CN111101929B - 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统 - Google Patents
一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111101929B CN111101929B CN201911112625.6A CN201911112625A CN111101929B CN 111101929 B CN111101929 B CN 111101929B CN 201911112625 A CN201911112625 A CN 201911112625A CN 111101929 B CN111101929 B CN 111101929B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- oil
- boundary
- reservoir
- gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 332
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 126
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 152
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 109
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract description 78
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 313
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 232
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 61
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 56
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 40
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 40
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 40
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 37
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 30
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 21
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 17
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 15
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 14
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 13
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 20
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 14
- 230000006870 function Effects 0.000 description 13
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 9
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 229910021389 graphene Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 108010001267 Protein Subunits Proteins 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000010295 mobile communication Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000031068 symbiosis, encompassing mutualism through parasitism Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Marketing (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Economics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Animal Husbandry (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
本说明书实施例公开了一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统。所述方法包括获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。利用本说明书实施例可以在实时预测平均地层压力的同时，减少计算工作量和计算难度，从而提高工作效率。
Description
技术领域
本说明书实施例方案属于石油开采技术领域，尤其涉及一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统。
背景技术
平均地层压力是油气田开发生产过程中的关键参数，油气藏平均地层压力的实时预测对于储量计算、产能评价、生产动态分析等具有重要意义。
目前关于平均地层压力预测的方法主要分为不稳定试井解释法和计算法两类。但由于不稳定试井解释方法需要进行关井测压，而且对于生产时长、关井时长、关井次数等都有一定的要求，使得不稳定试井解释方法对实际油气藏的生产造成不利影响，因此不少学者针对不关井情况下平均地层压力的求取开展了广泛而深入的研究，进而提出了相应的计算方法与模型。然而，对于稠油油藏或者低渗气藏而言，现有的平均地层压力计算方法与模型不仅计算量大、计算方法复杂，而且不能准确地预测平均地层压力。
因此，业内亟需一种可以实时预测平均地层压力的方案。
发明内容
本说明书实施例在于提供一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统，可以在实时预测平均地层压力的同时，减少计算工作量和计算难度。
本说明书提供的计算油气藏平均地层压力的方法、装置、设备及系统是包括以下方式实现的：
一种计算油气藏平均地层压力的方法，包括：
获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间，包括：
利用所述物性参数信息，按照下述公式获得油气藏特征参数：
其中，Co/g表示所述油气藏特征参数，下标o表示原油，下标g表示气体，rw表示井筒半径，ko/g表示有效渗透率，φi表示储层原始孔隙度，μo/g表示粘度，ct表示储层综合压缩系数；
利用所述油气藏特征参数和所述物性参数信息，按照下述公式获得所述压力波传至边界所需时间：
其中，tc表示所述压力波传至边界所需时间，Re表示边界距离，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力，包括：
利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之前的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力；
利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之后的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力，包括：
基于所述物性参数信息，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播半径：
其中，re,j表示tj时刻的压力传播半径，tj表示任一时刻，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数；
基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播比例：
其中，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，re,j表示tj时刻的压力传播半径，rw表示井筒半径，Re表示边界距离；
利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力，包括：
按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻油藏的平均地层压力：
按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，αj表示压力波传至边界之前不同时刻所对应的系数，pi表示原始地层压力，pwf,j表示tj时刻的井底流压。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力，包括：
基于所述物性参数信息，按照下述公式计算原油原始地质储量：
其中，N表示原油原始地质储量，A表示含油面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Boi表示原始原油体积系数；
基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产油量和累计产水量、所述物性参数信息、所述原油原始地质储量，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力，包括：
根据下述公式，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，pi表示原始地层压力，N表示原油原始地质储量，Boi表示原始原油体积系数，Np,j表示tj时刻的累计产油量，co表示原油压缩系数，cp表示孔隙压缩系数，Swi表示原始含水饱和度，cw表示地层水压缩系数，Wp,j表示tj时刻的累计产水量，Bw表示地层水体积系数。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力，包括：
基于所述物性参数信息，按照下述公式计算天然气原始地质储量：
其中，G表示天然气原始地质储量，A表示含气面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Zsc表示标准状况下气体偏差系数，Tsc表示标准温度，pi表示原始地层压力，Zi表示原始气体偏差系数，T表示储层温度，psc表示标准压力；
