CN116579263A - 基于油气井排采动态数据的综合分析方法 - Google Patents
基于油气井排采动态数据的综合分析方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明属于油气田开发技术的领域，尤其涉及一种基于油气井排采动态数据的综合分析方法，在综合分析过程中，首先收集和整理油气藏参数和排采数据，并确认待求的未知参数，再分别使用直线分析方法和典型曲线方法对数据进行分析，然后对分析结果分别进行相态约束和反演方法约束得到满足约束条件的分析结果，最后，计算此结果与历史拟合方法得到的分析结果的相对误差，并根据相对误差值输出结果或者重新计算。在整个分析过程中，通过采用三种不同的分析方法分析两相排采数据得到多个分析结果，并对所有分析结果进行多个尺度的约束，从而降低结果的多解性；并且待求未知参数根据油气井的实际情况来选择，从而解决研究复杂油气藏时较大的局限性。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术的领域，尤其涉及一种基于油气井排采动态数据的综合分析方法。
背景技术
油气藏识别与评价一直是国内外重点关注的研究内容，裂缝及储层参数都是油气藏识别和评价的关键参数，裂缝及储层参数反演对于油气藏的定性预测和定量描述至关重要。油田现场通常利用蕴含大量油气藏信息且十分经济的油气井生产动态数据以及压裂液返排数据来反演裂缝及储层参数，所采用的反演方法包括直线分析方法、典型曲线方法以及历史拟合方法。裂缝及储层参数反演本质上可以看作是非线性方程组的求解过程，通过迭代的方法来求解非线性方程组。当选取的参数满足迭代收敛原则时即可通过反演方法求解。
现有技术中的油气藏参数反演方法通常选择上述反演方法中的一种来进行分析，并最终求解出固定的一组参数。针对上述相关技术，只选择单一方法来进行分析，存在无法很好的降低拟合的多解性问题的技术问题，并且只能求取油气藏参数中固定的一组，存在研究复杂油气藏时具有较大的局限性的技术问题。
发明内容
本发明的主要目的是提出一种基于油气井排采动态数据的综合分析方法，以解决现有技术中的只采用单一方法分析导致拟合的结果多解性且只能求取油气藏参数中固定的一组的技术问题。
为了实现上述目的，本发明提供一种基于油气井排采动态数据的综合分析方法，包括：
S1：收集油气井的油气藏参数以及排采数据；其中，根据油气井的实际情况从油气藏参数中选取部分参数作为未知参数，其余参数作为已知参数；
S2：根据已知参数、未知参数以及排采数据中的一组数据，通过两种不同分析方法求解出两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率；
S3：对两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率分别进行相态约束和反演方法约束，并判断第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率是否满足约束条件；
S4：根据判断结果通过两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率计算得到第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率；
S5：根据第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率计算得到第一最终裂缝孔隙体积和第一最终裂缝渗透率；
S6：选取排采数据中的另一组数据，并利用历史拟合方法求解第二最终裂缝孔隙体积和第二最终裂缝渗透率；
S7：计算第一最终裂缝孔隙体积和第二最终裂缝孔隙体积之间的体积相对误差、第一最终裂缝渗透率和第二最终裂缝渗透率之间的渗透率相对误差，并将体积相对误差和渗透率相对误差分别与预设公差进行比对；
S8：在对比结果满足输出条件时，输出未知参数、第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率。
在本发明的实施例中，分析方法包括直线分析方法和典型曲线方法，其中，通过直线分析方法得到第一组第一裂缝初始孔隙体积和第一组第一裂缝初始渗透率；通过典型曲线方法得到第二组第一裂缝初始孔隙体积和第二组第一裂缝初始渗透率。
在本发明的实施例中，步骤S2包括：
将排采数据划分为排采早期数据和排采晚期数据，选取排采早期数据和排采晚期数据中的一组数据作为分析数据；
对未知参数赋予假设值；
