碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法和装置与流程

本发明实施例涉及油田采油工程技术领域，尤其涉及一种碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法和装置。

背景技术：

在碳酸盐岩动用多套储集体油井中，当油井能量充足时，能够进行自喷生产，当油井能量不足时，可以通过注水或注气等方式进行焖井置换原油生产。

目前，通常是根据生产压差来确定是否需要向油井内注水或者注气。由于当地层压力大于饱和压力时，近井区域脱气不明显，当地层平均压力水平较高时，储集层不发生不可逆塑性形变，因此，合理的生产压差应该是低于临界生产压差，在该压差范围内，油井产量稳定，可实现一定的采油速度。因此，如何快速准确的计算生产压差，是非常重要的。现有技术中，通常是根据测量出的地层压力减去测量出的井底流压，来计算生产压差。

然而，上述计算生产压差的方式，由于需要测量地层压力和井底流压，而且井底流压需要下井进行监测，因此，需要耗费较大的人力和物力，从而使得计算生产压差的成本较高。

技术实现要素：

本发明实施例提供一种碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法和装置，能够降低计算生产压差的成本。

第一方面，本发明实施例提供一种碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法，包括：

测量注入流体前的井口压力；

确定在第一储集体中注满所述流体，且开始向第二储集体中注入所述流体时的第一注入压力；其中，所述第一储集体为所述第二储集体的前一级储集体；

根据所述井口压力和所述第一注入压力，计算生产压差；其中，所述生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。

可选地，所述根据所述井口压力和所述第一注入压力，计算生产压差，包括：

根据公式δp＝(p1-p2)/2，计算所述生产压差；

其中，δp为所述生产压差，p1为所述第一注入压力，p2为所述井口压力。

可选地，确定在第一储集体中注满所述流体，且开始向第二储集体中注入所述流体时的第一注入压力，包括：

在向各储集体中注入流体时，测量所述流体的累积注入量、以及与所述累积注入量对应的第二注入压力；所述第二注入压力为注入所述累积注入量的流体后的注入压力；

根据所述累积注入量和所述第二注入压力，确定所述第一注入压力。

可选地，所述根据所述累积注入量和所述第二注入压力，确定所述第一注入压力，包括：

根据所述累积注入量和所述第二注入压力绘制注入曲线；

将所述注入曲线中的拐点处的第二注入压力，确定为所述第一注入压力。

可选地，所述测量所述流体的累积注入量、以及与所述累积注入量对应的第二注入压力之前，所述方法还包括：

判断所述累积注入量和所述第二注入压力之间是否呈线性关系，且判断结果为所述累积注入量和所述第二注入压力之间呈线性关系。

第二方面，本发明实施例提供一种碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置，包括：

测量模块，用于测量注入流体前的井口压力；

确定模块，用于确定在第一储集体中注满所述流体，且开始向第二储集体中注入所述流体时的第一注入压力；其中，所述第一储集体为所述第二储集体的前一级储集体；

计算模块，用于根据所述井口压力和所述第一注入压力，计算生产压差；其中，所述生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。

可选地，所述计算模块，具体用于：

根据公式δp＝(p1-p2)/2，计算所述生产压差；

其中，δp为所述生产压差，p1为所述第一注入压力，p2为所述井口压力。

可选地，所述确定模块，包括：

测量子模块，用于在向各储集体中注入流体时，测量所述流体的累积注入量、以及与所述累积注入量对应的第二注入压力；所述第二注入压力为注入所述累积注入量的流体后的注入压力；

确定子模块，用于根据所述累积注入量和所述第二注入压力，确定所述第一注入压力。

可选地，所述确定子模块，具体用于：

根据所述累积注入量和所述第二注入压力绘制注入曲线；

将所述注入曲线中的拐点处的第二注入压力，确定为所述第一注入压力。

可选地，所述装置还包括：

判断模块，用于判断所述累积注入量和所述第二注入压力之间是否呈线性关系，且判断结果为所述累积注入量和所述第二注入压力之间呈线性关系。

本发明提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法和装置，通过测量注入流体前的井口压力，并确定在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入该流体时的第一注入压力；其中，第一储集体为第二储集体的前一级储集体；然后根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差；其中，生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。由于只需要测试井口压力以及在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入流体时的第一注入压力，即可快速计算出生产压差，避免了现有技术中需要下井测量井底流压的现象，由此不仅可以降低计算生产压差的成本，而且可以提高计算生产压差的效率。

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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法实施例一的流程示意图；

图2为向各储集体中注入流体的示意图；

图3为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法实施例二的流程示意图；

图4为根据累积注入量和第二注入压力绘制的注入曲线的示意图；

图5为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置实施例一的结构示意图；

图6为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置实施例二的结构示意图；

图7为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置实施例三的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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。

