CN106545335B - 致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，包括：采用典型岩样和典型含气原油通过实验模拟致密油藏溶解气驱，测得溶解气驱流动达到稳定时的模拟地层压力值和模拟井底流压值；根据典型岩样长度值、多个不同的模拟井底流压值及模拟地层压力值，得到典型岩样的第一拐点压力值；根据多个不同典型岩样的第一拐点压力值及渗透率值，拟合得到第一拐点压力与渗透率的关系曲线；结合油井所在储层的渗透率值得到该油井的第一拐点压力值，再根据原油泡点压力值，计算得到该油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。使用本发明提供的方法确定的合理生产压差进行配产，可有效、合理地利用致密油藏地层天然能量。

Description

致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，特别涉及致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法。

背景技术

致密油藏是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中的一种非常规石油资源，储层具有低孔、低渗的特点。正是由于致密油藏储层致密的特点，决定了致密油藏渗流规律的复杂与开发难度。致密油藏在开发早期，大多采用油藏衰竭式开发，其驱油机理主要有弹性驱与溶解气驱两种。当地层压力高于泡点压力时以弹性驱为主，当地层压力低于泡点时以溶解气驱为主，且溶解气驱是致密油油井开发的主要驱油方式。因此，油井油藏衰竭式开发方式下合理生产压差下的配产对充分利用地层天然能量、节约油井生产成本具有至关重要的作用。

目前，国内外大多致密油藏根据常规油藏的经验法来确定生产压差。

在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：

当前致密油藏采用常规油藏的经验法确定的生产压差偏大，在生产过程中原油脱气严重，在井底附近造成的附加渗流阻力会对油井生产产生严重影响，大大降低油井产油能力，过大的生产压差会造成溶解气的过度开采，溶解气的过度采出会大量消耗地层天然能量。因此，油井生产压差不合理，难以充分利用地层天然能量，油井采出程度低。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，使用该方法得到的油井的生产压差进行配产可有效、合理地利用致密油藏地层天然能量。

具体而言，包括以下的技术方案：

一方面，本发明提供了一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，包括：

采用典型岩样和典型含气原油通过实验模拟致密油藏溶解气驱，测得溶解气驱流动达到稳定时的模拟地层压力值和模拟井底流压值；

根据所述典型岩样的长度值、多个不同的模拟井底流压值及对应的多个不同的模拟地层压力值，得到所述典型岩样的第一拐点压力值；

根据所述典型含气原油的泡点压力值与所述典型岩样的第一拐点压力值，得到所述典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值；

根据多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值及所述多个不同典型岩样的的渗透率值，拟合得到允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线；

根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

可选择地，所述根据所述典型岩样的长度值、多个不同的模拟井底流压值及对应的多个不同的模拟地层压力值，得到所述典型岩样的第一拐点压力值，包括：

根据所述典型岩样的长度值、所述多个不同的模拟井底流压值及所述对应的多个不同的模拟地层压力值，计算得到不同模拟井底流压值下的渗流阻力梯度值；

根据所述不同模拟井底流压值下的渗流阻力梯度值及对应的模拟井底流压值，得到渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线；

根据所述渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第一拐点压力值。

可选择地，所述渗流阻力梯度值的计算公式如下：

式中：

P_in——模拟地层压力，MPa；

P_out——模拟井底流压，MPa；

l——典型岩样的长度，m；

——渗流阻力梯度，MPa/m。

所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差值的计算公式如下：

ΔP_bmax＝P_b’-P_wf-cr

式中：

ΔP_bmax——允许低于泡点压力的最大合理生产压差，MPa；

P_wf-cr——第一拐点压力，MPa；

P_b’——典型含气原油的泡点压力，MPa。

可选择地，所述根据所述渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第一拐点压力值，包括：

在模拟井底流压值由高到低变化时，在所述渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线上刚开始偏离初始直线段的点对应的模拟井底流压值即为所述第一拐点压力值。

可选择地，根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值，包括：

所述油井所在储层的渗透率值在所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线上对应的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值，即为所述油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

