CN113537668B - 评估未充填溶洞内原油地质储量的方法和系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开一种评估未充填溶洞内原油地质储量的方法、存储介质和计算机设备，其中方法包括以下步骤：获取油压等各基础数据；根据日产液量的曲线和油压的曲线确定生产阶段的第一分界点和第二分界点，确定未充填溶洞供液阶段；根据未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量的关系绘制判识曲线，拟合判识曲线生成线性方程，并获取直线斜率的绝对值；根据直线斜率的绝对值以及各种基础数据，获得未充填溶洞内原油的地质储量。本发明油压数据测试方便，数据量大，可以评估多数油井的未充填溶洞内原油地质储量，且无需关井测试，降低了评估原油地质储量的成本。

Description

评估未充填溶洞内原油地质储量的方法和系统
技术领域
本发明涉及油田开发领域，尤其涉及一种利用油压评估缝洞型未充填溶洞内原油地质储量的方法、系统、存储介质和电子设备。
背景技术
我国塔里木盆地奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏油气资源量巨大，是我国西部增储上产的重要领域。缝洞型油藏是在多期构造运动、多期岩溶作用基础上形成的改造型油藏，大缝、大洞发育，是开发面临的一类新类型油藏。储集空间类型多，不同类型储集空间尺度差异极大，从微米级的晶间孔、粒间孔、微裂缝，到毫米尺度的溶蚀孔、溶蚀缝，再到米级的溶蚀洞等都有发育，相差5～6个数量级。不同尺度储集空间流体流动特征不同，开发方式不同。比如，大尺度未充填溶洞，比表面积小，洗油效率高，只要水、气可以波及，基本就可以获得比较高的采收率，对于这一类储量，提高采收率主要从提高波及入手，表面活性剂驱等改善洗油效率的技术作用效果较差；溶蚀孔洞或充填溶洞，比表面积大，水、气波及后，因洗油效率低，仍残存大量剩余油，对于这一类储量，不仅要提高波及，还要通过注入表面活性剂等手段改善洗油效率以提高采收率。由于目前对于不同尺度储集空间的储量认识不清，在很大程度上制约了缝洞型油藏的高效开发。
溶洞是缝洞型油藏最主要的储集体类型，现有研究认为缝洞型油藏溶洞内的地质储量占总地质储量的70％以上，产量贡献90％以上。但溶洞有充填溶洞，也有未充填溶洞，充填溶洞与被充填溶洞由于储集空间尺度不同，开发方式不同。因此，明确未充填溶洞的储量大小对于评价缝洞型油藏开发潜力，有针对性的建立开发技术对策有非常重要的意义。
溶洞储量的确定，目前以静态法为主，主要利用地震数据。基本思路是通过大量的地震资料解释，综合考虑溶洞储层地震反射特征，通过分析缝洞异常体边界，得到缝洞储集体异常体积大小。
目前方法有：采用以属性提取和模式识别为核心的波形分析技术，对缝洞异常体的边界进行研究，从而计算得到缝洞异常体体积大小；通过大量正演模拟，明确了碳酸盐岩串珠状强振幅、羊排状强振幅、杂乱反射和弱振幅等各类复杂地震响应特征的地质意义，形成了一套基于正演模拟校正下溶洞体积计算方法；从地震发射振幅入手，通过研究碳酸盐岩缝洞型储集层在空间上的展布规模、连通性，定量计算了碳酸盐岩储集空间的大小；在岩溶缝洞体的地震资料分辨率和定量化计算理论分析的基础上，通过对“串珠状”反射异常体的雕刻和体积估算，以及由大量数值模拟结果统计获得的体积校正系数的校正，定量计算了有效缝洞体的体积。
静态法识别的溶洞难以区分充填溶洞还是未充填溶洞。对于未充填溶洞储量的确定方法，前人研究不多。有人提出了一种井钻遇溶洞体积的确定方法，其基本思想是，认为未充填溶洞储集空间尺度大，同井筒内流体流动阻力相近，因此，在试井过程中，溶洞会存在“井储”效应，根据井储系数的大小即可确定溶洞的体积。其方法为：①通过试井解释分析方法，对试井解释资料进行解释分析，确定钻遇溶洞油井的井筒储存系数；②根据井储系数确定井筒和溶洞内的液体总体积；③根据油井的井深结构确定井筒内的液体体积；④井筒和溶洞内的液体总体积减去井筒内的液体体积就可以得到溶洞内液体的体积，得到油井钻遇溶洞的体积大小。
现有技术存在的主要问题是，试井数据少，多数井无法使用，应用范围小。由于试井过程中需要关井测试，还有成本问题，目前有试井资料的井仅5％左右，多数井由于没有试井数据，无法使用该技术。
发明内容
本发明提供了一种利用油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，油压数据测试方便，数据量大，可以评估多数油井的缝洞型未充填溶洞内原油地质储量。
本发明提供了一种评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，包括以下步骤：
获取目标储层的地质原油生产数据，所述地质原油生产数据包括油压、产液量、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据；
根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点；其中，所述开发阶段至少包括未充填溶洞供液阶段和溶蚀孔洞供液阶段；
利用目标储层在未充填溶洞供液阶段的地质原油生产数据，建立目标储层在未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量关系的拟合曲线；
根据所述拟合曲线分析目标储层在未充填溶洞供液阶段于单位产液量下的油压下降幅度；
根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量。
在本发明的实施例中，
所述根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点，包括：