基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产水量、所述物性参数信息、所述天然气原始地质储量，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述方法的另一个实施例中，所述计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力，包括：
根据下述公式，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，
表示tj时刻的平均气体偏差系数，bj、aj表示不同时刻tj所对应的参数，G表示天然气原始地质储量，Gp,j表示tj时刻的累计产气量。
一种计算油气藏平均地层压力的装置，所述装置包括：
信息获取模块，用于获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
时间获得模块，用于基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
传播过程划分模块，用于根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
平均地层压力计算模块，用于利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述时间获得模块，包括：
油气藏特征参数获得单元，用于利用所述物性参数信息，按照下述公式获得油气藏特征参数：
其中，Co/g表示所述油气藏特征参数，下标o表示原油，下标g表示气体，rw表示井筒半径，ko/g表示有效渗透率，φi表示储层原始孔隙度，μo/g表示粘度，ct表示储层综合压缩系数；
时间获得单元，用于利用所述油气藏特征参数和所述物性参数信息，按照下述公式获得所述压力波传至边界所需时间：
其中，tc表示所述压力波传至边界所需时间，Re表示边界距离，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述平均地层压力计算模块，包括：
第一平均地层压力计算单元，用于利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之前的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力；
第二平均地层压力计算单元，用于利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之后的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述第一平均地层压力计算单元，包括：
压力传播半径获得单元，用于基于所述物性参数信息，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播半径：
其中，re,j表示tj时刻的压力传播半径，tj表示任一时刻，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数；
压力传播比例获得单元，用于基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播比例：
其中，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，re,j表示tj时刻的压力传播半径，rw表示井筒半径，Re表示边界距离；
压力波传至边界之前平均地层压力计算单元，用于利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述压力波传至边界之前平均地层压力计算单元，包括：
油藏平均地层压力第一计算单元，用于按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻油藏的平均地层压力：
气藏平均地层压力第一计算单元，用于按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，αj表示压力波传至边界之前不同时刻所对应的系数，pi表示原始地层压力，pwf,j表示tj时刻的井底流压。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述第二平均地层压力计算单元，包括：
原油原始地质储量计算单元，用于基于所述物性参数信息，按照下述公式计算原油原始地质储量：
其中，N表示原油原始地质储量，A表示含油面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Boi表示原始原油体积系数；
压力波传至边界之后油藏的平均地层压力计算单元，用于基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产油量和累计产水量、所述物性参数信息、所述原油原始地质储量，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述压力波传至边界之后油藏的平均地层压力计算单元，包括：
油藏平均地层压力第二计算单元，用于根据下述公式，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，pi表示原始地层压力，N表示原油原始地质储量，Boi表示原始原油体积系数，Np,j表示tj时刻的累计产油量，co表示原油压缩系数，cp表示孔隙压缩系数，Swi表示原始含水饱和度，cw表示地层水压缩系数，Wp,j表示tj时刻的累计产水量，Bw表示地层水体积系数。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述第二平均地层压力计算单元，包括：
天然气原始地质储量计算单元，用于基于所述物性参数信息，按照下述公式计算天然气原始地质储量：
其中，G表示天然气原始地质储量，A表示含气面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Zsc表示标准状况下气体偏差系数，Tsc表示标准温度，pi表示原始地层压力，Zi表示原始气体偏差系数，T表示储层温度，psc表示标准压力；
压力波传至边界之后气藏的平均地层压力计算单元，用于基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产水量、所述物性参数信息、所述天然气原始地质储量，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。
本说明书提供的所述装置的另一个实施例中，所述压力波传至边界之后气藏的平均地层压力计算单元，包括：
气藏平均地层压力第二计算单元，用于根据下述公式，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，
表示tj时刻的平均气体偏差系数，bj、aj表示不同时刻tj所对应的参数，G表示天然气原始地质储量，Gp,j表示tj时刻的累计产气量。
一种计算油气藏平均地层压力的设备，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：
获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。
一种计算油气藏平均地层压力的系统，包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现本说明书实施例中任意一个方法实施例方法的步骤。
本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统。一些实施例中通过利用油气藏的物性参数信息计算获得压力波传至边界所需时间，然后根据压力波传至边界所需时间将油气藏中压力的传播过程划分为前后两个阶段，最后通过利用预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型以及油气井生产动态数据计算油气藏的平均地层压力。由于预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型均为显式表达式，从而基于动态生产数据可以简单方便的实现油气藏平均地层压力的实时预测。采用本说明书提供的实施方案，可以在实时预测平均地层压力的同时，减少计算工作量和计算难度，从而提高工作效率。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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说明书中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本说明书提供的计算油气藏平均地层压力方法的一个实施例的流程示意图；
图2是本说明书提供的计算油气藏平均地层压力方法的一个具体实施例的流程示意图；
图3A是本说明书提供的Z1井累产气量和累产水量数据的一个实施例的示意图；
图3B是本说明书提供的Z1井井底流压数据的一个实施例的示意图；
图4是本说明书提供的Z1井压力波传至边界之前气藏平均地层压力计算结果的一个实施例的示意图；
图5是本说明书提供的Z1井压力波传至边界之后气藏平均地层压力计算结果的一个实施例的示意图；
图6是本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的装置的一个实施例的模块结构示意图；
图7是本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的服务器的一个实施例的硬件结构框图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本说明书实施例中的附图，对本说明书实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本说明书中的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本说明书中的一个或多个实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本说明书实施例保护的范围。
目前平均地层压力预测的方法不仅需要通过多次关井实现，而且需要较多监测参数、计算量大、计算过程复杂，使得实时预测平均地层压力有很大的难度。
本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统。通过根据压力波传至边界所需时间将油气藏中压力的传播过程划分为前后两个阶段，然后通过利用预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型以及油气井生产动态数据计算油气藏的平均地层压力。由于预先建立平均地层压力模型考虑了稠油油藏或者渗透率较低的低压气藏的压力传播速度较慢、持续时间较长的问题，而且预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型均为显式表达式，使得基于动态生产数据可以在实时预测平均地层压力的同时，减少计算工作量和计算难度，从而提高工作效率。
封闭地层中油/气井早期定产生产，当压力衰竭到一定程度后转为定压生产。在压力波传至边界之前(生产早期)，储层中流体为不稳定渗流状态；当压力波传至边界之后(生产中后期)，储层中流体为拟稳定渗流或不稳定渗流状态。
