油井潜力检测方法与流程

本发明涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种油井潜力检测方法。

背景技术：

正常生产的油井出水或生产的原油中含水率较高的情况下会严重影响油井的稳定生产。但是，当油井出现上述问题时并不一定说明油井底部的储层中已经没有原油，产生这种问题有可能是因为钻井前油水关系认识存在偏差或者在成产过程中井底与油水界面的相对位置关系发生了变化等原因造成的，因此，需要对产生此问题的油井进行潜力分析，检测其是否具有继续稳定生产的潜力。

现有技术中对油井潜力的检测主要是通过对出水或生产出的原油中含水较高的油井进行排水作业，排出油井内一定量的水后再恢复生产并查看此时的生产状态。若恢复正常生产则判定油井具有继续稳定生产的潜力；若不能恢复正常生产则判定油井不具有继续稳定生产的潜力。

但是，现有技术的检测方法的判断依据不够全面，判断结果的准确性较差。

技术实现要素：

为了克服现有技术下的上述缺陷，本发明的目的在于提供一种油井潜力检测方法，本发明的方法能够准确的判断出目标油井的潜力，实际生产中可操作性强。

本发明提供一种油井潜力检测方法，包括：

获取目标油井井口的产出物，对所述产出物进行检测；

其中，对所述产出物进行的检测包括：硫化氢含量检测、原油含量检测、天然气含量检测和水体能量检测；

获取目标油井的历史数据；

其中，所述历史数据包括：油井相对位置、测井油层和油井储集体规模；

获取目标油井的邻井生产状态；

其中，所述邻井生产状态包括：邻井累产油量；

根据所述产出物的检测结果、所述历史数据和所述邻井生产状态对所述目标油井进行综合评分；将所述综合评分与标准分进行比较，判断所述目标油井是否具有继续稳定生产的潜力。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述目标油井的判断方法为：

采集油井井口的产出液，判断所述产出液的中的含水率；

其中，若所述产出液的含水率大于等于70％，则所述油井为目标油井；

若所述产出液的含水率小于70％，则所述油井不为目标油井。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述硫化氢含量检测的方法为：利用硫化氢探测仪对所述产出物进行检测，获得所述产出物中硫化氢的含量。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述原油含量检测的方法为：对收集的所述产出物进行原油成分检测，获得检测结果。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述天然气含量检测的方法为：通过对所述产出物中的气体成分进行点燃，判断是否存在天然气；

其中，若所述产出物中的气体成分可以点燃，则判断存在天然气；

若所述产出物中的气体成分不可以点燃，则判断不存在天然气。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述水体能量检测的方法为：根据所述目标油井的单位压降产水量或生产过程中的含水率曲线，判断所述目标油井的水体能量。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述测井油层的判断方法为：通过测井工具测量所述目标油井中不同地层的伽马、电阻率和声波时差；

其中，若某一地层的伽马和电阻率较其相邻的底层的伽马和电阻率低，且声波时差变高，则该地层为油层。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述油井储集体规模的判断方法为：通过所述目标油井的地震雕刻图或动态储量，判断所述目标油井的储集体规模。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，所述油井相对位置是指：油井井底位置与油井构造最高处的垂直距离；

其中，所述油井井底位置通过钻井数据获得；

所述油井构造最高处的位置获得方法为：通过制造人工微地震向地层发射地震波，所述地震波在不同的地层界面会呈现不同的发射波，在地面接受到反射波后通过计算即可获得不同位置地层的深度，所述地层的深度中最小值即为所述油井构造最高处的位置。

如上所述的油井潜力检测方法，可选的，根据所述产出物的检测结果、所述历史资料和所述邻井生产状态对所述目标油井进行综合评分的方法为：

按照预设的所述产出物的检测结果、所述历史资料和所述邻井生产状态的分值及其权重值计算所述综合评分，所述综合评分为各项参数的分值与权重值乘积之和。

本发明提供的油井潜力检测方法，根据产出物的检测结果、历史数据和邻井生产状态对目标油井进行综合评分，并将该评分与标准分进行比较，以此判断目标油井是否具有继续稳定生产的潜力。本发明的方法对影响油井潜力的各项指标进行了量化分析评价，根据得出的最终评价结果能够准确的判断出目标油井是否具有潜力，在实际生产中可操作性强，通过判断后具有潜力的油井复产成功率高。