在对本发明的具体实施方式进行说明之前，先就一些基本的概念进行解释：

(1)储集体

储集体可以作为储存油气空间的孔缝，其不呈层状分布，而是在层内和层间构成不规则状的组合。

(2)井储效应

井储效应是指井筒系统内的流体(油、气)，由于井筒压力的变化而产生弹性能量的释放或聚集所引起的该井流量(井底压力)的变化。当油井开井生产以前，井筒是密封的，井筒中的流体处于高压弹性收缩状态。一旦开井生产，井筒中的流体立即释放弹性能量。因此，井口首先获得的产量并不来自地层，而是来自井筒上部流体的弹性膨胀量。

(3)续流效应

油井地面关井后，井下仍有油流从地层中继续流入井眼，这种现象称为续流。

(4)生产压差

对于注水井来说，生产压差是指井底流压减去地层压力得到的压力值，对于油井来说，生产压差是指地层压力减去井底流压得到的压力值。

本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法，应用于碳酸盐岩多套储集体油井中。碳酸盐岩多套储集体油井可以实现注水替油，当油井能量充足时，能够进行自喷生产，当油井能量不足时，可以通过注水或注气等方式进行焖井置换原油生产。目前，通常是根据生产压差来确定是否需要向油井内注水或者注气，因此，如何快速准确的计算生产压差，对于提高采油速度，实现稳定的油井产量，是非常重要的。在现有技术中，通常根据两种方式计算生产压差，一种是根据测量出的地层压力减去测量出的井底流压，来计算生产压差。另一种是根据油井产能公式q＝j·△p来计算生产压差，其中，q为油井产量，j为采液(油)指数，△p为生产压差。然而，通过前一种方式计算生产压差时，需要测量地层压力和井底流压，而且井底流压需要下井进行监测，需要耗费大量的人力和物力，使得计算生产压差的成本较高，后一种方式计算生产压差时，由于采液(油)指数j较复杂，在计算得到j的过程中，也需要耗费大量的时间，因而造成计算生产压差的效率较低。

因此，本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法，旨在解决现有技术中计算生产压差时，成本较高且计算效率较低的技术问题。

本发明实施例考虑到这些情况，提出一种碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法，通过测量注入流体前的井口压力，并确定在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入该流体时的第一注入压力；其中，第一储集体为第二储集体的前一级储集体；然后根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差；其中，生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。由于只需要测试井口压力以及在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入流体时的第一注入压力，即可快速计算出生产压差，避免了现有技术中需要下井测量井底流压的现象，由此不仅可以降低计算生产压差的成本，而且可以提高计算生产压差的效率。

下面以具体地实施例对本发明的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。

图1为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法实施例一的流程示意图。本发明实施例提供了一种碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法，该方法可以由任意执行碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法的装置来执行，该装置可以通过软件和/或硬件实现。如图1所示，本实施例的方法可以包括：

步骤101、测量注入流体前的井口压力。

当生产压差大于临界生产压差时，需要往碳酸盐岩多套储集体油井中注入流体，以减小生产压差。在本实施例中，碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置在计算生产压差时，首先需要测量注入流体前的井口压力，在一种可能的实现方式中，可以通过压力传感器测量井口压力，例如可以通过油压表进行测量。

另外，流体例如可以为水或气，如天然气、氮气、二氧化碳等惰性气体，当然，还可以为其他能够改变生产压差的流体。

步骤102、确定在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入流体时的第一注入压力；其中，第一储集体为第二储集体的前一级储集体。

在本发明实施例中，图2为向各储集体中注入流体的示意图，如图2所示，在向各储集体中注入流体时，通常先通过井筒向第一储集体中注入，等注满之后，再通过第一储集体向第二储集体中注入流体，其中，第一储集体为第二储集体的前一级储集体，即先向近井储集体中注入流体，在注满之后，再通过近井储集体向远井储集体注入流体。

在测量出注入流体前的井口压力后，将会确定在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入流体时的第一注入压力。在一种可能的实现方式中，可以通过压力传感器测量第一注入压力，例如可以通过油压表进行测量等，当然，还可以通过其他的压力传感器测量第一注入压力，对于压力传感器的具体形式，本发明实施例不作具体限制。

步骤103、根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差；其中，生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。

在本发明实施例中，在测量出井口压力，并确定出第一注入压力之后，将可以根据井口压力和第一注入压力计算出生产压差。这样，工作人员将可以根据计算出的生产压差确定是否需要向油井中注入流体，以保证采油的速度。

