致密油压裂水平井的动态储量计算方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及致密油压裂水平井技术领域，尤其涉及一种致密油压裂水平井的动态 储量计算方法。
【背景技术】
[0002] 在石油开采领域中，动态储量是指油气藏连通孔隙体积内，在现有开采技术水平 条件下和现阶段最终能够有效流动的流体折算到标准条件的体积量之和。该动态储量是随 时间变化的。动态储量的油气藏开采中的一个主要指标，只有在确定动态储量的大小的情 况下，才可以进行开发动态、开采机理等的分析，才能了解油气藏的开发状况。
[0003] 目前，常规的计算动态储量的方法主要有不稳定试井法、产量递减法、产量累积法 和物质平衡法。而其中的物质平衡法是计算动态储量的较为有效和准确的方法。常规的物 质平衡法是假设岩石和流体性质在空间上没有变化，流体在多孔介质中的流动瞬间达到平 衡，油气藏均匀动用，根据油气体积的地下平衡计算不同地层压力下的产出量。该方法适用 于渗透性、连通性较好的油气藏。然而，常规的物质平衡法对非均质很强的复杂低渗油藏难 以准确反映油藏或者单井控制的动态储量。针对于非均质很强的复杂低渗油藏，近年来有 人提出分区物质平衡法的概念和思路，但研究对象多以气藏为主，还没有真正应用到非均 质很强的复杂低渗油藏。
[0004] 致密油油藏就属于上述的非均质很强的复杂低渗油藏。针对致密油储层的开发， 目前国内外主要采用"长井段水平井+体积压裂"的开发模式，实现资源的有效动用。在此 模式下，致密油储层发育不同尺度多种裂缝和孔隙介质，因此，其渗流机理复杂，在单压裂 水平井控制范围内，储层的非均质性很强，常规物质平衡法无法准确预测出其动态储量。而 现有的分区物质平衡法未考虑致密油储层多重介质耦合下的复杂渗流机理，因此，也无法 对致密油压裂水平井的动态储量进行准确的预测。
【发明内容】
[0005] 本发明实施例提供一种致密油压裂水平井的动态储量计算方法，以解决现有技术 中的常规物质平衡法和分区物质平衡法难以准确预测致密油压裂水平井的动态储量以及 低渗流区域向高渗流区域的累积供给量的问题。
[0006] 为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
[0007] -种致密油压裂水平井的动态储量计算方法，包括：
[0008] 根据致密油压裂水平井的人工压裂裂缝尺寸和水平井段长度，将所述致密油压裂 水平井划分为第一渗流区域和第二渗流区域；
[0009] 确定所述第一渗流区域的外边界的第一等效半径和所述第二渗流区域的外边界 的第二等效半径；
[0010] 将所述第一渗流区域和所述第二渗流区域之中的多重介质等效为连续性介质，建 立等效连续介质模型，并确定所述第一渗流区域的第一等效渗透率和第一等效孔隙度，以 及第二渗流区域的第二等效渗透率和第二等效孔隙度；
[0011] 根据致密油压裂水平井中的压力波传播到第一渗流区域外边界的传播时间，将致 密油压裂水平井的生产过程划分为第一阶段和第二阶段；
[0012] 计算所述第一阶段中各时刻的第一渗流区域的第一平均地层压力，并计算所述第 二阶段中各时刻的第一渗流区域的第二平均地层压力和第二渗流区域的第三平均地层压 力；
[0013] 根据预先建立的物质平衡方程以及所述第一阶段的第一平均地层压力，确定第一 阶段中第一渗流区域的动态储量；所述第一阶段中第一渗流区域的动态储量为第一阶段的 致密油压裂水平井的动态储量；
[0014] 根据预先建立的物质平衡方程以及所述第二阶段的第二平均地层压力和第三平 均地层压力，确定第二阶段中第一渗流区域的动态储量和第二渗流区域的动态储量；将所 述第二阶段中第一渗流区域的动态储量和第二渗流区域的动态储量叠加，确定第二阶段的 致密油压裂水平井的动态储量。
[0015] 具体的，所述第一渗流区域在一储层压裂改造体积之内；所述第二渗流区域在一 储层压裂改造体积之外；所述储层压裂改造体积的长度为水平井段长度，宽度为人工压裂 裂缝尺寸。
[0016] 进一步的，所述第一等效半径为水平井井筒到所述第一渗流区域的外边界的距 离；所述第二等效半径为水平井井筒到所述第二渗流区域的外边界的距离；
[0017] 所述确定所述第一渗流区域的外边界的第一等效半径和所述第二渗流区域的外 边界的第二等效半径，包括：
[0018] 根据公式：
[0020] 计算所述第一等效半径R1;其中，L为水平井段长度；XF为人工压裂裂缝的半长；
[0021] 根据公式：
[0023] 计算所述第二等效半径R2(t);其中，rjt)为基质供给半径。
[0024] 另外，在计算所述第二等效半径R2(t)之前，包括：
[0025] 根据公式：
[0026]
[0027] 确定所述基质供给半径:rjt);
