专利名称：一种稠油热采直井试井解释方法
技术领域：
本发明涉及试井技术领域，具体地，涉及一种稠油热采直井试井解释方法。
背景技术：
稠油一般是指油层温度下脱气原油粘度大于50mPa.S、相对密度大于0.92的原油。目前世界已探明稠油资源在3000亿吨以上，是世界油气资源构成的重要组成。稠油油藏开采主要以蒸汽吞吐和蒸汽驱热力开采为主，热采过程中的有效渗透率，流体密度、粘度，相态等参数变化规律复杂，及时地了解跟踪地下参数场变化，并实施恰当调控措施对改善稠油油藏开发效果和提高经济效益具有重要意义。但目前缺少多样化的稠油油藏动态监测技术手段，多元热流体试井是及时了解稠油油藏地下参数变化，设计稠油油藏调控措施的直接依据，是目前为数不多的热采动态监测方法，但目前测试解释存在缺少理论模型、缺少求解方法、缺少规律认识等困难。国内已开发研制出适用于稠油热采井压力降落和压力恢复的耐高温高精度电子压力计，但缺少对应的热采试井分析技术和方法，仍以沿用稀油油藏试井的解释分析方法为主。实际上，油藏注蒸汽之后，整个油藏内的温度、压力和饱和度剖面是不均匀的，流体性质(特别是粘度、密度)变化很大。并且注入多元热流体条件下，气相与液相间物理作用更加复杂。因此，建立一套适用于多元热流体试井解释的新方法具有极大的现实意义和应用价值。发明内容
本发明实施例的主要目的在于提供一种稠油热采直井试井解释方法，以解决现有的试井解释方法在注入多元热流体的条件下，温度、压力测试数据无法量化解释，难以反演地下储层流体参数和渗流参数，缺少针对性数学模型和求解方法等问题。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种稠油热采直井试井解释方法，包括:
根据试井测试过程之前稠油直井的热采方式，选择时变试井模型；
根据所述时变试井模型，获得有井储井底拟压力函数的真实空间解；
通过将所述有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解；其中，所述时态域是自变量为时间、压力、温度的多维空间，所述时间域是自变量为时间的一维空间。
借助于上述技术方案，本发明针对稠油油藏多元热流体开采条件下储层参数、流体物性及工艺的特殊性，为稠油热采直井焖井测试过程和直井高温生产测试过程提供一种配套的试井解释方法，为开发治理方案的制定提供科学依据，相比于现有技术，本发明实施例计算结构简单，解决了热采试井数学模型精确求解困难的问题，使通过热采试井准确反演油藏动态参数得以实现。
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是本发明实施例一提供的稠油热采直井试井解释方法的流程图2是本发明实施例一提供的获得有井储井底拟压力函数的真实空间解的具体流程图3是本发明实施例一提供的获得真实空间井底压力解的具体流程图4是本发明实施例二提供的应用稠油热采直井试井解释方法对稠油直井进行试井解释的具体流程图5是本发明实施例三提供的实例井直井焖井阶段拟合曲线；
图6是本发明实施例四提供的实例井直井高温生产阶段拟合曲线。
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作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。
需要说明的是，本发明实施例中所指的“多元热流体”包括稠油热采过程中注入的热水、蒸汽、非凝结气，其中，非凝结气包括N2和CO2 ;本发明实施例中所指的“直井焖井测试过程”为直井注入多元热流体后，关井测取关井后井底压力、温度随时间变化关系的试井测试过程；本发明实施例中所指的“直井高温生产测试过程”为直井注入多元热流体焖井后，重新开井以一定产量生产，同时测取井底压力、温度随时间变化关系的试井测试过程；本发明实施例中所指的“热采方式”为蒸汽驱或者蒸汽吞吐。
实施例一
本实施例提供一种稠油热采直井试井解释方法，如图1所示，该方法包括:
步骤S11， 根据试井测试过程之前稠油直井的热采方式，选择时变试井模型；
步骤S12，根据所述时变试井模型，获得有井储井底拟压力函数的真实空间解；
步骤S13，通过将所述有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解；其中，所述时态域是自变量为时间、压力、温度的多维空间，所述时间域是自变量为时间的一维空间。
优选的，本实施例的步骤Sll中，根据试井测试过程之前稠油直井的热采方式，选择时变试井模型，具体包括:
确定试井测试过程之前稠油直井的热采方式为蒸汽驱时，选择时变均质储层压降试井1 型；
确定试井测试过程之前稠油直井的热采方式为蒸汽吞吐时，选择时变复合储层压降试井|吴型。
具体的，本实施例中，时变均质储层压降试井模型对应的物理模型假设为:
1)单相微可压缩液体；
2)等温流动；
3)油井半径为rw，考虑表皮因子S的影响；
4)油井生产前，地层中各点的压力均匀分布为Pi ；
5)忽略重力和毛管力的影响；
6)线性达西渗流；
7)地层均质、等厚、各向同性，井以一产量q生产；
8)地层岩石微可压缩。
