CN111582532B - 应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法及装置，包括：获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数；根据静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率；基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程、纯水相流入动态方程，分别根据静态参数、相关生产参数和初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量、产水量；根据不同井底流动压力下的产油量和产水量确定不同井底流动压力下的产液量；基于不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力。该方案考虑了储层的应力敏感性、油藏平均压力的变化、井底附近油气水三相同产的实际情况，更准确地预测裂缝性油藏水平井的产液能力，为高效开发该类油藏提供支持。
Description
技术领域
本发明涉及石油开发的油井产能预测技术领域，特别涉及一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法及装置。
背景技术
裂缝性油藏在世界范围内陆续被发现，包括低渗透砂岩裂缝性油藏、砂砾岩裂缝性油藏、碳酸盐岩裂缝性油藏、火成岩裂缝性油藏等。裂缝性油藏属于典型的双重介质系统，其在降压开采过程中，应力敏感性强，储层发生变形，导致储层渗透率和油井产能大幅度下降；在边底水或注水开发时极易沿裂缝发生水窜，井筒附近地层还可能脱气，出现油气水三相流动的不利局面，即裂缝性油藏存在储层应力敏感性和多相流问题。
与垂直井相比，水平井在开发裂缝性油藏时可横穿更多的天然裂缝，增加油井与油藏的接触面积，提高油井的产能。因此，水平井在开发裂缝性油藏时具有一定的优势。然而，储层应力敏感性和多相流问题的共同影响，导致现有的水平井产液方程在预测产液能力时出现较大的偏差，给油井提液优化和油田稳产建设带来挑战。
比如，现有的一些平井纯油相产能方程(Borisov公式、Giger公式、Joshi公式)的缺点是只考虑单相液体未考虑油气水三相流、没有考虑储层的应力敏感性，并且都假设储层中发生稳态流动，与实际的油藏中多发生拟稳态流动不相符合。现有的一些水平井的油气两相产能方程(Cheng方程、Bendakhlia方程、孙大同方程)的缺点是假设井底流动为纯油相或油气两相，未对井底可能存在的水相流动进行考虑，不能准确反映油井的实际产液情况，且考虑考虑储层的应力敏感性。某专家使用等值渗流阻力法和保角变换法推导了低渗透变形介质油藏中水平井的纯油相和油气两相产能方程，虽考虑了储层的应力敏感性，但是未对井底可能存在的水相流动进行考虑，即未考虑油气水三相流，不能准确反映油井的实际产液能力。
现有的解决油气水三相流的方法主要有三种：Wiggins方法，Petrobras方法和三相流IPR通式方法，对应形成三种产能方程：
1)Wiggins产能方程
式(1)中：q-油井产油量，m3/d；qo-油井产油量，m3/d；qw-油井产水量，m3/d；qomax-油井最大产油量，m3/d；qwmax-油井最大产水量，m3/d；pr-油藏平均压力，MPa；pwf-井底流动压力，MPa。
2)Petrobras产能方程
Ql＝(1-fw)Qo+fwQl (2)
式(2)中：Ql-油井产油量，m3/d；Qo-油井产油量，m3/d；Qhw-油井产水量，m3/d；fw-油井含水率，无量纲。
3)三相流IPR通式的产能方程
对于不饱和油藏为：
对于饱和油藏为：
式(3a)和式(3b)中：q-油井产油量，m3/d；qb-井底压力为泡点压力时油井产油量，m3/d；qomax-油井最大产油量，m3/d；J-油井产油指数，m3/d/MPa；pr-油藏平均压力，MPa；pb-油藏泡点压力，MPa；pwf-井底流动压力，MPa；fw-油井含水率，无量纲；V-两相流系数，无量纲；R-流动效率，无量纲。
Wiggins产能方程仅适用于饱和油藏，使用时需先计算出油井的最大产油量qomax和最大产水量qwmax。三相流IPR通式的产能方程对饱和油藏和不饱和油藏都适用，但使用时需先通过图解法和线性拟合法计算出流动效率R和两相流系数V。因此，Wiggins产能方程和三相流IPR通式的产能方程使用过程中都比较繁琐。而Petrobras产能方程是按照含水率取纯油相产能方程和纯水相产能方程的加权平均值，对饱和油藏和不饱和油藏都适用。但是这些方法都未将应力敏感性考虑进来，对裂缝性油藏不适用。
总体而言，前面关于水平井的产能方程均存在一定的局限性，要么未考虑储层的应力敏感性，要么未考虑油气水三相流。因此，鉴于水平井相对于直井的高昂钻井成本，亟待建立一种系统完整的，适用范围广的，且考虑应力敏感性、油藏压力变化和油气水三相流的水平井产液能力预测方法，为水平井开采的经济评估提供依据。
发明内容
本发明实施例提供了一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法及装置，同时考虑了应力敏感性、油藏压力变化和油气水三相流入特征，建立产液方程，提高了裂缝性油藏直井产液能力的预测精度，为裂缝性油藏的高效开发提供支持。
本发明实施例提供了一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，该方法包括：
获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数；
