一种缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法与流程

本发明涉及一种缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法，属于油气田开发
技术领域：
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背景技术：
：试井是认识油气藏的一种重要手段和方法。缝洞型碳酸盐岩油气藏储集空间多样，大溶洞作为一种主要的储集空间，裂缝作为一种主要的渗流通道，同时溶洞与裂缝大小不一，相差悬殊，具有明显的多尺度性，且溶洞、裂缝分布不均，连续性差，因此缝洞型碳酸盐岩油气藏流动机理极其复杂。在缝洞型碳酸盐岩油藏试井方面，前人提出了各种各样的试井数学模型及其样版曲线，然而由于数学模型参数较多，多解性强，矿场实测曲线与理论曲线却往往难以拟合。目前解决上述问题的理论研究主要有两方面：一是在常规的双重介质渗流理论的基础上，把流动机理和数学模型主要集中在裂缝型介质系统、孔洞-裂缝-基质系统和裂缝-基质介质系统方面，但涉及大型洞穴-裂缝介质系统的研究较少。二是直接采用流体力学中管流和明渠流动相结合方式来描述，但是不能很好的解释相关的地层参数。这两种方法都难以解决缝洞型油气藏试井解释多参数计算和曲线准确拟合问题，导致没有准确可靠的试井解释成果，对缝洞型碳酸盐岩的开发方案制定增加了极大的难度和不确定性。技术实现要素：本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法，其目的在于，解决现有技术中存在的上述问题，能够实现溶洞体积快速、简单、准确的计算。本发明的技术方案如下：本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法，包括下列步骤：a、收集溶洞储层的地层、流体的基本参数以及关井压力恢复测试数据。b、将压力恢复测试数据做成半对数horner曲线和双对数曲线。c、在半对数horner曲线上找到直线段起始时间t1和结束时间t2，在本方法中一个直线段对应一个溶洞，如果半对数horner曲线上有几个直线段，就应该有相应的几个凹子，则代表这段储层存在多个溶洞，这时，t1和t2代表各直线段的起始时间和结束时间。d、根据半对数horner曲线计算直线段斜率，再由直线斜率计算溶洞所在的相应储层的地层系数kh。e、根据步骤c找到的直线段时间区间，在双对数曲线上找到对应时间区间的凹子区间。f、根据数值积分方法计算上述凹子区间内的凹子面积s。g、根据溶洞体积公式计算出现场溶洞体积v。在本发明提供的实施例中，上述步骤d中，溶洞储层的地层系数kh的计算公式见式(1)。式中：kh为溶洞储层的地层系数，md·m；q为气井产量，104m3/d；μ为气体粘度，mpa·s；b为体积系数，无因次；m为直线段斜率，mpa/h。在本发明提供的实施例中，上述步骤f中，凹子面积s的计算公式见式(2)。式中：s为凹子面积，mpa·s；t1为直线段时间起始点，hr；t2为直线段时间结束点，hr；p为相应的储层井底压力，mpa。在本发明提供的实施例中，上述步骤g中，现场溶洞体积v计算步骤如下：第一步，先计算实验室模拟条件下溶洞当量直径d，计算公式见式(3)。式中：d为实验室模拟条件下溶洞的当量直径，m；rw为井筒半径，m。第二步，计算放大系数f，计算公式见式(4)。式中：f为放大系数，无因次；φ为裂缝孔隙度，无因次；ct为综合压缩系数，mpa-1；c为井筒储集系数，m3/mpa；n为单位压降，mpa/h，其计算公式见式(5)。式中：p1为t1对应的井底压力，mpa；p2为t2对应的井底压力，mpa。第三步，计算现场规模溶洞体积，计算公式见式(6)。v＝f×4×π×(d/2)3/3(6)式中，v为现场规模溶洞体积，m3。本发明的有益效果为：本发明提供的一种缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法经过大量的实验模拟和现场实践应用，具有较高的可行性和准确性，很好的解决了目前缝洞型碳酸盐岩油气藏在试井方面存在的多解性，理论曲线和实测曲线难以拟合以及无法准确计算出溶洞体积大小的难题，为现场的油气田开发提供了重要的理论依据。附图说明为了更清楚地说明本发明实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。图1本发明实施例提供的半对数horner曲线图；图2本发明实施例提供的双对数曲线图。具体实施方式下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。因此，以下对在附图中提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法，包括下列步骤：a、收集溶洞储层的地层、流体的基本参数以及关井压力恢复测试数据。b、将压力恢复测试数据做成半对数horner曲线和双对数曲线。c、在半对数horner曲线上找到直线段起始时间t1和结束时间t2。d、根据半对数horner曲线计算直线段斜率，再由直线斜率计算相应溶洞储层的地层系数kh。e、根据步骤c找到的直线段时间区间，在双对数曲线上找到对应时间区间的凹子区间。f、根据数值积分方法计算上述凹子区间内的凹子面积s。g、根据规模溶洞体积公式计算出现场规模溶洞体积v。在本发明提供的实施例中，上述步骤a中，储层的基本参数包括：气井产量、气体粘度、气体体积系数、井筒半径、孔隙度、综合压缩系数、井筒储集系数、气井稳定生产时间；所述关井压力恢复测试数据：时间和压力。