CN111310339B - 一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法，包括以下步骤：调用封闭边界油藏单井渗流模型；确定第k阶段开始时的地层压力；获得第k阶段的虚拟生产时间；修正渗流数学模型的生产时间，产生理论图版；将理论图版既典型曲线进行拟合，检验解释模型及解释参数的合理性。本发明提出的修正不同控制储量阶段等效时间的变储量系统典型曲线产生方法，沿用了单一固定储量系统的不稳定流动压力计算方式，产生多阶段控制储量变异的典型曲线，在变储量交界点上计算压力连续，展现和保持了阶段储量的动态特征，为利用现有的封闭边界油藏单井渗流模型分析变储量系统提供了简便方法。

Description

一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法

技术领域

本发明涉及油气井生产动态分析与储量评价技术领域，具体涉及一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法。

背景技术

传统的单井动态分析(例如现代产能递减分析)理论模型和解释方法中，均是假设单井的控制储量固定，将流压的下降视为两个组成部分：一是流体向井运移的流动压降，二是能量衰竭的地层压力下降；流动压降与瞬时产量相关，地层压力下降与累积产量相关。实际的油气藏生产系统中单井控制储量并非固定，将单井流动系统的控制储量视为可变量：一是有新储量贡献影响，油气藏的非均质性导致不同储集体之间存在一定的启动压差，当压差大于启动压差后，该储集体才开始有贡献，呈现出储量增加趋势；二是有井间干扰影响，在连通性强的系统中新井投产及周边邻井的产量变化，导致油气井控制储量的变化。

油气井的生产动态中控制储量的信息特征展现不突出，在动态分析中需要将原始的产量、压力转换为特征分析曲线，以突出控制储量及流动能力的影响，最常用的特征分析曲线为Blasingame诊断曲线和双对数压降诊断曲线，通过渗流数学模型产生理论图版既典型曲线对实测数据进行拟合，检验解释模型及解释参数的合理性。

对于含有变储量效应的实际生产动态，其Blasingame诊断曲线和双对数压降诊断曲线中不同于常规形态，表现出储量变异的显著影响。当储量增大时，Blasingame曲线中的-45°直线段右移，双对数压降曲线中的晚期45°压力导数直线段右移；当储量减少时，Blasingame曲线中的-45°直线段左移，双对数压降曲线中的晚期45°压力导数直线段左移。

直接开发新的变储量系统渗流数学模型的解析解，需要针对不同井型、不同边界、不同储量段数，分别建立渗流模型进行解析求解，这种方式既复杂又低效，无法利用现有的渗流模型成果，某些问题还难以求解；如何将现有的常规定产压降典型曲线改造为变储量系统的图版，将是一种简洁高效的计算途径。

发明内容

一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法，基于物质平衡原理，通过修正不同控制储量阶段的等效时间，保持沿用常规的单一固定储量系统不稳定流动压力计算方式，产生多阶段控制储量变异的典型曲线。

本发明目的在于为现有的封闭边界油藏单井渗流模型分析变储量系统提供简便方法。本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：

一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法，包括如下步骤：

S1，根据压降模型计算出变储量系统在第k阶段储量开始时的地层压力P_r,k-1；

S2，假设孤立的k阶段储量系统从原始地层压力P_i开始，将按照虚拟的生产时间t_p,k-1'在储量变化交界处产生的地层压力，等于所述步骤S1中的地层压力P_r,k-1，对比得出虚拟生产时间t_p,k-1'，获得相对真实开始时间t_p,k-1的变储量影响的时间修正量；

S3，进入第k阶段后，计算变储量的时间修正量Δt_k-1，生产时间t的典型曲线理论流压P_wf(t)变换为等效时间t+Δt_k-1计算，在本阶段内变储量的时间修正量Δt_k-1保持不变，进一步计算出典型曲线的压力，获得渗流数学模型的理论图版；