根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率；
基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量；
基于应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产水量；
根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量；
根据所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力；
按照如下公式根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率：
其中，表示油藏的初始等效渗透率，μm2；Km0表示基质系统初始渗透率，μm2；φf0表示裂缝系统初始孔隙度，无量纲；Kf0表示裂缝系统初始渗透率，μm2；
应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程包括不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程和饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程；其中，
不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
所述应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程为：
其中，Qho表示水平井地面产油量，m3/d；Qhw表示水平井地面产水量，m3/d；表示油藏的初始等效渗透率，μm2；h表示油层厚度，m；l表示水平井筒半长，m；μ表示地层原油粘度，mPa.s；B表示原油体积系数，m3/m3；S表示表皮系数，无量纲；re表示泄油半径，m；rw表示井筒半径，m；αK表示储层等效渗透率的应力敏感性指数，MPa-1；p0表示油藏初始压力，MPa；pr表示生产时油藏平均压力，MPa；pwf表示井底流动压力，MPa；pb表示油藏泡点压力，MPa。
本发明实施例还提供了一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，该装置包括：
参数获取模块，用于获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数；
初始等效渗透率确定模块，用于根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率；
产油量确定模块，用于基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量；
产水量确定模块，用于基于应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产水量；
产液量确定模块，用于根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量；
产液能力预测模块，用于根据所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力；
初始等效渗透率确定模块具体用于：按照如下公式根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率：
其中，表示油藏的初始等效渗透率，μm2；Km0表示基质系统初始渗透率，μm2；φf0表示裂缝系统初始孔隙度，无量纲；Kf0表示裂缝系统初始渗透率，μm2；
应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程包括不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程和饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程；其中，
不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
所述应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程为：
其中，Qho表示水平井地面产油量，m3/d；Qhw表示水平井地面产水量，m3/d；表示油藏的初始等效渗透率，μm2；h表示油层厚度，m；l表示水平井筒半长，m；μ表示地层原油粘度，mPa.s；B表示原油体积系数，m3/m3；S表示表皮系数，无量纲；re表示泄油半径，m；rw表示井筒半径，m；αK表示储层等效渗透率的应力敏感性指数，MPa-1；p0表示油藏初始压力，MPa；表示生产时油藏平均压力，MPa；pwf表示井底流动压力，MPa；pb表示油藏泡点压力，MPa。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述所述应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述所述应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法的计算机程序。