在本发明提供的实施例中，上述步骤b中，根据压力恢复测试时间和压力数据，将数据导入编制的软件，以时间为横坐标，压力为纵坐标，做出以横坐标为对数坐标，纵坐标为笛卡尔坐标的半对数horner曲线；再以时间为横坐标，压力和压力导数为纵坐标，做出以横坐标为对数坐标，纵坐标为对数坐标的双对数曲线。如图1，在本发明提供的实施例中，上述步骤c中，一个直线段对应一个溶洞，如果半对数horner曲线上有几个直线段，则代表这段储层存在多个溶洞，这时，t1和t2代表各直线段的起始时间和结束时间。则根据半对数horner曲线，找到直线段开始时间与结束时间，并且读出和记录相应的时间，该时间段即为双对数曲线凹子段开始和结束时间段。在本发明提供的实施例中，上述步骤d中，地层系数kh的计算公式如式(1)所示：式中：kh为溶洞储层的地层系数，md·m；q为气井产量，mpa/m3；μ为气体粘度，mpa·s；b为体积系数，无因次；m为直线段斜率，mpa/h。如图2，在本发明提供的实施例中，上述步骤e中，具体的分为下列几步：第一步、将双对数曲线上凹子部分开始时间设为t1，凹子部分结束时间设为t2；第二步、根据步骤3)找到的半对数直线段时间起始点t1与直线段时间结束点t2，由于半对数曲线横坐标为t/(t+tp)，气井稳定生产时间tp已知，将t1和t2分别带入式子t1＝t1/(t1+tp)和t2＝t2/(t2+tp)得到t1与t2时间点；第三步、在双对数曲线横坐标找到对应的凹子部分开始时间t1和结束时间t2，将两个时间点在曲线上用细线标定，标定后双对数曲线上阴影部分即为凹子。在本发明提供的实施例中，上述步骤f中，凹子面积s的计算公式如式(2)所示：式中：s为凹子面积，mpa·s；t1为直线段时间起始点，hr；t2为直线段时间结束点，hr；p为相应的储层井底压力，mpa。在本发明提供的实施例中，上述步骤g中，现场溶洞体积v计算步骤如下：第一步，先计算实验室模拟条件下溶洞当量直径d，计算公式如式(3)所示：式中：d为实验室模拟条件下溶洞的当量直径，m；rw为井筒半径，m。第二步，计算放大系数f，计算公式如式(4)所示：式中：f为放大系数，无因次；φ为裂缝孔隙度，无因次；ct为综合压缩系数，mpa-1；c为井筒储集系数，m3/mpa；n为单位压降，mpa/h。式中：p1为t1对应的井底压力，mpa；p2为t2对应的井底压力，mpa。第三步，计算现场溶洞体积，计算公式如式(6)所示：v＝f×4×π×(d/2)3/3(6)式中，v为现场规模溶洞体积，m3。实施例如图1和图2所示，以塔中某溶洞性储层井为例，分别用本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法和目前井场上常规使用双对数曲线拟合法计算该井溶洞体积的大小，并对两种方法计算的结果与实际结果进行对比。一、本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法具体步骤如下：a、收集该井溶洞性储层的地层和流体的基本参数如表1所示：表1塔中某井在溶洞性储层的地层和流体的基本参数井筒半径(m)0.0889气井产量(m^3/d)337446地层气粘度(mpa.s)0.026地层气体积系数0.004地层气压缩系数(1/mpa)0.018偏差系数1.05井储系数(m^3/mpa)1.19b、将压力恢复测试数据做成半对数horner曲线和双对数曲线。c、在半对数horner曲线上找到直线段起始时间t1和结束时间t2，因为这段储层的半对数horner曲线上有两个直线段，证明这段储层上存在2个溶洞。d、根据半对数horner曲线计算直线段斜率，再由直线斜率计算相应溶洞储层的地层系数kh。e、根据步骤c找到的直线段时间区间，在双对数曲线上找到对应时间区间的凹子区间。f、根据数值积分方法计算上述凹子区间内的凹子面积s。g、根据规模溶洞体积公式计算出现场规模溶洞体积v。其中，通过步骤d至步骤g对每一个溶洞体积进行计算，其计算结果如表2。表2溶洞1和溶洞2结果及相关计算数据统计表二、根据常规的双对数曲线拟合法计算的溶洞体积结果如表3。表3双对数曲线拟合法计算的溶洞体积及相关参数名称数值单位拟合分析结果有效渗透率(k)436.83md井筒储存系数(c)0.3607m^3/mpa溶洞ⅰ体积(vv1)366669.75m^3溶洞ⅱ体积(vv2)636.0928m^3裂缝ⅰ长度(xfⅰ)84.66m裂缝ⅱ长度(xfⅱ)148.93m溶洞总体积(v)367305.84m^3对于该溶洞性储层的油井，油井的总产量应小于总溶洞体积。目前，该井累计生产原油3.34*104m3，累计产气1.45*108m3，将地面气体体积换算到地下体积，可得目前累计生产油气体积为498360m3，根据双对数曲线拟合方法得到溶洞总体积为367305.84m3，小于当前累计生产油气体积，说明之前双对数曲线拟合算法对于该井计算不准确；根据本发明提供的凹子面积法计算得到溶洞总体积为800080.6m3，结合目前地层压力与气井废弃压力，该方法计算出的结果是可靠的。本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法的有益效果为：本发明提供的一种缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小计算方法经过大量的实验模拟和现场实践应用，具有较高的可行性和准确性，很好的解决了目前缝洞型碳酸盐岩油藏试井方面存在的油气藏试井解释多参数计算曲线和理论曲线难以拟合，无法准确计算出缝洞型碳酸盐岩油气藏溶洞规模大小的难题，为现场的油气田开发提供了重要的理论依据。以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。当前第1页12