下面以一个具体的应用场景为例对本说明书实施方案进行说明。具体的，图1是本说明书提供的计算油气藏平均地层压力方法的一个实施例的流程示意图。虽然本说明书提供了如下述实施例或附图所示的方法操作步骤或装置结构，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法或装置中可以包括更多或者部分合并后更少的操作步骤或模块单元。在逻辑性上不存在必要因果关系的步骤或结构中，这些步骤的执行顺序或装置的模块结构不限于本说明书实施例或附图所示的执行顺序或模块结构。所述的方法或模块结构的在实际中的装置、服务器或终端产品应用时，可以按照实施例或者附图所示的方法或模块结构进行顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境、甚至包括分布式处理、服务器集群的实施环境)。
需要说明的是，下述实施例描述并不对基于本说明书的其他可扩展到的应用场景中的技术方案构成限制。具体的一种实施例如图1所示，本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的方法的一种实施例中，所述方法可以包括：
S0：获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息。
所述物性参数信息可以包括油藏的基本物性参数和气藏的基本物性参数。其中，油藏的基本物性参数可以包括储层厚度、原始孔隙度、原始含水饱和度、综合压缩系数、孔隙压缩系数、原始地层压力、原油有效渗透率、原油粘度、原油压缩系数、原始原油体积系数、地层水压缩系数、地层水体积系数、边界距离以及井筒半径的值等。气藏的基本物性参数可以包括储层厚度、原始孔隙度、原始含水饱和度、综合压缩系数、孔隙压缩系数、储层温度、标准温度、原始地层压力、标准压力、气体有效渗透率、气体粘度、标准状况下天然气偏差系数、地层水压缩系数、地层水体积系数、边界距离以及井筒半径的值等。一些实施场景中，可以将获取的油气藏储层的物性参数信息通过统计表进行直观的展示。
所述油气井生产动态数据信息可以包括油井生产数据和气井生产数据。其中，油井生产数据可以包括累计产油量、累计产水量、井底流压等。气井生产数据可以包括累计产气量、累计产水量、井底流压等。需要说明的是，一些实施例中，在获取油气井生产动态数据时，可以对关井期间的生产动态数据进行剔除。其中，对关井期间的生产动态数据进行剔除可以理解为将关井期间的井底流压、套压或油压直接删除，空着不赋值，日产数据为零，累产数据恒等于关井时刻的累产数据。
本说明书一个实施例中，通过获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，可以为后续建立油气藏平均地层压力模型以及计算油气藏的平均地层压力提供基础。
需要说明的是，上述获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息的方式可以是本领域技术人员知晓的任意方法，本说明书对此不作限定。
S2：基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间。
其中，压力波传至边界所需时间可以理解为压力波传至封闭边界所需要的时间。封闭边界可以理解为在此边界上，边界法线方向流体的流速分量等于零。随着油气藏的开发，边界的压力会逐渐下降。
本说明书一个实施例中，所述基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间，可以包括：利用所述物性参数信息，获得油气藏特征参数；利用所述油气藏特征参数和所述物性参数信息，获得所述压力波传至边界所需时间。
一些实施例中，可以利用油气藏存储的物性参数信息，按照下述公式获得油气藏特征参数：
其中，Co/g可以表示所述油气藏特征参数，下标o可以表示原油，下标g可以表示气体，rw可以表示井筒半径，ko/g可以表示有效渗透率，φi可以表示储层原始孔隙度，μo/g可以表示粘度，ct可以表示储层综合压缩系数。
一些实施例中，在获得油气藏特征参数后，可以利用油气藏特征参数和油气藏存储的物性参数信息，按照下述公式获得压力波传至边界所需时间：
其中，tc可以表示所述压力波传至边界所需时间，Re可以表示边界距离，rw可以表示井筒半径，Co/g可以表示所述油气藏特征参数。
例如一些实施场景中，可以将预先获取的储层基本物性参数的值代入公式(1)中，获得油气藏特征参数的具体取值，然后可以将边界距离、井筒半径以及获得的油气藏特征参数的值代入公式(2)中，获得压力波传至边界所需的时间。需要说明的是，获得压力波传至边界所需时间还可以是本领域技术人员知晓的其它方式，本说明书对此不作限定。
本说明书实施例中，通过根据物性参数信息计算获得压力波传至边界所需时间，可以为划分油气藏中压力的传播过程提供依据。
S4：根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段。
本说明书一个实施例中，在获取压力波传至边界所需时间后，可以根据压力波传至边界所需的时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段。一些实施场景中，在将油气藏中压力的传播过程划分为两个阶段时，相应的，可以将油气井的动态生产数据按照压力波传至边界所需时间进行划分。
本说明书实施例中，通过将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界前、后两个阶段，可以为后续分别建立油气藏平均地层压力计算模型提供基础。
S6：利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。
本说明书实施例中，预先建立的油气藏平均地层压力模型可以包括压力波传至边界之前油气藏平均地层压力模型、压力波传至边界之后油气藏平均地层压力模型。
本说明书一个实施例中，预先建立压力波传至边界之前油气藏平均地层压力模型可以包括：将整个油气藏划分为压力波及区与压力未波及区两个部分；分别获取压力波及区和压力未波及区的平均地层压力分布；综合压力波及区和压力未波及区的平均地层压力分布，获得整个油气藏压力波传至边界之前油气藏平均地层压力模型。
例如一些实施场景中，由于封闭地层中油气井早期以定压生产，压力波由井筒逐渐向外传播，所以可以将整个油气藏划分为压力波及区与压力未波及区两个部分，然后应用拟稳态替换法将油气井的不稳定渗流过程近似处理为多个拟稳态流动的连续变化过程，进而建立压力波传至边界之前油气藏平均地层压力模型。
具体的，一些实施场景中，任一时刻油气藏压力波及区的平均地层压力计算模型可以分别表示为：
其中，公式(3)可以表示油藏压力波及区平均地层压力计算公式，公式(4)可以表示气藏压力波及区平均地层压力的平方的计算公式。
表示tj时刻压力波及区的平均地层压力，单位MPa，pwf,j表示tj时刻的井底流压，单位MPa，pe表示压力波前缘的压力，单位MPa，re,j表示tj时刻所对应的压力传播半径，单位m，rw表示井筒半径，单位m。
一些实施场景中，可以将压力传播半径公式
代入公式(3)和公式(4)中，获得如下公式(5)和公式(6)：
其中，ko/g表示原油/气体有效渗透率，单位mD，下标o表示原油，g表示气体，tj表示任一生产时刻，单位天，φi表示储层原始孔隙度，单位小数，μo/g表示原油/气体粘度，单位mPa·s，ct为储层综合压缩系数，单位MPa-1。
一些实施场景中，可以记：
设定系数
此时，公式(5)和公式(6)可以写作如下形式：
需要说明的是，由于参数Co/g的值仅与油气藏储层和流体参数有关，可以称Co/g为油气藏特征参数，无因次。此外，理论上，αj随生产时间而发生变化，但是当Co/g值较大时，其值随生产时间的变化相对比较平缓，可近似为一常数。
一些实施场景中，由于压力未波及区各点的压力始终等于原始地层压力，所以可以综合压力波及区和压力未波及区的压力分布，得到整个油气藏的平均地层压力。
一些实施场景中，通过综合压力波及区和压力未波及区的压力分布，可以获得的油藏压力波及区与未波及区平均地层压力叠加公式如下：
气藏压力波及区与未波及区平均地层压力叠加公式如下：
上式中：
表示整个油气藏的平均地层压力，单位MPa，pi表示原始地层压力，单位MPa。
一些实施场景中，可以定义压力波及比例为压力传播过程中压力波及区面积与整个气藏面积的比值为fre,j，即：
其中，Re为边界距离，单位m，压力波及比例也可以称为压力传播比例。
通过联立公式(8)、公式(10)和公式(12)，可以获得压力波传至边界之前整个油藏的平均地层压力计算模型：
通过联立公式(9)、公式(11)和公式(12)，可以获得压力波传至边界之前整个气藏的平均地层压力计算模型：
本说明书实施例中，可以应用拟稳态替换法将油气井的不稳定渗流过程近似处理为多个拟稳态流动的连续变化过程，进而建立压力波传至边界之前油气藏平均地层压力模型。
本说明书一个实施例中，封闭地层中油气藏定产生产，在压力波传至边界之后，储层中流体为拟稳定渗流状态，储层中各点压力不断降低。当储层压力降至一定数值后转为定压生产，储层中流体转为不稳定状态，直至产量为零。因此，可以基于物质平衡原理，建立压力波传至边界之后油气藏平均地层压力模型。
例如一些实施场景中，对于没有边底水的欠饱和油藏，在压力高于泡点压力时的物质平衡方程可以表示为：
其中，N表示原油原始地质储量，单位m3，Np,j表示tj时刻的累产油量，单位m3，Wp,j表示tj时刻的累计产水量，单位m3，Bw表示地层水体积系数，单位m3/sm3，Bo表示原油体积系数，单位m3/sm3，Boi表示原始原油体积系数，单位m3/sm3，cp表示孔隙压缩系数，单位MPa-1，Swi表示原始含水饱和度，单位小数，cw表示地层水压缩系数，单位MPa-1，pi表示原始地层压力，单位MPa，
表示tj时刻的平均地层压力，单位MPa。
将公式(15)进行转化可以获得公式(16)：
根据原油的等温压缩系数定义式
可以获得原油体积系数随压力变化的关系为：
其中，co表示原油的等温压缩系数，其也可以称为原油压缩系数，单位MPa-1。
将公式(17)代入公式(16)中，可得：
根据公式(18)，可以获得无边底水的欠饱和油藏在压力波传至边界之后的平均地层压力公式为：
一些实施场景中，对于定容封闭气藏，可以有：
Gp,j＝G-Gr,j (20)
其中，Gp,j表示tj时刻的累计产气量，单位m3，G表示天然气原始地质储量，单位m3，Gr,j表示tj时刻的剩余地质储量，单位m3。
一下实施场景中，天然气原始地质储量G和tj时刻的剩余地质储量Gr,j的表达式分别可以表示为：
其中，A表示含气面积，单位m2，h表示储层有效厚度，单位m，φi表示原始孔隙度，单位小数，Swi表示原始含水饱和度，单位小数，Zsc表示标准状况下气体偏差系数，无因次，Tsc表示标准温度，单位K，pi表示原始地层压力，单位MPa，T表示储层温度，单位K，psc表示标准压力，单位MPa，Zi表示原始气体偏差系数，无因次，φj表示tj时刻的孔隙度，单位小数，Sw,j表示tj时刻的含水饱和度，单位小数，
表示tj时刻的平均地层压力，单位MPa，
表示tj时刻的平均气体偏差系数，无因次。
将公式(21)和(22)代入公式(20)，可以得到：
一些实施场景中，根据水相物质平衡原理，考虑孔隙变形和孔隙水膨胀，可以获得：
其中，Wp,j表示累计产水量，单位m3，Bw表示地层水体积系数，单位m3/sm3，cw为水的等温压缩系数，单位MPa-1。
根据孔隙压缩系数的定义，孔隙度随压力的变化可以表示为：
其中，cp表示孔隙压缩系数，单位MPa-1。
将公式(25)代入公式(24)可以获得含水饱和度的表达式为：
将公式(25)和公式(26)代入公式(23)，整理可以获得：