本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法，通过测量注入流体前的井口压力，并确定在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入该流体时的第一注入压力；其中，第一储集体为第二储集体的前一级储集体；然后根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差；其中，生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。由于只需要测试井口压力以及在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入流体时的第一注入压力，即可快速计算出生产压差，避免了现有技术中需要下井测量井底流压的现象，由此不仅可以降低计算生产压差的成本，而且可以提高计算生产压差的效率。

图3为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法实施例二的流程示意图。本发明实施例在图1所示实施例的基础上，对如何确定第一注入压力的实施例进行详细说明。如图3所示，本实施例的方法可以包括：

步骤301、测量注入流体前的井口压力。

步骤301与步骤101类似，此处不再赘述。

步骤302、在向各储集体中注入流体时，测量流体的累积注入量、以及与累积注入量对应的第二注入压力；该第二注入压力为注入累积注入量的流体后的注入压力。

在本实施例中，在向各储集体中注入流体时，将会测量注入流体的累积注入量以及注入累积注入量的流体后的第二注入压力，其中，累积注入量为从注入流体开始到测量时总共注入的流体量。在一种可能的实现方式中，可以通过流量传感器测量流体的累积注入量，例如可以通过流量计进行测量，可以通过压力传感器测量第二注入压力，例如可以通过油压表进行测量等，当然，还可以通过其他的流量传感器测量累积注入量，通过其他的压力传感器测量第二注入压力，对于流量传感器和压力传感器的具体形式，本发明实施例不作具体限制。

在一种可能的实现方式中，测量流体的累积注入量、以及与累积注入量对应的第二注入压力之前，所述方法还包括：判断累积注入量和第二注入压力之间是否呈线性关系，且判断结果为累积注入量和第二注入压力之间呈线性关系。

具体地，由于在往碳酸盐岩多套储集体油井中注入流体的过程中，在刚开始注入时，会存在压缩过程，此时，累积注入量和第二注入压力之间是呈现非线性关系，在注入流体一段时间之后，累积注入量和第二注入压力之间才会呈现线性关系。本实施例中，在测量流体的累积注入量、以及与累积注入量对应的第二注入压力时，是在累积注入量和第二注入压力之间呈现线性关系的前提下进行测量，因此，首先需要判断在向各储集体中注入流体时的过程中，累积注入量和第二注入压力之间是否呈现线性关系。

在一种可能的实现方式中，可以根据累积注入量和第二注入压力绘制注入曲线，并根据注入曲线判断累积注入量和第二注入压力之间是否呈线性关系。

具体地，图4为根据累积注入量和第二注入压力绘制的注入曲线的示意图，如图4所示，碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置在测量出累积注入量和与各阶段的累积注入量对应的第二注入压力的值之后，可以根据这两个值绘制出注入曲线。本领域技术人员可以理解，在绘制出注入曲线之后，将可以根据注入曲线判断累积注入量和第二注入压力之间是否呈线性关系，例如：可以判断注入曲线上任意两个点的斜率是否相等，若相等，则说明累积注入量与对应的第二注入压力之间呈线性关系。

另外，如图4所示，在压缩阶段，累积注入量和第二注入压力之间是呈现非线性关系的，在注入流体一段时间之后，累积注入量和第二注入压力之间才会呈现线性关系。

步骤303、根据累积注入量和第二注入压力，确定第一注入压力。

在本发明实施例中，在测量出累积注入量和第二注入压力之后，将可以根据该累积注入量和第二注入压力，确定第一注入压力。

在一种可能的实现方式中，根据累积注入量和第二注入压力，确定第一注入压力，包括：根据累积注入量和第二注入压力绘制注入曲线；将注入曲线中的拐点处的第二注入压力，确定为第一注入压力。

具体地，在第一储集体中注满流体，且开始通过第一储集体向第二储集体中注入流体时，在根据累积注入量和第二注入压力绘制出的注入曲线中，将会出现拐点。如图4所示，可以将拐点处的第二注入压力确定为第一注入压力。

步骤304、根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差。

在本发明实施例中，井口压力为注入流体之前的井口压力，碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置在确定出第一注入压力，并测量出井口压力后，将可以根据第一注入压力和井口压力，计算生产压差。

在一种可能的实现方式中，根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差，包括根据公式δp＝(p1-p2)/2，计算生产压差，其中，δp为生产压差，p1为第一注入压力，p2为井口压力。

具体地，下面以注入的流体为水为例进行说明，注入气的过程与注入水的过程类似，此处不再赘述。假设注水和生产是可逆的，即生产时的生产压差△p＝注水时的生产压差△p，其中，生产时的生产压差△p为地层压力减去井底流压，注水时的生产压差△p为井底流压减去地层压力，另外，忽略井储效应和续流效应。

