₂/K₁—层间渗透率比值；q_g—气井产量，10⁴m³/d；K_v/K_x—垂向渗透率与水平渗透率比值；h₂/h₁—层间厚度比值；h—气层总厚度，m；层间孔隙度比值；L—气井距边水距离，m。

利用步骤3.1确立的四种非均质储层的组合形式下的单一特征参数模拟井见水时间的关系，与上述步骤3.2公式(15)、公式(16)所确定的7个特征参数与气井见水时间的正负相关关系，采用二元线性回归的方法，建立如公式(17)、公式(18)所示的两种多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系式。

上差下好、中间差两边好：

t₁＝13.7-1.28×10^-1X-5.34×10^-4Y(17)

上好下差、中间好两边差：

t₂＝11.88-5.4×10^-1X+4.1×10^-3Y(18)

3.3依据步骤3.2建立四种非均质储层的组合形式下的多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系，预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的虚拟井的见水时间。

利用步骤3.2建立的公式(17)、公式(18)所示的多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系式，计算普光105-1H、103-1、103-4、105-2井的见水时间，计算结果见表3。与实际见水时间进行对比，本发明的预测结果与普光气藏实际气井见水时间平均符合率达95％以上，能够满足气藏实际开发中气井见水时间预测的精度要求。

表3普光气藏已出水井预测与实际见水时间对比表

Claims (3)

1.一种边水气藏见水时间的预测方法，其特征在于包括以下步骤：

(1)获取边水气藏地质资料和分析化验数据；

(2)依据边水气藏非均质特征，建立不同非均质储层组合形式的三维地质模型，划定边水气藏的气区和边水区，在边水气藏的气区中建立虚拟井；

(3)依据边水气藏的气区中建立的虚拟井的见水时间与见水响应特征参数之间的关系，预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的见水时间。

2.根据权利要求1所述的一种边水气藏见水时间的预测方法，其特征在于：在边水气藏的气区中建立虚拟井的步骤为：

(1)结合边水气藏地质资料，利用储层预测软件，开展边水气藏储层展布研究，结合生产测井资料，明确气藏纵向上储层非均质特征，划定边水气藏不同非均质储层的组合形式；

(2)利用地质资料和步骤(1)确定的边水气藏不同非均质储层的组合形式，建立反映边水气藏非均质特征的四种三维地质模型；

(3)结合收集的边水气藏的分析化验数据，对步骤(2)建立的反映边水气藏非均质特征的三维地质模型进行初始化，划定边水气藏的气区和边水区；

(4)依据上述步骤(2)建立的反映边水气藏非均质特征的三维地质模型，在步骤(3)划定的边水气藏的气区中建立虚拟井。

3.根据权利要求1或2所述的一种边水气藏见水时间的预测方法，其特征在于：预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的见水时间的步骤为：

(1)优选影响边水气藏气井见水时间的特征参数，分别模拟预测虚拟井的见水时间，确立不同非均质储层的组合形式下的单一特征参数与虚拟井见水时间的关系如下：

t＝a₁e^(b ₁ ^*X)(1)t＝a₂e^(b ₂ ^*X)(2)t＝a₃e^(b ₃ ^*X)(3)

t＝a₄(X)^b ₄(4)t＝a₅(X)^b ₅(5)t＝a₆ln(X)+b₆(6)

t＝a₇e^(b ₇ ^*X)(7)t＝a₈e^(b ₈ ^*X)(8)t＝a₉(X)^b ₉(9)

t＝a₁₀(X)^b ₁₀(10)t＝a₁₁(X)^b ₁₁(11)t＝a₁₂(X)^b ₁₂(12)

t＝a₁₃ln(X)+b₁₃(13)t＝a₁₄(X)^b ₁₄(14)

公式(1)、(2)、(3)、(4)、(5)、(6)、(7)分别表示当非均质储层呈现上差下好的组合形式时，层间渗透率比值、气井产量、层间厚度比值、气井距边水距离、气层总厚度、层间孔隙度比值、垂向渗透率与水平渗透率比值等7个单一特征参数与虚拟井见水时间的关系式；公式(8)、(9)、(10)、(11)、(12)、(13)、(14)分别表示当非均质储层呈现上好下差的组合形式时，上述7个单一特征参数与虚拟井见水时间的关系式；其中，t为虚拟井见水时间，a₁～a₁₄、b₁～b₁₄为常数，X为单一特征参数；

(2)利用上述步骤(1)得到的全部单一特征参数与虚拟井见水时间的关系进行多元回归组合，建立非均质储层的组合形式下的多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系；

(3)依据建立非均质储层的组合形式下的多因素特征参数与虚拟井见水时间的关系，预测边水气藏不同非均质储层的组合形式下的虚拟井的见水时间。