井底流压的确定方法及储集体天然能量的确定方法与流程

本发明涉及油气勘探开发技术领域，具体地说，涉及井底流压的确认方法和储集体天然能量的确定方法。

背景技术：

碳酸盐岩油藏储量规模巨大，世界上50％左右的油气储量都在碳酸盐岩油藏中，而其中裂缝-溶洞型油藏占了30％以上，碳酸盐岩油藏是油气增储上产的重要领域。能量是地层中油气流出的“源动力”，能量包括天然能量和人工补充能量，其中天然能量评价是油气田开发的一项基本工作，天然能量的评价结果是油田开发技术政策制定和调整的主要依据之一。

目前，缝洞型油藏天然能量评价主要还是采用采出百分之一地质储量下的压力降dpr和弹性产量比npr两个评价指标。然而，利用上述两个评鉴指标来确定油气藏天然能量时，由于确定这两个评价指标所需的参数难以确定。

例如，确定百分之一地质储量下的压力降dpr时需要用到地质储量n。由于缝洞油藏非均质性强，储集空间离散分布，油水关系十分复杂，这导致了对缝洞型油藏的描述和地质储量n的计算难度极大。另外，在确定弹性产量比npr时，所需要使用的弹性压缩系数、水侵量的确定也非常困难。因此，现有的上述方法在确定缝洞型油藏天然能量时结果的精度较低。

技术实现要素：

为解决上述问题，本发明提供了一种井底流压的确定方法，所述方法包括：

修正系数确定步骤，利用已知的历史测试数据和预设井底流压计算模型进行历史数据拟合，确定所述预设井底流压计算模型中的修正系数；

井底流压确定步骤，根据待分析储集体的钻井数据，利用所述预设井底流压计算模型确定所述待分析储集体的井底流压。

根据本发明的一个实施例，所述预设井底流压计算模型为：

pwf＝pd+0.0001eδρgh

其中，pwf表示井底流压，pd表示井口油压，eδ表示修正系数，ρ表示油管内流体密度，g表示重力加速度，h表示井深。

根据本发明的一个实施例，在所述修正系数确定步骤中：

根据所述历史测试数据中的各个测压点数据分别计算各个测压点的井底流压误差；

根据所述各个测压点的井底流压误差确定计算误差，通过改变所述预设井底流压计算模型中的修正系数的取值来进行历史数据拟合，将计算误差满足预设要求时所对应的修正系数确定为拟合得到的修正系数。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式确定计算误差：

其中，δ表示计算误差，pwf_i表示第i测压点的井底流压计算值，表示第i测压点的井底流压测试值，n表示测压点的总数量。

本发明还提供了一种储集体天然能量的确定方法，所述方法包括：

产量数据获取步骤，获取待分析储集体在待分析时段的产量数据；

井底流压确定步骤，利用如上任一项所述的方法确定所述待分析储集体在待分析时段内的井底流压；

天然能量确定步骤，根据所述待分析时段的产量数据和井底流压确定待分析储集体的天然能量。

根据本发明的一个实施例，在所述井底流压确定步骤中，所确定的待分析时段内的井底流压包括待分析时段初始和结束时的井底流压。

根据本发明的一个实施例，所述天然能量确定步骤包括：

根据所述待分析时段内的日产量数据确定所述待分析时段的总产量；

根据所述待分析时段初始和结束时的井底流压计算待分析时段的井底流压变化值；

根据所述待分析时段的总产量和井底流压变化值确定所述待分析储集体的天然能量。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式计算天然能量：

其中，e表示天然能量，qk表示第k天的日产液量，t表示待分析时段的总天数，pini和pend分别表示待分析时段初始和结束时的井底流压。

本发明所提供的储集体天然能量确定方法是一种基于单井动态数据的储集体天然能量评价方法，它以单井井底流压和产液量数据为基础，通过计算单位流压降下的累积产液量，对该井钻遇缝洞储集体天然能量进行评价。同现有方法相比，该方法以单井数据为基础，参数获取简单，可以更好的反映缝洞单元内部不同部位能量的差异，同时可以避免评价油水同出缝洞储集体能量时出现的偏差。

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

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的附图做简单的介绍：

图1是根据本发明一个实施例的确定井底流压的流程图；

图2是根据本发明一个实施例的确定储集体天然能量的流程图；

图3是根据本发明一个实施例的塔河油田某缝洞单元利用地震振幅属性预测的缝洞储集体发育图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，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。