将已知参数、假设值、分析数据代入多相渗流半解析模型中，通过联立求解物质平衡方程来获取裂缝平均压力和平均饱和度随时间的变化关系以及基质内平均压力和平均饱和度随时间的变化关系；
根据裂缝平均压力和平均饱和度随时间的变化关系以及基质内平均压力和平均饱和度随时间的变化关系来计算拟压力和拟时间；
利用直线分析方法分析拟压力和拟时间，求解第一组裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率；
利用典型曲线方法分析拟压力和拟时间，求解第二组裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率。
在本发明的实施例中，第一组第一裂缝初始孔隙体积包括直线分析水相裂缝初始孔隙体积和直线分析烃相裂缝初始孔隙体积；第一组第一裂缝初始渗透率包括直线分析水相裂缝初始渗透率和直线分析烃相裂缝初始渗透率；第二组第一裂缝初始孔隙体积包括典型曲线水相裂缝初始孔隙体积和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积；第二组第一裂缝初始渗透率包括典型曲线水相裂缝初始渗透率和典型曲线烃相裂缝初始渗透率，其中，相态约束包括：
分别计算直线分析水相裂缝初始孔隙体积和直线分析烃相裂缝初始孔隙体积之间的第一两相相对误差、直线分析水相裂缝初始渗透率和直线分析烃相裂缝初始渗透率之间的第二两相相对误差、典型曲线水相裂缝初始孔隙体积和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积之间的第三两相相对误差以及典型曲线水相裂缝初始渗透率和典型曲线烃相裂缝初始渗透率之间的第四两相相对误差；
分别将第一两相相对误差、第二两相相对误差、第三两相相对误差和第四两相相对误差与两相公差比较，当第一两相相对误差、第二两相相对误差、第三两相相对误差和第四两相相对误差均不大于两相公差时，满足相态约束的约束条件。
在本发明的实施例中，反演方法约束包括：
计算直线分析水相裂缝初始孔隙体积和典型曲线水相裂缝初始孔隙体积之间的第一反演方法误差、直线分析水相裂缝初始渗透率和典型曲线水相裂缝初始渗透率之间的第二反演方法误差、直线分析烃相裂缝初始孔隙体积之间和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积之间的第三反演方法误差以及直线分析烃相裂缝初始渗透率之间和典型曲线烃相裂缝初始渗透率之间的第四反演方法相对误差；
分别将第一反演方法误差、第二反演方法误差、第三反演方法误差和第四反演方法误差与反演方法公差比较，当第一反演方法误差、第二反演方法误差、第三反演方法误差和第四反演方法误差均不大于反演方法公差时，满足反演方法约束的约束条件。
在本发明的实施例中，S4包括：
S41：当第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率均满足相态约束和反演方法约束的约束条件时，计算第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率；
S42：当第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率不满足相态约束或反演方法约束的约束条件时，依次重新进行S2和S3。
在本发明的实施例中，S41包括：
第二裂缝初始孔隙体积为直线分析水相裂缝初始孔隙体积、典型曲线水相裂缝初始孔隙体积、直线分析烃相裂缝初始孔隙体积和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积的平均值；
第二裂缝初始渗透率为直线分析水相裂缝初始渗透率、直线分析烃相裂缝初始渗透率、典型曲线水相裂缝初始渗透率和典型曲线烃相裂缝初始渗透率的平均值。
在本发明的实施例中，S5包括：
将第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率代入计算公式，以求解第一最终裂缝孔隙体积和第一最终裂缝渗透率；
其中，计算公式为：
其中，Vff为第一最终裂缝孔隙体积，m3；Vfi为第二裂缝初始孔隙体积，m3；Cf为裂缝压缩系数，MPa-1；pfi为裂缝初始压力，MPa；为裂缝平均压力，MPa；kff为第一最终裂缝渗透率，mD；kfi为第二裂缝初始渗透率，mD；γf为裂缝渗透率应力敏感模量。
在本发明的实施例中，S8包括：
当体积相对误差和渗透率相对误差均不大于预设公差时，输出假设值、第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率；
