CN108756868A - 一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，包括以下步骤：1)根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与含气饱和度相关性分析，建立注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与岩心出口端含气饱和度指数关系式；2)基于步骤1)建立的指数关系式，并结合岩心出口端含气饱和度与采出程度关系、油气两相渗流达西定律，建立新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线；3)根据油藏实际累产气及累产油数据，利用步骤2)建立的特征曲线关系式进行拟合，得到关系式中的各系数项；4)基于步骤2)建立的特征曲线关系式求解得计算油藏累积产油量的表达式，并利用步骤3)中得到的各系数项，计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量。

Description

一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法

技术领域

本发明涉及一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，属于油气田开发油藏工程的技术领域。

背景技术

油气相对渗透率曲线是描述注气开发油藏油气渗流规律的理论基础，常用油相相对渗透率与气相相对渗透率比值符合指数关系进行表征，认为油相相对渗透率与气相相对渗透率比值和含气饱和度在半对数坐标系中符合线性规律。然而通过对实际油气相对渗透率曲线的分析，油相相对渗透率与气相相对渗透率比值在含气饱和度处于中高阶段时，出现明显的偏离直线现象，现有的指数关系式不能准确表征中高气油比阶段的油气两相渗流规律。因此，需要建立能准确表征中高气油比阶段油气两相相对渗透率比值与含气饱和度的关系式，并建立新型的注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线，既能客观描述注气开发油藏油气两相渗流规律，提高可采储量预测精度，同时又能提高工作效率、缩短研究周期，对准确把握油藏开发效果具有重要的意义。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，该方法综合考虑中高气油比阶段新型油气相对渗透率比值与相渗实验中岩心出口端(下称出口端)含气饱和度关系式、出口端含气饱和度和采出程度关系及油气两相渗流理论，推导建立了新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线，为准确评估注气开发油藏高气油比期可采储量提供理论依据。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，其特征在于，包括以下步骤：1)根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与含气饱和度相关性分析，建立注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度指数关系式；2)基于步骤1)建立的注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度指数关系式，并结合出口端含气饱和度与采出程度关系、油气两相渗流达西定律，建立新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线；3)根据油藏实际累产气及累产油数据，利用步骤2)建立的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式进行拟合，得到关系式中的各系数项；4)基于步骤2)建立的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式求解得计算油藏累积产油量的表达式，并利用步骤3)中得到的各系数项，计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量。

所述步骤1)中，根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与出口端含气饱和度相关性分析，建立注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度关系式的过程为：

①根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与出口端含气饱和度的非线性关系，拟合得到高气油比期油气两相相对渗透率比值半对数与出口端含气饱和度的线性关系式：

式中，k_roe为出口端油相相对渗透率；k_rge为出口端气相相对渗透率；S_ge为出口端含气饱和度；a，b，c为方程回归系数。

②对步骤①的线性关系式进行变形，得到注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度的指数关系式：

式中，d为方程系数。

所述步骤2)中，基于步骤1)建立的高气油比期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度指数关系式，并结合出口端含气饱和度与采出程度关系、油气两相渗流达西定律，建立新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式的过程为：

①出口端含气饱和度与采出程度表达式为：

式中，J₁，J₂为常数；N_p为累积产油量；N为原油地质储量；S_wi为初始含水饱和度；S_oi为初始含油饱和度；S_gi为初始含气饱和度；S_or为残余油饱和度；R为动用地质储量采出程度。

②在不考虑水相流动时，地层条件下的油气两相流量可以利用达西定律来确定，并且在气驱稳定渗流条件下，油气两相的相对渗透率比值与油气两相流量之间存在如下关系：

式中，q_ga为地层产气量；q_oa为地层产油量；μ_g为地层气相粘度；μ_o为地层油相粘度。

③地层条件下的产气量和产油量与地面条件下产气量和产油量之间存在如下关系：

q_ga＝(q_g-q_o×R_si)×B_g (5)

q_oa＝q_o×B_o (6)

式中，q_g为地面产气量；q_o为地面产油量；R_si为溶解气油比；B_g为地层气体体积系数；B_o为地层原油体积系数。

④将步骤2)中的公式(3)、(4)、(5)、(6)代入步骤1)中的公式(2)并积分移项整理，可得表征注气开发油藏高气油比期气油比与采出程度关系式：

ln(GOR-R_si)＝A′R²+B′R+C (7)

式中，GOR为生产气油比；A′＝aJ₁ ²S_oi ²；B′＝2aJ₁S_oiE+bJ₁；E＝J₁(S_wi+S_gi)-J₂(1-S_or)。

⑤根据动用地质储量采出程度R等于累积产油量N_p与原油地质储量N之比，将步骤④中的公式(7)进一步变形得到表征注气开发油藏开发中后期气油比与累积产油量关系式,即为新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线的关系式：

ln(GOR-R_si)＝AN_p ²+BN_p+C (8)