同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本发明实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说显而易见的是，本发 明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。

另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

在行业标准《油藏天然能量评价方法》(sy/t6167-1995)中，油藏天然能量评价主要采用两个指标，即采出百分之一地质储量地层压力下降值dpr和弹性产量比npr。采出百分之一地质储量地层压力下降值dpr和弹性产量比npr可以分别采用如下表达式进行计算：

其中，np表示累计产量，n表示地质储量，δp表示压力降，bo表示原油体积系数，boi表示原始条件下的原油体积系数，ct表示弹性压缩系数。

目前，对于缝洞型油藏天然能量的评价主要还是采用采出百分之一地质储量地层压力下降值dpr和弹性产量比npr两个评价指标。同时，部分学者还提出了采用弹性产率和水侵量作为评价缝洞单元能量的指标。其中，弹性产率是指油藏在总压降下靠油层岩石和流体的弹性能所采出的油量，缝洞单元是缝洞型油藏最小开发单元。

此外，还有部分学者在采出百分之一地质储量地层压力下降值dpr和弹性产量比npr的基础上，增加了单位压降的采出程度r和弹性驱动系数edi。其中，单位压降的采出程度r和弹性驱动系数edi可以分别采用如下表达式进行计算：

从表达式(3)和表达式(4)可以看出，单位压降的采出程度r和弹性驱动系数edi分别与采出百分之一地质储量地层压力下降值dpr和弹性产量比npr存在倒数关系，其本质上是一致的。

通过对现有缝洞型油藏天然能量确定方法的分析，发现上述防范存在这诸多缺陷。

其一，对于上述方法来说，在计算过程中所需要的部分参数难以确定。例如，由于缝洞油藏非均质性强，储集空间离散分布，油水关系十分复杂，导致缝洞型油藏描述和地质储量n的计算难度极大。同时，弹性压缩系数ct、水侵量的确定也非常困难。

其二，上述方法只能评价缝洞单元(或油藏)的整体能量，不能反映单元内部不同部位能量的差异。由于缝洞型油藏非均质性强，即使同一单元内部，能量也存在差异，而上述方法并没有考虑单元内部的非均质性。

其三，上述方法无法评价水油同出缝洞单元的能量。由于缝洞油藏油水关系十分复杂，很多缝洞储集体内都存在封存水，由于前述指标只考虑产油量，未考虑产水量，因此对水油同出的缝洞体进行评价时将会出现偏差。

针对上述问题，本发明提出了一种基于单井动态数据的缝洞型油气藏天然能量的确定方法。该方法在实施过程中所需要的参数获取简单，并且还能够评价缝洞单元内部能量分布的非均质性，同时还可以更合理地评价水油同出缝洞储集体的能量。

本发明所提供的缝洞型油藏天然能量确定方法是在井底流压确定的基础上，以单井单位流压降下的累积产液量作为评价缝洞储集体天然能量的指标，从而实现对缝洞型油藏天然能量的评价。由此可以看出，对于本发明来说，井底流压是指油气井生产时的井底压力，它是确定缝洞型油藏天然能量的基础。

目前井底流压的确定方法主要有3类，即压力测试法、动液面计算法和油压计算法。其中，动液面计算法针对的是抽油井，而油压计算法针对的则是自喷井。对于缝洞型稠油油藏而言，由于压力测试成本高，动液面测试可靠性差，因此压力测试法和动液面计算法均难以满足需要。

本发明针对井深、油稠、油管内液柱性质变化大的自喷井，提供了一种新的井底流压确定方法。对于井深、油稠、油管内液柱性质变化大的自喷井来说，液柱重力是压力损失主因，液柱密度测量误差对结果影响大，因此采用前述方法计算井底流压时，面临参数精度低、取值难的问题。

本发明所提供的井底流压确定方法采用了一种基于表达式修正和历史拟合相结合的方法，其首先在井底流压的计算表达式中添加修正系数eδ，然后通过历 史拟合的方式确定该修正系数。其中，修正系数eδ表征摩擦力以及测量误差等数据的影响。历史拟合是指利用国内以由的压力测试资料井，通过找寻计算井底流压与实际测试井底流压之间误差δ的最小值来确定修正系数eδ。需要指出的是，对于没有测压资料的井，可以借鉴其周围井的测压资料来进行数据计算。

具体地，图1示出了本实施例中井底流压确定方法的流程图。

如图1所示，本实施例所通过的方法首先在修正系数确定步骤s101中，利用已知的历史测试数据和预设井底流压计算模型进行历史数据拟合，从而确定出预设井底流压计算模型中的修正系数。

