缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法技术

本发明专利技术涉及一种大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量评价方法，包括以下步骤:1、根据大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏的裂缝、溶洞、井筒的组合关系和上述三者的测量参数来建立试井模型；2、对试井模型进行拉普拉斯变换并求解，获得拉普拉斯空间下的井底压力解函数，然后编程并通过数值反演技术得出真实空间井底压力解函数，同时编程得出理论井底压力数据并绘制理论曲线图；3、在理论曲线图上利用真实空间井底压力解函数与实测的井底压力数据进行拟合获得相关数据；4、利采用试井模型对步骤3获得的相关数据进行拟合，得到两个溶洞的体积和两条裂缝的尺度，再采用体积法得出单井控制储量。本发明专利技术能够较为准确地进行气藏初期的储量预测计算评价。

Determination method of single well controlled reserves in fracture vuggy carbonate gas reservoir

【技术实现步骤摘要】
缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法
本专利技术属于油气勘探开发
，尤其涉及一种大尺度的缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法。
技术介绍
针对大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量评价，其难点在于大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏模型的数学描述与储量的计算方法。对于缝洞型碳酸盐岩油气藏模型的描述，国内外学者做了大量研究，通过建立双重介质、三重介质以及多重介质试井模型，但模型均基于连续均质渗流场的假设，不能解决复杂的多尺度的缝洞型碳酸盐岩油气藏中的流动问题。在大尺度缝洞型油气藏试井问题上建立了不同缝洞结构的数学模型，诸如井钻遇单一大溶洞模型、井钻遇多缝洞单元模型。但未建立缝洞并联连接的碳酸盐岩气藏模型，以及对不同介质之间的流体交换机制及流体在介质中流动规律描述还不够完善。而另一方面，合理评价缝洞型碳酸盐岩气藏储量，是缝洞型碳酸盐岩气藏有效开发的关键，然而由于大尺度缝洞型储层的非连续性和流体流动机理与相对均质的砂岩储层有着很大差别，因此采用类似砂岩的储量评价方法就存在许多问题。目前主要计算方法有2种，一为体积法：基于地质建模估算研究区单井地质储量，建模过程复杂难度非常大，需要的测试资料较多。二为物质平衡法：采出一定量的流体，测量生产前后的平均地层压力，然后根据已知的系统PVT特性进行物质平衡计算，该方法对变化的过程以及复杂的油藏内部结构不予考虑。此外，单井气藏动态储量的计算方法还有弹性二相法、压力恢复法等，其局限性在于：弹性二相法当气井产量过大会使气藏供气能为不足，出现计算结果偏小的情况。压力恢复法由于人为对直线段的选取导致斜率的大小存在一定的随机性，因而导致单井储量计算结果存在着一定的误差。
技术实现思路
本专利技术的目的在于克服现有技术中存在的上述问题，提供一种缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法，本专利技术根据研究区域的大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏的储层特性，在划分储层缝洞连接结构的基础上，建立缝洞并联结构物理模型，运用双线性渗流关系式，引入裂缝的几何参数、溶洞的半径，考虑两个裂缝系统渗透率和裂缝横截面积相关比值参数，建立大尺度缝洞并联的碳酸盐岩气藏渗流数学模型，在定产量生产的情况下，通过与现场实际生产数据的拟合计算分析，验证模型的适用性和准确性，从而较为准确地确定出单井的控制储量。为实现上述目的，本专利技术采用的技术方案如下：一种缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法，包括以下步骤：步骤一：设定缝洞型碳酸盐岩气藏具有裂缝1、裂缝2、溶洞1和溶洞2，且裂缝1与裂缝2相交；在该设定条件下，将井筒开设于裂缝1和裂缝2的相交处，并使溶洞1与井筒的底端通过裂缝1连通，溶洞2与井筒的底端通过裂缝2连通，以此建立试井模型；步骤二：对试井模型进行拉普拉斯变换并求解，获得拉普拉斯空间下的井底压力解函数，然后在matlab中编程并通过Stehfest数值反演技术得出真实空间井底压力解函数，同时在matlab中编程得出理论井底压力数据并绘制理论曲线图；步骤三：在理论曲线图上利用真实空间井底压力解函数与实测的井底压力数据进行拟合获得相关数据，所述的相关数据包括流体在裂缝1与溶洞1中的通过性能力参数、流体在裂缝2与溶洞2中的通过性能力参数、井筒储集系数、溶洞1向裂缝1供液时的窜流系数、溶洞2向裂缝2供液时的窜流系数、缝洞储容比、裂缝1长度、裂缝1横截面积、裂缝2长度、裂缝2横截面积、溶洞1体积和参数溶洞2体积参数；步骤四：采用试井模型对步骤3获得的相关数据进行拟合，得到两个溶洞的体积和两条裂缝的尺度，再采用体积法得出单井控制储量。