碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置与流程

本发明涉及油田采油领域，尤其涉及一种碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置。

背景技术：

碳酸盐岩油井的主要产油层段通常是大缝大洞的地质状况，储层具有明显的非均质性特点、同时油井中伴生较大的底水水体。

在开采碳酸盐岩油井的过程中，一旦底水突破并进入水层后，由于原油和底水的密度差异，油层的含水率迅速上升，会对油井产层的油藏造成压制、导致产量大幅度下降。并且油井见水后，随着底水上升速度的加快，油井的采收速度也随之递减。通过上述可知碳酸盐岩油井的开采难度大，因此，需要考虑经济成本。原油在一定价格条件下，修井作业存在一定的经济极限产油量，若修井后，所产的原油采油量较小，将导致生产企业亏损，一般情况下根据经济效益参数可以确定经济极限产油量。

但是经济极限产油量相对应的碳酸盐岩油井最小动态储量目前难以计算，仅靠经验方法无法满足现场生产实际。

技术实现要素：

本发明提供一种碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置，能够计算出在经济极限产油量时碳酸盐岩油井的最小动态储。

本发明提供一种碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法，包括：

获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数；

根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量；

根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量，包括：

根据下述公式一计算所述单位压降产油量：

δq”＝ρ×g×(h2-h1)×δq(公式一)；

其中，δq”表示所述经济极限产油量，ρ表示所述原油密度，h2表示所述泵挂深度，h1表示所述气液界面，δq表示所述单位压降产油量，g表示重力加速度。

可选的，所述根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量，包括：

根据下述公式二计算所述碳酸盐岩油井的最小动态储量：

δq＝n×boi×cot×ρ/bo(公式二)

其中，δq表示所述单位压降产油量，boi表示原始地层原油体积系数，cot表示所述平均综合压缩系数，bo表示所述目前地层原油体积系数，n表示所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量，包括：

根据当前原油价格和生产总成本确定所述经济极限产油量。

可选的，所述获取碳酸盐岩油井的气液界面，包括：

获取所述碳酸盐岩油井停喷时生产气油比与气液界面关系图；

根据所述生产气油比与气液界面关系图，以及预测生产气油比，确定所述气液界面。

本发明第二方面提供一种碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置，包括：

获取模块，用于获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数；

第一确定模块，用于根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量；

第二确定模块，用于根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述第一确定模块，具体用于：

根据下述公式一计算所述单位压降产油量：

δq”＝ρ×g×(h2-h1)×δq(公式一)；

其中，δq”表示所述经济极限产油量，ρ表示所述原油密度，h2表示所述泵挂深度，h1表示所述气液界面，δq表示所述单位压降产油量，g表示重力加速度。

可选的，所述第二确定模块，具体用于：

根据下述公式二计算所述碳酸盐岩油井的最小动态储量：

δq＝n×boi×cot×ρ/bo(公式二)

其中，δq表示所述单位压降产油量，boi表示原始地层原油体积系数，cot表示所述平均综合压缩系数，bo表示所述目前地层原油体积系数，n表示所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

所述获取模块包括：

第一获取子模块，用于根据当前原油价格和生产总成本确定所述经济极限产油量。

可选的，所述获取模块包括：

第二获取子模块，用于获取所述碳酸盐岩油井停喷时生产气油比与气液界面关系图；

确定子模块，用于根据所述生产气油比与气液界面关系图，以及预测生产气油比，确定所述气液界面。

本发明第三方面提供一种碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置，所述装置包括：处理器、存储器和收发器，所述存储器用于存储指令，所述收发器用于和其他设备通信，所述处理器用于执行所述存储器中存储的指令，以使所述装置执行如下所述的方法：

获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数；

根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量；

根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量，包括：

根据下述公式一计算所述单位压降产油量：

δq”＝ρ×g×(h2-h1)×δq(公式一)；

其中，δq”表示所述经济极限产油量，ρ表示所述原油密度，h2表示所述泵挂深度，h1表示所述气液界面，δq表示所述单位压降产油量，g表示。

可选的，根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量，包括：

根据下述公式二计算所述碳酸盐岩油井的最小动态储量：

δq＝n×boi×cot×ρ/bo(公式二)

其中，δq表示所述单位压降产油量，boi表示原始地层原油体积系数，cot表示所述平均综合压缩系数，bo表示所述目前地层原油体积系数，n表示所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量，包括：