当体积相对误差或渗透率相对误差大于预设公差时，依次重新进行S2、S3、S4和S5。
在本发明的实施例中，历史拟合方法包括：
利用解析模型或数值模型计算模拟数据；
将模拟数据与排采数据进行拟合，当获得最佳拟合效果时，输出模拟数据的参数作为第二最终裂缝孔隙体积和第二最终裂缝渗透率。
通过上述技术方案，本发明实施例所提供的基于油气井排采动态数据的综合分析方法具有如下的有益效果：
在综合分析过程中，首先进行油气藏参数和排采数据的收集和整理，并根据油气井的实际情况确认待求的未知参数，再分别使用两种不同的分析方法对已知参数、未知参数以及排采数据中的一组数据进行分析，然后，对分析结果分别进行相态约束和反演方法约束，接着，使用历史拟合方法对已知参数、未知参数以及排采数据中的另一组数据进行分析，最后，将历史拟合方法的分析结果与分析方法的分析结果进行相对误差分析，根据分析结果输出结果或者重新计算。在整个分析过程中，通过采用两种不同的分析方法得到不同相态、不同“排采”阶段和不同分析方法的解释结果，并对所有解释结果进行多个尺度的约束，大大降低了解释结果的多解性；并且待求的未知参数根据油气井的实际情况选择并不固定，从而解决研究复杂油气藏时较大的局限性。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明的理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。
在附图中：
图1是根据本发明一实施例中基于油气井排采动态数据的综合分析方法的步骤图；
图2是根据本发明一实施例中的裂缝相渗曲线；
图3是根据本发明一实施例中的基质相渗曲线；
图4是根据本发明一实施例中的裂缝与基质平均压力曲线；
图5是根据本发明一实施例中的裂缝与基质平均饱和度曲线；
图6是根据本发明一实施例中直线分析方法的水相诊断曲线；
图7是根据本发明一实施例中直线分析方法的油相诊断曲线；
图8是根据本发明一实施例中直线分析方法的水相拟裂缝边界控制流特征曲线；
图9是根据本发明一实施例中直线分析方法的油相拟裂缝边界控制流特征曲线；
图10是根据本发明一实施例中典型曲线方法的水相典型曲线图；
图11是根据本发明一实施例中直线分析方法的油相典型曲线图；
图12是根据本发明一实施例中历史拟合方法的历史拟合效果图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
下面参考附图描述根据本发明的基于油气井排采动态数据的综合分析方法。
如图1所示，在本发明的实施例中，提供一种基于油气井排采动态数据的综合分析方法，包括：
S1：收集油气井的油气藏参数以及排采数据；其中，根据油气井的实际情况从油气藏参数中选取部分参数作为未知参数，其余参数作为已知参数；
具体地，油气藏参数包括xf：沿着裂缝方向的坐标，m；wf：缝宽，m；hf：缝高，m；Φf：裂缝孔隙度，％；Cf：裂缝压缩系数，MPa-1；γf，裂缝渗透率应力敏感模量；Sw,fi：裂缝水相初始饱和度，％；km：基质渗透率，mD；Φm：基质孔隙度，％；Sw,mi：基质水相初始饱和度，％。在进行综合分析之前，需要根据油气井的实际情况在所有油气藏参数中选取不多于四个的参数作为未知参数，其余作为已知参数，而已知参数的值获取方式也根据油气井的实际现场情况进行确定。排采数据包括油气井整个排采历史中每一个时间点的日产水量、日产油气量以及井底流压数据。
进一步地，除油气藏参数和排采数据外，还需要获取基础数据和相渗数据。基础数据包括pfi：初始裂缝压力，Mpa；SGg：气体相对密度；Cm：基质压缩系数，Mpa-1；Cw：水相压缩系数，Mpa-1；Bwi：原始水相FVF；μw：水相粘度，cp；水相密度，g/cm3；pri：原初始地层压力，MPa；T：地层温度，℃；h：储层厚度，m。
如图2和图3所示，相渗数据绘制成相渗曲线。
在本发明的实施例中，所有数据输入如下表：
S2：根据已知参数、未知参数以及排采数据中的一组数据，通过两种不同分析方法求解出两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率；
具体地，分析方法包括直线分析方法和典型曲线方法。
S3：对两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率分别进行相态约束和反演方法约束，并判断第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率是否满足约束条件；