S4，通过所述步骤S3的渗流数学模型产生理论图版既典型曲线对实测数据进行拟合，检验解释模型及解释参数的合理性。

进一步的，所述步骤S1中的地层压力P_r,k-1，由前期k-1个储量系统的总压降表示：

其中，P_i为原始地层压力，q为定产量，N_k为第k阶段的单井控制储量，t_p,k-1为第k阶段的开始时间，t_p,k为第k阶段的结束时间，C_t为综合压缩系数，取t_p,0＝0。

进一步的，所述步骤S2中按照虚拟的生产时间t_p,k-1'在储量变化交界处产生的地层压力由下式表示：

同步骤S1中的地层压力对比可得虚拟的生产时间t_p,k-1'为：

相对真实开始时间t_p,k-1的变储量影响的时间修正量为：

Δt_k-1＝t_p,k-1'-t_p,k-1

其中，k＝1时Δt_k-1＝0。

进一步的，所述步骤S3中的典型曲线的压力按具体井型用不稳定试井的完整渗流数学模型计算，如下式所示：

P_wf,k＝P_trans(q,P_i,R_w,h,φ,C_t,μ,B,R_e,k,...,t+Δt_k-1)

其中，P_wf,k为第k阶段的井底流压，P_trans()为不稳定渗流的压力解式；q为产量，R_w为井筒半径，h为储层厚度，φ为孔隙度，C_t为综合压缩系数，μ为流体粘度，B为流体体积系数；R_e,k为第k阶段的油藏控制半径，对应第k阶段的控制储量；t为典型曲线的计算时间。

本发明的有益效果：本发明提出的修正不同控制储量阶段等效时间的变储量系统典型曲线产生方法，沿用了单一固定储量系统的不稳定流动压力计算方式，产生多阶段控制储量变异的典型曲线，在变储量交界点上计算压力连续，展现和保持了阶段储量的动态特征；本方法为利用现有的封闭边界油藏单井渗流模型分析变储量系统提供了简便方法。

附图说明

图1是本发明的方法流程图。

图2是本发明的多阶段变控制储量的地层压力下降的等效时间分析图。

图3是本发明的多阶段变控制储量等效时间的修正量变化图。

图4是本发明应用分析实例的xc10井压力指数分析曲线图。

图5是本发明应用分析实例的xc10井阶段变储量Blasingame诊断拟合曲线图。

图6是本发明应用分析实例的xc10井阶段变储量双对数压力拟合曲线图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。

本实施例中，如图1所示，一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法如下：

第一步，根据压降模型计算出储量系统在第k阶段储量开始时的地层压力P_r,k-1。其中，多阶段变控制储量等效时间分析如图2所示，系统的原始地层压力为P_i，第k阶段的单井控制储量为N_k，设第k阶段的结束时间为t_p,k，开始时间为t_p,k-1。在恒定产量条件下当流动进入拟稳定流动期后，地层压力随生产时间线性下降，控制储量控制了地层压力的下降速率。对定产量q、恒定的综合压缩系数C_t的变储量系统，在第k阶段开始时的地层压力由前期k-1个储量系统的总压降表示：

其中，P_i为原始地层压力，取t_p,0＝0。

第二步，假设孤立的k阶段储量系统从原始地层压力P_i开始，按照虚拟的生产时间t_p,k-1'，在储量变化的交界处产生相同的地层压力：

同第一步中的计算出的地层压力进行对比可得，虚拟的生产时间t_p,k-1'为：

相对真实开始时间t_p,k-1的变储量影响的时间修正量为：

Δt_k-1＝t_p,k-1'-t_p,k-1

其中，k＝1时Δt_k-1＝0。

第三步，进入第k阶段后，计算变储量的时间修正量Δt_k-1，生产时间t的典型曲线理论流压P_wf(t)变换为等效时间t+Δt_k-1计算，在本阶段内变储量的时间修正量Δt_k-1保持不变，典型曲线的压力按具体的井型如直井、水平井等用不稳定试井的完整渗流数学模型计算：

P_wf,k＝P_trans(q,P_i,R_w,h,φ,C_t,μ,B,R_e,k,...,t+Δt_k-1)

