缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法与流程

本发明属于油气勘探开发技术领域，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。

背景技术：

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。

技术实现要素：

本发明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，本发明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，本发明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。

采用本发明的优点在于：

1、本发明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、本发明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，利用试井模型进行试井解释，验证了模型的有效性和适用性。最后通过对单井进行动态控制储量核查，本发明的溶洞体积法与该类储层特征结合紧密，更能满足初期评价大尺度缝洞型气藏储量规模大小的要求。

3、本发明建立了大尺度缝洞型气藏的试井解释模型，模型较数值模拟离散模型更加简单，求解方便，在拉普拉斯空间可以给出解析解，并且解析解不涉及复杂函数的计算。

4、本发明的储量评价方法较其他传统的单井储量计算方法，更加适用于大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏。

附图说明

图1为本发明的流程图；

图2为本发明中缝洞结构模型的裂缝、溶洞和井筒的组合关系图；

图3为图2中裂缝f1、f2水平投影至f1、f2后建立的模型简化示意图；

图4本发明中数学模型的典型曲线图；

图5为本发明对实例井拟合曲线效果图；

图6为本发明通过saphir软件对实例井拟合曲线效果图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明技术方案的实施例进行详细的描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，因此只作为示例，而不能以此来限制本发明的保护范围。

如图1所示，本发明公开了一种缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法，从研究区域地震显示、取芯测试和三维地质雕刻对该类碳酸盐岩气藏的描述，并借助现场的资料来看，确定储层类型为裂缝-溶洞型，溶洞为主要的储集空间，裂缝既为流动通道又为次储集空间，溶洞外部流体可动性差，裂缝与溶洞耦合连接，根据对储层的认识，两个大型溶洞通过两条交汇的裂缝连接，井打在两条裂缝的交汇处，流体分别从两个溶洞中流经裂缝，最终汇集通往井筒，以此建立了大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏试井模型。其具体包括以下步骤：

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，如图2、3所示。

另外，试井模型对应的物理模型假设为:

(1)气井以定产量生产，井筒位于裂缝f1、裂缝f2的交汇处，开井生产前溶洞及裂缝中的压力分布均匀；

(2)气藏的开采方式为衰竭式开采；

(3)流体为单相，储层储集空间为溶洞及裂缝；

(4)溶洞1、溶洞2、裂缝f1、裂缝f2以及流体都为微可压缩，且压缩系数为常数；

(5)溶洞1、溶洞2未充填，且将溶洞始终视为等势体(溶洞内部压力处处相等)；

(6)忽略重力的影响，不考虑表皮效应，考虑井筒储集效应；

(7)裂缝f1、裂缝f2同时向井筒供气，流体在裂缝中的流动满足达西定律，溶洞1向裂缝f1供气，溶洞2向裂缝f2供气；

(8)考虑裂缝f1、裂缝f2的长度、横截面积、孔隙度以及渗透率；

(9)溶洞及裂缝边界为不渗透边界。

本步骤中，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。

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。

本步骤中，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：

进一步的，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(4)中，n为偶数，取值范围在8-16之间。

本步骤中获得拉普拉斯空间下的井底压力解函数后，在matlab中编程得出理论井底压力数据并绘制的理论曲线图，绘制的理论曲线图如图4所示。

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。具体的，模型对应的缝洞体积法的表达式：

n＝(v1+v2+af1lf1+af2lf2)/bg。

下面对本发明进行实例说明，选取塔里木盆地塔中ⅰ号断裂带下盘的s4井，其地震显示“串珠状”强反射，东西向地震剖面为长条状强反射串；取心显示缝洞发育，开启度较高；晶间孔发育，局部晶间孔充填泥质；钻井目的层段漏失6000m³，放空5.48m。生产压力出现开井急下，关井急上的现象，显示周围存在储集体，开井压力下降快说明储集体到井底流通不畅通，通过裂缝与溶洞相连。基于以上判断，该井储层类型符合本文物理模型基本特征，其基础参数见表1。

表1s4井基础参数表

利用大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏的试井解释模型对实例井实测时间压力数据进行拟合，得到的主要解释参数数据如表2所示，图5为本发明对实例井拟合曲线效果图。图6为过saphir软件对实例井拟合曲线效果图。

表2解释参数结果对比表

采用大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏的试井解释模型对实际试井资料进行拟合，得到大溶洞体积与裂缝系统的尺度，进而利用体积法给出储量计算公式(储量计算只考虑裂缝和溶洞中的储量，不考虑基质储量)，建立大尺度缝洞型碳酸盐岩气藏储量评价方法。计算方法见表3，不同计算方法计算结果对比见表4。

表3缝洞储量计算方法

注：v1，v2表示大溶洞的体积(m³)；af1，af2表示裂缝系统的横截面积(m²)；lf1，lf2表示裂缝系统或填充段的长度(m)；bg表示体积系数(m^3/m³)；

表4不同单井储量方法计算结果对比表

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，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。