CN109488282B - 可动储量物性下限的确定方法 - Google Patents

可动储量物性下限的确定方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种可动储量物性下限确定方法，其包括对多口探井同一研究储层的岩心进行取样，得到取样岩心；对取样岩心进行孔渗测试和气体启动压力梯度测试，得到研究储层取样岩心的孔隙度、渗透率及气体启动压力梯度；对启动压力梯度与渗透率进行拟合，得到启动压力梯度与渗透率的幂函数关系式；根据启动压力梯度的平面径向流微分方程，构建研究储层流体流动时满足的流动关系式；获取每口探井在研究储层的供气半径和生产压差，采用流动关系式计算每口探井在研究储层的启动压力上限；根据每口探井的启动压力上限和幂函数关系式，计算每口探井在研究储层的渗透率下限；计算多口探井在研究储层的渗透率下限的均值，并将其作为研究储层的渗透率下限。

Description

可动储量物性下限的确定方法
技术领域
本发明涉及气藏开采工程，具体涉及一种可动储量物性下限的确定方法。
背景技术
可动储量通常指已开发地质储量中在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下，所有井投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时，可以从气藏中流出的天然气总量。理论上它等于在现有井网控制条件下的动态储量。为了对可动储量进行评价和分类，需对可动储量物性下限进行确定。
目前对储层物性下限确定方法较多，如经验统计法、喉道半径下限法、相渗曲线法和试气法等，但这些方法所确定的下限不够准确，没有考虑经济因素，且不太适用于可动储量物性下限的确定。因此无法准确对可动储量进行分类和评价，无法准确掌握气田开发动态，导致气田开发调整难度大，无法把握气田开发的主动权。
发明内容
针对现有技术中的上述不足，本发明提供的可动储量物性下限的确定方法能够对气田中的渗透率下限进行准确求取。
为了达到上述发明目的，本发明采用的技术方案为：
提供一种可动储量物性下限的确定方法，其包括：
S1、对多口探井同一研究储层的岩心进行取样，得到多个取样岩心；
S2、对取样岩心进行孔渗测试和气体启动压力梯度测试，得到研究储层取样岩心的孔隙度、渗透率及气体启动压力梯度；
S3、对启动压力梯度与渗透率进行拟合，得到启动压力梯度与渗透率的幂函数关系式；
S4、根据启动压力梯度的平面径向流微分方程，构建研究储层流体流动时满足的流动关系式；
S5、获取每口探井在研究储层的供气半径和生产压差，采用流动关系式计算每口探井在研究储层的启动压力上限；
S6、根据每口探井的启动压力上限和幂函数关系式，计算每口探井在研究储层的渗透率下限；以及
S7、计算多口探井在研究储层的渗透率下限的均值，并将均值作为研究储层的渗透率下限。
进一步地，步骤S4进一步包括：
获取启动压力梯度的平面径向流微分方程：
Figure BDA0001934738620000021
其中，qr为在半径r处的气体体积流量，cm3/s；K为气层有效渗透率，μm2；μ为气体粘度，mpa.s；r为距井轴的任意半径，cm；h为气层有效厚度，cm；p为压力，101kPa；
对平面径向流微分方程进行积分，导出低渗透储层产能方程为：
Figure BDA0001934738620000022
其中，q为产量，m3/d；h为储层厚度，m；Δp为生产压差，MPa；μ为天然气粘度，mpa.s；B为天然气体积系数；re为供气半径，m；rw为井筒半径，m；
基于流体流动时Δp＞λpre，得到研究储层流体流动时满足的流动关系式：
λp＝Δp/re
其中，λp为启动压力上限。
进一步地，步骤S3进一步包括：
采用Excel对取样岩心的启动压力梯度λp与渗透率K进行拟合，得到它们之间的关系曲线图和拟合关系式，其中拟合关系式为：
λp＝aK^b
其中，a和b为常数。
进一步地，每个探井的同一研究储层至少选取一个取样岩心，同一研究储层的所有取样岩心的长度和直径不完全相同。
进一步地，可动储量物性下限的确定方法还包括计算有效厚度下限：
Figure BDA0001934738620000031
其中，hmin为有效厚度下限值，m；SPC为井网密度，井/m2；Bgi为储层条件下天然气体积系数，f；M为单井总投资，元/井；T1为投资回收期，年；i为贷款利率，f；P为操作费，元/井·年；φ为储层孔隙度，f；Sgi为原始含气饱和度，f；νg为可采储量采气速度，f；ERg为天然气采收率，f；k1为天然气销售价，元/m3。
本发明的有益效果为：本方案通过岩心气体启动压力梯度与渗透率拟合，得到拟合关系式，然后确定启动压力梯度上限，最后利用启动压力梯度与渗透率拟合关系式得到多口探井的渗透率下限，通过该种方式能够快速准确地得出渗透率下限。
由于可动储量厚度下限受单井总投资、投资回收期、贷款利率、操作费、天然气售价等经济因素影响及技术方面井网密度、可采储量、采气速度等指标影响，本方案通过综合考虑这些因素的影响，使得厚度下限值更为准确，才能为油气田开发及评价提供有用的参考。
本方案计算出的渗透率下限和厚度下限可应用于可动储量评价和分类中，在实际解释中效果好，可信度高，能真实反映研究区可动储量情况，对后期开发方案制定、开发生产、储量计算具有较好的指导作用。
附图说明
图1为可动储量物性下限的确定方法一个实施例的流程图。
图2为实施例中启动压力梯度与渗透率拟合关系曲线。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。