若日产液量保持稳定或上升且油嘴未变化，则将日产液量开始下降的时间点作为第一分界点；
若日产液量保持稳定或上升，则将当天油压与所述日产液量累计所得的累积产液量的关系曲线的斜率发生改变的时间点作为第二分界点；
将第一分界点之前或第二分界点之前的阶段作为目标储层的未充填溶洞供液阶段。
在本发明的实施例中，
将第一分界点之前或第二分界点之前的阶段作为目标储层的未充填溶洞供液阶段，包括：
若不存在第二分界点，则将第一分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；
若存在第二分界点，则将第二分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段。
在本发明的实施例中，
所述若不存在第二分界点，则将第一分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；若存在第二分界点，则将第二分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞供液阶段，包括：
若所述日产液量保持稳定或上升而所述当天油压下降速度不变，则不存在第二分界点，将第一分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；
若所述日产液量保持稳定或上升而所述当天油压下降速度发生改变，则存在第二分界点，将第二分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段。
在本发明的实施例中，
所述产液量包括产油量和产水量；
所述地质原油地层水系数和物理参数包括：原油体积系数、原油压缩系数、地层水压缩系数、地层水体积系数、岩石空隙压缩系数、原始含油饱和度、油藏中深；
所述井筒数据包括井筒半径；
所述拟合曲线为线性的拟合直线，所述单位产液量下的油压下降幅度为所述拟合直线斜率的绝对值。
在本发明的实施例中，
所述累积产液量的计算式为：
Lp＝NPBO+WP
其中，
Lp为地下体积的累积产液量；
Np为地上体积的累积产油量；Wp为地上体积的累积产水量；
Bo为目前压力下原油的体积系数；Bw为目前压力下地层水的体积系数。
在本发明的实施例中，
所述根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深以及井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量，包括：
根据所述拟合直线斜率的绝对值、地质原油地层水系数及物理参数、油藏中深、井筒半径数据，计算理论地质储量以及井筒内原油的储量，所述理论地质储量与所述井筒内原油的储量之差为目标储层的未充填溶洞的原油地质储量。
在本发明的实施例中，
所述根据拟合直线斜率的绝对值、地质原油地层水系数及物理性质参数、油藏中深、井筒半径数据，计算理论地质储量以及井筒内原油的储量，所述理论地质储量与所述井筒内原油的储量之差为目标储层的未充填溶洞的原油地质储量，包括以下步骤：
所述理论地质储量计算式为：
其中，
N表示地上体积的理论地质储量；K为拟合直线斜率的绝对值；
Boi为原油体积系数；Ct为综合压缩系数；
按照下式计算井筒内原油的储量：
其中，Nw为井筒内原油的储量；Rw为井筒半径；H为油藏中深；
按照下式计算未充填溶洞内的原油的地质储量：
Nc＝N-Nw
其中，Nc为未充填溶洞内的原油的地质储量；N为理论地质储量；Nw为井筒内原油的储量；
所述综合压缩系数计算式为：
其中，Co为原油压缩系数；Cw为地层水压缩系数；Cp为岩石孔隙压缩系数；Soi为原始含油饱和度。
本发明还提供了一种评估未充填溶洞内原油地质储量的系统，包括：
数据获取单元，用于获取目标储层的地质原油生产数据，所述地质原油生产数据包括油压、产液量、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据；
阶段分界单元，用于根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点；
拟合曲线单元，用于利用目标储层在未充填溶洞供液阶段的地质原油生产数据，建立目标储层在未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量关系的拟合曲线；
油压分析单元，用于根据所述拟合曲线分析目标储层在未充填溶洞供液阶段于单位产液量下的油压下降幅度；
储量计算单元，用于根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量。
本发明还提供了一种存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现以上内容中任一项所述评估未充填溶洞内原油地质储量的方法的步骤。
本发明还提供了一种计算机设备，包括：存储器，其上存储有计算机程序；以及处理器，用于执行所述存储器中的所述计算机程序，以实现以上内容中任一项所述评估未充填溶洞内原油地质储量的方法的步骤。
与现有技术相比，本发明的一个或多个实施例可以具有如下优点：
1、本发明通过基于每口井当天油压数据，确定生产阶段，再拟合油压与累积产液量曲线，获得线性方程的直线斜率，结合其他基础数据，从而能够获得更加符合实际情况的未充填溶洞内原油的地质储量。
2、本发明基于油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，油压数据测试方便，数据量大，可以评估多数油井的未充填溶洞内原油地质储量。