在本发明实施例中，获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数，该参数考虑到了井底附近油、气、水三相同产的实际情况；然后根据静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率，基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量；基于应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产水量；根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量，此处考虑到了储层的应力敏感性和油藏平均压力的变化；最后根据所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力。该方法提高了裂缝性油藏直井产液能力的预测精度，为裂缝性油藏的高效开发提供支持。
附图说明
为了更清楚地说明本发明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发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法流程图(一)；
图2是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法流程图(二)；
图3是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法流程图(三)；
图4是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法流程图(四)；
图5是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法流程图(五)；
图6是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置结构框图(一)；
图7是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置结构框图(二)；
图8是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置结构框图(三)；
图9是本发明实施例提供的一种在不同条件下所预测油井产液量与井底流动压力之间的关系曲线对比图；
图10是本发明实施例提供的一种在不同条件下所计算油井产液指数与井底流动压力之间的关系曲线对比图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
裂缝性油藏具有两大特征，一是储层的强应力敏感性，二是油井的油、气、水三相同产。二者的叠加使现有技术方法不能准确预测裂缝性油藏的水平井产液能力。本发明提供一种综合考虑应力敏感性、油藏压力变化和油气水三相流且适用范围广的水平井产液能力预测方法，提高裂缝性油藏水平井产液能力的预测精度，为裂缝性油藏的高效开发奠定理论基础。
图1是本发明实施例提供的一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法流程图(一)，如图1所示，该方法包括：
步骤101：获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数；
步骤102：根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率；
步骤103：基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量；
步骤104：基于应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产水量；
步骤105：根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量；
步骤106：根据所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力。
在本发明实施例中，所述所属储层和流体的静态参数包括：油藏泡点压力pb、原油体积系数B、地层原油粘度μ、油层厚度h、裂缝系统初始渗透率Kf0、基质系统初始渗透率Km0、裂缝系统初始孔隙度φf0、油藏初始压力p0、生产时油藏平均压力泄油半径re和储层等效渗透率的应力敏感性指数αK；所研究油井相关生产参数包括：水平井筒半长l、井筒半径rw、表皮系数S、井底流动压力pwf和油井含水率fw。
其中，上述参数通过如下方式获得：
1)通过地下流体取样进行高压物性分析实验得到油藏泡点压力pb、体积系数B和地层原油粘度μ；
2)通过钻井资料获得水平井筒半长l和井筒半径rw；
3)通过常规测井解释得到油层厚度h、裂缝系统初始渗透率Kf0、基质系统初始渗透率Km0和裂缝系统初始孔隙度φf0；
4)根据压力恢复试井或者压力降落试井等动态测试得到油藏初始压力p0、生产时油藏平均压力泄油半径re和表皮系数S；
5)通过常规压力测试得到井底流动压力pwf；
6)通过应力敏感实验获得裂缝性储层等效渗透率的应力敏感性指数αK；
7)通过地面井口采样分析获得油井含水率fw。
在本发明实施例中，步骤102具体包括：
按照如下公式根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率：
其中，表示油藏的初始等效渗透率，μm2；Km0表示基质系统初始渗透率，μm2；φf0表示裂缝系统初始孔隙度，无量纲；Kf0表示裂缝系统初始渗透率，μm2。
在本发明实施例中，由于油藏饱和类型分为不饱和油藏和饱和油藏，因此，本发明针对不饱和油藏和饱和油藏分别建立直井产液预测方程，在生产过程中油藏平均压力发生变化时依然可行，这对降压开发的裂缝性油藏非常有意义，适用范围更广。因此，如图2所示，步骤103具体包括：
步骤1031：根据所述静态参数(即基于油藏泡点压力和油藏初始压力)确定油藏饱和类型；