其中，P_wf,k为第k阶段的井底流压，P_trans()为不稳定渗流的压力解式；q为产量，R_w为井筒半径，h为储层厚度，φ为孔隙度，C_t为综合压缩系数，μ为流体粘度，B为流体体积系数；R_e,k为第k阶段的油藏控制半径，对应第k阶段的控制储量；t为典型曲线的计算时间。

第四步，根据渗流数学模型产生的理论图版即典型曲线对实测数据进行拟合，检验解释模型及解释参数的合理性。

本实施例中，变储量修正时间可为正或负，如图3所示，以2阶段控制储量的系统为例，当控制储量增长时，修正时间Δt＞0，等效时间延长；当控制储量下降时，修正时间Δt＜0，等效时间缩短。

应用分析实例：

某储气库气井xc10井在第1阶段采气期表现出变控制储量现象，如图4所示压力指数曲线呈现2段斜率，反映出初期控制储量小、后期控制储量大，阶段控制储量分析结果见表1。变控制储量的定产压降的Blasingame图版拟合曲线见图5、双对数压降图版拟合曲线图6。

表1

本发明提出的修正不同控制储量阶段等效时间的变储量系统典型曲线产生方法，沿用了单一固定储量系统的不稳定流动压力计算方式，产生多阶段控制储量变异的典型曲线，在变储量交界点上计算压力连续，展现和保持了阶段储量的动态特征；本方法为利用现有的封闭边界油藏单井渗流模型分析变储量系统提供了简便方法。

以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (3)

1.一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1，根据压降模型计算出变储量系统在第k阶段储量开始时的地层压力P_r,k-1；

S2，假设孤立的k阶段储量系统从原始地层压力P_i开始，按照虚拟的生产时间t_p,k-1'在储量变化交界处产生的地层压力，等于所述步骤S1中的地层压力P_r,k-1，对比得出虚拟生产时间t_p,k-1'，获得相对真实开始时间t_p,k-1的变储量影响的时间修正量；

S3，进入第k阶段后，计算变储量的时间修正量Δt_k-1，生产时间t的典型曲线理论流压P_wf(t)变换为等效时间t+Δt_k-1计算，在本阶段内变储量的时间修正量Δt_k-1保持不变，进一步计算出典型曲线的压力，获得渗流数学模型的理论图版；

S4，对所述步骤S3的渗流数学模型产生理论图版既典型曲线对实测数据进行拟合，检验解释模型及解释参数的合理性；

所述步骤S2中在储量变化交界处产生的地层压力由下式表示：

其中，t_p,k-1'为虚拟的生产时间，同步骤S2中的地层压力对比可得虚拟的生产时间t_p,k-1'为：

相对真实开始时间t_p,k-1的变储量影响的时间修正量为：

Δt_k-1＝t_p,k-1'-t_p,k-1

其中k＝1时Δt_k-1＝0。

2.根据权利要求1所述的一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法，其特征在于，所述步骤S1中的地层压力P_r,k-1，由前期k-1个储量系统的总压降表示：

其中，P_i为原始地层压力，q为定产量，N_k为第k阶段的单井控制储量，t_p,k-1为第k阶段的开始时间，t_p,k为第k阶段的结束时间，C_t为综合压缩系数，取t_p,0＝0。

3.根据权利要求1所述的一种等效时间修正的变储量系统典型曲线产生方法，其特征在于，所述步骤S3中的典型曲线的压力按具体井型用不稳定试井的完整渗流数学模型计算，如下式所示：

P_wf,k＝P_trans(q,P_i,R_w,h,φ,C_t,μ,B,R_e,k,...,t+Δt_k-1)

其中，P_wf,k为第k阶段的井底流压，P_trans()为不稳定渗流的压力解式；q为产量，R_w为井筒半径，h为储层厚度，φ为孔隙度，C_t为综合压缩系数，μ为流体粘度，B为流体体积系数；R_e,k为第k阶段的油藏控制半径，对应第k阶段的控制储量；t为典型曲线的计算时间。

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