S4：根据判断结果通过两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率计算得到第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率；
S5：根据第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率计算得到第一最终裂缝孔隙体积和第一最终裂缝渗透率；
S6：选取排采数据中的另一组数据，并利用历史拟合方法求解第二最终裂缝孔隙体积和第二最终裂缝渗透率；
S7：计算第一最终裂缝孔隙体积和第二最终裂缝孔隙体积之间的体积相对误差、第一最终裂缝渗透率和第二最终裂缝渗透率之间的渗透率相对误差，并将体积相对误差和渗透率相对误差分别与预设公差进行比对；
S8：在对比结果满足输出条件时，输出未知参数、最第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率。
在综合分析过程中，首先进行油气藏参数和排采数据的收集和整理，并根据油气井的实际情况确认待求的未知参数，再分别使用直线分析方法和典型曲线方法对已知参数、未知参数以及排采数据中的一组数据进行分析，然后，对分析结果分别进行相态约束和反演方法约束，接着，使用历史拟合方法对已知参数、未知参数以及排采数据中的另一组数据进行分析，最后，将历史拟合方法的分析结果与分析方法的分析结果进行相对误差分析，根据分析结果输出结果或者重新计算。在整个分析过程中，通过分别采用直线分析方法和典型曲线方法得到不同相态、不同“排采”阶段和不同分析方法的解释结果，并对所有解释结果进行多个尺度的约束，大大降低了解释结果的多解性。
进一步地，通过单一方法只能求取固定的一组参数，然而实际的油气藏问题是复杂多样的，求取的油气藏参数常需要根据具体的油气藏情况来定，只能求取固定油气藏参数的工作流程在研究复杂油气藏时具有较大的局限性。而本发明提供的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，在进行数据收集时，能够根据油气藏的实际情况选取不同的油气藏参数作为未知参数，使最终获取的未知参数能够反应实际生产需求，从而减小在研究复杂油气藏时较大的局限性。
在本发明的实施例中，S2包括：
将排采数据划分为排采早期数据和排采晚期数据，选取排采早期数据和排采晚期数据中的一组数据作为分析数据；
对未知参数赋予假设值；
将已知参数、假设值、分析数据代入多相渗流半解析模型中，通过联立求解物质平衡方程来获取裂缝平均压力和平均饱和度随时间的变化关系以及基质内平均压力和平均饱和度随时间的变化关系；
根据裂缝平均压力和平均饱和度随时间的变化关系以及基质内平均压力和平均饱和度随时间的变化关系来计算拟压力和拟时间；
利用直线分析方法分析拟压力和拟时间，求解第一组裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率；
利用典型曲线方法分析拟压力和拟时间，求解第二组裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率。
具体地，排采数据是根据油、气和压裂液的产量与时间关系曲线的变化来划分：在排采早期一般产出大量压裂液、微量油，不产出气，进入排采晚期后气和油的产量将增加，压裂液的产量将降低。未知参数赋予的假设值根据现场经验和历史经验来确定，使得假设值符合实际情况，从而减少迭代次数，进而加快求解速度。
其中，多相渗流半解析模型是由多个相关基础定义联立推倒出的求解拟时间和拟压力的公式组，多相渗流半解析模型的相关基础定义以及相关参数包括：
裂缝拟压力：
裂缝拟时间：
基质拟压力：
基质拟时间：
无纲量裂缝半长：
无纲量拟压力：
叠加拟时间：
无纲量叠加拟时间：
产量规整化拟压力：
拟压力规整化产量：
RNPj对lntspj的导数：
RNPj对tspj的导数：
裂缝有效压缩系数：
基质有效压缩系数：
初始裂缝孔隙体积：Vfi＝2xfwfhfφfi
其中，下标包括：j：某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示烃相；f：裂缝；fa：排采结束时裂缝参数(由排采早期数据折算获得)；ff：排采结束时裂缝参数(由排采晚期数据解释结果解释获得)；m：基质；h：烃类物质(油或气)；p：拟变量(时间)；sp：叠加拟变量(时间)；ej：有效参数；D：无量纲参数；i：初始值；sj：某一相流体的窜流量；b：基准值；αj：无量纲拟压力单位换算系数；telf：线性流结束时间；ye：裂缝到边界距离。