所述步骤一中建立的试井模型为：其中，无因次裂缝端点的位置坐标无因次压力储容比无因次时间无因次井筒储集系数无因次裂缝横截面积无因次裂缝横截面积无因次溶洞体积无因次溶洞体积裂缝之间渗透率与横截面积之间比例系数裂缝f1、f2在储层中无因次实际长度式(1)中：kf1、kf2表示裂缝系统f1、f2的渗透率，mD；ψi表示气藏原始拟压力，MPa2/mPa·s；ψj表示气体拟压力(j＝f1、f2、v1、v2、w分别表示裂缝f1、.裂缝f2、溶洞1、溶洞2、井底)，MPa2/mPa·s；q表示气井的地面产量(P＝0.101MPa，T＝293.15K)，104m3/d；T表示气藏的温度，K；μgi表示气体原始粘度，mPa·s；Cj表示气体的压缩系数(j＝f1、f2、v1、v2分别表示裂缝f1、裂缝f2、溶洞1、溶洞2)，1/MPa；φj表示孔隙度(j＝f1、f2、v1、v2分别表示裂缝f1、裂缝f2、溶洞1、溶洞2)；Lf1、Lf2表示裂缝f1、f2在储层中实际长度，m；x表示数轴上水平方向的距离，m；rw表示井筒的半径，m；Af1、Af2表示裂缝f1、f2的横截面积，m2；V1、V2表示溶洞1、2的体积，m3；t表示时间，h；C表示井筒储集系数，MPa/m3；R1、R2分别表示溶洞1、2的半径，m；k*表示两个裂缝系统渗透率和裂缝横截面积相关比值参数；ψjD无因次拟压力(j＝f1、f2、v1、v2、w分别表示裂缝f1、裂缝f2、溶洞1、溶洞2、井筒)；Lf1D、Lf2D分别表示裂缝f1、f2在储层中无因次实际长度；xf1D、xf2D分别表示裂缝f1、f2在水平方向上投影的无因次长度；Af1D表示无因次裂缝f1横截面积；V1D表示无因次溶洞1体积；Af2D表示无因次裂缝f2横截面积；V2D表示无因次溶洞2体积；tD无因次时间；CD表示无因次井筒储集系数；ωj表示储溶比(j＝f1、f2、v1、v2分别表示裂缝f1、裂缝f2、溶洞1、溶洞2)；R1D、R2D分别表示溶洞1、2的无因次半径。所述步骤二中对试井模型进行拉普拉斯变换后的模型为：式(2)中，为ψf1D、ψf2D、ψv1D、ψv2D、ψwD在拉氏空间的解，s为拉普拉斯变量。进一步的，对式(2)求解得拉普拉斯空间下的井底压力表达式为：所述步骤二中，真实空间井底压力解函数ψwD(tD)由下述stehfest数值反演技术获得：式(2)中，N为偶数，取值范围在8-16之间。所述步骤四中，模型对应的缝洞体积法的表达式：N＝(V1+V2+Af1Lf1+Af2Lf2)/Bg。采用本专利技术的优点在于：1、本专利技术根据研究区域的大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏的储层特性，兼顾该类气藏单井控制储量评价方法存在局限性，在划分储层缝洞连接结构的基础上，建立缝洞并联结构物理模型，运用双线性渗流关系式，引入裂缝的几何参数、溶洞的半径，考虑两个裂缝系统渗透率和裂缝横截面积相关比值参数，建立大尺度缝洞并联的碳酸盐岩气藏渗流数学模型，在定产量生产的情况下，通过与现场实际生产数据的拟合计算分析，验证了模型的适用性和准确性，从而能够较为准确地确定出单井的控制储量。2、本专利技术综合考虑了大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏的储层地质特征和缝洞结构，建立了大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏试井数学模型，利用试井本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法，包括以下步骤：/n步骤一：设定缝洞型碳酸盐岩气藏具有裂缝1、裂缝2、溶洞1和溶洞2，且裂缝1与裂缝2相交；在该设定条件下，将井筒开设于裂缝1和裂缝2的相交处，并使溶洞1与井筒的底端通过裂缝1连通，溶洞2与井筒的底端通过裂缝2连通，以此建立试井模型；/n步骤二：对试井模型进行拉普拉斯变换并求解，获得拉普拉斯空间下的井底压力解函数，然后在matlab中编程并通过Stehfest数值反演技术得出真实空间井底压力解函数，同时在matlab中编程得出理论井底压力数据并绘制理论曲线图；/n步骤三：在理论曲线图上利用真实空间井底压力解函数与实测的井底压力数据进行拟合获得相关数据，所述的相关数据包括流体在裂缝1与溶洞1中的通过性能力参数、流体在裂缝2与溶洞2中的通过性能力参数、井筒储集系数、溶洞1向裂缝1供液时的窜流系数、溶洞2向裂缝2供液时的窜流系数、缝洞储容比、裂缝1长度、裂缝1横截面积、裂缝2长度、裂缝2横截面积、溶洞1体积和参数溶洞2体积参数；/n步骤四：采用试井模型对步骤3获得的相关数据进行拟合，得到两个溶洞的体积和两条裂缝的尺度，再采用体积法得出单井控制储量。/n...