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为本发明一实施例提供的油井潜力检测方法的流程图。

图2(a)-图2(c)为不同生产过程中的含水率曲线图。

图3为本发明中油井相对位置的示意图。

附图标记：

1-油井。

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做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。在不冲突的情况下，下述的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

需要说明的是，在本发明的描述中，术语“第一”、“第二”仅用于方便描述不同的部件，而不能理解为指示或暗示顺序关系、相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。

石油是包括自然界中存在的气态、液态和固态烃类化合物以及少量杂质组成的复杂混合物。油气在地壳生成后以分散状态存在于生油气层中，随后经过运移进入储集层并在具有良好保存条件的地质层内聚集形成油气藏。石油开采是在储存有石油的储层中对石油进行挖掘和提取的过程，储层具有允许油气流在其中通过的储存空间，储层空间包括岩石碎屑间的孔隙、岩石裂缝中的裂隙、经溶蚀作用形成的洞隙等，储层空间中空隙的大小、分布和连通情况影响着油气的流动，从而决定着油气开采的特征。

在石油开采过程中，油气通常先从储层流入井底，随后从井底上升到井口，再从井口流入集油站，在经过分离脱水处理后，油气流入输油气总站并转输出矿区。

石油开采大致可以分为三个阶段：

一次采油通常依靠岩石膨胀、边水驱动、重力、天然气膨胀等天然能量进行开采，该阶段主要利用天然能量使油藏中的石油通过油管自行举升至井外；然而，随着原油及天然气的不断产出，油层岩石及地层中流体的体积逐渐扩展，弹性能量逐渐释放，该阶段石油的采收率平均仅为15-20％。

二次采油主要是通过注水、注气等方式来提高油层的压力，从而在油井停喷后能够使油井继续产油。其中，注水开采是通过专门的注入井将水注入油藏以保持或恢复油层压力，从而使油藏形成较强的驱动力以提高油藏的开采速度和采收率；注气开采主要是利用注入气体的降粘、膨胀、混相、分子扩散等作用来降低界面张力、提高渗透率，进而提高油田采油率。由于地层的非均质性，注入流体通常沿着阻力较小的途径流向油井，而处于阻力相对较大的区域中的石油以及一些被岩石所吸附的石油仍然无法被开采出来，因此二次采油阶段的采收率依然有限。

三次采油主要通过采用各种物理、化学方法来改变原油的粘度和对岩石的吸附性，从而增加原油的流动能力，进一步提高原油采收率。三次采油方法主要包括热力采油法、化学驱油法、混相驱油法、微生物驱油法等。其中，热力采油法主要利用降低原油粘度的方式来提高采收率，其中蒸汽吞吐是一种常用的热力采油方法，其通过向油井注入一定量的蒸汽并使蒸汽的热能向油层扩散，从而大大降低了原油粘度，提高了原油的流动能力；化学驱油法主要通过注入化学剂来增加地层水的粘度、改变原油和地层水的粘度比、减小地层中水的流动能力和油的流动能力之间的差距，同时降低原油对岩石的吸附性来提高驱油效率；混相驱油法主要通过注入天然气、二氧化碳等气体与原油发生混相，从而降低原油粘度和对岩石的吸附性；微生物驱油法是利用微生物及其代谢产物裂解重质烃类和石蜡，使石油的大分子变成小分子，同时代谢产生可溶于原油的气体，从而降低原油粘度并增加原油的流动性，进而达到提高原油采收率的目的。

正常生产的油井出水或生产的原油中含水率较高的情况下会严重影响油井的稳定生产。但是，当油井出现上述问题时并不一定说明油井底部的储层中已经没有原油，产生这种问题有可能是因为钻井前油水关系认识存在偏差或者在成产过程中井底与油水界面的相对位置关系发生了变化等原因造成的，因此，需要对产生此问题的油井进行潜力分析，检测其是否具有继续稳定生产的潜力。

现有技术中对油井潜力的检测主要是通过对出水或生产出的原油中含水较高的油井进行排水作业，排出油井内一定量的水后再恢复生产并查看此时的生产状态。若恢复正常生产则判定油井具有继续稳定生产的潜力；若不能恢复正常生产则判定油井不具有继续稳定生产的潜力。