根据当前原油价格和生产总成本确定所述经济极限产油量。

可选的，所述获取碳酸盐岩油井的气液界面，包括：

获取所述碳酸盐岩油井停喷时生产气油比与气液界面关系图；

根据所述生产气油比与气液界面关系图，以及预测生产气油比，确定所述气液界面。

本发明提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置，包括：获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数；根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量；根据所述单位压降产油量、所述原油密度、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。从而能够计算出在经济极限产油量时碳酸盐岩油井的最小动态储量。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。

图1为本发明实施例一提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法的流程图；

图2为一种气油比与气液界面关系图；

图3为本发明实施例二提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图；

图4为本发明实施例三提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图；

图5为本发明实施例四提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图；

图6为本发明实施例五提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图。

通过上述附图，已示出本发明明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本发明构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本发明的概念。

具体实施方式

这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本公开相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本公开的一些方面相一致的装置和方法的例子。

碳酸盐岩是一种十分重要的储集层类型，碳酸盐岩比较复杂，如盆地形成时间跨度大、埋深跨度大、非均质性强、裂缝溶度发育影响因素较多、老地层经历多起构造运动的改变等特点，从而导致碳酸盐岩油气田分布的规律不易掌握。中国有大面积的碳酸盐岩分布区，其勘探领域潜力巨大，因此，对碳酸盐岩油井的研究意义深远。

碳酸盐岩油井的极限经济产油量对于油井设计开发具有重要的现实意义，经济极限产油量是指油田进入生产中后期，产油量开始递减，经济效益随之下降，当产油量下降到某一数值时，油井的生产效益只能满足生产成本的需要，此时的产油量称为经济极限产油量，在产油量递减到经济极限产量之后，如果继续开采，就意味着亏本生产，因此，研究油井的经济极限产油量具有重要的经济意义。

图1为本发明实施例一提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法的流程图，本实施例的方法由碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置执行，该装置可以是专用的计算机、通用计算机、个人电脑、手机、平板电脑等，如图1所示，本实施例提供的方法包括以下步骤：

步骤s101、获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数。

经济极限产油量的计算方法很多，常用的计算模型有：威布尔(wcibull)预测模型、iicz模型、广义翁式模型、逻辑斯蒂(logistic)预测模型、arps双曲递减模型。每个油井应该结合自身的条件和特点，并根据公司的战略和目标，选定一个或几个模型进行预测分析，然后结合各个模型的预测分析结果，进行组合预测分析，以得出最终的预测结果，对企业的生产运营进行指导。对单个油井而言，当其收益等于成本时的产量，就是该油井的经济极限产油量。经济极限产油量与成本、油价、日常管理、税率等有关。

可选的，根据当前原油价格和生产总成本确定经济极限产油量。该生产总成本可以包括钻井总成本、完井成本、底层处理成本、举升费用、设备维护成本、操作成本、人工成本、地面设备与集输费用等。该生成总成本还与开采工艺有关，不同开采工艺使用的设备和工艺可能不同，因此，不同开采工艺对应的完井成本、底层处理成本、举升费用、设备维护成本、操作成本、人工成本、地面设备与集输费用可能不同的。通常情况下，不同开采工艺对应的人工成本、地面设备与集输费用基本相同。

油井开采周期较长，整个开采周期内可以采用一种开采工艺，也可以在不同的开采阶段采用不同的开采工艺。

当油井的开采周期内采用一种开采工艺时，可以分别计算不同开采工艺对应的生产总成本，进而根据当前原油价格得到不同开采工艺对应的经济极限产油量，根据企业的预算成本从计算得到的多个经济极限产油量中选择一个经济极限产油量作为碳酸盐岩油井的经济极限产油量。可以选择与预算成本最接近的生产总成本对应的经济极限产油量作为碳酸盐岩油井的经济极限产油量。由于碳酸盐岩油井自身的特点，可能只能采用某种特定开采工艺，那么只需要计算该特定开采对应的经济极限产油量，将该特定开采对应的经济极限产油量作为碳酸盐岩油井的经济极限产油量。

当油井在不同开发阶段采用不同的开采工艺时，分别计算各开发阶段的生产成本，然后，将各开发阶段的生产成本累加得到生产总成本，进而根据当前原油价格和生产总成本，计算得的碳酸盐岩油井的经济极限产油量。

