CN110905484A - 一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法 - Google Patents

一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法，所述方法包括：计算各井点理论地层平均压力；将井点实测油套压折算至实测地层平均压力；针对理论地层平均压力以及实测地层平均压力进行压力拟合，计算井间流管当量直径；根据所述井间流管当量直径计算井间连通系数。根据本发明的方法，可以准确的定量表征缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度，从而为油藏管理和开采最优化提供有效数据支持。

Description

一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法
技术领域
本发明涉及石油勘探开发领域，具体涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法。
背景技术
连通度是影响提高原油采收率的最重要的因素之一。评价井间连通度有助于识别原油流动隔层和原油流动管道，为油藏管理和开采最优化提供了手段。
在现有技术中，井间连通程度的定量表征研究主要集中在碎屑岩油藏领域。而针对缝洞型油藏储集体，由于其储集类型多样、缝洞组合关系复杂、连续性差、非均质性极强，确定其井间连通情况极难，因此并没有切实有效的定量表征缝洞型油藏井间连通程度的方法。
发明内容
本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法，所述方法包括：
计算各井点理论地层平均压力；
将井点实测油套压折算至实测地层平均压力；
针对所述理论地层平均压力与实测地层平均压力进行压力拟合，计算井间流管当量直径；
根据所述井间流管当量直径计算井间连通系数。
在一实施例中，计算各井点理论地层平均压力，包括：
建立注采井组的井间连通物理模型；
基于所述井间连通物理模型建立针对井点理论地层平均压力的物质平衡方程，其中，是基于层流流动的哈根泊肃叶方程建立所述物质平衡方程；
根据所述物质平衡方程求解各井点理论地层平均压力。
在一实施例中，建立注采井组的井间连通物理模型，其中，将缝洞型油藏简化表征为一系列井间连通单元，将井间的缝连通、洞连通统一等效为井间流管连通。
在一实施例中，所述井间连通物理模型的假设条件包括：
流管内流体微可压缩，且流体为连续流动；
不考虑毛细管力、重力作用及渗吸作用；
不考虑基岩内流体的流动，基岩不向裂缝和溶洞发生窜流；
流体在连通单元内的流动为层流流动且满足哈根泊肃叶方程。
在一实施例中，基于所述井间连通物理模型建立针对井点理论地层平均压力的物质平衡方程，其中，所述物质平衡方程为：
Figure BDA0001800029970000021
式中：
n为油井数；
μl为流体粘度，单位mPa·s；
Lij为注水井i和生产井j的井距，单位m；
Dij为注水井i和生产井j井间流管的当量直径，单位mm；
γ为单位换算系数，9.8×10-6；
ρl为流体密度，单位kg/m3；
g为重力加速度，取值9.8m/s2；
dij为第j井与第i井中部深度差，单位m；
Pi为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Pj为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Q为第j井的流量速度，产出为负，注入为正，单位m3/d；
CL为综合压缩系数，单位MPa-1；
α、β为单位换算系数；
t为生产时间，单位d。
在一实施例中，将井点实测油套压折算至实测地层平均压力，包括：
将所述井点实测油套压折算至油层中深压力；
将所述油层中深压力折算至所述实测地层平均压力。
在一实施例中，将所述井点实测油套压折算至实测油层中深压力，其中：
对于自喷期油井，井底流压＝井口油压+(产液密度×g×油层中深)/100000；
对于机抽期油井：井底流压＝套压+((油层中深-动液面)×g×产液密度)/100000；
对于注水井，井底压力＝注入压力+水密度×g×注入层中深。
在一实施例中，将所述油层中深压力折算至所述实测地层平均压力，其中，通过分析试井解释资料中得到的井点平均压力，建立所述油层中深压力和所述实测地层平均压力之间的关系。
在一实施例中，针对所述理论地层平均压力与实测地层平均压力进行压力拟合，其中，基于列文伯格-马夸尔特算法进行压力拟合。
在一实施例中，根据所述井间流管当量直径计算井间连通系数，其中，所述井间连通系数的计算公式为：
Figure BDA0001800029970000031
式中：
n为油井数；
μl为流体粘度，单位mPa·s；
Lij为注水井i和生产井j的井距，单位m；
Dij为注水井i和生产井j井间流管的当量直径，单位mm；
Pi为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Pj为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
α为单位换算系数。
根据本发明的方法，可以准确的定量表征缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度，从而为油藏管理和开采最优化提供有效数据支持。
本发明的其它特征或优点将在随后的说明书中阐述。并且，本发明的部分特征或优点将通过说明书而变得显而易见，或者通过实施本发明而被了解。本发明的目的和部分优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的步骤来实现或获得。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1以及图3是根据本发明实施例的方法流程图；
图2是根据本发明实施例的方法的部分流程图；
图4是根据本发明一实施例的缝洞型油藏连通性反演物理模型示意图；
图5是根据本发明一实施例的缝洞单元井间连通程度反演结果示意图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此本发明的实施人员可以充分理解本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程并依据上述实现过程具体实施本发明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
连通度是影响提高原油采收率的最重要的因素之一。评价井间连通度有助于识别原油流动隔层和原油流动管道，为油藏管理和开采最优化提供了手段。
在现有技术中，井间连通程度的定量表征研究主要集中在碎屑岩油藏领域。而针对缝洞型油藏储集体，由于其类型多样、缝洞组合关系复杂、连续性差、非均质性极强，确定其井间连通度极难，因此并没有切实有效的定量表征缝洞型油藏井间连通程度的方法。