3、本发明基于油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法由于无需关井测试，还降低了评估原油地质储量的成本。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他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结构来实现和获得。
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是本发明一示例评估未充填溶洞内原油地质储量方法的流程示意图；
图2-A是本发明一示例未充填溶洞生产阶段的未充填溶洞供液阶段示意图；
图2-B是本发明一示例未充填溶洞生产阶段的溶蚀孔洞供液阶段示意图；
图2-C是本发明一示例未充填溶洞生产阶段的底水作用供液阶段示意图；
图3是本发明实施例1的W1井日产液量曲线示意图；
图4是本发明实施例1的W1井未充填溶洞内原油地质储量确定判识曲线示意图；
图5是本发明实施例2的W2井日产液量曲线示意图；
图6是本发明实施例2的W2井油压与累积产液量关系曲线示意图；
图7是本发明实施例2的W2井未充填溶洞内原油地质储量确定判识曲线。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，以下结合附图对本发明作进一步地详细说明，借此对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能充分理解并据以实施。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。
第一实施例
图1是本发明一示例评估未充填溶洞内原油地质储量方法的流程示意图；
图2-A是本发明一示例未充填溶洞生产阶段的未充填溶洞供液阶段示意图；
图2-B是本发明一示例未充填溶洞生产阶段的溶蚀孔洞供液阶段示意图；
图2-C是本发明一示例未充填溶洞生产阶段的底水作用供液阶段示意图；
图3是本发明实施例1的W1井日产液量曲线示意图；
图4是本发明实施例1的W1井未充填溶洞内原油地质储量确定判识曲线示意图；
本实施例提供了一种评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，包括以下步骤：
步骤S100，获取目标储层的地质原油生产数据。
具体包含获取当前油压、当前日产液量、原油压缩系数、地层水压缩系数、原油体积系数、地层水体积系数、油藏中深、井筒半径、岩石空隙压缩系数和原始含油饱和度等基础数据。
步骤S200，根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点。
在本实施例中，钻遇未充填溶洞的井，供液区域分为两部分，即近井地带的未充填溶洞区和远井地带的溶蚀孔洞发育区，如果考虑底水的影响，未充填溶洞生产阶段可划分为3个阶段，即包含未充填溶洞供液阶段、远井地带的溶蚀孔洞区供液阶段和底水补充阶段。
具体地，第一阶段为未充填溶洞供液阶段。未充填溶洞内流体流动空间尺度大，流动阻力小，近似于一个等势体。油藏开发过程中，油井产液量主要受两个因素的控制，一是地层的供液能力，二是油嘴允许流体通过的能力。这两个能力并非总是匹配的，因此油井的实际产液量由其中较小的能力所控制。比如，一口油井3mm油嘴自喷，地层供液能力为3000方/天，但3mm油嘴最多一天允许600方流体通过，则油井的实际产液量为600方/天。反之亦然。未充填溶洞供液阶段，内部流动近似于无阻流动，地层供液能力高于油嘴允许流体通过的能力，因此产液量由油嘴所控制。这一阶段的产能特征是产液量相对稳定，更换油嘴后，产液量随油嘴变化明显，同时压力下降。
第二阶段为远井地带的溶蚀孔洞区供液阶段。随着未充填溶洞内压力的下降，外围溶蚀孔洞区同未充填溶洞区产生压力差，溶蚀孔洞区的流体开始补给，但溶蚀孔洞区溶蚀孔洞之间靠微裂缝沟通，流动阻力较大，压力波及和流体波及都是一个相对缓慢的过程。这一阶段地层供液能力有可能低于油嘴允许流体通过的能力，生产特征表现为产量递减，压力下降；也可能高于油嘴允许流体通过的能量，此时生产特征表现为产量稳定，压力下降，但溶蚀孔洞供液阶段和未充填溶洞供液阶段，压力的下降速度是不同的。
第三阶段为底水补充阶段。随着溶蚀孔洞区压力的不断下降，地层水与溶蚀孔洞区间产生压力差，地层水开始侵入油层。由于地层水粘度低，其流动能力远高于原油的流动能力，生产特征表现为产液量和压力下降速度减缓。
由于未充填溶洞和溶蚀孔洞流动阻力差异较大，这两个阶段划分比较明显，而底水入侵是一个缓慢的过程，第二阶段和第三个阶段之间的界限有可能并不明显。
在本实施例中，根据日产液量的曲线和当天油压的曲线确定生产阶段第一分界点和第二分界点，判识确定未充填溶洞供液阶段，包括如下步骤：
步骤S210，当日产液量保持稳定或上升且油嘴未变化而日产液量开始下降的时间点作为第一分界点；
步骤S220，日产液量保持稳定或上升的阶段，则以当天油压与累积产液量关系曲线斜率改变的时间点作为第二分界点；
步骤S230，若不存在第二分界点则将第一分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞的供液阶段；若存在第二分界点则将第二分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞供液阶段。
具体为，若日产液量保持稳定或上升而所述当天油压下降速度不变则不存在第二分界点，将第一分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞的供液阶段；
若日产液量保持稳定或上升而当天油压下降速度发生改变则存在第二分界点，将第二分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞供液阶段。