本实施例中，修正系数eδ是新引入到井底流压计算表达式中的参数，其能够表征表征摩擦力以及测量误差等数据的影响。具体地，预设井底流压计算模型可以如下表达式进行表示：

pwf＝pd+0.0001eδρgh(5)

其中，pwf表示井底流压，pd表示井口油压，eδ表示修正系数，ρ表示油管内流体密度，g表示重力加速度，h表示井深。

对于表达式(5)来说，为了计算某待分析井的井底流压，井口油压pd、油管内流体密度ρ以及h井深h均是容易获取到的，因此这就需要确定出修正系数eδ的取值。为此，本实施例所提供的方法在步骤s101中采用了历史数据拟合的方式来确定修正系数eδ的取值。

具体地，在确定修正系数eδ的过程中，首先根据历史测试数据中的各个测压点数据分别计算各个测压点的井底流压误差，随后根据各个测压点的井底流压误差确定计算误差。通过改变预设井底流压计算模型中的修正系数eδ的取值来进行历史数据拟合，将计算误差满足预设要求时所对应的修正系数eδ确定为拟合得到修正系数，即所需要的修正系数。

本实施例中，优选地根据如下表达式来确定计算误差δ：

其中，pwf_i表示第i测压点的井底流压计算值，表示第i测压点的井底流压测试值，n表示测压点的总数量。

根据表达式(6)可知，对于各个测压点来说，当调整修正系数eδ时，各个 测压点的井底流压误差(即井底流压计算值与井底流压测试值之差)将随之改变，这样计算误差δ也将随之改变。因此通过调整修正系数eδ的取值，可以将最终的计算误差δ的取值限定为一极小的值(例如小于0.01)，而此时也就表示井底流压计算值与井底流压测试值近似相等，故此此时的修正系数eδ能够满足修正误差的要求。

在确定出修正系数eδ的取值后，预设井底流压计算模型也就确定好了。这样也就可以在井底流压确定步骤s102中，根据待分析储集体的钻井数据，利用所述预设井底流压计算模型确定所述待分析井的井底流压。其中，待分析储集体的钻井数据包括pd井口油压pd、油管内流体密度ρ以及井深h。

从上述描述中可以看出，针对现有方法所存在的参数精度低、取值难的问题，本发明所提供的井底流压确定方法在确定井底流压的过程中所采用的数据均为容易获取到的数据。同时，为了保证最终结果的准确信，本方法引入了修正系数eδ来进行数据修正，从而使得最终计算得到的井底流压的取值更加接近实际值。

根据物质平衡理论，随着油井累积产液量的增加，地层压力下降，相同产液量下的下降幅度同地层天然能量相关。其中，地层压力是指油井压力波及范围内的平均地层压力。然而在实际应用中，确定平均地层压力存在很大的技术难度。

根据拟稳态理论，拟稳态阶段地层中各点压力下降幅度是一致的。因此，到达拟稳态阶段后，井底流压可以反映平均地层压力的变化趋势。基于此，本发明提出了在井底流压确定的基础上，以单井单位流压下降的累积产液量来作为评价储集体天然能量的指标。单位流压降下累积产液量越多，地层能量越强。

具体地，本发明提供了一种评价缝洞型储集体天然能量的新指标，该指标从单井的角度来评价地层能量，其能够充分地利用单井动态数据，同时还能够更好地反应缝洞单元内部不同部位能量的差异。

图2示出了本实施例中确定储集体天然能量的流程图。

如图2所示，本实施例在产量数据获取步骤s201中获取待分析时段的产量数据。其中，待分析时段的产量数据优选地包括待分析时段内的总产量。本实施例中，待分析时段内的总产量是通过各日产量之和确定出的。

在步骤s202中，根据所获取到的钻井数据，利用如前所述的井底流压确定方法来确定出待分析时段的井底流压。本实施例中，根据实际需要，在步骤s202中所确定出的井底流压包括待分析时段初始时的井底流压pini和结束时的井底流 压pend。

得到待分析时段的产量数据和井底流压数据后，本方法便可以在天然能量确定步骤s203中根据待分析时段的产量数据和井底流压确定出待分析储集体的天然能量。在确定待分析储集体的天然能量的过程中，本实施例所提供的方法首先根据待分析时段初始时的井底流压pini和结束时的井底流压pend来确定待分析储集体在待分析时段内的井底流压变化值，随后根据待分析时段的总产量和井底流压变化值确定待分析储集体的天然能量。