其中，生产总成本的单位可以为万元，原油价格可以为元/t。

通常把未经加工处理的石油称为原油，原油是一种黑褐色并带有绿色荧光，具有特殊气味的粘稠性油状液体。是烷烃、环烷烃、芳香烃和烯烃等多种液态烃的混合物。

原油密度是指在标准条件下(20度，0.1mpa)每立方米原油质量，原油密度的单位为g/cm，原油密度的取值为30.75-0.85(g/cm3)。本实施例中的原油密度是指平均原油密度，平均原油密度与生产气油比(gas-oilratio，简称gor)有关，不同生产气油比对应的平均原油密度不同。原油密度可以根据油藏资料查询得到，也可以通过测量得到，还可以通过多次测量得到平均原油密度。

泵挂深度是指井口至抽油泵的深度，具体计算如下：泵挂深度＝油补距+油管挂长度+油管挂短节长度+油管累计长度+泵筒吸入口以上工具长度。该泵挂深度可以是预先规定好的。

通常把油井产气量和产油量的比值称为气油比，它表示每采出一吨原油要伴随采出多少立方米天然气。在地下油层条件下，原油中溶解有一定数量的天然气，天然气溶于石油中可以导致石油体积的膨胀，比重和粘度降低，降低流体液柱压力，使油井更易自喷，有利于石油开采。当油层压力(原油的饱和压力)降低到某一界限时，所溶解的天然气开始从原油中逸出。油层压力和气油比是油井自喷能力的主要指标。如油层驱动方式为水压驱动时，在开采过程中，全部气体都呈溶解状态处于石油中，气油比相当于溶解于石油中的气量。

可选的，所述获取碳酸盐岩油井的气液界面，具体为：获取所述碳酸盐岩油井停喷时生产气油比与气液界面关系图；根据所述生产气油比与气液界面关系图，以及预测生产气油比，确定所述气液界面。图2为一种气油比与气液界面关系图，图2中横轴为气油比，纵轴为气液界面，气油比的单位为cm³/t,气液界面的单位为m(米)。通过图2可知，随着气液界面的加深，气油比逐渐增加。

原油体积系数，又称原油地下体积系数，是指原油在地下的体积(即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比，即其中，vf表示原油在地下的体积，vs表示原油在地面脱气后的体积，原油体积系数无量纲。原始地层原油体积系数是指油藏中的油井未开采前的油层体积系数，目前地层原油体积系数是指油井开采至目前的油层体积系数，原始地层原油体积系数和目前地层原油体积系数可以通过测量得到。

综合压缩系数是指：压力每下降1mpa，从单位体积的岩石中依靠弹性能量所能排出的体积。平均综合压缩系数是指：区块内所有油井压力每下降1mpa，从单位体积的岩石中依靠弹性能量所能排出的平均体积的平均值。可通过模拟岩心实验或者计算得到，例如：通过以下公式计算：

其中，c0表示油的压缩系数，cw表示水的压缩系数，cp表示岩石孔隙的压缩系数，v0表示孔隙中油的体积，vw表示孔隙中水的体积，vp表示岩石孔隙的体积，dp表示下降的压力，vf表示岩石的体积；

将带入上式得到c3＝φ(soic0+swicw+cp)；

其中，φ表示岩石的孔隙度，soi表示原始含油饱和度，swi表示束缚水饱和度，c3表示压力每下降1mpa，从单位体积的岩石中依靠弹性能量所排出的流体体积。

步骤s102、根据碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量。

单位压降产油量的单位为t/mpa(吨每兆帕)，单位压降产油量是指压降每降低1mpa，能够产出的油量的多少。可选的，可以根据下述公式一计算单位压降产油量：

δq”＝ρ×g×(h2-h1)×δq(公式一)；

其中，δq”表示经济极限产油量，ρ表示原油密度，h2表示泵挂深度，h1表示气液界面，δq表示单位压降产油量。

通过上述公式一可知，经济极限产油量等于单位压降产油量(t/mpa)乘以机采降低回压(mpa)，机采降低回压等于ρ×g×(h2-h1)。对公式一进行变形得到：

从而能够计算出单位压降产油量。

步骤s103、根据单位压降产油量、原油密度、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数，确定碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，可以根据下述公式二计算碳酸盐岩油井的最小动态储量：

δq＝n×boi×cot×ρ/bo(公式二)

其中，δq表示单位压降产油量，boi表示原始地层原油体积系数，cot表示平均综合压缩系数，bo表示目前地层原油体积系数，n表示碳酸盐岩油井的最小动态储量。

表一为碳酸盐岩油井的一种测量结果的示意图：

表一

本实施例中，通过获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数；根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量；根据所述单位压降产油量、所述原油密度、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。从而能够计算出在经济极限产油量时碳酸盐岩油井的最小动态储量。