步骤S300，利用目标储层在未充填溶洞供液阶段的地质原油生产数据，建立目标储层在未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量关系的拟合曲线，并根据所述拟合曲线分析目标储层在未充填溶洞供液阶段于单位产液量下的油压下降幅度。
根据未充填溶洞供液阶段的当天油压与累计当天日产液量得到累积产液量的关系绘制判识曲线，拟合判识曲线为线性的拟合直线，得到拟合直线的线性方程，单位产液量下的油压下降幅度为拟合直线的线性方程斜率的绝对值。
在产量维持稳定的条件下，溶洞内平均地层压力与油压可近似认为相差一个常数，也就是说油压的变化规律同溶洞内平均地层压力是一致的。未充填溶洞供液开发阶段，产量基本维持稳定，故可用油压代替内部的平均地层压力。因此，判识曲线可绘制为横坐标为累积产液量(地下体积)，纵坐标为油压的曲线，故单位产液量下的油压降即为该曲线斜率K的绝对值，见计算式(1)。
在本实施例中，直线斜率K的绝对值计算式为：
其中，K为线性方程直线斜率的绝对值；
ΔLP为阶段的累积产液量，单位为104m3；
ΔP为未充填溶洞内的阶段累计产液量ΔLP时的油压变化值，等同于未充填溶洞内的平均地层压力变化值，单位为Mpa。
理论上，纵坐标压力应该是未充填溶洞内的平均地层压力，但实际上未充填溶洞泄压快，开发阶段时间短，且以自喷为主，整体呈现能量充足的特征，井底流压测试数据很少，内部地层压力测试数据更少，而油压的数据则比较多。自喷阶段，油压与溶洞内部平均地层压力的关系可近似表示为计算式(2)。
未充填溶洞内的平均地层压力计算式为：
其中，
P为未充填溶洞内的平均地层压力，单位为Mpa；
Pwh为油压，单位Mpa；ρ为原油密度，单位为kg/m3；
g为重力加速度，单位为m/s2；H为油藏中深，单位为m；
Pt为摩阻，单位为Mpa；Q为产液量，单位为m3；
μ为原油粘度，单位为mPa.s；kh为地层系数；
Re为油藏等效半径，单位为m；Rw为井筒半径，单位为m。
在本实施例中，累积产液量计算式为：
Lp＝NpBo+WpBw………………(3)
其中，
Lp为累积产液量，单位为104m3；
Np为累积产油量，单位为104m3；
Wp为累积产水量，单位为104m3；
Bo为目前压力下原油的体积系数；
Bw为目前压力下地层水的体积系数。
具体地，由于未充填溶洞供液阶段主要靠弹性能供液，决定弹性能大小的内因有两个，一个是储量规模，另一个是综合压缩系数。在综合压缩系数一定的情况下，储量规模越大，弹性能越大，同理，在储量规模一定的情况下，综合压缩系数越大，弹性能越大。一般用弹性产率量化表征弹性能大小。生产过程中，弹性能量开发阶段，弹性能的大小可以通过单位产液量下的压力下降幅度反映。产出相同的液量，压力下降越大，弹性能越小；反之，弹性能越大。
因此，确定未充填溶洞内原油地质储量的判识曲线可绘制为压力与累积产液量(地下体积)的关系曲线。
步骤400，根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量。
产液量包括产油量和产水量；
地质原油地层水系数和物理参数包括：原油体积系数、原油压缩系数、地层水压缩系数、地层水体积系数、岩石空隙压缩系数、原始含油饱和度、油藏中深；
井筒数据包括井筒半径；
根据拟合直线斜率的绝对值、原油压缩系数、地层水压缩系数、原油体积系数、地层水体积系数、油藏中深、井筒半径、岩石空隙压缩系数和原始含油饱和度数据，获得未充填溶洞内原油的地质储量。
具体包括以下步骤：
在本实施例中，建立单位产液量下的压力降同弹性产率的关系式，具体为：
其中，
ΔLp表示某阶段的累积产液量(地下体积)，单位为104m3；
Δp表示累积产液量ΔLp时的压力降，单位为Mpa；
N表示地质储量(地上体积)，单位为104m3；
Boi表示原油压缩系数；
Ct表示综合压缩系数，单位为Mpa-1；
NBoiCt为弹性产率，单位为Mpa/104m3。
在本实施例中，综合压缩系数计算式为：
其中，
Co为原油压缩系数，单位为Mpa-1；
Cw为地层水压缩系数，单位为Mpa-1；
Cp为岩石孔隙压缩系数，单位为Mpa-1；
Soi为原始含油饱和度。
根据单位产液量下的压力降同弹性产率的关系式(7)和直线斜率绝对值计算式(1)，并根据计算式(8)获得综合压缩系数，得到未充填溶洞的原油的地质储量，地质储量计算式为：
其中，
N表示地质储量，单位为104m3；K为直线斜率；
Boi为原油压缩系数；Ct为综合压缩系数；
其中，由于未充填溶洞同井筒是连在一起的，通过油压下降幅度计算得到的储量包含了井筒内原油的贡献，且井筒的综合压缩系数同溶洞的综合压缩系数是不同的，理论上不能使用同一压缩系数，但是由于未充填溶洞和井筒的孔隙度都非常高，导致岩石孔隙或“井筒”孔隙压缩系数非常小。因此，在这里二者使用了同一压缩系数。考虑前述内容，未充填溶洞的储量应该是判识曲线确定储量减去井筒的储量。
先计算井筒内原油的储量，井筒内原油的储量计算式为：
其中，
Nw为井筒内原油的储量，单位为104m3；
Rw为井筒半径，单位为m；
H为油藏中深，单位为m；
再计算未充填溶洞内的原油的地质储量，未充填溶洞内的原油的地质储量计算式为：
Nc＝N-Nw………………(6)
其中，
Nc为未充填溶洞内的原油的地质储量，单位为104m3；
N为地质储量，单位为104m3；
Nw为井筒内原油的储量，单位为104m3。
本实施例具体以塔河缝洞型油藏W1井为例，具体计算过程如下：
W1井2017年1月22日投产，钻井过程中发生钻井液漏失，初步认为钻遇未充填溶洞。
第一步，收集数据。
W1井钻遇油藏中深5545m，井筒半径0.05m，原油体积系数为1.13，地层水体积系数为1，综合压缩系数4.25×10-3Mpa-1。
第二步，划分开发阶段。