步骤1032：根据所述油藏饱和类型，将所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率代入相应油藏饱和类型对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程中，确定不同井底流动压力下的产油量。
其中，油藏饱和类型的确定标准为：
当p0≥pb时，所述油藏饱和类型为不饱和油藏；当p0＜pb时，所述油藏饱和类型为饱和油藏；
其中，p0表示油藏初始压力；pb表示油藏泡点压力。
针对不同的油藏饱和类型，应力敏感性油藏直井的产液量与井底流动压力关系式分别为：
1)不饱和油藏(p0≥pb)
2)饱和油藏(p0＜pb)
其中，Qho表示水平井地面产油量，m3/d；表示油藏的初始等效渗透率，μm2；h表示油层厚度，m；l表示水平井筒半长，m；μ表示地层原油粘度，mPa.s；B表示原油体积系数，m3/m3；S表示表皮系数，无量纲；re表示泄油半径，m；rw表示井筒半径，m；fw表示油井含水率，无量纲；αK表示储层等效渗透率的应力敏感性指数，MPa-1；p0表示油藏初始压力，MPa；表示生产时油藏平均压力，MPa；pwf表示井底流动压力，MPa；pb表示油藏泡点压力，MPa。
在本发明实施例中，步骤104中的应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程为：
其中，Qhw表示水平井地面产水量，m3/d；表示油藏的初始等效渗透率，μm2；h表示油层厚度，m；μ表示地层原油粘度，mPa.s；B表示原油体积系数，m3/m3；S表示表皮系数，无量纲；re表示泄油半径，m；rw表示井筒半径，m；fw表示油井含水率，无量纲；αK表示储层等效渗透率的应力敏感性指数，MPa-1；p0表示油藏初始压力，MPa；表示生产时油藏平均压力，MPa；pwf表示井底流动压力，MPa；pb表示油藏泡点压力，MPa。
本发明中，在应力敏感性指数为0时，对应不考虑应力敏感性的情形；在油井含水率为0时，对应油气两相流的情形。
在本发明实施例中，步骤105具体包括：
基于Petrobras产能方程，根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量，其中Petrobras产能方程为：
Qhl＝(1-fw)Qho+fwQhw (8)
其中，Qh1表示水平井地面产液量，m3/d；Qho表示水平井地面产油量，m3/d；Qhw表示水平井地面产水量，m3/d；fw表示油井含水率，无量纲。
在本发明实施例中，在获得了不同井底流动压力下的产液量后，可以直接使用不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力，即步骤106。但是由于不同井底流动压力下的产液量是一堆数值，从直观上不能很好的观测预测情况，基于此，如图3所示，本发明应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法还可以包括：
步骤107：基于所述不同井底流动压力下的产液量，绘制产液量与井底流动压力关系曲线；
步骤106具体包括：
根据所述产液量与井底流动压力关系曲线预测所研究油井的产液能力。
在本发明实施例中，上述只是从不同井底流动压力下的产液量来预测产液能力，还可以从不同井底流动压力下的油井产液指数来预测产液指数。基于此，如图4所示，本发明应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法还可以包括：
步骤108：根据所述不同井底流动压力下的产液量确定不同井底流动压力下的产液指数；
其中，不同井底流动压力下的油井产液指数计算公式如下：
其中，Jhl表示产液指数，m3/d/MPa；Qhl表示油井地面产液量，m3/d；pr表示生产时油藏平均压力，MPa；pwf表示井底流动压力，MPa。
步骤109：根据所述不同井底流动压力下的产液指数预测所研究油井的产液指数。
同样由于不同井底流动压力下的油井产液指数是一堆数值，从直观上不能很好的观测预测情况，基于此，如图5所示，本发明应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法还可以包括：
步骤1010：基于所述不同井底流动压力下的产液指数，绘制产液指数与井底流动压力关系曲线；
步骤109具体包括：
根据所述产液指数与井底流动压力关系曲线预测所研究油井的产液指数。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，如下面的实施例所述。由于应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置解决问题的原理与应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法相似，因此应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置的实施可以参见应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法的实施，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。
图6是本发明实施例的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置结构框图，如图6所示，包括：
参数获取模块601，用于获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数；