另一方面，本发明还提供了另一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，包括：

采用典型岩样和典型含气原油通过实验模拟致密油藏溶解气驱，测得模拟地层压力与模拟井底流压之间的差值达到稳定时所需要的平衡时间值及模拟地层压力与模拟井底流压之间的差值达到稳定时的模拟井底流压值；

根据多个不同的模拟井底流压值及对应的多个平衡时间值，得到所述典型岩样的第二拐点压力值；

根据多个不同典型岩样的第二拐点压力值及所述典型含气原油的泡点压力值，计算得到所述多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值；

根据所述多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值及所述多个不同典型岩样的渗透率值，得到允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线；

根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。

可选择地，所述根据多个不同的模拟井底流压值及对应的多个平衡时间值，得到所述典型岩样的第二拐点压力值，包括：

根据所述多个不同的模拟井底流压值及所述对应的多个平衡时间值，拟合得到平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，根据所述平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第二拐点压力值。

可选择地，所述根据所述平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第二拐点压力值，包括：

在模拟井底流压值由高到低变化时，在所述平衡时间与模拟井底流压的关系曲线上刚开始偏离初始直线段的点对应的模拟井底流压值即为所述第二拐点压力值。

可选择地，所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差的计算公式如下：

ΔP_beqt＝P_b’-P_wf-eqt

式中：

ΔP_beqt——允许低于泡点压力的最佳合理生产压差，MPa；

P_wf-eqt——第二拐点压力，MPa；

P_b’——典型含气原油的泡点压力，MPa。

可选择地，根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值，包括：

所述油井所在储层的渗透率值在所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线上对应的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值，即为所述油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。

本发明实施例提供的技术方案的有益效果：

本发明提供的一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，采用典型含气原油和多个典型岩样通过模拟溶解气驱替油藏，测得模拟地层压力和模拟井底流压达到稳定时的模拟地层压力值、模拟井底流压值。根据岩样长度、模拟地层压力值与模拟井底流压值，计算得到典型岩样的第一拐点压力值，根据典型含气原油的泡点压力值与典型岩样的的第一拐点压力值，得到该典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值；根据多个不同的岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值及对应的多个不同的岩样的的渗透率值，得到允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线；油井所在储层的渗透率值及允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到该油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

本发明提供的另一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，采用典型含气原油和多个典型岩样通过模拟溶解气驱替油藏，测得模拟井底流压与模拟地层压力之间的压差达到稳定所需的平衡时间值及模拟井底流压与模拟地层压力之间的压差达到稳定时的模拟井底流压值，根据典型岩样多个不同模拟井底流压值与所对应的多个平衡时间值，得到第二拐点压力值，根据泡点压力、第二拐点压力，计算可低于泡点的最佳合理生产压差，根据多个典型岩样渗透率与所对应的可低于泡点压力的最佳合理生产压差，拟合得到可低于泡点压力生产的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，根据油井所在储层的渗透率值及可低于泡点的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的低于泡点压力的最佳合理生产压差。

本发明提供的这两种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，都是基于致密油藏溶解气驱的模拟实验得到的数据进行处理，从而得到油井的合理生产压差。实验过程中通过控制实验条件接近实际致密油藏溶解气驱的条件，得到的实验数据比较可靠，通过处理实验数据得到的油井的合理生产压差误差较小，使用本发明提供的方法确定的合理生产压差进行配产，可有效、合理地利用致密油藏地层天然能量。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例一中致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法的流程图；

图2是本发明实施例一中溶解气驱替油藏模拟实验的装置的示意图；

图3是本发明实施例一中模拟井底流压、模拟地层压力、模拟井底流压与模拟地层压力的压差与测试时间的关系曲线图；

图4是本发明实施例一中X地区储层不同岩样的渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线图；

图5是本发明实施例一中X地区储层的164号岩样的第一拐点压力值确定示意图；

图6是本发明实施例一中X地区储层的允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线图；

图7是本发明实施例一中X地区储层的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与渗透率的关系曲线图；