W1井未充填溶洞作用阶段和溶蚀孔洞作用阶段比较明显(图2)。1月22日至2月11日，产液量相对稳定，2月11日后产量进入递减阶段。说明，2月11日前，油嘴是产量的主要控制因素，地层供液能力充足；2月11日后，地层供液能力是产量的主要控制因素。因此，将2月11日作为未充填溶洞与溶蚀孔洞供液阶段的界限。
第三步，绘制判识曲线并拟合判识曲线。
横坐标用未充填溶洞作用阶段的累积产液量(地下体积)(图3)，纵坐标用未充填溶洞作用阶段的井口油压，绘制判识曲线。可以发现曲线基本呈线性。
利用一元一次线性方程拟合曲线(图3)。拟合得到的关系式为，
pwh＝-0.0225Lp+20.121
第四步，确定未充填溶洞的储量。
未充填溶洞和井筒内的储量和为，
井筒内的储量为
未充填溶洞的储量为，
Nc＝N-Nw＝9254.44-43.55＝9210.89m3
综上所述，
1、本发明通过基于W1井当天油压数据，确定生产阶段，再拟合油压与累积产液量曲线，获得线性方程的直线斜率，结合其他基础数据，从而获得未充填溶洞内原油的地质储量。本发明基于油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，油压数据测试方便，数据量大，可以评估多数油井的未充填溶洞内原油地质储量。
2、本发明基于油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法由于无需关井测试，还降低了评估原油地质储量的成本。
第二实施例
图5是本发明实施例2的W2井日产液量曲线示意图；
图6是本发明实施例2的W2井油压与累积产液量关系曲线示意图；
图7是本发明实施例2的W2井未充填溶洞内原油地质储量确定判识曲线。
本实施例提供了一种评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，包括以下步骤：
步骤S100，获取目标储层的地质原油生产数据。
具体包含获取当前油压、当前日产液量、原油压缩系数、地层水压缩系数、原油体积系数、地层水体积系数、油藏中深、井筒半径、岩石空隙压缩系数和原始含油饱和度等基础数据。
步骤S200，根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点。
在本实施例中，钻遇未充填溶洞的井，供液区域分为两部分，即近井地带的未充填溶洞区和远井地带的溶蚀孔洞发育区，如果考虑底水的影响，未充填溶洞生产阶段可划分为3个阶段，即包含未充填溶洞供液阶段、远井地带的溶蚀孔洞区供液阶段和底水补充阶段。
具体地，第一阶段为未充填溶洞供液阶段。未充填溶洞内流体流动空间尺度大，流动阻力小，近似于一个等势体。油藏开发过程中，油井产液量主要受两个因素的控制，一是地层的供液能力，二是油嘴允许流体通过的能力。这两个能力并非总是匹配的，因此油井的实际产液量由其中较小的能力所控制。比如，一口油井3mm油嘴自喷，地层供液能力为3000方/天，但3mm油嘴最多一天允许600方流体通过，则油井的实际产液量为600方/天。反之亦然。未充填溶洞供液阶段，内部流动近似于无阻流动，地层供液能力高于油嘴允许流体通过的能力，因此产液量由油嘴所控制。这一阶段的产能特征是产液量相对稳定，更换油嘴后，产液量随油嘴变化明显，同时压力下降。
第二阶段为远井地带的溶蚀孔洞区供液阶段。随着未充填溶洞内压力的下降，外围溶蚀孔洞区同未充填溶洞区产生压力差，溶蚀孔洞区的流体开始补给，但溶蚀孔洞区溶蚀孔洞之间靠微裂缝沟通，流动阻力较大，压力波及和流体波及都是一个相对缓慢的过程。这一阶段地层供液能力有可能低于油嘴允许流体通过的能力，生产特征表现为产量递减，压力下降；也可能高于油嘴允许流体通过的能量，此时生产特征表现为产量稳定，压力下降，但溶蚀孔洞供液阶段和未充填溶洞供液阶段，压力的下降速度是不同的。
第三阶段为底水补充阶段。随着溶蚀孔洞区压力的不断下降，地层水与溶蚀孔洞区间产生压力差，地层水开始侵入油层。由于地层水粘度低，其流动能力远高于原油的流动能力，生产特征表现为产液量和压力下降速度减缓。
由于未充填溶洞和溶蚀孔洞流动阻力差异较大，这两个阶段划分比较明显，而底水入侵是一个缓慢的过程，第二阶段和第三个阶段之间的界限有可能并不明显。
在本实施例中，根据日产液量的曲线和当天油压的曲线确定生产阶段第一分界点和第二分界点，判识确定未充填溶洞供液阶段，包括如下步骤：
步骤S210，当日产液量保持稳定或上升且油嘴未变化而日产液量开始下降的时间点作为第一分界点；
步骤S220，日产液量保持稳定或上升的阶段，则以当天油压与累积产液量关系曲线斜率改变的时间点作为第二分界点；
步骤S230，若不存在第二分界点则将第一分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞的供液阶段；若存在第二分界点则将第二分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞供液阶段。
具体为，
若日产液量保持稳定或上升而当天油压下降速度发生改变则存在第二分界点，将第二分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞供液阶段。
步骤S300，利用目标储层在未充填溶洞供液阶段的地质原油生产数据，建立目标储层在未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量关系的拟合曲线，并根据所述拟合曲线分析目标储层在未充填溶洞供液阶段于单位产液量下的油压下降幅度。
根据未充填溶洞供液阶段的当天油压与累计当天日产液量得到累积产液量的关系绘制判识曲线，拟合判识曲线为线性的拟合直线，得到拟合直线的线性方程，单位产液量下的油压下降幅度为拟合直线的线性方程斜率的绝对值。