参数包括：μ：流体粘度，mPa·s；k：渗透率，mD；kr：相对渗透率，-；B：体积系数，m3/m3；p：压力，MPa；S：饱和度，-；Φ：孔隙度，-；C：压缩系数，MPa-1；t：时间，d；q：流量，m3/d；x：裂缝半长，m；w：缝宽，m；h：缝高，m；V：孔隙体积，m3；x：沿着裂缝方向的坐标，m；y：沿着基质方向的坐标，m；ρ：流体密度，kg/m3；m()：拟压力，MPa；Q：累计产量，m3。
为了避免一些次要因素对计算结果的影响，需要对多相渗流半解析模型设置一些假设条件，包括：
1、重力和毛细压力的影响可以忽略不计，假设裂缝和基质中的流体流动服从达西定律；
2、裂缝和储层均质等厚且各向同性，压裂裂缝全部贯穿储层，忽略裂缝端部以外的流动；
3、裂缝和基质的孔隙度、渗透率随压力下降呈指数递减规律，递减指数分别为Cf和γf；
4、流体物性与压力有关(如粘度、地层体积系数和密度等)；
5、对于气藏，井筒和地层中的凝析油可忽略不计；对于油藏，假设储层在排采过程中处于欠饱和状态，即假设基质和裂缝中始终为气水或油水两相流动；
6、裂缝和基质微可压缩，油和水为微可压缩流体，具有恒定的压缩系数，气体满足真实气体状态方程。
如图4和图5所示，在代入相关的基础定义求解拟压力和拟时间之前，需要求解裂缝内平均压力、基质内平均压力、裂缝水相平均饱和度、裂缝烃相平均饱和度、基质水相平均饱和度、基质烃相平均饱和度随时间的变化关系、裂缝初始孔隙体积和基质调查距离内孔隙体积的计算式，并绘制裂缝与基质平均压力曲线和裂缝与基质平均饱和度曲线。
具体地，相关计算式为：
Vj,mi＝yjxfhφmi；
其中，是基质调查距离内的平均压力；/>是裂缝调查距离内平均压力；/>是裂缝平均饱和度；/>是基质调查距离内的平均饱和度。
如图6和图7所示，进一步地，在代入相关的基础定义求解拟压力和拟时间之后，开始分别使用直线分析方法和典型曲线方法对排采数据进行分析，其中，直线分析方法包括：首先，绘制每一相流体对应的诊断曲线：将排采过程中井底流压pwf和返排量qj随时间t的变化数据画在dRNPj/d lntspj vs.tspj的双对数曲线上，早期的拟裂缝线性流阶段将呈现出斜率为1/2的直线，晚期的拟裂缝边界控制流阶段将呈现出斜率为1的直线；其次，将选择的排采数据绘制在诊断曲线上，并提取相应的数据时间段；然后，将选择的排采数据绘制在特征曲线上，提取特征曲线上相应的数据时间段对应的直线斜率和截距；最后，将直线斜率和截距代入相关计算式进行计算。
其中，当选择排采早期数据进行计算时，数据时间段为诊断曲线1/2斜率直线段对应的数据时间段，特征曲线为以为横坐标、RNPj为纵坐标的线性流特征曲线，裂缝初始渗透率计算式为：
Vfi,j1＝2xfi,j·wf·h·φfi
如图8和图9所示，当选择排采晚期数据进行计算时，数据时间段为诊断曲线1斜率直线段对应的数据时间段，特征曲线为以tspj为横坐标、RNPj为纵坐标的边界控制流特征曲线，裂缝初始渗透率计算式为：
裂缝初始孔隙体积计算式为：
如图10和图11所示，典型曲线方法包括：首先，根据拟压力和拟时间，来绘制典型曲线；其次，将选取的排采早期数据和排采晚期数据中的一组数据，来绘制数据点曲线；然后，将典型曲线和数据点曲线进行拟合，并计算典型曲线与数据点曲线的横坐标轴值比值和纵坐标轴值比值；最后，将横坐标轴值比值和纵坐标轴值比值代入计算公式，求解第二组裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率。
具体地，典型曲线需要将拟压力和拟时间代入典型曲线公式，典型曲线以tDj为横坐标，以(2xf/wf)/pwDj，(wf/2xf)pwDj，(2xf/wf)/dlnpwDj为纵坐标，数据点曲线以tspj为横坐标，以PNRj，1/DRNPj，dRNPj为纵坐标。横坐标轴值比值和纵坐标轴值比值需要读取拟合点在典型曲线和数据点曲线的横坐标和纵坐标，拟合点的选取在裂缝边界控制流阶段，一般选择x轴或y轴与典型曲线的交点。
其中，典型曲线公式为：
x轴的比值为XMP，其中
y轴的比值为YMP，其中
裂缝初始渗透率和裂缝初始孔隙体积计算式为：
与直线分析方法相比，典型曲线方法由于将流动段识别和裂缝参数提取合二为一，因此可以更简单、更快速地提取裂缝参数。