但是，现有技术的检测方法的判断依据不够全面，判断结果的准确性较差。

下面将结合附图详细的对本发明的内容进行描述，以使本领域技术人员能够更加详细的了解本发明的内容。

图1为本发明一实施例提供的油井潜力检测方法的流程图；请参照图1。本实施例提供一种油井潜力检测方法，包括：

获取目标油井井口的产出物，对所述产出物进行检测；

其中，对所述产出物进行的检测包括：硫化氢含量检测、原油含量检测、天然气含量检测和水体能量检测；

获取目标油井的历史数据；

其中，所述历史数据包括：油井相对位置、测井油层和油井储集体规模；

获取目标油井的邻井生产状态；

其中，所述邻井生产状态包括：邻井累产油量；

根据所述产出物的检测结果、所述历史数据和所述邻井生产状态对所述目标油井进行综合评分；将所述综合评分与标准分进行比较，判断所述目标油井是否具有继续稳定生产的潜力。

可选的，根据所述产出物的检测结果、所述历史资料和所述邻井生产状态对所述目标油井进行综合评分的方法可以为：

按照预设的所述产出物的检测结果、所述历史资料和所述邻井生产状态的分值及其权重值计算所述综合评分，所述综合评分为各项参数的分值与权重值乘积之和。

其中，上述各项指标的权重值和分值可以根据实际情况进行设定，标准分也可以根据需要进行设定，本实施例对此不做进一步限定。

例如，在一个可选的实施例中，可以根据实际情况分别赋予硫化氢含量0-10分之间的不同分数，赋予其占总分权重值为0.15；赋予原油含量0-10之间的不同分数，赋予其占总分的权重值为0.25；赋予天然气含量0-10之间的不同分数，赋予其占总分的权重值为0.2；赋予水体能量0-10之间的不同分数，赋予其占总分的权重值为0.12；赋予油井相对位置0-10之间的不同分数，赋予其占总分的权重值为0.1；赋予测井油层0-10之间的不同分数，赋予其占总分的权重值为0.08；赋予油井储集体规模0-10之间的不同分数，赋予其占总分的权重值为0.06；赋予邻井累产油量0-10之间的不同分数，赋予其占总分的权重值为0.04。上述各项的具体分数及其权重值对应关系如下表1所示。设定标准分数为6分，当上述各项的综合评分大于6分时，认为目标油井具备稳定生产的潜力，值得对其进行进一步排水作业，以使其能够尽快复产；当上述各项的综合评分小于6分时，认为目标油井不具备稳定生产的潜力，不必对其进行进一步排水作业，以节省人力物力。

表1

本实施例提供的油井潜力检测方法，根据产出物的检测结果、历史数据和邻井生产状态对目标油井进行综合评分，并将该评分与标准分进行比较，以此判断目标油井是否具有继续稳定生产的潜力。本实施例的方法对影响油井潜力的各项指标进行了量化分析评价，根据得出的最终评价结果能够准确的判断出目标油井是否具有潜力，在实际生产中可操作性强，通过判断后具有潜力的油井复产成功率高。

可选的，所述目标油井的判断方法为：

采集油井井口的产出液，判断所述产出液的中的含水率；

其中，若所述产出液的含水率大于等于70％，则所述油井为目标油井；

若所述产出液的含水率小于70％，则所述油井不为目标油井。

具体的，若油井产出液中含水率大于70％，则表明此油井为高含水油井，此时油井将有必要对油井进行进一步的潜力判断，以找出油井产出物含水率高的原因。

可选的，所述硫化氢含量检测的方法为：利用硫化氢探测仪对所述产出物进行检测，获得所述产出物中硫化氢的含量。

硫化氢探测仪为生产中常用的测量硫化氢含量的设备，其能够实时显示被测物中的硫化氢含量，且能够以数据形式直观的显现出来，方便测试人员进行记录。

可选的，所述原油含量检测的方法为：对收集的所述产出物进行原油成分检测，获得检测结果。

对产出物进行原油成分检测一般需将产出物送至专业的试验室中进行检测，其检测结果可靠性高。但是，生产中也可以通过直观判断的方法，对产出物是否含有原油进行检测，一般的当产出物中有黑色流体或整体偏黑则判断含有原油成分。