参考图1，图1示出了可动储量物性下限的确定方法一个实施例的流程图；如图1所示，该确定方法S包括步骤S1至步骤S7。
在步骤S1中，对多口探井同一研究储层的岩心进行取样，得到多个取样岩心；实施时，本方案优选每个探井的同一研究储层至少选取一个取样岩心，同一研究储层的所有取样岩心的长度和直径不完全相同。
在步骤S2中，对取样岩心进行孔渗测试和气体启动压力梯度测试，得到研究储层取样岩心的孔隙度、渗透率及气体启动压力梯度；本方案中的孔渗测试和气体启动压力梯度测试均采用的目前比较常规的测试方法，此处就不在对其进行具体阐述。
在步骤S3中，对启动压力梯度与渗透率进行拟合，得到启动压力梯度与渗透率的幂函数关系式。
实施时，本方案优选幂函数关系式的获取过程包括：
采用Excel对取样岩心的启动压力梯度λp与渗透率K进行拟合，得到它们之间的关系曲线图和拟合关系式，其中拟合关系式为：
λp＝aK^b
其中，a和b为常数。
在步骤S4中，根据启动压力梯度的平面径向流微分方程，构建研究储层流体流动时满足的流动关系式。
在本发明的一个实施例中，根据启动压力梯度的平面径向流微分方程，构建研究储层流体流动时满足的流动关系式进一步包括：
获取启动压力梯度的平面径向流微分方程：
Figure BDA0001934738620000051
其中，qr为在半径r处的气体体积流量，cm3/s；K为气层有效渗透率，μm2；μ为气体粘度，mpa.s；r为距井轴的任意半径，cm；h为气层有效厚度，cm；p为压力，101kPa；
对平面径向流微分方程进行积分，导出低渗透储层产能方程为：
Figure BDA0001934738620000052
其中，q为产量，m3/d；h为储层厚度，m；Δp为生产压差，MPa；μ为天然气粘度，mpa.s；B为天然气体积系数；re为供气半径，m；rw为井筒半径，m；
基于流体流动时Δp＞λpre，得到研究储层流体流动时满足的流动关系式：
λp＝Δp/re
其中，λp为启动压力上限。
在步骤S5中，获取每口探井在研究储层的供气半径和生产压差，采用流动关系式计算每口探井在研究储层的启动压力上限；
在步骤S6中，根据每口探井的启动压力上限和幂函数关系式，计算每口探井在研究储层的渗透率下限；以及
在步骤S7中，计算多口探井在研究储层的渗透率下限的均值，并将均值作为研究储层的渗透率下限。
在本发明的一个实施例中，可动储量物性下限的确定方法还包括计算有效厚度下限：
Figure BDA0001934738620000061
其中，hmin为有效厚度下限值，m；SPC为井网密度，井/m2；Bgi为储层条件下天然气体积系数，f；M为单井总投资，元/井；T1为投资回收期，年；i为贷款利率，f；P为操作费，元/井·年；φ为储层孔隙度，f；Sgi为原始含气饱和度，f；νg为可采储量采气速度，f；ERg为天然气采收率，f；k1为天然气销售价，元/m3。
下面以M气田为例，结合以下实施例对研究储层的渗透率下限进行说明：
对M气田的M22-1储层16块取样岩心进行孔渗测试和启动压力梯度测试，得到各个取样岩心的孔隙度、渗透率和启动压力梯度，其中各取样岩心的长度、直径、孔隙度、渗透率和启动压力梯度参见表1。
表1取样岩心的试验参数
Figure BDA0001934738620000062
Figure BDA0001934738620000071
根据上述实验测试结果，用Excel拟合启动压力梯度λp与渗透率K，得到其拟合关系式和关系曲线图(参见图2)，其中，拟合关系式为：
λp＝0.1105K-1.297
采用通过流体流动时的流动关系式公式λp＝Δp/re计算启动压力上限。
将计算出的启动压力上限值带入拟合关系式λp＝0.1105K-1.297中，求出的K即为渗透率下限，具体参见表2。
表2每口探井在不同研究储层下的渗透率下限
Figure BDA0001934738620000072
从表2可以看出各层渗透率下限在0.5～1.0mD之间，最小的是H5a层，为0.57mD，最高的是H3b层，为0.99mD。
其中，可动储量中的厚度下限确定步骤如下：
在确定可动储量厚度下限之前，需要获得一些经济参数和技术参数，包括单井总投资、投资回收期、贷款利率、操作费、天然气销售价、井网密度、储层条件下天然气体积系数、天然气采收率等。
根据可动储量厚度下限计算公式计算不同采气速度下可动储量的厚度下限，并计算单采和合采条件下的可动储量下限。获取有效厚度，计算可动储量与有效厚度的比值，即占比。
以M22-1储层的4口探井的数据为例，计算了4口探井在采气速度为2％、2.5％、3％时的厚度下限；其中，投资回收期为5年，贷款利率为0.0475，操作费为1000000元/井.年，计算结果见下表3和表4。
表3 M22-1气田合采厚度下限计算结果
Figure BDA0001934738620000081
表4 M22-1气田单采厚度下限计算结果
Figure BDA0001934738620000091
从表3和表4可以看出，合采时，在采气速度为2％、2.5％、3％时的平均有效厚度下限分别为75.8m、60.7m、50.6m，有效厚度占总厚度比分别为25.7％、20.9％、17.2％。
单采时，M-1气田h3a、h3b、h4b、h5a四个层位在不同采气速度下的平均厚度下限分别为18.5m、60.4m、41.8m、41.9m，占总有效厚度比分别为51％、58％、59％、50％。
综上所述，采用本方案进行渗透率下限的确定，仅采集少量岩心就能准确的计算，降低运算量的同时提高了准确率。