在本发明的实施例中，利用直线分析方法计算出的第一组裂缝初始孔隙体积包括直线分析水相裂缝初始孔隙体积和直线分析烃相裂缝初始孔隙体积；第一组裂缝初始渗透率包括直线分析水相裂缝初始渗透率和直线分析烃相裂缝初始渗透率；利用典型曲线方法计算出的第二组裂缝初始孔隙体积包括典型曲线水相裂缝初始孔隙体积和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积；第二组裂缝初始渗透率包括典型曲线水相裂缝初始渗透率和典型曲线烃相裂缝初始渗透率。
进一步地，对计算结果进行相态约束和反演方法约束，其中，相态约束包括：
分别计算直线分析水相裂缝初始孔隙体积和直线分析烃相裂缝初始孔隙体积之间的第一两相相对误差、直线分析水相裂缝初始渗透率和直线分析烃相裂缝初始渗透率之间的第二两相相对误差、典型曲线水相裂缝初始孔隙体积和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积之间的第三两相相对误差以及典型曲线水相裂缝初始渗透率和典型曲线烃相裂缝初始渗透率之间的第四两相相对误差；
分别将第一两相相对误差、第二两相相对误差、第三两相相对误差和第四两相相对误差与两相公差比较，当第一两相相对误差、第二两相相对误差、第三两相相对误差和第四两相相对误差均不大于两相公差时，满足相态约束的约束条件。
反演方法约束包括：
计算直线分析水相裂缝初始孔隙体积和典型曲线水相裂缝初始孔隙体积之间的第一反演方法误差、直线分析水相裂缝初始渗透率和典型曲线水相裂缝初始渗透率之间的第二反演方法误差、直线分析烃相裂缝初始孔隙体积之间和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积之间的第三反演方法误差以及直线分析烃相裂缝初始渗透率之间和典型曲线烃相裂缝初始渗透率之间的第四反演方法相对误差；
分别将第一反演方法误差、第二反演方法误差、第三反演方法误差和第四反演方法误差与反演方法公差比较，当第一反演方法误差、第二反演方法误差、第三反演方法误差和第四反演方法误差均不大于反演方法公差时，满足反演方法约束的约束条件。
在本发明的实施例中，S4包括：
S41：当第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率均满足相态约束和反演方法约束的约束条件时，计算第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率；
S42：当第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率不满足相态约束或反演方法约束的约束条件时，依次重新进行S2和S3。
具体地，在裂缝初始孔隙体积或裂缝初始渗透率不满足相态约束或反演方法约束的约束条件，而在重新进行S2和S3时，需要对未知参数赋予新的假设值。
在本发明的实施例中，S41包括：
第二裂缝初始孔隙体积为直线分析水相裂缝初始孔隙体积、典型曲线水相裂缝初始孔隙体积、直线分析烃相裂缝初始孔隙体积和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积的平均值；
第二裂缝初始渗透率为直线分析水相裂缝初始渗透率、直线分析烃相裂缝初始渗透率、典型曲线水相裂缝初始渗透率和典型曲线烃相裂缝初始渗透率的平均值。
在本发明的实施例中，S5包括：
将第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率代入计算公式，以求解第一最终裂缝孔隙体积和第一最终裂缝渗透率；
其中，计算公式为：
其中，Vff为第一最终裂缝孔隙体积，m3；Vfi为第二裂缝初始孔隙体积，m3；Cf为裂缝压缩系数，MPa-1；pfi为裂缝初始压力，MPa；为裂缝平均压力，MPa；kff为第一最终裂缝渗透率，mD；kfi为第二裂缝初始渗透率，mD；γf为裂缝渗透率应力敏感模量。
在本发明的实施例中，S8包括：
当体积相对误差和渗透率相对误差均不大于预设公差时，输出假设值、第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率；
当体积相对误差或渗透率相对误差大于预设公差时，依次重新进行S2、S3、S4和S5。
具体地，在体积相对误差或渗透率相对误差大于预设公差，而在重新进行S2、S3、S4和S5时，需要对未知参数赋予新的假设值。
在本发明的实施例中，历史拟合方法包括：
利用解析模型或数值模型计算模拟数据；
将模拟数据与排采数据进行拟合，当获得最佳拟合效果时，输出模拟数据的参数作为第二最终裂缝孔隙体积和第二最终裂缝渗透率。
具体地，解析模型为：