初始等效渗透率确定模块602，用于根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率；
产油量确定模块603，用于基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量；
产水量确定模块604，用于基于应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产水量；
产液量确定模块605，用于根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量；
产液能力预测模块606，用于基于所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力。
在本发明实施例中，所述所属储层和流体的静态参数包括：油藏泡点压力pb、原油体积系数B、地层原油粘度μ、油层厚度h、裂缝系统初始渗透率Kf0、基质系统初始渗透率Km0、裂缝系统初始孔隙度φf0、油藏初始压力p0、生产时油藏平均压力泄油半径re和储层等效渗透率的应力敏感性指数αK；所研究油井相关生产参数包括：水平井筒半长l、井筒半径rw、表皮系数S、井底流动压力pwf和油井含水率fw。
在本发明实施例中，所述产油量确定模块603具体用于：
根据所述静态参数确定油藏饱和类型；
根据所述油藏饱和类型，将所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率代入相应油藏饱和类型对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程中，确定不同井底流动压力下的产油量。
在本发明实施例中，如图7所示，还包括：
关系曲线绘制模块607，用于基于所述不同井底流动压力下的产液量，绘制产液量与井底流动压力关系曲线；
所述产液能力预测模块606具体用于：
根据所述产液量与井底流动压力关系曲线预测所研究油井的产液能力。
在本发明实施例中，如图8所示，还包括：
产液指数确定模块608，用于根据所述不同井底流动压力下的产液量确定不同井底流动压力下的产液指数；
产液指数预测模块609，用于基于所述不同井底流动压力下的产液指数预测所研究油井的产液指数。
在本发明实施例中，所述关系曲线绘制模块607，还用于基于所述不同井底流动压力下的产液指数，绘制产液指数与井底流动压力关系曲线图；
所述产液指数预测模块609具体用于：
根据所述产液指数与井底流动压力关系曲线图预测所研究油井的产液指数。
在本发明实施例中，所述初始等效渗透率确定模块具体用于：按照公式(4)根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率。
在本发明实施例中，所述产油量确定模块603具体用于：
按照如下方式根据所述静态参数确定油藏饱和类型：
当p0≥pb时，所述油藏饱和类型为不饱和油藏；当p0＜pb时，所述油藏饱和类型为饱和油藏；
其中，p0表示油藏初始压力；pb表示油藏泡点压力。
在本发明实施例中，不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为公式(5)；饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为公式(6)。
在本发明实施例中，所述应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程为公式(7)。
在本发明实施例中，所述产液量确定模块603具体用于：按照公式(8)根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量。
在本发明实施例中，所述产液指数确定模块608具体用于：按照公式(9)根据所述不同井底流动压力下的产液量确定不同井底流动压力下的产液指数。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述所述应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述所述应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法的计算机程序。
实施例：
国外某油田D区块为一个新投入开发的区块，属于典型的裂缝性油藏。H519井为该区块的一口试采水平井，目前急需通过该井来论证水平井这种井型在D区块的可行性。其中，H519井的产液能力预测是水平井可行性研究中的关键问题之一。下面以H519井作为具体实施例的研究油井，应用本发明的技术方案能够快速预测H519井的产液能力，预测精度高，可为D区块实施水平井开发的可行性提供理论依据。
第一步：获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数，具体获取的参数结果见表1。
表1研究区块和H519井的基本参数结果表
第二步：根据等效渗透率的计算公式(4)，利用第一步获得的裂缝系统初始渗透率Kf0，基质系统初始渗透率Km0和裂缝系统初始孔隙度φf0确定裂缝性储层的初始等效渗透率为0.001013μm2。
第三步：根据第一步中的油藏初始压力p0和油藏泡点压力pb，有p0＞pb，确定该油藏为不饱和油藏。
第四步：根据第三步确定D区块为不饱和油藏，将第一步和第二步中获取的所有参数代入公式(5)中，采用牛顿迭代法可计算出H519井在不同井底流动压力下的产油量，结果见表2。
第五步：将第一步和第二步中获取的所有参数代入公式(7)中，采用牛顿迭代法可计算出H519井在不同井底流动压力下的产水量，结果见表2。