图8是本发明实施例二中致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法的流程图；

图9是本发明实施例二中X地区储层的164号岩样的第一拐点压力值确定示意图；

图10是本发明案例二中X地区储层的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线图；

图11是本发明实施例二中X地区储层允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线图；

图12是X地区储层的允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线、允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线的对比图；

图13是X地区储层的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与渗透率的关系曲线、允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线的对比图。

具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

实施例一

本实施例提供了一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，如图1所示，包括步骤S101、S102、S103、S104和S105。下面对各步骤进行具体介绍。

步骤S101：采用典型岩样和典型含气原油通过实验模拟致密油藏溶解气驱，测得溶解气驱流动达到稳定时的模拟地层压力值和模拟井底流压值。

需要说明的是，实验中所采用的典型岩样是指其孔隙度、渗透率、裂缝发育程度等物性参数涵盖储层物性界限，即所取岩心对地层来说具有足够的代表性，典型含气原油是指可代表地层流体的含气原油。

具体的致密油藏溶解气驱模拟实验的装置的示意图如图2所示，其中，第一中间容器中为煤油，第二中间容器中为含气原油，第三中间容器中为氮气，岩心夹持器置于第一恒温箱中，第三中间容器置于第二恒温箱中。

具体实验步骤如下：

①测量典型岩样的长度，将典型岩样进行抽真空饱和煤油，并将典型岩样进行核磁共振成像，测得其孔隙度；

②将典型岩样装入岩心夹持器；

③校准实验所用的压力传感器和压差传感器；

④煤油在岩心夹持器的出口接大气的情况下，排空并驱替岩心；

⑤将第三中间容器中的氮气压力升至原油饱和压力以上；

⑥将与岩心夹持器出口连接的第三中间容器之间的阀门关闭；

⑦用驱替泵将第一中间容器中的煤油驱替典型岩样，直至第一压力传感器测得的岩心夹持器出口压力与第三压力传感器测得的第三中间容器中的氮气压力接近，打开岩心夹持器出口与第三中间容器之间的阀门；

⑧在第三中间容器中的氮气压力为原油饱和压力以上时，利用驱替泵将第二中间容器中的含气原油置换典型岩样中的煤油；

⑨置换完全以后，降低第三中间容器中的氮气压力，关闭驱替泵，让原油呈溶解气驱替状态；

⑩当压差传感器测得的岩心夹持器入口的压力与出口的压力差不再变化后，饱和含气原油至原始地层压力。

改变第三容器中的氮气压力，重复步骤⑨-⑩，直至实验结束。

完成实验后，将典型岩样取出，在大气条件下，使其进行溶解气驱替。放置一段时间后，利用核磁共振测量残余油量，该油量为溶解气驱最大值时的残余油量，根据该值，可以估算油藏最高采出程度。

在实验中，岩心夹持器的入口压力即第一压力传感器测得的压力为模拟地层压力，岩心夹持器的出口压力即第二压力传感器测得的压力为模拟井底流压。

需要说明的是，先用煤油驱替岩样直至岩心夹持器出口压力与第三中间容器中的氮气压力接近，氮气压力高于典型含气原油的泡点压力，是为了保证溶解气驱实验测试前岩样中不含空气或气泡，再用典型含气原油置换煤油，这样可保证溶解气驱实验测试岩样中流体为单相。

实验过程中需注意以下几点：(1)岩心夹持器需放在第一恒温箱中，保证实验过程中温度恒定，以此模拟地层温度下油藏原油溶解气驱的情形；(2)第三中间容器放入第二恒温箱，消除环境温度变化对模拟井底流压的影响；(3)围压泵用于施加围压，以此模拟上覆岩层压力对致密油藏岩石及流体的作用，第四压力传感器用于测岩心夹持器内部压力，同时围压应大于典型岩样孔隙空间流体的压力即岩心夹持器内部压力，防止岩心夹持器胶皮筒与典型岩样表面流体的流动与渗漏；(4)岩心夹持器进口压力与出口压力稳定后适当延长实验点测试时间，以确保压力值测试的稳定性；(5)岩心夹持器出口与第三中间容器间的管线尽可能短，消除第三中间容器与岩心夹持器出口间的压力差对测试结果的影响，其中第三压力传感器用于测第三中间容器中的氮气压力；(6)每次测试前，先关闭岩心夹持器出口，降低第三中间容器中的氮气压力，待氮气压力稳定后再打开岩心夹持器出口与第三中间容器之间的阀门；(7)饱和煤油时，岩心夹持器的围压与内压需保持一定压差，直至内压达到地层压力或高于原油泡点压力，再进行含气原油驱替煤油，可保证典型含气原油在驱替煤油的过程中不脱气；(8)若原始地层压力较高，第三中间容器中的氮气压力需改用驱替泵实现压力改变。