图3为本发明实施例二提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图，如图3所示，本实施例提供的装置包括：

获取模块11，用于获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数；

第一确定模块12，用于根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量；

第二确定模块13，用于根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述第一确定模块12，具体用于：

根据下述公式一计算所述单位压降产油量：

δq”＝ρ×g×(h2-h1)×δq(公式一)；

其中，δq”表示所述经济极限产油量，ρ表示所述原油密度，h2表示所述泵挂深度，h1表示所述气液界面，δq表示所述单位压降产油量。

可选的，所述第二确定模块13，具体用于：

根据下述公式二计算所述碳酸盐岩油井的最小动态储量：

δq＝n×boi×cot×ρ/bo(公式二)

其中，δq表示所述单位压降产油量，boi表示原始地层原油体积系数，cot表示所述平均综合压缩系数，bo表示所述目前地层原油体积系数，n表示所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

图4为本发明实施例三提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图，如图4所示，本实施例提供的装置在图3所示装置的基础上，所述获取模块11包括：

第一获取子模块111，用于根据当前原油价格和生产总成本确定所述经济极限产油量。

图5为本发明实施例四提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图，如图5所示，本实施例提供的装置在图4所示装置的基础上，所述获取模块11还包括：

第二获取子模块112，用于获取所述碳酸盐岩油井停喷时生产气油比与气液界面关系图；

确定子模块113，用于根据所述生产气油比与气液界面关系图，以及预测生产气油比，确定所述气液界面。

实施例二至实施例四提供的装置，可用于执行上述实施例一的方法，具体实现方式和技术效果类似，这里不再赘述。

图6为本发明实施例五提供的碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定装置的结构示意图，如图6所示，本实施例的装置包括：处理器21、存储器22和收发器23，所述存储器22用于存储指令，所述收发器23用于和其他设备通信，所述处理器21用于执行所述存储器中存储的指令，以使所述装置执行如下所述的方法：

获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度、气液界面、原始地层原油体积系数、目前地层原油体积系数和平均综合压缩系数；

根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量；

根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述根据所述碳酸盐岩油井的经济极限产油量、原油密度、泵挂深度和气液界面，确定单位压降产油量，包括：

根据下述公式一计算所述单位压降产油量：

δq”＝ρ×g×(h2-h1)×δq(公式一)；

其中，δq”表示所述经济极限产油量，ρ表示所述原油密度，h2表示所述泵挂深度，h1表示所述气液界面，δq表示所述单位压降产油量，g表示。

可选的，根据所述单位压降产油量、所述原油密度、所述原始地层原油体积系数、所述目前地层原油体积系数和所述平均综合压缩系数，确定所述碳酸盐岩油井的最小动态储量，包括：

根据下述公式二计算所述碳酸盐岩油井的最小动态储量：

δq＝n×boi×cot×ρ/bo(公式二)

其中，δq表示所述单位压降产油量，boi表示原始地层原油体积系数，cot表示所述平均综合压缩系数，bo表示所述目前地层原油体积系数，n表示所述碳酸盐岩油井的最小动态储量。

可选的，所述获取碳酸盐岩油井的经济极限产油量，包括：

根据当前原油价格和生产总成本确定所述经济极限产油量。

可选的，所述获取碳酸盐岩油井的气液界面，包括：

获取所述碳酸盐岩油井停喷时生产气油比与气液界面关系图；

根据所述生产气油比与气液界面关系图，以及预测生产气油比，确定所述气液界面。

可以理解，本发明中提到的处理器可以是中央处理器(cpu)，通用处理器、数字信号处理器(dsp)、专用集成电路(asic)，现场可编程门阵列(fpga)或者其他可编程逻辑器件、晶体管逻辑器件，硬件部件或者其任意组合。其可以实现或执行结合本申请公开内容所描述的各种示例性的逻辑方框，模块和电路。所述处理器也可以是实现计算功能的组合，例如包含一个或多个微处理器组合，dsp和微处理器的组合等等。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本公开的其它实施方案。本发明旨在涵盖本公开的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本公开的一般性原理并包括本公开未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本公开的真正范围和精神由下面的权利要求书指出。

应当理解的是，本公开并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本公开的范围仅由所附的权利要求书来限制。