第六步：根据第四步获得的产油量和第五步获得的产水量，根据Petrobras产能方程可计算出H519井在不同井底流动压力下的产液量，结果见表2。
第七步：根据产液指数计算公式(9)，利用第六步所得到的不同井底流动压力下的产液量可计算出对应井底流动压力下的产液指数，结果见表2。
表2H519井的相关参数结果表
第八步：根据第六步所得到的不同井底流动压力下的产液量，可绘制出H519井的产液量与井底流动压力关系曲线图，即产液能力预测图，如图9中点划线所示。
为对比本发明实施效果，计算并绘制另外三种条件下油井产液量与井底流动压力的关系曲线，包括：1)不考虑应力敏感性和油气水三相流(取应力敏感性指数αK＝0和油井含水率fw＝0)，对应于图9中的实线；2)不考虑应力敏感性但考虑油气水三相流(取应力敏感性αK＝0和油井含水率fw＝0.18)，对应于图9中的长虚线；3)考虑应力敏感性但不考虑油气水三相流(取应力敏感性αK＝0.015和油井含水率fw＝0)，对应于图9中的短虚线。图9中的黑色圆圈为H519井在实际生产情况下的产液量与井底流动压力构成的关系曲线。显然，实际的H519井产液量与井底流动压力关系曲线与使用本发明获得的关系曲线基本吻合，但和本发明计算的另外三种条件下的关系曲线相差较大，具体表现为：不考虑应力敏感性时，无论是否考虑油气水三相流，相同井底流动压力下所计算的产液量均偏大；考虑应力敏感性但不考虑油气水三相流时，相同井底流动压力下所计算的产液量均偏小。因此，本发明的技术方案能够提高应力敏感性油藏水平井产液能力预测的准确度。
第九步：根据第七步所得到的不同井底流动压力下的产液指数，可绘制出H519井产液指数与井底流动压力关系曲线图，如图10中点划线所示。类似地，计算并绘制另外三种条件下油井产液指数与井底流动压力的关系曲线，包括：1)不考虑应力敏感性和油气水三相流(取应力敏感性指数αK＝0和油井含水率fw＝0)，对应于图10中的实线；2)不考虑应力敏感性但考虑油气水三相流(取应力敏感性αK＝0和油井含水率fw＝0.18)，对应于图10中的长虚线；3)考虑应力敏感性但不考虑油气水三相流(取应力敏感性αK＝0.015和油井含水率fw＝0)，对应于图10中的短虚线，同实际的油井产液指数与井底流动压力关系曲线对比。在图10中，实际的H519井产液指数与井底流动压力关系曲线与使用本发明获得的关系曲线基本吻合，进一步说明本发明所提供的技术方案在应力敏感性油藏水平井产液能力预测方面的准确度。
第十步：根据所绘制应力敏感性油藏水平井的产液能力和产液指数与井底流动压力关系曲线图，预测所研究油井的产液能力和产液指数。
基于第八步和第九步中所绘制的H519井产液能力和产液指数与井底流动压力关系曲线图，可预测该井在任意井底流动压力下的产液能力和产液指数，例如：当井底流动压力为58MPa时，对应产液量约为116.4m3/d，产液指数约为5.3m3/d/MPa；当井底流动压力为37MPa时，对应产液量约为167.3m3/d，产液指数约为3.9m3/d/MPa。同时，H519井的最大产液量为182m3/d，此时的井底流动压力为13MPa，该数据可用于评估D区块使用水平井开发时所能达到的产能规模，为产能规划提供依据。
综上所述，本发明提供的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法及装置是基于储层中发生拟稳态流动，同时考虑了储层的应力敏感性和井底附近油、气、水三相同产的实际情况，可更准确地预测裂缝性油藏水平井的产液能力，为高效开发该类油藏提供支持。同时，本发明针对不饱和油藏和饱和油藏分别建立水平井产液预测方程，在生产过程中油藏平均压力发生变化时依然可行，这对降压开发的油藏十分有意义。此外，本发明中，在应力敏感性指数为0时，对应不考虑储层应力敏感性的情形；在油井含水率为0时，对应油气两相流的情形。因此，本发明提供的方法更系统，适用范围更广。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明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，本发明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。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(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。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (20)
1.一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，包括：
获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数；
根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率；
基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量；
基于应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产水量；
根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量；
根据所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力；
按照如下公式根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率：