实验过程中采集模拟井底流压、模拟地层压力、氮气压力及模拟井底流压与模拟地层压力之间的压差，数据记录表如下所示：

如图3所示，为通过实验得到的X地区储层的模拟井底流压、模拟地层压力、模拟井底流压与模拟地层压力的压差与测试时间的关系曲线图。

步骤S102：根据典型岩样的长度值、多个不同的模拟井底流压值及对应的多个模拟地层压力值，得到该典型岩样的第一拐点压力值。

具体地，根据典型岩样的长度值、多个不同的模拟井底流压值及对应的多个模拟地层压力值，计算得到各模拟井底流压值下的渗流阻力梯度值；根据各模拟井底流压值下的渗流阻力梯度值及对应的模拟井底流压值，得到渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线；根据渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线，得到该典型岩样的第一拐点压力值。

渗流阻力梯度值的计算公式如下：

式中：

P_in——模拟地层压力，MPa；

P_out——模拟井底流压，MPa；

l——典型岩样的长度，m；

——渗流阻力梯度，MPa/m。

在模拟井底流压值由高到低变化时，在渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线上刚开始偏离初始直线段的点对应的模拟井底流压即为所述第一拐点压力值。

如图4所示，分别为X地区储层的95号岩样、119号岩样、164号岩样及139号岩样的渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线。

从图4可以看出，当模拟井底流压高于含气原油泡点压力30MPa时，其渗流阻力梯度均较小；当模拟井底流压低于泡点压力、高于第一拐点压力时，原油脱气对原油流动的影响较小，可忽略，且在一定程度可充分有效利用溶解气驱能量，因此，原油可在一定程度上低于原油泡点压力进行生产。

如图5所示，为X地区储层的164号岩样的第一拐点压力的确定示意图，其中虚线为早期渗流阻力梯度与模拟井底流压呈线性关系的延长线，当渗流阻力梯度开始偏离该直线时对应的模拟井底流压值即为164号典型岩样的第一拐点压力值。

步骤S103：根据典型含气原油的泡点压力值与典型岩样的第一拐点压力值，得到该典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

允许低于泡点压力的最大合理生产压差值的计算公式如下：

ΔP_bmax＝P_b’-P_wf-cr

式中：

ΔP_bmax——允许低于泡点压力的最大合理生产压差，MPa；

P_wf-cr——第一拐点压力，MPa；

P_b’——典型含气原油的泡点压力，MPa。

根据图5得到的164号岩样的第一拐点压力值为18MPa，已知典型含气原油的泡点压力值为30MPa，根据允许低于泡点压力的最大合理生产压差计算公式得到164号岩样允许低于泡点压力的最大合理生产压差为12MPa。

步骤S104：根据多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值及渗透率值，拟合得到允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线。

如图6所示，为X地区储层的允许低于泡点的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线图。

需要说明的是，通过已知数据拟合曲线的技术已经很成熟，可通过现有技术来实现，本发明不再进行赘述。

步骤S105：根据油井所在储层的渗透率值及允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到该油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

具体地，油井所在储层的渗透率值在允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线上对应的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值即为该油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

需要说明的是，在实际生产过程中，当油井地层压力高于泡点压力，该油井的最大合理生产压差应为允许低于泡点压力的最大合理生产压差与地饱压差之和，其中，地饱压差为地层压力与泡点压力的差值。此时油井的最大合理生产压差的计算公式如下：

ΔP_max＝ΔP_bmax+(P_R-P_b)