由于公式(27)中既存在平均地层压力
又存在平均视压力
计算过程繁琐复杂。一些实施场景中，为了简化，可以将公式(27)整理为二元一次形式，即：
结合公式(21)可以将公式(28)转化为：
此时，可以令
则公式(29)式可以表示为
根据一元二次方程的求解公式，可以获得压力波传至边界之后气藏平均视压力
为：
根据公式(31)，可以获得生产中晚期(压力波传至边界之后)气藏平均地层压力计算模型为：
本说明书实施例中，可以基于物质平衡原理，预先建立压力波传至边界之后油气藏平均地层压力模型。
本说明书一个实施例中，预先建立的油气藏平均地层压力模型后，所述利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力，可以包括：利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之前的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力。
一些实施例中，所述计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力，可以包括：基于所述物性参数信息，按照公式
获得不同时刻所对应的压力传播半径，其中，re,j表示tj时刻的压力传播半径，tj表示任一时刻，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数；基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，按照公式(12)获得不同时刻所对应的压力传播比例；利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。一些实施例中，所述计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力，可以包括：按照公式(13)计算压力波传至边界之前不同时刻油藏的平均地层压力；按照公式(14)计算压力波传至边界之前不同时刻气藏的平均地层压力。需要说明的是，将公式(7)代入
可以获得
由于稠油油藏或者渗透率较低的低压气藏的压力传播速度较慢，压力波传至边界之前(生产早期)阶段持续时间较长。因此，本说明书实施例中，通过建立压力波传至边界之前平均地层压力预测模型并根据生产动态数据计算压力波传至边界之前的平均地层压力计算，对于稠油油藏或者低渗气藏而言具有重要意义。
本说明书另一个实施例中，预先建立的油气藏平均地层压力模型后，所述利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力，可以包括：利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之后的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力。
一些实施例中，所述计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力，可以包括：基于所述物性参数信息，按照公式
计算原油原始地质储量，其中，N表示原油原始地质储量，A表示含油面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Boi表示原始原油体积系数；基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产油量和累计产水量、所述物性参数信息、所述原油原始地质储量，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力。
一些实施场景中，所述计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力，可以包括：根据公式(19)计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力。需要说明的是，公式
与公式(15)均可以用来计算地质储量。其中，公式
为容积法储量计算公式，可以用于计算给定储层参数下的油藏的储量；公式(15)是动态法储量计算公式，可以用于计算给定储量下的平均地层压力。
一些实施例中，所述计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力，可以包括：基于所述物性参数信息，按照公式(21)计算天然气原始地质储量；基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产水量、所述物性参数信息、所述天然气原始地质储量，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。一些实施场景中，所述计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力，可以包括：根据公式(32)计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。
一些实施例中，可以利用多项式拟合气体偏差系数与压力的关系，然后将井底流压代入拟合关系式中获得气体偏差系数，最后可以通过将气体偏差系数作为下一步迭代中平均气体偏差系数的初值，从而获得下一步迭代中的平均地层压力的值。一些实施例中，可以通过比较本步迭代中获得的平均地层压力与上一步计算结果之间的误差，从而提高计算结果的精度。例如一些实施场景中，若满足精度要求则停止迭代；若不满足，则继续将本步计算得到的平均地层压力所对应的气体偏差系数作为下一步迭代中平均偏差系数，直到平均地层压力的计算结果满足精度要求，将最后一次迭代的计算结果作为气藏的平均地层压力。
下面以一个具体的应用场景为例对本说明书实施方案进行说明。具体的，图2是本说明书提供的计算油气藏平均地层压力方法的一个具体实施例的流程示意图。其中，Z1井位于一气水同层气藏，其地面分离器条件为0.101325MPa和15.56℃。所述方法可以包括：
S10：获取储层物性参数。
一些实施场景中，可以统计整理Z1井所在储层原始孔隙度、原始含水饱和度、储层综合压缩系数、孔隙压缩系数、储层温度、原始地层压力、气体有效渗透率、气体粘度、标准状况下天然气偏差系数、地层水压缩系数、边界距离、标准温度、标准压力、井筒半径的值，并记录在表1中。
S12：获取气井生产动态数据。
本实施例中，Z1井的生产动态数据如图3A、图3B所示。其中，图3A是本说明书提供的Z1井累产气量和累产水量数据的一个实施例的示意图，图3B是本说明书提供的Z1井井底流压数据的一个实施例的示意图。其中，该井共生产3652天，早期保持30000m3/d的产气量生产了1795天，之后保持井底流压8MPa生产。
S14：计算压力波传至边界所需时间。
本实施例中，首先可以将Z1井基本物性参数的值代入公式(1)中，获得Z1井对应的Cg取值为5.81832，然后可以将边界距离、井筒半径以及计算得到的Cg的值代入公式(2)中，获得压力波传至边界所需的时间为52天。
表1 Z1井储层物性参数统计表
| 参数 | 取值 | 单位 |
| 储层厚度h | 20 | m |
| 原始孔隙度φ<sub>i</sub> | 0.15 | 小数 |
| 原始含水饱和度S<sub>wi</sub> | 0.4 | 小数 |
| 储层综合压缩系数c<sub>t</sub> | 0.029 | MPa<sup>-1</sup> |
| 孔隙压缩系数c<sub>p</sub> | 0.00032 | MPa<sup>-1</sup> |
| 储层温度T | 378.15 | K |
| 标准温度T<sub>sc</sub> | 288.71 | K |
| 原始地层压力p<sub>i</sub> | 30 | MPa |
| 标准压力p<sub>sc</sub> | 0.101325 | MPa |
| 气体有效渗透率k<sub>g</sub> | 1 | mD |
| 气体粘度μ<sub>g</sub> | 0.023136906 | mPa·s |
| 标准状况下天然气偏差系数Z<sub>sc</sub> | 1 | 无因次 |
| 地层水压缩系数c<sub>w</sub> | 0.000435 | MPa<sup>-1</sup> |
| 地层水体积系数B<sub>w</sub> | 1 | m<sup>3</sup>/sm<sup>3</sup> |
| 边界距离R<sub>e</sub> | 400 | m |
| 井筒半径r<sub>w</sub> | 0.1 | m |
S16：根据压力波传至边界所需时间划分压力波传播阶段。
本实施例中，可以将Z1井的生产动态数据按照压力波传至边界所需的时间进行划分，并将第1天至第52天划分为压力波传至边界之前阶段，第53天至第3652天划分为压力波传至边界之后阶段。
S18：计算压力波传至边界之前气藏的平均地层压力。
本实施例中，以第10天气藏平均地层压力的计算为例，说明压力波传至边界之前气藏平均地层压力的具体计算过程。具体包括如下步骤：
(1)利用公式
计算tj时刻系数αj的值。根据计算可以获得：α10＝0.03587；
(2)将井筒半径和Cg的值代入公式
中，计算tj时刻的压力传播半径。根据计算可以获得：re,10＝175.3597m；
(3)将井筒半径、边界距离和步骤(2)获得的压力传播半径的值代入公式
中计算压力传播比例。根据计算可以获得：fre,10＝0.19219；
(4)将原始地层压力pi＝30MPa和tj时刻的井底流压(pwf,10＝19.88MPa)代入公式
中计算整个气藏的平均地层压力。根据计算可以获得：
如图4所示，图4是本说明书提供的Z1井压力波传至边界之前气藏平均地层压力计算结果的一个实施例的示意图。需要说明的是，对于其他的生产时刻，也可以用类似的步骤进行计算，本说明书对此不作赘述。
S20：计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。
本实施例中，以第100天气藏平均地层压力的计算为例，说明压力波传至边界之后气藏平均地层压力的具体计算过程。具体包括如下步骤：
(1)将Z1井基本物性参数的值代入公式
中，可以获得原始地质储量为G＝2.1088×108m3。
(2)利用多项式拟合气体偏差系数Z与压力p的关系。
具体可以获得气体偏差系数Z与压力p的关系为：
Z＝4.18×10-8·p4-1.002×10-6·p3+3.05×10-4·p2-1.041×10-2·p+1 (33)
通过将原始地层压力pi＝30MPa代入公式(33)可以得到原始气体偏差系数Zi＝0.9698。其中，将不同生产时间井底流压pwf,j代入公式(33)中计算得到的气体偏差系数可以作为平均气体偏差系数
的初值
本实施例中，第100天的井底流压为pwf,100＝17.98MPa，将其带入公式(33)可以获得平均气体偏差系数
的初值为
(3)将Z1井相关参数和tj时刻的累产水量的值代入公式
中，计算tj所对应的参数bj的值。具体的，由于第100天的累产水量Wp,100＝186.9139m3，则可以得到第100天的b100＝6651755m3/MPa。
(4)将原始地质储量、原始含水饱和度、原始地层压力、孔隙压缩系数、地层水压缩系数以及原始气体偏差系数和平均气体偏差系数的值代入公式
中，可以获得tj时刻所对应的参数aj (n)的值。具体的，根据计算可以获得第100天a100 (0)＝5109.0358m3/MPa2。
(5)将得到的bj和aj (n)的值以及tj时刻的累产气量代入公式