式中，

所述步骤3)中，根据油藏实际累产气及累产油数据，利用步骤2)的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式进行拟合，得到关系式中的各系数项的过程为：

根据油藏实际累产气及累产油数据，绘制ln(GOR-R_si)与累积产油量N_p的关系曲线，利用公式(8)对ln(GOR-R_si)与N_p的线性关系进行拟合，得到A、B和C三个系数项。

所述步骤4)中，基于步骤2)的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式求解得计算油藏累积产油量的表达式，并代入步骤3)中得到的各系数项，计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量的过程为：

①对步骤2)中的公式(8)求解，得到计算油藏累积产油量的表达式：

②当气油比达到最大时，即可得计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量的表达式为：

式中，N_pmax为最终可采储量；GOR_max为最大气油比。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明综合考虑高气油比期新型油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度关系式、出口端含气饱和度和采出程度关系及油气两相渗流理论，推导建立了新型的注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线，明确各项参数的物理意义，可准确表征注气开发油藏开发中后期气油比与累产油的相互关系。2、本发明基于新型的注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线式，通过解析求解建立注气开发油藏高气油比期累积产油量计算表达式，为准确评估注气开发油藏最终可采储量提供了理论基础。3、本发明提供的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线表达式，公式简单明了、物理意义明确，便于操作和实施，计算结果准确。

附图说明

图1是不同岩石类型k_roe/k_rge随S_ge变化曲线图；

图2是lnk_roe/k_rge-S_ge曲线偏移段拟合图；

图3是A1井的ln(GOR-R_si)与累积产油量N_p的关系拟合曲线图。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提供一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，包括以下步骤：

1)根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与含气饱和度相关性分析，建立的注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度关系式：

①根据西非深水A油田D油藏不同岩石类型的油气相对渗透率数据，绘制出k_roe/k_rge随S_ge变化的关系曲线，在高含气饱和度阶段，k_roe/k_rge随S_ge曲线出现不同程度地偏离直线关系(如图1所示)。

②根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与含气饱和度的非线性关系，对曲线的偏移段进行拟合(如图2所示)，得到高气油比期油气两相相对渗透率比值半对数与出口端含气饱和度的线性关系式：

式中，k_roe为出口端油相相对渗透率；k_rge为出口端气相相对渗透率；S_ge为出口端含气饱和度；a，b，c为方程回归系数。

③对步骤②的关系式进行变形，得到注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度的指数关系式：

式中，d为方程系数。

2)基于步骤1)建立的注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与出口端含气饱和度指数关系式，并结合出口端含气饱和度与采出程度关系、油气两相渗流达西定律，建立新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线：

①出口端含气饱和度与采出程度表达式：

式中，J₁，J₂为常数；N_p为累计产油量；N为原油地质储量；S_wi为初始含水饱和度；S_oi为初始含油饱和度；S_gi为初始含气饱和度；S_or为残余油饱和度；R为动用地质储量采出程度。

②在不考虑水相流动时，地层条件下的油气两相流量可以利用达西定律来确定，并且在气驱稳定渗流条件下，油气两相的相对渗透率比值与油气两相流量之间存在如下关系：

式中，q_ga为地层产气量；q_oa为地层产油量；μ_g为地层气相粘度；μ_o为地层油相粘度。

③地层条件下的产气量和产油量与地面条件下产气量和产油量之间存在如下关系：

q_ga＝(q_g-q_o×R_si)×B_g (5)

q_oa＝q_o×B_o (6)

式中，q_g为地面产气量；q_o为地面产油量；R_si为溶解气油比；B_g为地层气体体积系数；B_o为地层原油体积系数。

④将步骤2)中的公式(3)、(4)、(5)、(6)代入步骤1)中的公式(2)并积分移项整理，可得表征注气开发油藏高气油比期气油比与采出程度关系式:

ln(GOR-R_si)＝A′R²+B′R+C (7)

式中，GOR为生产气油比；A′＝aJ₁ ²S_oi ²；B′＝2aJ₁S_oiE+bJ₁；E＝J₁(S_wi+S_gi)-J₂(1-S_or)。

⑤根据采出程度R等于累积产油量N_p与原油地质储量N之比，将步骤④中的公式(7)进一步变形得到表征注气开发油藏高气油比期气油比与累积产油量关系式,即为注气开发油藏开发中后期新型气驱特征曲线的关系式：

ln(GOR-R_si)＝AN_p ²+BN_p+C (8)

式中，

3)根据油藏实际累产气及累产油数据，利用步骤2)的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式进行拟合，得到关系式中的各系数项：

根据油藏实际气油比及累产油数据(如表1所示)，绘制ln(GOR-R_si)与累积产油量N_p的关系曲线(如图3所示)，利用公式(8)对ln(GOR-R_si)与N_p的线性关系进行拟合，得到A、B和C三个系数项，分别为-2×10^^-5，0.0262，0.1368。