在产量维持稳定的条件下，溶洞内平均地层压力与油压可近似认为相差一个常数，也就是说油压的变化规律同溶洞内平均地层压力是一致的。未充填溶洞供液开发阶段，产量基本维持稳定，故可用油压代替内部的平均地层压力。因此，判识曲线可绘制为横坐标为累积产液量(地下体积)，纵坐标为油压的曲线，故单位产液量下的油压降即为该曲线斜率K的绝对值，见计算式(1)。
在本实施例中，直线斜率K的绝对值计算式为：
其中，K为线性方程直线斜率的绝对值；
ΔLP为阶段的累积产液量，单位为104m3；
ΔP为未充填溶洞内的阶段累计产液量ΔLP时的油压变化值，等同于未充填溶洞内的平均地层压力变化值，单位为Mpa。
理论上，纵坐标压力应该是未充填溶洞内的平均地层压力，但实际上未充填溶洞泄压快，开发阶段时间短，且以自喷为主，整体呈现能量充足的特征，井底流压测试数据很少，内部地层压力测试数据更少，而油压的数据则比较多。自喷阶段，油压与溶洞内部平均地层压力的关系可近似表示为计算式(2)。
未充填溶洞内的平均地层压力计算式为：
其中，
P为未充填溶洞内的平均地层压力，单位为Mpa；
Pwh为油压，单位Mpa；ρ为原油密度，单位为kg/m3；
g为重力加速度，单位为m/s2；H为油藏中深，单位为m；
Pt为摩阻，单位为Mpa；Q为产液量，单位为m3；
μ为原油粘度，单位为mPa.s；kh为地层系数；
Re为油藏等效半径，单位为m；Rw为井筒半径，单位为m。
在本实施例中，累积产液量计算式为：
Lp＝NpBo+WpBw………………(3)
其中，
Lp为累积产液量，单位为104m3；
Np为累积产油量，单位为104m3；
Wp为累积产水量，单位为104m3；
Bo为目前压力下原油的体积系数；
Bw为目前压力下地层水的体积系数。
具体地，由于未充填溶洞供液阶段主要靠弹性能供液，决定弹性能大小的内因有两个，一个是储量规模，另一个是综合压缩系数。在综合压缩系数一定的情况下，储量规模越大，弹性能越大，同理，在储量规模一定的情况下，综合压缩系数越大，弹性能越大。一般用弹性产率量化表征弹性能大小。生产过程中，弹性能量开发阶段，弹性能的大小可以通过单位产液量下的压力下降幅度反映。产出相同的液量，压力下降越大，弹性能越小；反之，弹性能越大。
因此，确定未充填溶洞内原油地质储量的判识曲线可绘制为压力与累积产液量(地下体积)的关系曲线。
步骤400，根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量。
产液量包括产油量和产水量；
地质原油地层水系数和物理参数包括：原油体积系数、原油压缩系数、地层水压缩系数、地层水体积系数、岩石空隙压缩系数、原始含油饱和度、油藏中深；
井筒数据包括井筒半径；
根据拟合直线斜率的绝对值、原油压缩系数、地层水压缩系数、原油体积系数、地层水体积系数、油藏中深、井筒半径、岩石空隙压缩系数和原始含油饱和度数据，获得未充填溶洞内原油的地质储量。
具体包括以下步骤：
在本实施例中，建立单位产液量下的压力降同弹性产率的关系式，具体为：
其中，
ΔLp表示某阶段的累积产液量(地下体积)，单位为104m3；
Δp表示累积产液量ΔLp时的压力降，单位为Mpa；
N表示地质储量(地上体积)，单位为104m3；
Boi表示原油压缩系数；
Ct表示综合压缩系数，单位为Mpa-1；
NBoiCt为弹性产率，单位为Mpa/104m3。
在本实施例中，综合压缩系数计算式为：
其中，
Co为原油压缩系数，单位为Mpa-1；
Cw为地层水压缩系数，单位为Mpa-1；
Cp为岩石孔隙压缩系数，单位为Mpa-1；
Soi为原始含油饱和度。
根据单位产液量下的压力降同弹性产率的关系式(7)和直线斜率绝对值计算式(1)，并根据计算式(8)获得综合压缩系数，得到未充填溶洞的原油的地质储量，地质储量计算式为：
其中，
N表示地质储量，单位为104m3；K为直线斜率；
Boi为原油压缩系数；Ct为综合压缩系数；
其中，由于未充填溶洞同井筒是连在一起的，通过油压下降幅度计算得到的储量包含了井筒内原油的贡献，且井筒的综合压缩系数同溶洞的综合压缩系数是不同的，理论上不能使用同一压缩系数，但是由于未充填溶洞和井筒的孔隙度都非常高，导致岩石孔隙或“井筒”孔隙压缩系数非常小。因此，在这里二者使用了同一压缩系数。考虑前述内容，未充填溶洞的储量应该是判识曲线确定储量减去井筒的储量。
先计算井筒内原油的储量，井筒内原油的储量计算式为：
其中，
Nw为井筒内原油的储量，单位为104m3；
Rw为井筒半径，单位为m；
H为油藏中深，单位为m；
再计算未充填溶洞内的原油的地质储量，未充填溶洞内的原油的地质储量计算式为：
Nc＝N-Nw………………(6)
其中，
Nc为未充填溶洞内的原油的地质储量，单位为104m3；
N为地质储量，单位为104m3；
Nw为井筒内原油的储量，单位为104m3。
本实施例具体以塔河缝洞型油藏W2井为例，与实施例1对比多了第二分界点，具体过程如下：
W2井2001年6月1日投产，截至2019年8月31日，累积产油量超过50×104m3，累积产液量超过70×104m3，钻井过程中出现钻具放空、钻井液漏失现象，初步判定钻遇大规模未充填溶洞。
第一步，收集数据。
W2井钻遇油藏中深5735m，井筒半径0.05m，原油体积系数为1.13，地层水体积系数为1，综合压缩系数4.37×10-3Mpa-1。
第二步，划分开发阶段。