可选的，所述天然气含量检测的方法为：通过对所述产出物中的气体成分进行点燃，判断是否存在天然气；

其中，若所述产出物中的气体成分可以点燃，则判断存在天然气；

若所述产出物中的气体成分不可以点燃，则判断不存在天然气。

对气体的点燃可以在产出物的气体出口直接进行，若能够点燃，且点燃后能够保证持续燃烧，则证明产出物的气体中含哟天然气。

可选的，所述水体能量检测的方法为：根据所述目标油井的单位压降产水量或生产过程中的含水率曲线，判断所述目标油井的水体能量。

具体的，上述水体能量的检测可根据油井的具体情况进行。

例如，对于试油井可以采用单位压降产水量的指标进行判断。单位压降产水量δ的计算公式为：δ＝q/δp；其中，q为阶段产水量，δp为阶段压降，即δp为初始油压p1与当前油压p2的差值。单位压降产水量δ的单位为m³/mpa，单位压降产水量越大则水体能量越大，反之亦然。

对于已经投产的油井，可以根据其生产过程中的含水率曲线图进行判断。图2(a)-图2(c)为不同生产过程中的含水率曲线图；请参照图2(a)-图2(c)。油井在生产过程中的函数率曲线图一般分为三种类型，即如图2(a)所示的波动型，其含水忽高忽低；如图2(b)所示的暴性水淹型，其含水率从低含水或无水直接变成全水；如图2(c)所示的台阶上升，其含水率从无水或低含水变成中含水，然后保持一段时间，再从中含水变成高含水，再保持一段时间，最后变成全水。上述三种类型的含水率曲线图的能量大小排序为暴性水淹型、波动型、台阶上升型。

可选的，所述测井油层的判断方法为：通过测井工具测量所述目标油井中不同地层的伽马、电阻率和声波时差；

其中，若某一地层的伽马和电阻率较其相邻的底层的伽马和电阻率低，且声波时差变高，则该地层为油层。

具体的，此步骤可以在钻井完成后即对油井进行测量，并将测量结果进行存储，以供后续使用。

可选的，所述油井储集体规模的判断方法为：通过所述目标油井的地震雕刻图或动态储量，判断所述目标油井的储集体规模。

具体的，上述油井储集体规模的判断可根据油井的具体情况进行。

例如，对于试油井可以通过油井的地震雕刻图进行判断，当地震雕刻图为大型缝洞集合体时为有利条件，为单串珠时为不利条件。

对于已经投产的油井，可以根据油井的动态储量进行判断，其中动态储量的可以由专业人员进行进行预估，具体可以分为动态储量大于20万吨、10-20万吨、5-10万吨和小于5万吨四个标准，动态储量越大证明越有利。

可选的，所述油井相对位置是指：油井井底位置与油井构造最高处的垂直距离，油井相对位置的判断是在地质剖面图上进行的，图3为本发明中油井相对位置的示意图；请参照图3。

其中，所述油井1井底位置通过生产前的钻井数据获得；

所述油井1构造最高处的位置获得方法为：通过制造人工微地震向地层发射地震波，所述地震波在不同的地层界面会呈现不同的发射波，在地面接受到反射波后通过计算即可获得不同位置地层的深度，所述地层的深度中最小值即为所述油井1构造最高处的位置。将得到的不同位置的地层深度构造成如图3所示的图片，图中油井1井底位置与最高处之间的距离d即为油井相对位置。

邻井累产油量是指临井从投入生产至今的产油总量，本实施例中以5000吨作为临界点，大于5000吨为有利条件，小于5000吨为不利条件。

下面提供利用上述判断方法对油井潜力进行判断的实施例，以使本发明的方法更加的易于理解。

实施例一

某已投产油井的产出液的含水率经测量为82％，大于70％，则该油井为潜力检测的目标油井。经调取临井累产油量的数据显示，该目标油井的临井累产油量为6221吨，调取该油井的历史数据获得该油井相对位置为32m、有测井油层、油井动态储量为12万吨，经对产出物进行进一步测量，其硫化氢含量为23ppm、产出物中有原油、无天然气成分、水体能量为暴性水淹型。

经计算，其综合得分为6.44分，大于预设标准分6分，证明其具有稳定生产的潜力。经后续排水作业后，油井顺利的复产。

实施例二

某已投产油井的产出液的含水率经测量为94％，大于70％，则该油井为潜力检测的目标油井。经调取临井累产油量的数据显示，该目标油井的临井累产油量为3251吨，调取该油井的历史数据获得该油井相对位置为62m、有测井油层、油井动态储量为8万吨，经对产出物进行进一步测量，其硫化氢含量为16ppm、产出物中有原油、无天然气成分、水体能量为台阶上升型。

经计算，其综合得分为5.62分，小于预设标准分6分，证明其不具有稳定生产的潜力，因此，不必对其进行后续作业，以降低生产成本。

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。