其中，表示油藏的初始等效渗透率，μm2；Km0表示基质系统初始渗透率，μm2；ff0表示裂缝系统初始孔隙度，无量纲；Kf0表示裂缝系统初始渗透率，μm2；
应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程包括不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程和饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程；其中，
不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
所述应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程为：
其中，Qho表示水平井地面产油量，m3/d；Qhw表示水平井地面产水量，m3/d；表示油藏的初始等效渗透率，μm2；h表示油层厚度，m；l表示水平井筒半长，m；m表示地层原油粘度，mPa.s；B表示原油体积系数，m3/m3；S表示表皮系数，无量纲；re表示泄油半径，m；rw表示井筒半径，m；aK表示储层等效渗透率的应力敏感性指数，MPa-1；p0表示油藏初始压力，MPa；表示生产时油藏平均压力，MPa；pwf表示井底流动压力，MPa；pb表示油藏泡点压力，MPa。
2.如权利要求1所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，所述所属储层和流体的静态参数包括：油藏泡点压力pb、原油体积系数B、地层原油粘度m、油层厚度h、裂缝系统初始渗透率Kf0、基质系统初始渗透率Km0、裂缝系统初始孔隙度ff0、油藏初始压力p0、生产时油藏平均压力泄油半径re和储层等效渗透率的应力敏感性指数aK；所研究油井相关生产参数包括：水平井筒半长l、井筒半径rw、表皮系数S、井底流动压力pwf和油井含水率fw。
3.如权利要求1所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量，包括：
根据所述静态参数确定油藏饱和类型；
根据所述油藏饱和类型，将所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率代入相应油藏饱和类型对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程中，确定不同井底流动压力下的产油量。
4.如权利要求1所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，还包括：
基于所述不同井底流动压力下的产液量，绘制产液量与井底流动压力关系曲线；
根据所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力，包括：
根据所述产液量与井底流动压力关系曲线预测所研究油井的产液能力。
5.如权利要求4所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，还包括：
根据所述不同井底流动压力下的产液量确定不同井底流动压力下的产液指数；
根据所述不同井底流动压力下的产液指数预测所研究油井的产液指数。
6.如权利要求5所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，还包括：
基于所述不同井底流动压力下的产液指数，绘制产液指数与井底流动压力关系曲线；
根据所述不同井底流动压力下的产液指数预测所研究油井的产液指数，包括：
根据所述产液指数与井底流动压力关系曲线预测所研究油井的产液指数。
7.如权利要求3所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，根据所述静态参数确定油藏饱和类型，包括：
当p0≥pb时，所述油藏饱和类型为不饱和油藏；当p0<pb时，所述油藏饱和类型为饱和油藏。
8.如权利要求1所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，按照如下公式根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量：
Qhl＝(1-fw)Qho+fwQhw；
其中，Qh1表示水平井地面产液量，m3/d；fw表示油井含水率，无量纲。
9.如权利要求5所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法，其特征在于，按照如下公式根据所述不同井底流动压力下的产液量确定不同井底流动压力下的产液指数：
其中，Jhl表示产液指数，m3/d/MPa；Qhl表示油井地面产液量，m3/d。
10.一种应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，包括：
参数获取模块，用于获取所属储层和流体的静态参数及所研究油井相关生产参数；
初始等效渗透率确定模块，用于根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率；
产油量确定模块，用于基于应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产油量；
产水量确定模块，用于基于应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程，根据所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率确定不同井底流动压力下的产水量；