通过日产液量曲线(图5)可以发现，该井在2002年11月9日第一次产量下降，此次产量下降是更换了4mm油嘴，在2003年12月22日后，油嘴未变，产量开始递减。说明2003年12月22日前，油嘴是产量的主要控制因素，但在2003年12月22日后，地层供液能力是产量的主要控制因素。但在油压与累积产液量曲线(图6)上，可以发现，油压下降明显分为两个阶段，2001年6月28日前油压快速下降，2001年6月28日后油压下降速度变缓，基本维持稳定。油压下降速度的改变说明供液体系该生了改变，即在2001年6月28日前为未充填溶洞供液，6月28日后溶蚀孔洞甚至底水开始起作用。日产液量维持稳定，说明溶蚀孔洞和底水规模大，供液能力充足。因此，在本例中，将2001年6月28日前作为未充填溶洞的供液阶段。
第三步，绘制判识曲线并拟合判识曲线。
横坐标6月28日前的累积产液量(地下)(图7)，纵坐标为井口油压，绘制判识曲线。可以发现，曲线基本为直线。
利用一元一次直线方程拟合判识曲线(图7)，为
pwh＝-4.7528Lp+10.524
第四步，确定未充填溶洞体积。
未充填溶洞和井筒内的储量和为，
井筒内的储量为
未充填溶洞的储量为，
Nc＝N-Nw＝42.61×104-43.55＝42.60×104m3
综上所述：
1、本发明通过基于W2井当天油压数据，确定生产阶段，再拟合油压与累积产液量曲线，获得线性方程的直线斜率，结合其他基础数据，从而获得未充填溶洞内原油的地质储量。本发明基于油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，油压数据测试方便，数据量大，可以评估多数油井的未充填溶洞内原油地质储量。
2、本发明基于油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法由于无需关井测试，还降低了评估原油地质储量的成本。
第三实施例
本实施例提供了一种评估未充填溶洞内原油地质储量的系统，包括：
数据获取单元，用于获取目标储层的地质原油生产数据，所述地质原油生产数据包括油压、产液量、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据；
阶段分界单元，用于根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点；
拟合曲线单元，用于利用目标储层在未充填溶洞供液阶段的地质原油生产数据，建立目标储层在未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量关系的拟合曲线；
油压分析单元，用于根据所述拟合曲线分析目标储层在未充填溶洞供液阶段于单位产液量下的油压下降幅度；
储量计算单元，用于根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量。
第四实施例
对于以上第一和第二实施例的方法，本发明还提供了一种存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现第一和第二实施例内容中任一项所述评估未充填溶洞内原油地质储量的方法的步骤。
第五实施例
对于以上第一和第二实实施例的方法，本发明还提供了一种计算机设备，其特征在于，包括：
存储器，其上存储有计算机程序；以及
处理器，用于执行所述存储器中的所述计算机程序，以实现第一和第二实施例内容中任一项所述评估未充填溶洞内原油地质储量的方法的步骤。
总而言之，本发明通过收集每口井当天油压数据，确定生产阶段，再拟合油压与累积产液量曲线，获得线性方程的直线斜率，结合其他基础数据，推导出更加符合实际情况的未充填溶洞内原油的地质储量。本发明利用油压等数据评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，油压数据测试方便，数据量大，可以评估多数油井的未充填溶洞内原油地质储量。此外，由于无需关井测试，还降低了评估原油地质储量的成本。
虽然本发明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。任何本发明所述技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，本发明的保护范围并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求范围内的所有技术方案。

Claims (9)

1.一种评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，其特征在于，包括以下步骤：
获取目标储层的地质原油生产数据，所述地质原油生产数据包括油压、产液量、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据；
根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点；其中，所述开发阶段至少包括未充填溶洞供液阶段和溶蚀孔洞供液阶段，确定所述分界点包括若日产液量保持稳定或上升且油嘴未变化，则将日产液量开始下降的时间点作为第一分界点；若日产液量保持稳定或上升，则将当天油压与所述日产液量累计所得的累积产液量的关系曲线的斜率发生改变的时间点作为第二分界点；若不存在第二分界点，则将第一分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；若存在第二分界点，则将第二分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；
利用目标储层在未充填溶洞供液阶段的地质原油生产数据，建立目标储层在未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量关系的拟合曲线；
根据所述拟合曲线分析目标储层在未充填溶洞供液阶段于单位产液量下的油压下降幅度；
根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量。