针对上述问题，本发明提出了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法。在本发明的方法中，将缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度定量化为井间连通系数，通过井点压力计算井间连通系数，从而实现针对井间连通程度的定量计算。根据本发明的方法，可以准确的定量表征缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度，从而为油藏管理和开采最优化提供有效数据支持。
接下来基于附图详细描述根据本发明实施例的方法的详细流程，附图的流程图中示出的步骤可以在包含诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。虽然在流程图中示出了各步骤的逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
如图1所示，在一实施例中，方法包括以下步骤：
S110，计算各井点理论地层平均压力；
S120，将井点实测油套压折算至实测地层平均压力；
S130，针对理论地层平均压力以及实测地层平均压力进行压力拟合；
S140，计算井间流管当量直径；
S150，根据井间流管当量直径计算井间连通系数。
具体的，在一实施例中，如图2所示，计算各井点理论地层平均压力，包括以下步骤。
S210，建立注采井组的井间连通物理模型；
S220，基于井间连通物理模型建立针对井点压力的物质平衡方程，其中，基于层流流动的哈根泊肃叶(Hagen-Poiseaille)方程建立物质平衡方程；
S230，根据物质平衡方程求解各井点理论地层平均压力。
进一步的，在一实施例中，在步骤S210中，将缝洞型油藏简化表征为一系列井间连通单元，将井间的缝连通、洞连通统一等效为井间流管连通。
具体的，在一实施例中，步骤S210的井间连通物理模型的假设条件包括：
流管内流体微可压缩，且流体为连续流动；
不考虑毛细管力作用及渗吸作用；
不考虑基岩内流体的流动，基岩不向裂缝和溶洞发生窜流；
流体在连通单元内的流动为层流流动且满足Hagen-Poiseaille方程。
进一步的，在一实施例中，基于井间连通物理模型建立针对井点压力的物质平衡方程，其中，物质平衡方程为：
Figure BDA0001800029970000051
式1中：
n为油井数；
μl为流体粘度，单位mPa·s；
Lij为注水井i和生产井j的井距，单位m；
Dij为注水井i和生产井j井间流管的当量直径，单位mm；
γ为单位换算系数，9.8×10-6；
ρl为流体密度，单位kg/m3；
g为重力加速度，取值9.8m/s2；
dij为第j井与第i井中部深度差，单位m；
Pi为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Pj为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Q为第j井的流量速度，产出为负，注入为正，单位m3/d；
CL为综合压缩系数，单位MPa-1；
α、β为单位换算系数，具体的，在一实施例中，取值为2.1195、0.3925；
t为生产时间，单位d。
进一步的，在一实施例中，将井点实测油套压折算至实测地层平均压力，包括：
将实测油套压折算至油层中深压力；
将油层中深压力折算至实测地层平均压力。
具体的，在一实施例中，将实测油套压折算至油层中深压力，其中：
对于自喷期油井，
井底流压＝井口油压+(产液密度×g×油层中深)/100000；(2)
对于机抽期油井，
井底流压＝套压+((油层中深-动液面)×g×产液密度)/100000；(3)
对于注水井，
井底压力＝注入压力+水密度×g×注入层中深。(4)
进一步的，在一实施例中，在将油层中深压力折算至地层平均压力的过程中，通过分析试井解释资料中得到的井点平均压力，建立油层中深压力和地层平均压力之间的关系。
进一步的，在一实施例中，针对地层平均压力进行压力拟合，其中，基于列文伯格-马夸尔特算法进行压力拟合。
具体的，在一实施例中，建立拟合求解方程：
Figure BDA0001800029970000061
s＝[L，Dij，L]T (6)
满足：
s≥0 (4)
∑Vpij＝2Vpi (7)
式中：F(s)为目标函数；
s为模型参数向量，其包含所有连通单元的传导率和控制体积等参数；
dobs和Cd分别为实际动态数据向量及其误差协方差阵；
d(s)为本模型预测动态数据向量。
进一步的，在一实施例中，根据井间流管当量直径计算井间连通系数，其中，井间连通系数的计算公式为：
Figure BDA0001800029970000071
本发明利用哈根泊肃叶理论和物质平衡方程提出了一种碳酸盐岩缝洞型油藏井间连通程度计算方法，可以实现井间连通程度定量反演。本发明的方法能够有效的计算井间流管当量直径和井间连通系数重要等参数，对于缝洞型油藏注采井间连通程度定量表征和分水量计算具有重要意义。
接下来基于具体应用场景详细描述本发明一实施例的执行过程。
针对某油藏地区，如图3所示。
S310、建立井间连通物理模型。
S320，建立如式1的物质平衡方程，最终得到的缝洞型油藏连通性反演物理模型示意图如图4所示。
S330，进行压力折算，首先将实测油套压折算至油层中深压力，其次将油层中深压力折算至实测地层平均压力。
具体的，在井点平均压力折算过程中：通过分析油田90口试井解释资料中得到的井点平均压力，建立油藏中深流压和平均地层压力之间的关系：
y＝0.6777x+17.933 (9)。
式中：y为井点平均地层压力，MPa；x为缝洞单元油藏中深流压，MPa。
S340，建立如式5～8所示的拟合方程。
S350，求解拟合方程，具体过程如下。
目标：对函数关系x＝d(s)，给定d(g)与含噪声的观测向量X，估计p，计算步骤如下：
步骤1：取初始点p0，终止控制常数ε，计算ε0＝||x-d(p0)||，k:＝0，λ0＝10-3，ν＝10(也可以是其他大于1的数)。
步骤2：计算Jacobi矩阵Jk，计算
Figure BDA0001800029970000072
构造增量正规方程
Figure BDA0001800029970000081
步骤3：求解增量正规方程得到δk：①如果||x-f(pk+δk)||＜εk，令Pk+1＝Pk+δk，若||δk||＜ε，停止迭代，输出结果；否则令λk+1＝λk/ν，转到步骤2。②如果||x-f(pk+δk)||≥εk，则令λk+1＝νgλk，重新解正规方程得到δk，返回步骤(1)。
S360，基于式6计算连通系数。最终得到的缝洞单元井间连通程度反演结果如图5所示。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。本发明所述的方法还可有其他多种实施例。在不背离本发明实质的情况下，熟悉本领域的技术人员当可根据本发明做出各种相应的改变或变形，但这些相应的改变或变形都应属于本发明的权利要求的保护范围。