式中：

ΔP_max——最大合理生产压差，MPa；

ΔP_bmax——允许低于泡点压力的最大合理生产压差，MPa；

P_R——地层压力，MPa；

P_b——原油泡点压力，MPa。

另外，可根据典型岩样的第一拐点压力值及典型含气原油泡点压力值，计算得到该典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值，再结合典型含气原油的泡点压力值，计算得到该典型岩样的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差值，根据多个不同典型岩样允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差值及其对应的典型岩样渗透率值，拟合得到允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与渗透率关系曲线。

根据油井所在储层的渗透率值及允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到该油井的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差值。根据该油井的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差值及该油井的原油泡点压力值，即可得到该油井的许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

其中，允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差的计算公式为：

式中：

——允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差，％。

如图7所示为X地区储层的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与渗透率的关系曲线图。

本实施例提供的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，可用于致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定，但不限于此，也可用于气油比较高的普通黑油油藏。

本实施例提供的油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，通过实验模拟溶解气驱替油藏，对实验采集的数据进行处理，从而得到油井的低于泡点压力的最大合理生产压差。实验过程中通过控制实验条件接近实际致密油藏溶解气驱的条件，因此得到的实验数据比较可靠，通过处理实验数据得到的油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值误差较小，使用该方法确定的合理生产压差进行配产，可在致密油藏有效利用地层天然能量的情况下尽可能地提高油井采油量。

实施例二

本实施例提供了另一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，如图8所示，包括步骤S201、S202、S203、S204和S205。下面对各步骤进行具体介绍。

步骤S201：采用典型岩样和典型含气原油通过实验模拟致密油藏溶解气驱，测得模拟地层压力与模拟井底流压之间的差值达到稳定时所需要的平衡时间值及模拟地层压力与模拟井底流压之间的差值达到稳定时的模拟井底流压值。

实施例二中的实验与实施例一中的实验完全相同，不在此进行赘述。

步骤S202：根据多个不同的模拟井底流压值及对应的多个平衡时间值，得到该典型岩样的第二拐点压力值。

具体地，根据多个不同的模拟井底流压值及对应的多个平衡时间值，拟合得到平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，并根据平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，得到该典型岩样的第二拐点压力值。

在模拟井底流压值由高到低变化时，在平衡时间与模拟井底流压的关系曲线上刚开始偏离初始直线段的点对应的模拟井底流压即为第二拐点压力。

如图9所示，为X地区储层的164号岩样的第二拐点压力确定示意图，其中虚线为早期渗流阻力梯度与模拟井底流压呈线性关系的延长线，当渗流阻力梯度开始偏离该直线时对应的模拟井底流压值即为164号典型岩样的第一拐点压力值。从图9中可以得到，164号岩样的第二拐点压力值为22.3MPa。

步骤S203：根据多个不同典型岩样的第二拐点压力值及典型含气原油的泡点压力值，计算得到多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。

允许低于泡点压力的最佳合理生产压差的计算公式如下：

ΔP_beqt＝P_b’-P_wf-eqt

式中：

ΔP_beqt——允许低于泡点压力的最佳合理生产压差；

P_wf-eqt——第二拐点压力；

P_b’——典型含气原油的泡点压力。

根据图9确定164号岩样的第二拐点压力值为22.3MPa，已知典型含气原油的泡点压力值为30MPa，根据允许低于泡点压力的最佳合理生产压差计算公式得到164号岩样允许低于泡点压力的最佳合理生产压差为7.7MPa。

步骤S204：根据多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值及多个不同典型岩样的渗透率值，得到允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线。

图10为X地区储层的允许允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线图。

步骤S205：根据油井所在储层的渗透率值及允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到该油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。

具体地，油井所在储层的渗透率值在允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线上对应的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值即为该油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。

需要说明的是，在实际生产过程中，当油井地层压力高于原油泡点压力时，该油井的最佳合理生产压差应为允许低于泡点的最佳合理生产压差与地饱压差之和。其中地饱压差为地层压力与泡点压力的差值。此时，油井的最佳合理生产压差计算公式如下：

ΔP_opmax＝ΔP_beqt+(P_R-P_b)