产液量确定模块，用于根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量；
产液能力预测模块，用于根据所述不同井底流动压力下的产液量预测所研究油井的产液能力；
初始等效渗透率确定模块具体用于：按照如下公式根据所述静态参数确定裂缝性油藏的初始等效渗透率：
其中，表示油藏的初始等效渗透率，μm2；Km0表示基质系统初始渗透率，μm2；ff0表示裂缝系统初始孔隙度，无量纲；Kf0表示裂缝系统初始渗透率，μm2；
应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程包括不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程和饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程；其中，
不饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
饱和油藏对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程为：
所述应力敏感性油藏水平井的纯水相流入动态方程为：
其中，Qho表示水平井地面产油量，m3/d；Qhw表示水平井地面产水量，m3/d；表示油藏的初始等效渗透率，μm2；h表示油层厚度，m；l表示水平井筒半长，m；m表示地层原油粘度，mPa.s；B表示原油体积系数，m3/m3；S表示表皮系数，无量纲；re表示泄油半径，m；rw表示井筒半径，m；aK表示储层等效渗透率的应力敏感性指数，MPa-1；p0表示油藏初始压力，MPa；表示生产时油藏平均压力，MPa；pwf表示井底流动压力，MPa；pb表示油藏泡点压力，MPa。
11.如权利要求10所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，所述所属储层和流体的静态参数包括：油藏泡点压力pb、原油体积系数B、地层原油粘度m、油层厚度h、裂缝系统初始渗透率Kf0、基质系统初始渗透率Km0、裂缝系统初始孔隙度ff0、油藏初始压力p0、生产时油藏平均压力泄油半径re和储层等效渗透率的应力敏感性指数aK；所研究油井相关生产参数包括：水平井筒半长l、井筒半径rw、表皮系数S、井底流动压力pwf和油井含水率fw。
12.如权利要求10所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，所述产油量确定模块具体用于：
根据所述静态参数确定油藏饱和类型；
根据所述油藏饱和类型，将所述静态参数、所述相关生产参数和所述初始等效渗透率代入相应油藏饱和类型对应的应力敏感性油藏水平井的油气两相流入动态方程中，确定不同井底流动压力下的产油量。
13.如权利要求10所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，还包括：
关系曲线绘制模块，用于基于所述不同井底流动压力下的产液量，绘制产液量与井底流动压力关系曲线；
所述产液能力预测模块具体用于：
根据所述产液量与井底流动压力关系曲线预测所研究油井的产液能力。
14.如权利要求13所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，还包括：
产液指数确定模块，用于根据所述不同井底流动压力下的产液量确定不同井底流动压力下的产液指数；
产液指数预测模块，用于根据所述不同井底流动压力下的产液指数预测所研究油井的产液指数。
15.如权利要求14所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，所述关系曲线绘制模块，还用于基于所述不同井底流动压力下的产液指数，绘制产液指数与井底流动压力关系曲线图；
所述产液指数预测模块具体用于：
根据所述产液指数与井底流动压力关系曲线图预测所研究油井的产液指数。
16.如权利要求12所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，所述产油量确定模块具体用于：
按照如下方式根据所述静态参数确定油藏饱和类型：
当p0≥pb时，所述油藏饱和类型为不饱和油藏；当p0<pb时，所述油藏饱和类型为饱和油藏。
17.如权利要求10所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，所述产液量确定模块具体用于：
按照如下公式根据所述不同井底流动压力下的产油量和所述不同井底流动压力下的产水量确定不同井底流动压力下的产液量：
Qhl＝(1-fw)Qho+fwQhw；
其中，Qh1表示水平井地面产液量，m3/d；fw表示油井含水率，无量纲。
18.如权利要求14所述的应力敏感性油藏水平井产液能力预测装置，其特征在于，所述产液指数确定模块具体用于：
按照如下公式根据所述不同井底流动压力下的产液量确定不同井底流动压力下的产液指数：
其中，Jhl表示产液指数，m3/d/MPa；Qhl表示油井地面产液量，m3/d。
19.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至9任一所述应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法。
20.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至9任一所述应力敏感性油藏水平井产液能力预测方法的计算机程序。
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