2.如权利要求1所述的评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，其特征在于：
所述若不存在第二分界点，则将第一分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；若存在第二分界点，则将第二分界点之前的阶段划定为所述未充填溶洞供液阶段，包括：
若所述日产液量保持稳定或上升而所述当天油压下降速度不变，则不存在第二分界点，将第一分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；
若所述日产液量保持稳定或上升而所述当天油压下降速度发生改变，则存在第二分界点，将第二分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段。
3.如权利要求1所述的评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，其特征在于：
所述产液量包括产油量和产水量；
所述地质原油地层水系数和物理参数包括：原油体积系数、原油压缩系数、地层水压缩系数、地层水体积系数、岩石空隙压缩系数、原始含油饱和度；
所述井筒数据包括井筒半径；
所述拟合曲线为线性的拟合直线，所述单位产液量下的油压下降幅度为所述拟合直线斜率的绝对值。
4.如权利要求3所述的评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，其特征在于，
所述累积产液量的计算式为：
Lp＝NPBO+WPBW
其中，
Lp为地下体积的累积产液量；
Np为地上体积的累积产油量；Wp为地上体积的累积产水量；
Bo为目前压力下原油的体积系数；Bw为目前压力下地层水的体积系数。
5.如权利要求3所述的评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，其特征在于，根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深以及井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量，包括：
根据所述拟合直线斜率的绝对值、地质原油地层水系数及物理参数、油藏中深、井筒半径数据，计算理论地质储量以及井筒内原油的储量，所述理论地质储量与所述井筒内原油的储量之差为目标储层的未充填溶洞的原油地质储量。
6.如权利要求5所述的评估未充填溶洞内原油地质储量的方法，其特征在于，
所述根据拟合直线斜率的绝对值、地质原油地层水系数及物理性质参数、油藏中深、井筒半径数据，计算理论地质储量以及井筒内原油的储量，所述理论地质储量与所述井筒内原油的储量之差为目标储层的未充填溶洞的原油地质储量，包括以下步骤：
所述理论地质储量计算式为：
其中，
N表示地上体积的理论地质储量；K为拟合直线斜率的绝对值；
Boi为原油体积系数；Ct为综合压缩系数；
按照下式计算井筒内原油的储量：
其中，Nw为井筒内原油的储量；Rw为井筒半径；H为油藏中深；
按照下式计算未充填溶洞内的原油的地质储量：
Nc＝N-Nw
其中，Nc为未充填溶洞内的原油的地质储量；N为理论地质储量；Nw为井筒内原油的储量；
所述综合压缩系数计算式为：
其中，Co为原油压缩系数；Cw为地层水压缩系数；Cp为岩石孔隙压缩系数；Soi为原始含油饱和度。
7.一种评估未充填溶洞内原油地质储量的系统，其特征在于，包括：
数据获取单元，用于获取目标储层的地质原油生产数据，所述地质原油生产数据包括油压、产液量、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据；
阶段分界单元，用于根据目标储层的产液量随时间的变化特性确定目标储层的各个开发阶段的分界点，确定所述分界点包括若日产液量保持稳定或上升且油嘴未变化，则将日产液量开始下降的时间点作为第一分界点；若日产液量保持稳定或上升，则将当天油压与所述日产液量累计所得的累积产液量的关系曲线的斜率发生改变的时间点作为第二分界点；若不存在第二分界点，则将第一分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；若存在第二分界点，则将第二分界点之前的阶段划定为目标储层的未充填溶洞供液阶段；
拟合曲线单元，用于利用目标储层在未充填溶洞供液阶段的地质原油生产数据，建立目标储层在未充填溶洞供液阶段的油压与累积产液量关系的拟合曲线；
油压分析单元，用于根据所述拟合曲线分析目标储层在未充填溶洞供液阶段于单位产液量下的油压下降幅度；
储量计算单元，用于根据单位产液量下的油压下降幅度、地质原油地层水系数和物理参数、油藏中深、井筒数据计算目标储层的未充填溶洞内的原油地质储量。
8.一种存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现权利要求1至6中任一项所述评估未充填溶洞内原油地质储量的方法的步骤。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：
存储器，其上存储有计算机程序；以及
处理器，用于执行所述存储器中的所述计算机程序，以实现权利要求1至6中任一项所述评估未充填溶洞内原油地质储量的方法的步骤。
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缝洞型油藏动态储量计算的一种新方法――以塔里木盆地哈拉哈塘油田为例;陈利新;王连山;高春海;孙银行;王霞;张茂;;新疆石油地质(第03期);第356页末段 *

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