数值模型为：
具体地，两种模型择一进行计算，当计算的模拟数据与排采数据达到最佳拟合效果时，将对应的油气藏参数输出。
如图12所示，点阵为排采数据，曲线为模拟数据，图中所示即为最佳拟合效果。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接或彼此可通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
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发明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。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
Claims (10)
1.一种基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，包括：
S1：收集油气井的油气藏参数以及排采数据；其中，根据油气井的实际情况从所述油气藏参数中选取部分参数作为未知参数，其余参数作为已知参数；
S2：根据所述已知参数、所述未知参数以及所述排采数据中的一组数据，通过两种不同分析方法求解出两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率；
S3：对两组所述第一裂缝初始孔隙体积和所述第一裂缝初始渗透率分别进行相态约束和反演方法约束，并判断所述第一裂缝初始孔隙体积和所述第一裂缝初始渗透率是否满足约束条件；
S4：根据判断结果通过两组第一裂缝初始孔隙体积和第一裂缝初始渗透率计算得到第二裂缝初始孔隙体积和第二裂缝初始渗透率；
S5：根据所述第二裂缝初始孔隙体积和所述第二裂缝初始渗透率计算得到第一最终裂缝孔隙体积和第一最终裂缝渗透率；
S6：选取所述排采数据中的另一组数据，并利用历史拟合方法求解第二最终裂缝孔隙体积和第二最终裂缝渗透率；
S7：计算所述第一最终裂缝孔隙体积和所述第二最终裂缝孔隙体积之间的体积相对误差、所述第一最终裂缝渗透率和所述第二最终裂缝渗透率之间的渗透率相对误差，并将所述体积相对误差和所述渗透率相对误差分别与预设公差进行比对；
S8：在对比结果满足输出条件时，输出未知参数、所述第二裂缝初始孔隙体积和所述第二裂缝初始渗透率。
2.根据权利要求1所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述分析方法包括直线分析方法和典型曲线方法，其中，通过所述直线分析方法得到第一组所述第一裂缝初始孔隙体积和第一组所述第一裂缝初始渗透率；通过典型曲线方法得到第二组所述第一裂缝初始孔隙体积和第二组所述第一裂缝初始渗透率。
3.根据权利要求2所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述步骤S2包括：
将所述排采数据划分为排采早期数据和排采晚期数据，选取所述排采早期数据和所述排采晚期数据中的一组数据作为分析数据；
对所述未知参数赋予假设值；
将所述已知参数、所述假设值、所述分析数据代入多相渗流半解析模型中，通过联立求解物质平衡方程来获取裂缝平均压力和平均饱和度随时间的变化关系以及基质内平均压力和平均饱和度随时间的变化关系；
根据所述裂缝平均压力和平均饱和度随时间的变化关系以及所述基质内平均压力和平均饱和度随时间的变化关系来计算拟压力和拟时间；
利用所述直线分析方法分析所述拟压力和所述拟时间，求解第一组所述裂缝初始孔隙体积和所述裂缝初始渗透率；
利用所述典型曲线方法分析所述拟压力和所述拟时间，求解第二组所述裂缝初始孔隙体积和所述裂缝初始渗透率。
4.根据权利要求2所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，第一组所述第一裂缝初始孔隙体积包括直线分析水相裂缝初始孔隙体积和直线分析烃相裂缝初始孔隙体积；第一组所述第一裂缝初始渗透率包括直线分析水相裂缝初始渗透率和直线分析烃相裂缝初始渗透率；第二组所述第一裂缝初始孔隙体积包括典型曲线水相裂缝初始孔隙体积和典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积；第二组所述第一裂缝初始渗透率包括典型曲线水相裂缝初始渗透率和典型曲线烃相裂缝初始渗透率，其中，所述相态约束包括：