另外，因为忽略了续流效应，故关井时远井储集体的供液量为0，即满足以下的关系式：

q1＝j*(p-△p1-△p2–pwf)＝0(1)

其中，q1为关井时第二储集体对第一储集体的供液量，p为初始地层压力，△p1为第一储集体的生产压差，△p2为第二储集体的生产压差，pwf为当前的井底流压。

另外，因为忽略了井储效应，故第一储集体中注满流体时，第一储集体对第二储集体的供液量为0，即满足以下的关系式：

q2＝j*(pwf′-△p1-△p2–p)＝0(2)

其中，q2为第一储集体中注满流体时，第一储集体对第二储集体的供液量，pwf′为注入流体后的井底流压，△p1为第一储集体的生产压差，△p2为第二储集体的生产压差，p为初始地层压力。

另外，由于pwf′＝ph+p1，pwf＝ph+p2，其中，ph为液柱压力，因此，根据公式(1)和(2)可以得到如下公式(3)：

δp＝(p1-p2)/2(3)

由上述可知，在确定出第一注入压力，并测量出井口压力之后，根据公式(3)即可计算出生产压差。通过本实施例中的方式计算生产压差时，只需通过流体的累积注入量及对应的第二注入压力，根据注入曲线即可确定出第一注入压力，并以此快速计算出生产压差，由此可以避免必须要通过下井监测井底流压来计算生产压差的现象，因而不仅可以降低生产压差计算的成本，而且可以提高计算生产压差的效率。

本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法，通过测量注入流体前的井口压力，并确定在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入该流体时的第一注入压力；其中，第一储集体为第二储集体的前一级储集体；然后根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差；其中，生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。由于只需要测试井口压力以及在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入流体时的第一注入压力，即可快速计算出生产压差，避免了现有技术中需要下井测量井底流压的现象，由此不仅可以降低计算生产压差的成本，而且可以提高计算生产压差的效率。另外，在根据累积注入量和第二注入压力绘制出注入曲线之后，可以通过确定注入曲线中拐点处的注入压力，即可确定出第一注入压力，由此可以使得第一注入压力的计算方式更加简便。

图5为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置实施例一的结构示意图，如图5所示，该装置包括：测量模块11、确定模块12和计算模块13。

测量模块11用于测量注入流体前的井口压力；

确定模块12用于确定在第一储集体中注满所述流体，且开始向第二储集体中注入所述流体时的第一注入压力；其中，所述第一储集体为所述第二储集体的前一级储集体；

计算模块13用于根据所述井口压力和所述第一注入压力，计算生产压差；其中，所述生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。

本实施例中提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置，通过测量模块11测量注入流体前的井口压力，并通过确定模块12确定在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入该流体时的第一注入压力；其中，第一储集体为第二储集体的前一级储集体；然后计算模块13根据井口压力和第一注入压力，计算生产压差；其中，生产压差为地层压力与井底流压之间的差值。由于只需要测试井口压力以及在第一储集体中注满流体，且开始向第二储集体中注入流体时的第一注入压力，即可快速计算出生产压差，避免了现有技术中需要下井测量井底流压的现象，由此不仅可以降低计算生产压差的成本，而且可以提高计算生产压差的效率。

可选地，所述计算模块13具体用于：

根据公式δp＝(p1-p2)/2，计算所述生产压差；

其中，δp为所述生产压差，p1为所述第一注入压力，p2为所述井口压力。

本实施例中提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置，可以用于执行前述任一方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果与方法实施例类似，在此不再赘述。

图6为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置实施例二的结构示意图，在图5所示实施例的基础上，该确定模块12包括：测量子模块121和确定子模块122。

测量子模块121用于在向各储集体中注入流体时，测量所述流体的累积注入量、以及与所述累积注入量对应的第二注入压力；所述第二注入压力为注入所述累积注入量的流体后的注入压力；

确定子模块122用于根据所述累积注入量和所述第二注入压力，确定所述第一注入压力。

本实施例中提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置，可以用于执行前述任一方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果与方法实施例类似，在此不再赘述。

可选地，所述确定子模块122具体用于：

根据所述累积注入量和所述第二注入压力绘制注入曲线；

将所述注入曲线中的拐点处的第二注入压力，确定为所述第一注入压力。

本实施例中提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置，可以用于执行前述任一方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果与方法实施例类似，在此不再赘述。

图7为本发明实施例提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置实施例三的结构示意图，在图6所示实施例的基础上，该装置还包括：判断模块14。

判断模块14用于判断所述累积注入量和所述第二注入压力之间是否呈线性关系，且判断结果为所述累积注入量和所述第二注入压力之间呈线性关系。

本实施例中提供的碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算装置，可以用于执行前述任一方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果与方法实施例类似，在此不再赘述。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：rom、ram、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。