Claims (10)

1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏井间连通程度计算方法，其特征在于，所述方法包括：
计算各井点理论地层平均压力；
将井点实测油套压折算至实测地层平均压力；
针对所述理论地层平均压力与实测地层平均压力进行压力拟合，计算井间流管当量直径；
根据所述井间流管当量直径计算井间连通系数。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，计算各井点理论地层平均压力，包括：
建立注采井组的井间连通物理模型；
基于所述井间连通物理模型建立针对井点理论地层平均压力的物质平衡方程，其中，是基于层流流动的哈根泊肃叶方程建立所述物质平衡方程；
根据所述物质平衡方程求解各井点理论地层平均压力。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，建立注采井组的井间连通物理模型，其中，将缝洞型油藏简化表征为一系列井间连通单元，将井间的缝连通、洞连通统一等效为井间流管连通。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述井间连通物理模型的假设条件包括：
流管内流体微可压缩，且流体为连续流动；
不考虑毛细管力、重力作用及渗吸作用；
不考虑基岩内流体的流动，基岩不向裂缝和溶洞发生窜流；
流体在连通单元内的流动为层流流动且满足哈根泊肃叶方程。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，基于所述井间连通物理模型建立针对井点理论地层平均压力的物质平衡方程，其中，所述物质平衡方程为：
Figure FDA0001800029960000011
式中：
n为油井数；
μl为流体粘度，单位mPa·s；
Lij为注水井i和生产井j的井距，单位m；
Dij为注水井i和生产井j井间流管的当量直径，单位mm；
γ为单位换算系数，9.8×10-6；
ρl为流体密度，单位kg/m3；
g为重力加速度，取值9.8m/s2；
dij为第j井与第i井中部深度差，单位m；
Pi为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Pj为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Q为第j井的流量速度，产出为负，注入为正，单位m3/d；
CL为综合压缩系数，单位MPa-1；
α、β为单位换算系数；
t为生产时间，单位d。
6.根据权利1～5中任一项所述的方法，其特征在于，将井点实测油套压折算至实测地层平均压力，包括：
将所述实测油套压折算至油层中深压力；
将所述油层中深压力折算至所述实测地层平均压力。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，将所述实测油套压折算至实测油层中深压力，其中：
对于自喷期油井，井底流压＝井口油压+(产液密度×g×油层中深)/100000；
对于机抽期油井：井底流压＝套压+((油层中深-动液面)×g×产液密度)/100000；
对于注水井，井底压力＝注入压力+水密度×g×注入层中深。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其特征在于，将所述油层中深压力折算至所述实测地层平均压力，其中，通过分析试井解释资料中得到的井点平均压力，建立所述油层中深压力和所述实测地层平均压力之间的关系。
9.根据权利要求1～8中任一项所述的方法，其特征在于，针对所述理论地层平均压力与实测地层平均压力进行压力拟合，其中，基于列文伯格-马夸尔特算法进行压力拟合。
10.根据权利要求1～9中任一项所述的方法，其特征在于，根据所述井间流管当量直径计算井间连通系数，其中，所述井间连通系数的计算公式为：
Figure FDA0001800029960000031
式中：
n为油井数；
μl为流体粘度，单位mPa·s；
Lij为注水井i和生产井j的井距，单位m；
Dij为注水井i和生产井j井间流管的当量直径，单位mm；
Pi为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
Pj为第j井的泄油区平均压力，单位Mpa；
α为单位换算系数。
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