式中：

ΔP_opmax——最佳合理生产压差，MPa；

ΔP_beqt——允许低于泡点压力的最佳合理生产压差，MPa；

P_R——地层压力，MPa；

P_b——原油泡点压力，MPa。

另外，可根据典型岩样的第二拐点压力值及典型含气原油泡点压力值，计算得到该典型岩样的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值，再结合典型含气原油泡点压力值，计算得到该典型岩样的允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差值。根据多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差值及其对应的典型岩样渗透率值，拟合得到允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差与渗透率关系曲线。

根据油井所在储层的渗透率值及允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到该油井允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差值。根据该油井的允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差值及该油井的原油泡点压力值，即可得到该油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。

如图11所示为X地区储层的允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线图。

其中，允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差的计算公式为：

式中：

——允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差，％。

本实施例提供的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，可用于致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定，但不限于此。

本实施例提供的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，通过实验模拟致密油藏溶解气驱，对实验采集的数据进行处理，从而得到油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差。实验过程中通过控制实验条件使实验接近实际致密油藏溶解气驱的条件，得到的实验数据比较可靠，通过处理实验数据得到的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值误差较小，使用该方法得到的油井的生产压差进行生产可有效、合理地利用致密油藏地层天然能量。

实施例一级实施例二中两种不同的方法在使用过程中的区别在于：致密油藏在衰竭式开发过程以允许低于泡点压力的最大合理生产压差进行配产，原油脱气后孔喉结构对原油流动有一定影响，其影响在可接受范围内，尚未形成明显附加渗流阻力，但其溶解气的逸出速度较之允许低于泡点压力的最佳合理生产压差下的逸出程度快，会有一部分地层天然能量的损失，但在可接受范围内，以允许低于泡点压力的最大合理生产压差对油井进行配产，为油井生产过程中合理配产中的最大值；允许低于泡点压力的最佳合理生产压差，是油井在生产过程中溶解气逸出，而储层孔隙结构尚未对原油脱气产生影响时的合理生产压差，可最大限度利用地层天然能量，推荐油井采用此种合理生产压差进行生产。低于泡点压力的最大合理生产压差与低于泡点压力的最佳合理生产压差之间的压差是致密油藏储层微观孔喉结构大小差异性对脱气原油渗流影响的体现，在此压差区间内，随着压差变大，原油脱气对渗流的影响会逐渐凸显，溶解气的采出会逐渐增加地层能量损失，因此，此压差区间为油井产量调节时井底流压的变化区间范围提供了理论依据。

图12是X地区储层的允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线、允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线的对比图。从图中可看出：两种合理生产压差均与渗透率呈对数关系。在典型岩样同一区块内的油井，根据油井渗透率值，通过该图，可同时获得所述油井允许低于泡点压力的最大合理生产压差与允许低于泡点压力的最佳合理生产压差，而两者间的差值即为该油井在调产时的可控流压变化范围。

图13是X地区储层的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与渗透率的关系曲线、允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线的对比图。针对其他区块储层物性、原油性质与典型岩样的储层物性、原油性质有一定差异(如原油泡点压力为31MPa)时，通过图13，可确定目标储层的渗透率条件下可控的无因次合理生产压差的变化范围。根据研究目标的储层渗透率与原油泡点压力值，及油井的允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差，及允许低于泡点压力的无因次最大合理生产压差与允许低于泡点压力的无因次最佳合理生产压差的定义公式，通过换算可得到该油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值与允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值，当地层压力高于泡点压力时，结合油井所在储层的平均地层压力值、原油泡点压力值即可得到该油井的最大合理生产压差值与最佳合理生产压差值。

由于实验所用的典型岩样的非均质性较整体储层小，在实际中应用本发明提供的方法时，油井的储层的渗透率需进行加权平均处理，采用加权平均处理后的结果。

由于实验所用的典型岩样的非均质性较整体储层小，生产压差图在实际应用过程中，油井的储层渗透率需采用加权平均处理后的结果。

以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，包括：

采用典型岩样和典型含气原油通过实验模拟致密油藏溶解气驱，测得溶解气驱流动达到稳定时的模拟地层压力值和模拟井底流压值；

根据所述典型岩样的长度值、多个不同的模拟井底流压值及对应的多个不同的模拟地层压力值，得到所述典型岩样的第一拐点压力值；

根据所述典型含气原油的泡点压力值与所述典型岩样的第一拐点压力值，得到所述典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值；