表1A1井部分生产动态数据

4)基于步骤2)的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式求解得计算油藏累积产油量的表达式，并代入步骤3)中得到的各系数项，计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量：

①对步骤2)中的公式(8)求解，得到计算油藏累积产油量的表达式：

②当气油比达到最大时，即可得计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量的表达式：

式中，N_pmax为最终可采储量；GOR_max为最大气油比。

③将步骤3)中得到的各系数项，代入到公式(10)，即可求得最大气油比条件下的单井最终可采储量为30.6百万桶，根据递减规律法计算可采储量为32.7百万桶，相对误差为6.4％，满足预测精度要求。

上述各实施例仅用于对本发明的目的、技术方案和有益效果进行示例性描述，并不局限于上述具体实施方式，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与含气饱和度相关性分析，建立注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与岩心出口端含气饱和度指数关系式；

2)基于步骤1)建立的注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与岩心出口端含气饱和度指数关系式，并结合岩心出口端含气饱和度与采出程度关系、油气两相渗流达西定律，建立新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线；

3)根据油藏实际累产气及累产油数据，利用步骤2)建立的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式进行拟合，得到关系式中的各系数项；

4)基于步骤2)建立的新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线关系式求解得计算油藏累积产油量的表达式，并利用步骤3)中得到的各系数项，计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量。

2.如权利要求1所述的一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，其特征在于，所述步骤1)中，具体过程为：

①根据高气油比期油气两相相对渗透率比值与岩心出口端含气饱和度的非线性关系，拟合得到高气油比期油气两相相对渗透率比值半对数与岩心出口端含气饱和度的线性关系式：

式中，k_roe为岩心出口端油相相对渗透率；k_rge为岩心出口端气相相对渗透率；S_ge为岩心出口端含气饱和度；a，b，c为方程回归系数；

②对步骤①的线性关系式进行变形，得到注气开发油藏开发中后期油气相对渗透率比值与岩心出口端含气饱和度的指数关系式：

式中，d为方程系数。

3.如权利要求2所述的一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，其特征在于，所述步骤2)中，具体过程为：

①岩心出口端含气饱和度与采出程度表达式为：

式中，J₁，J₂为常数；N_p为累积产油量；N为原油地质储量；S_wi为初始含水饱和度；S_oi为初始含油饱和度；S_gi为初始含气饱和度；S_or为残余油饱和度；R为动用地质储量采出程度；

②在不考虑水相流动时，地层条件下的油气两相流量利用达西定律来确定，并且在气驱稳定渗流条件下，油气两相的相对渗透率比值与油气两相流量之间存在如下关系：

式中，q_ga为地层产气量；q_oa为地层产油量；μ_g为地层气相粘度；μ_o为地层油相粘度；

③地层条件下的产气量和产油量与地面条件下产气量和产油量之间存在如下关系：

q_ga＝(q_g-q_o×R_si)×B_g (5)

q_oa＝q_o×B_o (6)

式中，q_g为地面产气量；q_o为地面产油量；R_si为溶解气油比；B_g为地层气体体积系数；B_o为地层原油体积系数；

④将步骤2)中的公式(3)、(4)、(5)、(6)代入步骤1)中的公式(2)并积分移项整理，可得表征注气开发油藏高气油比期气油比与采出程度关系式：

ln(GOR-R_si)＝A′R²+B′R+C (7)

式中，GOR为生产气油比；A′＝aJ₁ ²S_oi ²；B′＝2aJ₁S_oiE+bJ₁；E＝J₁(S_wi+S_gi)-J₂(1-S_or)；

⑤根据动用地质储量采出程度R等于累积产油量N_p与原油地质储量N之比，将步骤④中的公式(7)进一步变形得到表征注气开发油藏开发中后期气油比与累积产油量关系式,即为新型注气开发油藏开发中后期气驱特征曲线的关系式：

ln(GOR-R_si)＝AN_p ²+BN_p+C (8)

式中，

4.如权利要求3所述的一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，其特征在于，所述步骤3)中，具体过程为：根据油藏实际累产气及累产油数据，绘制ln(GOR-R_si)与累积产油量N_p的关系曲线，利用公式(8)对ln(GOR-R_si)与N_p的线性关系进行拟合，得到A、B和C三个系数项。

5.如权利要求4所述的一种注气开发油藏开发中后期可采储量的评估方法，其特征在于，所述步骤4)中，具体过程为：

①对步骤2)中的公式(8)求解，得到计算油藏累积产油量的表达式：

②当气油比达到最大时，即可得计算最大气油比条件下对应的油藏最终可采储量的表达式为：

式中，N_pmax为最终可采储量；GOR_max为最大气油比。