[0028] 其中，K"。为初始条件下基质渗透率；α"为基质渗透率变形系数；P2为第二渗流区 域的平均地层压力；为基质孔隙度；Ct为综合压缩系数；h为油层有效厚度；G"为基质的 启动压力梯度；q2为第二渗流区域向第一渗流区域的日供给量；PJ%原始地层压力或供给 边界处压力。
[0029] 具体的，所述确定所述第一渗流区域的第一等效渗透率和第一等效孔隙度，以及 第二渗流区域的第二等效渗透率和第二等效孔隙度，包括：
[0030] 根据公式：
[0035] 确定所述第一等效孔隙度Φ1;
[0036] 根据公式：
[0037] K2=Kn+(Kf-Kn)DLbf
[0038] 确定所述第二等效渗透率K2;
[0039] 根据公式：
[0040] φ2 =φm+ (φf-φm)DLbf
[0041] 确定所述第二等效孔隙度Φ2;
[0042] 其中，b-bDtbf-nb^KF为人工压裂裂缝渗透率；Kf为天然裂缝渗透率；Κ"为基 质渗透率；ΦΡ为人工压裂裂缝孔隙度；Φf为天然裂缝孔隙度；Φ 基质孔隙度；b为渗流 区总宽度；匕为人工压裂裂缝开度；bf为天然裂缝开度；b"为缝间基质宽度；D^3裂缝的线 密度；η为裂缝条数。
[0046] 其中，^为原始地层压力或供给边界处压力；KF。是初始条件下人工压裂裂缝渗透 率；Kf。是初始条件下天然裂缝渗透率；K"。是初始条件下基质渗透率；aF为人工压裂裂缝渗 透率变形系数；af为天然裂缝渗透率变形系数；α"为基质渗透率变形系数；Pi为第一渗流 区区域和第二渗流区域的地层压力，i= 1或2 ;当i= 1时，Pi为第一渗流区区域的地层 压力；当i= 2时，Pi为第二渗流区区域的地层压力。
[0047] 具体的，所述致密油压裂水平井中的压力波传播到第一渗流区域外边界的传播时 间为一T。时刻；
[0048] 所述第一阶段为压力波传播到第一渗流区域外边界之前的阶段，所述第一阶段的 压力波传播时间t<T。；
[0049] 所述第二阶段为压力波传播到第一渗流区域外边界之后的阶段，所述第二阶段的 压力波传播时间t>T。。
[0050] 具体的，所述计算所述第一阶段中各时刻的第一渗流区域的第一平均地层压力， 包括：
[0051]根据公式：
[0058] 外边界条件：
[0059] Pilr= R(t)=pe,rR(t)
[0060] 确定第一渗流区域的第一系数a。、第一渗流区域的第二系数ai以及第一渗流区域 的第三系数a2:
[0062] 其中，r是距水平井井轴的任意半径长度；rw是井筒半径；R(t)是压力波传播距 离A为第一渗流区域的地层压力；Gi为第一渗流区域的启动压力梯度；q为致密油压裂水 平井总流量；μ是原油粘度；h是油层有效厚度；pw是井底流压；p6是原始地层压力或供给 边界处压力；
[0063] 当r =R(t)=札时，
确定T。时刻的致密油压裂水平井总流量 q(T〇);
[0064] 根据所述T。时刻的致密油压裂水平井总流量q(T。)，以及水平井实际生产数据和 历史拟合模拟生产规律，确定T。的值；其中，所述水平井实际生产数据和历史拟合模拟生产 规律包括致密油压裂水平井总流量与生产时间的关系信息；
[0065] 根据公式：
[0067] 确定所述第一阶段中各时刻的第一渗流区域的第一平均地层压力K,
[0068] 具体的，根据预先建立的物质平衡方程以及所述第一阶段的第一平均地层压力， 确定第一阶段中第一渗流区域的动态储量，包括：
[0069] 判断h是否大于油藏饱和压力pb，并判断第一平均地层压力K是否大于所述油藏 饱和压力pb;
[0070] 若h大于Pb，或者大于Pb，确定第一阶段中的第一渗流区域为未饱和油藏；
[0071] 根据第一渗流区域未饱和油藏的物质平衡方程：
[0073] 以及所述第一阶段的第一平均地层压力，确定第一阶段中第一渗流区域的动态储 量N1;
[0074] 其中，Np为累积产油量；B&为第一渗流区域的原油体积系数；B^为初始原油体积 系数；为第一渗流区域的原油压缩系数；CA地层水的压缩系数；SW1为原始含水饱和度； Cfl第一渗流区域的岩石压缩系数；
[0075] 若p/j、于等于pb，或者;^小于等于pb，确定第一阶段中的第一渗流区域为饱和油 藏；
[0076] 根据第一渗流区域饱和油藏的物质平衡方程：
[0077]
[0078] 以及所述第一阶段的第一平均地层压力，确定第一阶段中第一渗流区域的动态储 量N1;
[0079] 其中，Rpl为第一渗流区域的生产气油比；Rsl为第一渗流区域的溶解气油比；Bgl为 第一渗流区域的气体体积系数；RS1为原始溶解气油比； 缩系数；Cw为地层水的压缩系数；Cfl为第一渗流区域的岩石压缩系数。
[0080] 具体的，所述计算所述第二阶段中各时刻的第一渗流区域的第二平均地层压力， 包括：
[0081] 根据公式：
[0091] 确定第一渗流区域的第一系数a。、第一渗流区域的第二系数ai以及第一渗流区域 的第三系数a2:
[0093] 其中，A(t)为第一渗流区域与第二渗流区域交界面处的压力；B(t)