具体地，本实施例优选地根据如下表达式来计算待分析储集体的天然鞥能量：

其中，e表示天然能量，qk表示第k天的日产液量，t表示待分析时段的总天数。

本实施例所提供的天然能量确定方法在实时过程中需要用到的参数获取简单，其能够评价缝洞单元内部不同部位储集体的能量。

以图3所示的塔河油田某缝洞单元为例，该单元共有4口井，分别表示为a井、b井、c井和d井。利用地震振幅属性对缝洞储集体进行预测，可以发现这4口井钻遇储集体规模有很大差异。动态上，这4口井的初期产能也不相同，具体地，a井、b井、c井和d井的初期日产液量分别为420t/d、136t/d、45t/d和18t/d，由此可知该单元内部非均质性比较强。

如果利用参数dpr和npr来对该单元进行评价，那么可以得到dpr＝0.04，npr＝19.30，而这只能整体说明该单元天然能量充足，但不能反映不同部位能量的差异。

如果利用本发明所提供的方法来对该单元进行评价，最终可以得到这4口井的天然能量分别为3×10⁴t/mpa、0.4×10⁴t/mpa、0.1×10⁴t/mpa和0.02×10⁴t/mpa。结果不仅同动静态特征(即储集体预测结果和初期产能)相符，还能够反映出单元内部不同部位能量的差异。

同时，本发明所提供的方法还能够用于评价油水同出缝洞体的天然能量。以a、b两个缝洞体为例，a缝洞体地质储量为10×10⁴t，无封存水，b缝洞体地质储量也是10×10⁴t，但存在90×10⁴t的封存水，二者其余属性完全一致。两缝洞 体各有一口井，开发一段时间，a、b两缝洞体都产出1×10⁴t油，a缝洞体产水为0，b缝洞体产水9×10⁴t。因两缝洞体都产出了10％的液量，如果不考虑压缩系数的差别，压力降相同。

如果利用参数dpr和npr来对上述两个缝洞体进行评价，那么将得出a缝洞体和b缝洞体的天然能量一致的结论。而利用本发明所提供的指标来进行评价的话，a缝洞体和b缝洞体的能量将相差10倍。根据二者储集规模，a缝洞体和b缝洞体能量显然不同，由此可见，利用本发明提供的方法所得到的评价结果更加符合实际情况。

此外，以下以我国新疆塔河油田缝洞型油藏某井为例，来介绍本方法具体实施方式。该井井深6500m，2007年3月投产，油压15.75mpa，产出液密度为0.9451g/cm³，2011年1月流压测试，6500m处压力为54mpa，油压3.85mpa，产出液密度为0.9626g/cm³。

首先计算评价阶段(即待分析阶段)累积产液量(即总产量)。对于该井来说，其评价阶段的累计产液量为28.04×10⁴t。随后确定该井的井底流压，该井于2011年1月有一测压点，通过历史拟合确定出修正系数eδ为0.8206。评价前(投产时)的油压为15.75mpa，产出液密度(即油管内流体密度)为0.9451g/cm³，利用表达式(5)，可以计算出井底流压为65.15mpa。即存在：

pini＝15.75+0.001×0.8206×0.9451×9.8×6500＝65.15mpa(8)

同理，评价结束(自喷期结束)时，油压3.66mpa，产出液密度0.9626g/cm³，利用表达式(5)，计算出此时井底流压为53.98mpa。

利用表达式(7)可以计算得到单位流压降下的产液量为2.51×10⁴t/mpa，即存在：

从上述描述中可以看出，本发明所提供的储集体天然能量确定方法是一种基于单井动态数据的储集体天然能量评价方法，它以单井井底流压和产液量数据为基础，通过计算单位流压降下的累积产液量，对该井钻遇缝洞储集体天然能量进行评价。同现有方法相比，该方法以单井数据为基础，参数获取简单，可以更好的反映缝洞单元内部不同部位能量的差异，同时可以避免评价油水同出缝洞储集体能量时出现的偏差。

应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定处理步骤， 而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。

说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。

虽然上述示例用于说明本发明在一个或多个应用中的原理，但对于本领域的技术人员来说，在不背离本发明的原理和思想的情况下，明显可以在形式上、用法及实施的细节上作各种修改而不用付出创造性劳动。因此，本发明由所附的权利要求书来限定。