分别计算所述直线分析水相裂缝初始孔隙体积和所述直线分析烃相裂缝初始孔隙体积之间的第一两相相对误差、所述直线分析水相裂缝初始渗透率和所述直线分析烃相裂缝初始渗透率之间的第二两相相对误差、所述典型曲线水相裂缝初始孔隙体积和所述典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积之间的第三两相相对误差以及所述典型曲线水相裂缝初始渗透率和所述典型曲线烃相裂缝初始渗透率之间的第四两相相对误差；
分别将所述第一两相相对误差、所述第二两相相对误差、所述第三两相相对误差和第四两相相对误差与两相公差比较，当所述第一两相相对误差、所述第二两相相对误差、所述第三两相相对误差和第四两相相对误差均不大于所述两相公差时，满足所述相态约束的约束条件。
5.根据权利要求4所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述反演方法约束包括：
计算所述直线分析水相裂缝初始孔隙体积和所述典型曲线水相裂缝初始孔隙体积之间的第一反演方法误差、所述直线分析水相裂缝初始渗透率和所述典型曲线水相裂缝初始渗透率之间的第二反演方法误差、所述直线分析烃相裂缝初始孔隙体积之间和所述典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积之间的第三反演方法误差以及所述直线分析烃相裂缝初始渗透率之间和所述典型曲线烃相裂缝初始渗透率之间的第四反演方法相对误差；
分别将所述第一反演方法误差、所述第二反演方法误差、所述第三反演方法误差和所述第四反演方法误差与反演方法公差比较，当所述第一反演方法误差、所述第二反演方法误差、所述第三反演方法误差和所述第四反演方法误差均不大于所述反演方法公差时，满足所述反演方法约束的约束条件。
6.根据权利要求4所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述S4包括：
S41：当所述第一裂缝初始孔隙体积和所述第一裂缝初始渗透率均满足所述相态约束和所述反演方法约束的约束条件时，计算所述第二裂缝初始孔隙体积和所述第二裂缝初始渗透率；
S42：当所述第一裂缝初始孔隙体积和所述第一裂缝初始渗透率不满足所述相态约束或所述反演方法约束的约束条件时，依次重新进行所述S2和所述S3。
7.根据权利要求6所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述S41包括：
所述第二裂缝初始孔隙体积为直线分析水相裂缝初始孔隙体积、所述典型曲线水相裂缝初始孔隙体积、所述直线分析烃相裂缝初始孔隙体积和所述典型曲线烃相裂缝初始孔隙体积的平均值；
所述第二裂缝初始渗透率为所述直线分析水相裂缝初始渗透率、所述直线分析烃相裂缝初始渗透率、所述典型曲线水相裂缝初始渗透率和所述典型曲线烃相裂缝初始渗透率的平均值。
8.根据权利要求1所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述S5包括：
将所述第二裂缝初始孔隙体积和所述第二裂缝初始渗透率代入计算公式，以求解所述第一最终裂缝孔隙体积和所述第一最终裂缝渗透率；
其中，所述计算公式为：
其中，Vff为所述第一最终裂缝孔隙体积，m3；fi为所述第二裂缝初始孔隙体积，m3；Cf为裂缝压缩系数，MPa-1；pfi为裂缝初始压力，MPa；为裂缝平均压力，MPa；kff为所述第一最终裂缝渗透率，mD；fi为所述第二裂缝初始渗透率，mD；γf为裂缝渗透率应力敏感模量。
9.根据权利要求1所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述S8包括：
当所述体积相对误差和所述渗透率相对误差均不大于所述预设公差时，输出所述假设值、所述第二裂缝初始孔隙体积和所述第二裂缝初始渗透率；
当体积相对误差或所述渗透率相对误差大于所述预设公差时，依次重新进行所述S2、所述S3、所述S4和所述S5。
10.根据权利要求1所述的基于油气井排采动态数据的综合分析方法，其特征在于，所述历史拟合方法包括：
利用解析模型或数值模型计算模拟数据；
将所述模拟数据与所述排采数据进行拟合，当获得最佳拟合效果时，输出所述模拟数据的参数作为所述第二最终裂缝孔隙体积和所述第二最终裂缝渗透率。
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|---|---|
| CN116579263B (zh) | 2024-01-30 |
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