中，可以获得不同时刻tj的平均地层压力
具体的，根据计算可以获得第100天的平均地层压力
一些实施例中，为了获得跟高精度的平均地层压力，可以进一步通过迭代提高精度。具体的，一些实施例中，在上述步骤(1)-(5)的基础上还可以包括下述步骤：
(6)利用压力与气体偏差系数的拟合关系式，计算
所对应的气体偏差系数的值，作为下一步迭代中平均偏差系数的取值。具体的，可以获得第100天的平均气体偏差系数计算结果
(7)重复步骤(3)、(4)、(5)，可以获得
进一步的，可以获得此步迭代与上一步迭代的绝对误差为
所对应的气体偏差系数的值为
(8)重复步骤(3)、(4)、(5)，可以获得
进一步的，可以获得此步迭代与上一步迭代的绝对误差为
所对应的气体偏差系数的值为
(9)重复步骤(3)、(4)、(5)，可以获得
进一步的，可以获得此步迭代与上一步迭代的绝对误差为
所对应的气体偏差系数的值为
(10)重复步骤(3)、(4)、(5)，可以获得
进一步的，可以获得此步迭代与上一步迭代的绝对误差为
所对应的气体偏差系数的值为
(11)重复步骤(3)、(4)、(5)，可以获得
进一步的，可以获得此步迭代与上一步迭代的绝对误差为
由于其满足精度要求，则停止迭代。此时，可以获得第100天的平均地层压力为29.3983MPa。
如图5所示，图5是本说明书提供的Z1井压力波传至边界之后气藏平均地层压力计算结果的一个实施例的示意图。需要说明的是，对于其他的生产时刻，也可以用类似的步骤进行计算，本说明书对此不作赘述。
本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的方法，通过利用油气藏的物性参数信息计算获得压力波传至边界所需时间，然后根据压力波传至边界所需时间将油气藏中压力的传播过程划分为前后两个阶段，最后通过利用预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型以及油气井生产动态数据计算油气藏的平均地层压力。由于预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型均为显式表达式，从而基于动态生产数据可以简单方便的实现油气藏平均地层压力的实时预测，从而提高工作效率。
本说明书中上述方法的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参加即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。相关之处参加方法实施例的部分说明即可。
基于上述所述的一种计算油气藏平均地层压力的方法，本说明书一个或多个实施例还提供一种计算油气藏平均地层压力的装置。所述的装置可以包括使用了本说明书实施例所述方法的系统(包括分布式系统)、软件(应用)、模块、组件、服务器、客户端等并结合必要的实施硬件的装置。基于同一创新构思，本说明书实施例提供的一个或多个实施例中的装置如下面的实施例所述。由于装置解决问题的实现方案与方法相似，因此本说明书实施例具体的装置的实施可以参见前述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
具体地，图6是本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的装置的一个实施例的模块结构示意图，如图6所示，本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的装置可以包括：信息获取模块120，时间获得模块122，传播过程划分模块124，平均地层压力计算模块126。
信息获取模块120，可以用于获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
时间获得模块122，可以用于基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
传播过程划分模块124，可以用于根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
平均地层压力计算模块126，可以用于利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。
所述装置的另一个实施例中，所述时间获得模块122，可以包括：
油气藏特征参数获得单元1220，可以用于利用所述物性参数信息，按照下述公式获得油气藏特征参数：
其中，Co/g表示所述油气藏特征参数，下标o表示原油，下标g表示气体，rw表示井筒半径，ko/g表示有效渗透率，φi表示储层原始孔隙度，μo/g表示粘度，ct表示储层综合压缩系数；
时间获得单元1222，可以用于利用所述油气藏特征参数和所述物性参数信息，按照下述公式获得所述压力波传至边界所需时间：
其中，tc表示所述压力波传至边界所需时间，Re表示边界距离，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数。
所述装置的另一个实施例中，所述平均地层压力计算模块126，可以包括：
第一平均地层压力计算单元1260，可以用于利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之前的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力；
第二平均地层压力计算单元1262，可以用于利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之后的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力。
所述装置的另一个实施例中，所述第一平均地层压力计算单元1260，可以包括：
压力传播半径获得单元，可以用于基于所述物性参数信息，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播半径：
其中，re,j表示tj时刻的压力传播半径，tj表示任一时刻，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数；
压力传播比例获得单元，可以用于基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播比例：
其中，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，re,j表示tj时刻的压力传播半径，rw表示井筒半径，Re表示边界距离；
压力波传至边界之前平均地层压力计算单元，可以用于利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
所述装置的另一个实施例中，所述压力波传至边界之前平均地层压力计算单元，可以包括：
油藏平均地层压力第一计算单元，可以用于按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻油藏的平均地层压力：
气藏平均地层压力第一计算单元，可以用于按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，αj表示压力波传至边界之前不同时刻所对应的系数，pi表示原始地层压力，pwf,j表示tj时刻的井底流压。
所述装置的另一个实施例中，所述第二平均地层压力计算单元1262，可以包括：
原油原始地质储量计算单元，可以用于基于所述物性参数信息，按照下述公式计算原油原始地质储量：
其中，N表示原油原始地质储量，A表示含油面积，h表示储层厚度，
表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Boi表示原始原油体积系数；
压力波传至边界之后油藏的平均地层压力计算单元，可以用于基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产油量和累计产水量、所述物性参数信息、所述原油原始地质储量，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力。
所述装置的另一个实施例中，所述压力波传至边界之后油藏的平均地层压力计算单元，可以包括：
油藏平均地层压力第二计算单元，可以用于根据下述公式，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，pi表示原始地层压力，N表示原油原始地质储量，Boi表示原始原油体积系数，Np,j表示tj时刻的累计产油量，co表示原油压缩系数，cp表示孔隙压缩系数，Swi表示原始含水饱和度，cw表示地层水压缩系数，Wp,j表示tj时刻的累计产水量，Bw表示地层水体积系数。
所述装置的另一个实施例中，所述第二平均地层压力计算单元1262，可以包括：
天然气原始地质储量计算单元，可以用于基于所述物性参数信息，按照下述公式计算天然气原始地质储量：
其中，G表示天然气原始地质储量，A表示含气面积，h表示储层厚度，
表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Zsc表示标准状况下气体偏差系数，Tsc表示标准温度，pi表示原始地层压力，Zi表示原始气体偏差系数，T表示储层温度，psc表示标准压力；
压力波传至边界之后气藏的平均地层压力计算单元，可以用于基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产水量、所述物性参数信息、所述天然气原始地质储量，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。
所述装置的另一个实施例中，所述压力波传至边界之后气藏的平均地层压力计算单元，可以包括：
气藏平均地层压力第二计算单元，可以用于根据下述公式，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，
表示tj时刻的平均气体偏差系数，bj、aj表示不同时刻tj所对应的参数，G表示天然气原始地质储量，Gp,j表示tj时刻的累计产气量。
本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的装置，通过利用油气藏的物性参数信息计算获得压力波传至边界所需时间，然后根据压力波传至边界所需时间将油气藏中压力的传播过程划分为前后两个阶段，最后通过利用预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型以及油气井生产动态数据计算油气藏的平均地层压力。由于预先建立的不同阶段对应的油气藏平均地层压力模型均为显式表达式，从而基于动态生产数据可以简单方便的实现油气藏平均地层压力的实时预测，从而提高工作效率。
需要说明的，上述所述的装置根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式，具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
本说明书还提供一种计算油气藏平均地层压力的设备的实施例，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：
获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。