【技术特征摘要】
1.一种缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法，包括以下步骤：
步骤一：设定缝洞型碳酸盐岩气藏具有裂缝1、裂缝2、溶洞1和溶洞2，且裂缝1与裂缝2相交；在该设定条件下，将井筒开设于裂缝1和裂缝2的相交处，并使溶洞1与井筒的底端通过裂缝1连通，溶洞2与井筒的底端通过裂缝2连通，以此建立试井模型；
步骤二：对试井模型进行拉普拉斯变换并求解，获得拉普拉斯空间下的井底压力解函数，然后在matlab中编程并通过Stehfest数值反演技术得出真实空间井底压力解函数，同时在matlab中编程得出理论井底压力数据并绘制理论曲线图；
步骤三：在理论曲线图上利用真实空间井底压力解函数与实测的井底压力数据进行拟合获得相关数据，所述的相关数据包括流体在裂缝1与溶洞1中的通过性能力参数、流体在裂缝2与溶洞2中的通过性能力参数、井筒储集系数、溶洞1向裂缝1供液时的窜流系数、溶洞2向裂缝2供液时的窜流系数、缝洞储容比、裂缝1长度、裂缝1横截面积、裂缝2长度、裂缝2横截面积、溶洞1体积和参数溶洞2体积参数；
步骤四：采用试井模型对步骤3获得的相关数据进行拟合，得到两个溶洞的体积和两条裂缝的尺度，再采用体积法得出单井控制储量。


2.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法，其特征在于：所述步骤一中建立的试井模型为：



其中，
无因次裂缝端点的位置坐标
无因次压力
储容比
无因次时间
无因次井筒储集系数
无因次裂缝横截面积
无因次裂缝横截面积
无因次溶洞体积
无因次溶洞体积
裂缝之间渗透率与横截面积之间比例系数
裂缝f1、f2在储层中无因次实际长度
式(1)中：kf1、kf2表示裂缝系统f1、f2的渗透率，mD；ψi表示气藏原始拟压力，MPa2/mPa·s；ψj表示气体拟压力(j＝f1、f2、v1、v2、w分别表示裂缝f1、.裂缝f2、溶洞1、溶洞2、井底)，MPa2/mPa·s；q表示气井的地面产量(P＝0.101MPa，T＝293.15K)，104m3/d；T表示气藏的温度，K；μgi表示气体原始粘度，mPa·s；Cj表示气体的压缩系数(j＝f1、f2、v1、v2分别表示裂缝...

【专利技术属性】
技术研发人员：叶海峰，
申请(专利权)人：中国石油集团川庆钻探工程有限公司，中国石油天然气集团有限公司，
类型：发明
国别省市：四川;51