根据多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值及所述多个不同典型岩样的渗透率值，拟合得到允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线；

根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

2.根据权利要求1所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述根据所述典型岩样的长度值、多个不同的模拟井底流压值及对应的多个不同的模拟地层压力值，得到所述典型岩样的第一拐点压力值，包括：

根据所述典型岩样的长度值、所述多个不同的模拟井底流压值及所述对应的多个不同的模拟地层压力值，计算得到不同模拟井底流压值下的渗流阻力梯度值；

根据所述不同模拟井底流压值下的渗流阻力梯度值及对应的模拟井底流压值，得到渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线；

根据所述渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第一拐点压力值。

3.根据权利要求2所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述渗流阻力梯度值的计算公式如下：

式中：

P_in——模拟地层压力，MPa；

P_out——模拟井底流压，MPa；

l——典型岩样的长度，m；

——渗流阻力梯度，MPa/m。

所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差值的计算公式如下：

ΔP_bmax＝P_b’-P_wf-cr

式中：

ΔP_bmax——允许低于泡点压力的最大合理生产压差，MPa；

P_wf-cr——第一拐点压力，MPa；

P_b’——典型含气原油的泡点压力，MPa。

4.根据权利要求2所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述根据所述渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第一拐点压力值，包括：

在模拟井底流压值由高到低变化时，在所述渗流阻力梯度与模拟井底流压的关系曲线上刚开始偏离初始直线段的点对应的模拟井底流压值即为所述第一拐点压力值。

5.根据权利要求1所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值，包括：

所述油井所在储层的渗透率值在所述允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率的关系曲线上对应的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值，即为所述油井的允许低于泡点压力的最大合理生产压差值。

6.一种致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，包括：

采用典型岩样和典型含气原油通过实验模拟致密油藏溶解气驱，测得模拟地层压力与模拟井底流压之间的差值达到稳定时所需要的平衡时间值及模拟地层压力与模拟井底流压之间的差值达到稳定时的模拟井底流压值；

根据多个不同的模拟井底流压值及对应的多个平衡时间值，得到所述典型岩样的第二拐点压力值；

根据多个不同典型岩样的第二拐点压力值及所述典型含气原油的泡点压力值，计算得到所述多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值；

根据所述多个不同典型岩样的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值及所述多个不同典型岩样的渗透率值，得到允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线；

根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。

7.根据权利要求6所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述根据多个不同的模拟井底流压值及对应的多个平衡时间值，得到所述典型岩样的第二拐点压力值，包括：

根据所述多个不同的模拟井底流压值及所述对应的多个平衡时间值，拟合得到平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，根据所述平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第二拐点压力值。

8.根据权利要求7所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述根据所述平衡时间与模拟井底流压的关系曲线，得到所述典型岩样的第二拐点压力值，包括：

在模拟井底流压值由高到低变化时，在所述平衡时间与模拟井底流压的关系曲线上刚开始偏离初始直线段的点对应的模拟井底流压值即为所述第二拐点压力值。

9.根据权利要求6所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差的计算公式如下：

ΔP_beqt＝P_b’-P_wf-eqt

式中：

ΔP_beqt——允许低于泡点压力的最佳合理生产压差，MPa；

P_wf-eqt——第二拐点压力，MPa；

P_b’——典型含气原油的泡点压力，MPa。

10.根据权利要求6所述的致密油藏衰竭式开发合理生产压差的确定方法，其特征在于，根据油井所在储层的渗透率值及所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线，得到所述油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值，包括：

所述油井所在储层的渗透率值在所述允许低于泡点压力的最佳合理生产压差与渗透率的关系曲线上对应的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值，即为所述油井的允许低于泡点压力的最佳合理生产压差值。