并且，本实施例中，时变均质储层压降试井模型对应的数学计算公式为:
权利要求
1.一种稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，包括: 根据试井测试过程之前稠油直井的热采方式，选择时变试井模型； 根据所述时变试井模型，获得有井储井底拟压力函数的真实空间解； 通过将所述有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解；其中，所述时态域是自变量为时间、压力、温度的多维空间，所述时间域是自变量为时间的一维空间。
2.根据权利要求1所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，根据试井测试过程之前稠油直井的热采方式，选择时变试井模型，具体包括: 确定试井测试过程之前稠油直井的热采方式为蒸汽驱时，选择时变均质储层压降试井模型； 确定试井测试过程之前稠油直井的热采方式为蒸汽吞吐时，选择时变复合储层压降试井丰吴型。
3.根据权利要求1所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，根据所述时变试井模型，获得有井储井底拟压力函数的真实空间解，具体包括: 根据所述时变试井模型，获得无井储井底拟压力函数的拉普拉斯空间解； 应用杜哈美原理，根据所述无井储井底拟压力函数的拉普拉斯空间解构造有井储井底拟压力函数的拉普拉斯空间解； 使用Stehfest反演技术，由所述有 井储井底拟压力函数的拉普拉斯空间解得到有井储井底拟压力函数的真实空间解。
4.根据权利要求3所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，根据所述时变试井模型，获得无井储井底拟压力函数的拉普拉斯空间解，具体包括: 对所述时变试井模型进 行无因次化和拉普拉斯变换，获得无井储井底拟压力函数的拉普拉斯空间解。
5.根据权利要求1所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，通过将所述有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解，具体包括: 对所述有井储井底拟压力函数进行离散化； 将所述离散化后的有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解。
6.根据权利要求5所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，对所述有井储井底拟压力函数进行离散化时，采用如下公式:
7.根据权利要求6所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，将所述离散化后的有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域时，采用如下公式:
8.根据权利要求6或7所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，所述探测半径内流体密度、探测半径内流度由分流量方程和流体饱和度加权平均获得。
9.根据权利要求1所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，通过将所述有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解时，还包括: 若确定试井测试过程为焖井测试过程，则采用如下公式对所述真实空间井底压力解进行置加:P1-Pw= APw(-q, tp+At) + APw(q, At) 其中，PiS原始地层压力；PW为焖井测试过程中的井底压力；Λ Pw为焖井测试过程造成的井底压力降落；tp为焖井测试过程前的生产时间；At为焖井测试过程的时间^为产量。
10.根据权利要求1所述的稠油热采直井试井解释方法，其特征在于，通过将所述有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解时，还包括: 若确定试井测试过程为高温生产测试过程，则不考虑蒸汽腔影响。
全文摘要
本发明提供一种稠油热采直井试井解释方法，该方法包括根据试井测试过程之前稠油直井的热采方式，选择时变试井模型；根据所述时变试井模型，获得有井储井底拟压力函数的真实空间解；通过将所述有井储井底拟压力函数由时态域转换至时间域，使所述有井储井底拟压力函数的真实空间解转换为真实空间井底压力解；其中，所述时态域是自变量为时间、压力、温度的多维空间，所述时间域是自变量为时间的一维空间。本发明计算结构简单，解决了热采试井数学模型精确求解困难的问题，使通过热采试井准确反演油藏动态参数得以实现。
文档编号E21B49/00GK103161435SQ20131007939
公开日2013年6月19日 申请日期2013年3月13日 优先权日2013年3月13日
发明者刘同敬, 第五鹏翔, 康万利, 李俊键, 姜宝益, 周建, 林晓, 江礼武 申请人:中国石油大学(北京)