需要说明的，上述所述的设备根据方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式。具体的实现方式可以参照相关方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
本说明书还提供一种计算油气藏平均地层压力的系统的实施例，包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现上述任意一个或者多个实施例中所述方法的步骤，例如包括：获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力。所述的系统可以为单独的服务器，也可以包括使用了本说明书的一个或多个所述方法或一个或多个实施例装置的服务器集群、系统(包括分布式系统)、软件(应用)、实际操作装置、逻辑门电路装置、量子计算机等并结合必要的实施硬件的终端装置。
本说明书所提供的方法实施例可以在移动终端、计算机终端、服务器或者类似的运算装置中执行。以运行在服务器上为例，图7是本说明书提供的一种计算油气藏平均地层压力的服务器的一个实施例的硬件结构框图，该服务器可以是上述实施例中的计算油气藏平均地层压力的装置或计算油气藏平均地层压力的系统。如图7所示，服务器10可以包括一个或多个(图中仅示出一个)处理器100(处理器100可以包括但不限于微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置)、用于存储数据的存储器200、以及用于通信功能的传输模块300。本领域普通技术人员可以理解，图7所示的结构仅为示意，其并不对上述电子装置的结构造成限定。例如，服务器10还可包括比图7中所示更多或者更少的组件，例如还可以包括其他的处理硬件，如数据库或多级缓存、GPU，或者具有与图7所示不同的配置。
存储器200可用于存储应用软件的软件程序以及模块，如本说明书实施例中的计算油气藏平均地层压力的方法对应的程序指令/模块，处理器100通过运行存储在存储器200内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理。存储器200可包括高速随机存储器，还可包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，存储器200可进一步包括相对于处理器100远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至计算机终端。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
传输模块300用于经由一个网络接收或者发送数据。上述的网络具体实例可包括计算机终端的通信供应商提供的无线网络。在一个实例中，传输模块300包括一个网络适配器(Network Interface Controller，NIC)，其可通过基站与其他网络设备相连从而可与互联网进行通讯。在一个实例中，传输模块300可以为射频(Radio Frequency，RF)模块，其用于通过无线方式与互联网进行通讯。
上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。
本说明书提供的上述实施例所述的方法或装置可以通过计算机程序实现业务逻辑并记录在存储介质上，所述的存储介质可以计算机读取并执行，实现本说明书实施例所描述方案的效果。
所述存储介质可以包括用于存储信息的物理装置，通常是将信息数字化后再以利用电、磁或者光学等方式的媒体加以存储。所述存储介质有可以包括：利用电能方式存储信息的装置如，各式存储器，如RAM、ROM等；利用磁能方式存储信息的装置如，硬盘、软盘、磁带、磁芯存储器、磁泡存储器、U盘；利用光学方式存储信息的装置如，CD或DVD。当然，还有其他方式的可读存储介质，例如量子存储器、石墨烯存储器等等。
本说明书提供的上述计算油气藏平均地层压力的方法或装置实施例可以在计算机中由处理器执行相应的程序指令来实现，如使用windows操作系统的c++语言在PC端实现、linux系统实现，或其他例如使用android、iOS系统程序设计语言在智能终端实现，以及基于量子计算机的处理逻辑实现等。
需要说明的是说明书上述所述的装置、计算机存储介质、系统根据相关方法实施例的描述还可以包括其他的实施方式，具体的实现方式可以参照对应方法实施例的描述，在此不作一一赘述。
本申请中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于硬件+程序类实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本说明书实施例并不局限于必须是符合行业通信标准、标准计算机数据处理和数据存储规则或本说明书一个或多个实施例所描述的情况。某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、存储、判断、处理方式等获取的实施例，仍然可以属于本说明书实施例的可选实施方案范围之内。
在20世纪90年代，对于一个技术的改进可以很明显地区分是硬件上的改进(例如，对二极管、晶体管、开关等电路结构的改进)还是软件上的改进(对于方法流程的改进)。然而，随着技术的发展，当今的很多方法流程的改进已经可以视为硬件电路结构的直接改进。设计人员几乎都通过将改进的方法流程编程到硬件电路中来得到相应的硬件电路结构。因此，不能说一个方法流程的改进就不能用硬件实体模块来实现。例如，可编程逻辑器件(Programmable Logic Device，PLD)(例如现场可编程门阵列(Field Programmable GateArray，FPGA))就是这样一种集成电路，其逻辑功能由用户对器件编程来确定。由设计人员自行编程来把一个数字系统“集成”在一片PLD上，而不需要请芯片制造厂商来设计和制作专用的集成电路芯片。而且，如今，取代手工地制作集成电路芯片，这种编程也多半改用“逻辑编译器(logic compiler)”软件来实现，它与程序开发撰写时所用的软件编译器相类似，而要编译之前的原始代码也得用特定的编程语言来撰写，此称之为硬件描述语言(Hardware Description Language，HDL)，而HDL也并非仅有一种，而是有许多种，如ABEL(Advanced Boolean Expression Language)、AHDL(Altera Hardware DescriptionLanguage)、Confluence、CUPL(Cornell University Programming Language)、HDCal、JHDL(Java Hardware Description Language)、Lava、Lola、MyHDL、PALASM、RHDL(RubyHardware Description Language)等，目前最普遍使用的是VHDL(Very-High-SpeedIntegrated Circuit Hardware Description Language)与Verilog。本领域技术人员也应该清楚，只需要将方法流程用上述几种硬件描述语言稍作逻辑编程并编程到集成电路中，就可以很容易得到实现该逻辑方法流程的硬件电路。
控制器可以按任何适当的方式实现，例如，控制器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式，控制器的例子包括但不限于以下微控制器：ARC 625D、Atmel AT91SAM、Microchip PIC18F26K20以及Silicone Labs C8051F320，存储器控制器还可以被实现为存储器的控制逻辑的一部分。本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
上述实施例阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。一种典型的实现设备为计算机。具体的，计算机例如可以为个人计算机、膝上型计算机、车载人机交互设备、蜂窝电话、相机电话、智能电话、个人数字助理、媒体播放器、导航设备、电子邮件设备、游戏控制台、平板计算机、可穿戴设备或者这些设备中的任何设备的组合。
虽然本说明书一个或多个实施例提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或终端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。第一，第二等词语用来表示名称，而并不表示任何特定的顺序。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本说明书一个或多个时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块或子单元的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、装置(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储、石墨烯存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
本领域技术人员应明白，本说明书一个或多个实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本说明书一个或多个实施例可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本说明书一个或多个实施例可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
以上所述仅为本说明书一个或多个实施例的实施例而已，并不用于限制本本说明书一个或多个实施例。对于本领域技术人员来说，本说明书一个或多个实施例可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在权利要求范围之内。
Claims (20)
1.一种计算油气藏平均地层压力的方法，其特征在于，包括：
获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力；其中，所述利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力，包括：利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之前的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力；所述计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力，包括：基于所述物性参数信息，获得不同时刻所对应的压力传播半径；基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，获得不同时刻所对应的压力传播比例；利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间，包括：
利用所述物性参数信息，按照下述公式获得油气藏特征参数：
其中，Co/g表示所述油气藏特征参数，下标o表示原油，下标g表示气体，rw表示井筒半径，ko/g表示有效渗透率，φi表示储层原始孔隙度，μo/g表示粘度，ct表示储层综合压缩系数；
利用所述油气藏特征参数和所述物性参数信息，按照下述公式获得所述压力波传至边界所需时间：