Claims (2)

1.可动储量物性下限的确定方法，其特征在于，包括：
S1、对多口气井同一研究储层的岩心进行取样，得到多个取样岩心；
S2、对取样岩心进行孔渗测试和气体启动压力梯度测试，得到研究储层取样岩心的孔隙度、渗透率及气体启动压力梯度；
S3、对启动压力梯度与渗透率进行拟合，得到启动压力梯度与渗透率的幂函数关系式；
S4、根据启动压力梯度的平面径向流微分方程，构建研究储层流体流动时满足的流动关系式；
S5、获取每口气井在研究储层的供气半径和生产压差，采用流动关系式计算每口气井在研究储层的启动压力上限；
S6、根据气井的启动压力上限和幂函数关系式，计算每口气井在研究储层的渗透率下限；
S7、计算多口气井在研究储层的渗透率下限的均值，并将均值作为研究储层的渗透率下限；
步骤S4进一步包括：
获取启动压力梯度的平面径向流微分方程：
Figure FDA0004003306030000011
其中，qr为在半径r处的气体体积流量，cm3/s；K为气层有效渗透率，μm2；μ为气体粘度，mpa.s；r为距井轴的任意半径，cm；h为气层有效厚度，cm；p为压力，101kPa；
对平面径向流微分方程进行积分，导出低渗透储层产能方程为：
Figure FDA0004003306030000012
其中，q为产量，m3/d；h为储层厚度，m；Δp为生产压差，MPa；μ为天然气粘度，mPa.s；B为天然气体积系数；re为供气半径，m；rw为井筒半径，m；
基于流体流动时Δp≥λpre，得到研究储层流体流动时满足的流动关系式：
λp＝Δp/re
其中，λp为启动压力上限；
步骤S3进一步包括：
采用Excel对取样岩心的启动压力梯度λp与渗透率K进行拟合，得到它们之间的关系曲线图和拟合关系式，其中拟合关系式为：
λp＝0.1105K-1.297
可动储量物性下限的确定方法还包括计算有效厚度下限：
Figure FDA0004003306030000021
其中，hmin为有效厚度下限值，m；SPC为井网密度，井/m2；Bgi为储层条件下天然气体积系数,f；M为单井总投资，元/井；T1为投资回收期，年；i为贷款利率，f；P为操作费，元/井·年；φ为储层孔隙度，f；Sgi为原始含气饱和度，f；vg为可采储量采气速度，f；ERg为天然气采收率，f；k1为天然气销售价，元/m3。
2.根据权利要求1所述的可动储量物性下限的确定方法，其特征在于，每个气井的同一研究储层至少选取一个取样岩心，同一研究储层的所有取样岩心的长度和直径不完全相同。
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