其中，tc表示所述压力波传至边界所需时间，Re表示边界距离，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力，还包括：
利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之后的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力，包括：
基于所述物性参数信息，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播半径：
其中，re,j表示tj时刻的压力传播半径，tj表示任一时刻，rw表示井筒半径，Co/g表示油气藏特征参数；
基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播比例：
其中，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，re,j表示tj时刻的压力传播半径，rw表示井筒半径，Re表示边界距离；
利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力，包括：
按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻油藏的平均地层压力：
按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，αj表示压力波传至边界之前不同时刻所对应的系数，pi表示原始地层压力，pwf,j表示tj时刻的井底流压。
6.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力，包括：
基于所述物性参数信息，按照下述公式计算原油原始地质储量：
其中，N表示原油原始地质储量，A表示含油面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Boi表示原始原油体积系数；
基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产油量和累计产水量、所述物性参数信息、所述原油原始地质储量，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，所述计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力，包括：
根据下述公式，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，pi表示原始地层压力，N表示原油原始地质储量，Boi表示原始原油体积系数，Np,j表示tj时刻的累计产油量，co表示原油压缩系数，cp表示孔隙压缩系数，Swi表示原始含水饱和度，cw表示地层水压缩系数，Wp,j表示tj时刻的累计产水量，Bw表示地层水体积系数。
8.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力，包括：
基于所述物性参数信息，按照下述公式计算天然气原始地质储量：
其中，G表示天然气原始地质储量，A表示含气面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Zsc表示标准状况下气体偏差系数，Tsc表示标准温度，pi表示原始地层压力，Zi表示原始气体偏差系数，T表示储层温度，psc表示标准压力；
基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产水量、所述物性参数信息、所述天然气原始地质储量，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。
9.如权利要求8所述的方法，其特征在于，所述计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力，包括：
根据下述公式，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，
表示tj时刻的平均气体偏差系数，bj、aj表示不同时刻tj所对应的参数，G表示天然气原始地质储量，Gp,j表示tj时刻的累计产气量。
10.一种计算油气藏平均地层压力的装置，其特征在于，包括：
信息获取模块，用于获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
时间获得模块，用于基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
传播过程划分模块，用于根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
平均地层压力计算模块，用于利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力；其中，所述平均地层压力计算模块，包括：第一平均地层压力计算单元，用于利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之前的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力；所述第一平均地层压力计算单元，包括：压力传播半径获得单元，用于基于所述物性参数信息，获得不同时刻所对应的压力传播半径；压力传播比例获得单元，用于基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，获得不同时刻所对应的压力传播比例；压力波传至边界之前平均地层压力计算单元，用于利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
11.如权利要求10所述的装置，其特征在于，所述时间获得模块，包括：
油气藏特征参数获得单元，用于利用所述物性参数信息，按照下述公式获得油气藏特征参数：
其中，Co/g表示所述油气藏特征参数，下标o表示原油，下标g表示气体，rw表示井筒半径，ko/g表示有效渗透率，φi表示储层原始孔隙度，μo/g表示粘度，ct表示储层综合压缩系数；
时间获得单元，用于利用所述油气藏特征参数和所述物性参数信息，按照下述公式获得所述压力波传至边界所需时间：
其中，tc表示所述压力波传至边界所需时间，Re表示边界距离，rw表示井筒半径，Co/g表示所述油气藏特征参数。
12.如权利要求10所述的装置，其特征在于，所述平均地层压力计算模块，还包括：
第二平均地层压力计算单元，用于利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之后的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之后油气藏的平均地层压力。
13.如权利要求10所述的装置，其特征在于，所述第一平均地层压力计算单元，包括：
压力传播半径获得单元，用于基于所述物性参数信息，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播半径：
其中，re,j表示tj时刻的压力传播半径，tj表示任一时刻，rw表示井筒半径，Co/g表示油气藏特征参数；
压力传播比例获得单元，用于基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，按照下述公式获得不同时刻所对应的压力传播比例：
其中，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，re,j表示tj时刻的压力传播半径，rw表示井筒半径，Re表示边界距离；
压力波传至边界之前平均地层压力计算单元，用于利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
14.如权利要求13所述的装置，其特征在于，所述压力波传至边界之前平均地层压力计算单元，包括：
油藏平均地层压力第一计算单元，用于按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻油藏的平均地层压力：
气藏平均地层压力第一计算单元，用于按照下述公式计算压力波传至边界之前不同时刻气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，fre,j表示tj时刻的压力传播比例，αj表示压力波传至边界之前不同时刻所对应的系数，pi表示原始地层压力，pwf,j表示tj时刻的井底流压。
15.如权利要求12所述的装置，其特征在于，所述第二平均地层压力计算单元，包括：
原油原始地质储量计算单元，用于基于所述物性参数信息，按照下述公式计算原油原始地质储量：
其中，N表示原油原始地质储量，A表示含油面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Boi表示原始原油体积系数；
压力波传至边界之后油藏的平均地层压力计算单元，用于基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产油量和累计产水量、所述物性参数信息、所述原油原始地质储量，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力。
16.如权利要求15所述的装置，其特征在于，所述压力波传至边界之后油藏的平均地层压力计算单元，包括：
油藏平均地层压力第二计算单元，用于根据下述公式，计算压力波传至边界之后油藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，pi表示原始地层压力，N表示原油原始地质储量，Boi表示原始原油体积系数，Np,j表示tj时刻的累计产油量，co表示原油压缩系数，cp表示孔隙压缩系数，Swi表示原始含水饱和度，cw表示地层水压缩系数，Wp,j表示tj时刻的累计产水量，Bw表示地层水体积系数。
17.如权利要求12所述的装置，其特征在于，所述第二平均地层压力计算单元，包括：
天然气原始地质储量计算单元，用于基于所述物性参数信息，按照下述公式计算天然气原始地质储量：
其中，G表示天然气原始地质储量，A表示含气面积，h表示储层厚度，φi表示原始孔隙度，Swi表示原始含水饱和度，Zsc表示标准状况下气体偏差系数，Tsc表示标准温度，pi表示原始地层压力，Zi表示原始气体偏差系数，T表示储层温度，psc表示标准压力；
压力波传至边界之后气藏的平均地层压力计算单元，用于基于所述压力波传至边界之后的油气井生产动态数据信息中包括的累计产水量、所述物性参数信息、所述天然气原始地质储量，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力。
18.如权利要求17所述的装置，其特征在于，所述压力波传至边界之后气藏的平均地层压力计算单元，包括：
气藏平均地层压力第二计算单元，用于根据下述公式，计算压力波传至边界之后气藏的平均地层压力：
其中，
表示tj时刻的平均地层压力，
表示tj时刻的平均气体偏差系数，bj、aj表示不同时刻tj所对应的参数，G表示天然气原始地质储量，Gp,j表示tj时刻的累计产气量。
19.一种计算油气藏平均地层压力的设备，其特征在于，包括处理器及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述指令被所述处理器执行时实现包括以下步骤：
获取油气藏储层的物性参数信息以及油气井生产动态数据信息；
基于所述物性参数信息，获得压力波传至边界所需时间；
根据所述压力波传至边界所需时间，将油气藏中压力的传播过程划分为压力波传至边界之前和压力波传至边界之后两个阶段；
利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力；其中，所述利用预先建立的油气藏平均地层压力模型、物性参数信息以及油气井生产动态数据信息，计算油气藏的平均地层压力，包括：利用所述油气藏平均地层压力模型包括的压力波传至边界之前的模型、物性参数信息以及压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息，计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力；所述计算压力波传至边界之前油气藏的平均地层压力，包括：基于所述物性参数信息，获得不同时刻所对应的压力传播半径；基于所述物性参数信息和所述不同时刻所对应的压力传播半径，获得不同时刻所对应的压力传播比例；利用所述压力波传至边界之前的油气井生产动态数据信息中包括的不同时刻的井底流压、所述不同时刻所对应的压力传播比例，计算压力波传至边界之前不同时刻油气藏的平均地层压力。
20.一种计算油气藏平均地层压力的系统，其特征在于，包括至少一个处理器以及存储计算机可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现权利要求1-9中任意一项所述方法的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911112625.6A CN111101929B (zh) | 2019-11-14 | 2019-11-14 | 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911112625.6A CN111101929B (zh) | 2019-11-14 | 2019-11-14 | 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111101929A CN111101929A (zh) | 2020-05-05 |
| CN111101929B true CN111101929B (zh) | 2021-07-09 |
Family
ID=70420734
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911112625.6A Active CN111101929B (zh) | 2019-11-14 | 2019-11-14 | 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111101929B (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111911115B (zh) * | 2020-08-12 | 2021-09-17 | 西南石油大学 | 一种页岩气井动态配产方法 |
| CN112966978B (zh) * | 2021-04-02 | 2024-01-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏气驱采收率的标定方法、数据处理装置、计算机设备及可读存储介质 |
| CN113361771B (zh) * | 2021-06-04 | 2023-04-18 | 合肥工业大学 | 确定储层压力的方法及装置 |
| CN113818873B (zh) * | 2021-10-20 | 2023-06-06 | 中国石油大学(北京) | 隐蔽含气区作用下的气藏动态储量计算方法及装置 |
| CN113958316B (zh) * | 2021-11-16 | 2023-05-09 | 中国石油大学(北京) | 具有水封气藏的气藏动态储量计算方法及装置 |
| CN116127251B (zh) * | 2023-04-17 | 2023-09-29 | 西南石油大学 | 一种注二氧化碳的有水气藏的地层压力监测方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103244096B (zh) * | 2013-05-22 | 2015-08-19 | 西安石油大学 | 煤气层封闭式脉冲加载压裂松弛地应力的装置及方法 |
| CN105243182B (zh) * | 2015-09-08 | 2018-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密油压裂水平井的动态储量计算方法 |
| CN105507893A (zh) * | 2015-12-07 | 2016-04-20 | 西南石油大学 | 预测页岩储层体积改造后生产效果的方法 |
| CN105913155B (zh) * | 2016-04-21 | 2019-05-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 考虑应力干扰及压裂液滤失的致密油产能预测方法及系统 |
| US11492899B2 (en) * | 2017-05-24 | 2022-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for characterizing fractures in a subterranean formation |
| CN108442923B (zh) * | 2018-03-29 | 2021-02-19 | 西南石油大学 | 致密油气藏水平井椭圆形泄流区域长、短半轴的确定方法 |
| CN108518218B (zh) * | 2018-03-29 | 2021-05-11 | 西南石油大学 | 一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法 |
| CN109670195B (zh) * | 2018-07-30 | 2020-05-08 | 长江大学 | 融合单井敏感性局域化的EnKF油藏辅助历史拟合方法 |
-
2019
- 2019-11-14 CN CN201911112625.6A patent/CN111101929B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111101929A (zh) | 2020-05-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111101929B (zh) | 一种计算油气藏平均地层压力的方法、装置及系统 | |
| CN109887272B (zh) | 一种交通人流量的预测方法及装置 | |
| CN110703322B (zh) | 一种波传播的处理方法、装置和设备 | |
| US20130332120A1 (en) | System and method for aggregating reservoir connectivities | |
| Morris et al. | Exponentiation Bias in Production and Reserves Estimates Made by Use of Exponential-Decline Models | |
| US10060228B2 (en) | Pseudo phase production simulation: a signal processing approach to assess quasi-multiphase flow production via successive analogous step-function relative permeability controlled models in reservoir flow simulation in order to rank multiple petro-physical realizations | |
| Sorek et al. | Model order reduction and control polynomial approximation for well-control production optimization | |
| Zhao et al. | An efficient adaptive rescaling scheme for computing moving interface problems | |
| CN116028798A (zh) | 水害预警数据处理方法、装置、计算机设备和存储介质 | |
| Chavent et al. | Determination of Relative Permeabilities and Capillary Pressures by an Automatic Adjustment Method. | |
| Zalavadia et al. | A hybrid modeling approach to production control optimization using dynamic mode decomposition | |
| CN111507537A (zh) | 一种水驱气藏的储量和水侵量的预测方法及装置 | |
| CN112613171A (zh) | 一种煤储层渗透率确定方法及装置 | |
| Xing et al. | Pressure transient analysis for fracture-cavity carbonate reservoirs with large-scale fractures–caves in series connection | |
| CN107939371B (zh) | 一种确定井网加密可行性的方法及装置 | |
| CN106529147B (zh) | 一种确定油气储量和水体规模方法及装置 | |
| CN111155986B (zh) | 一种多层合采气井井距的确定方法、装置、设备及系统 | |
| CN114861984A (zh) | 用于预测高含co2凝析气藏油环体积的方法及处理器 | |
| Naufal et al. | A digital oilfield comprehensive study: Automated intelligent production network optimization | |
| CN113610292A (zh) | 一种致密气藏压裂水平井动态储量的确定方法和装置 | |
| Ostermann | Three-dimensional modeling of heat transport in deep hydrothermal reservoirs | |
| CN107605472B (zh) | 一种确定油藏采收率的方法及装置 | |
| CN107871028B (zh) | 一种层序地层的级别划分方法及装置 | |
| Li et al. | A mixed element analysis of the Biot's model with Darcy–Forchheimer flow | |
| CN108868724A (zh) | 一种确定凝析气井气举增产油气量的方法及其装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |