井底流压的确定方法及储集体天然能量的确定方法技术

井底流压的确认方法和储集体天然能量的确定方法，其中，井底流压的确认方法包括：修正系数确定步骤，利用已知的历史测试数据和预设井底流压计算模型进行历史数据拟合，确定预设井底流压计算模型中的修正系数；井底流压确定步骤，根据待分析储集体的钻井数据，利用预设井底流压计算模型确定待分析储集体的井底流压。该方法以单井数据为基础，参数获取简单，可以更好的反映缝洞单元内部不同部位能量的差异，同时可以避免评价油水同出缝洞储集体能量时出现的偏差。

【技术实现步骤摘要】
井底流压的确定方法及储集体天然能量的确定方法
本专利技术涉及油气勘探开发
，具体地说，涉及井底流压的确认方法和储集体天然能量的确定方法。
技术介绍
碳酸盐岩油藏储量规模巨大，世界上50％左右的油气储量都在碳酸盐岩油藏中，而其中裂缝-溶洞型油藏占了30％以上，碳酸盐岩油藏是油气增储上产的重要领域。能量是地层中油气流出的“源动力”，能量包括天然能量和人工补充能量，其中天然能量评价是油气田开发的一项基本工作，天然能量的评价结果是油田开发技术政策制定和调整的主要依据之一。目前，缝洞型油藏天然能量评价主要还是采用采出百分之一地质储量下的压力降Dpr和弹性产量比Npr两个评价指标。然而，利用上述两个评鉴指标来确定油气藏天然能量时，由于确定这两个评价指标所需的参数难以确定。例如，确定百分之一地质储量下的压力降Dpr时需要用到地质储量N。由于缝洞油藏非均质性强，储集空间离散分布，油水关系十分复杂，这导致了对缝洞型油藏的描述和地质储量N的计算难度极大。另外，在确定弹性产量比Npr时，所需要使用的弹性压缩系数、水侵量的确定也非常困难。因此，现有的上述方法在确定缝洞型油藏天然能量时结果的精度较低。
技术实现思路
为解决上述问题，本专利技术提供了一种井底流压的确定方法，所述方法包括：修正系数确定步骤，利用已知的历史测试数据和预设井底流压计算模型进行历史数据拟合，确定所述预设井底流压计算模型中的修正系数；井底流压确定步骤，根据待分析储集体的钻井数据，利用所述预设井底流压计算模型确定所述待分析储集体的井底流压。根据本专利技术的一个实施例，所述预设井底流压计算模型为：pwf＝pd+0.0001EδρgH其中，pwf表示井底流压，pd表示井口油压，Eδ表示修正系数，ρ表示油管内流体密度，g表示重力加速度，H表示井深。根据本专利技术的一个实施例，在所述修正系数确定步骤中：根据所述历史测试数据中的各个测压点数据分别计算各个测压点的井底流压误差；根据所述各个测压点的井底流压误差确定计算误差，通过改变所述预设井底流压计算模型中的修正系数的取值来进行历史数据拟合，将计算误差满足预设要求时所对应的修正系数确定为拟合得到的修正系数。根据本专利技术的一个实施例，根据如下表达式确定计算误差：其中，δ表示计算误差，pwf_i表示第i测压点的井底流压计算值，表示第i测压点的井底流压测试值，n表示测压点的总数量。本专利技术还提供了一种储集体天然能量的确定方法，所述方法包括：产量数据获取步骤，获取待分析储集体在待分析时段的产量数据；井底流压确定步骤，利用如上任一项所述的方法确定所述待分析储集体在待分析时段内的井底流压；天然能量确定步骤，根据所述待分析时段的产量数据和井底流压确定待分析储集体的天然能量。根据本专利技术的一个实施例，在所述井底流压确定步骤中，所确定的待分析时段内的井底流压包括待分析时段初始和结束时的井底流压。根据本专利技术的一个实施例，所述天然能量确定步骤包括：根据所述待分析时段内的日产量数据确定所述待分析时段的总产量；根据所述待分析时段初始和结束时的井底流压计算待分析时段的井底流压变化值；根据所述待分析时段的总产量和井底流压变化值确定所述待分析储集体的天然能量。根据本专利技术的一个实施例，根据如下表达式计算天然能量：其中，E表示天然能量，Qk表示第k天的日产液量，t表示待分析时段的总天数，pini和pend分别表示待分析时段初始和结束时的井底流压。本专利技术所提供的储集体天然能量确定方法是一种基于单井动态数据的储集体天然能量评价方法，它以单井井底流压和产液量数据为基础，通过计算单位流压降下的累积产液量，对该井钻遇缝洞储集体天然能量进行评价。同现有方法相比，该方法以单井数据为基础，参数获取简单，可以更好的反映缝洞单元内部不同部位能量的差异，同时可以避免评价油水同出缝洞储集体能量时出现的偏差。本专利技术的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本专利技术而了解。本专利技术的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。附图说明为了更清楚地说明本专利技术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的附图做简单的介绍：图1是根据本专利技术一个实施例的确定井底流压的流程图；图2是根据本专利技术一个实施例的确定储集体天然能量的流程图；图3是根据本专利技术一个实施例的塔河油田某缝洞单元利用地震振幅属性预测的缝洞储集体发育图。具体实施方式以下将结合附图及实施例来详细说明本专利技术的实施方式，借此对本专利技术如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本专利技术中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本专利技术的保护范围之内。同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本专利技术实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说显而易见的是，本发明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。在行业标准《油藏天然能量评价方法》(SY/T6167-1995)中，油藏天然能量评价主要采用两个指标，即采出百分之一地质储量地层压力下降值Dpr和弹性产量比Npr。采出百分之一地质储量地层压力下降值Dpr和弹性产量比Npr可以分别采用如下表达式进行计算：其中，Np表示累计产量，N表示地质储量，Δp表示压力降，Bo表示原油体积系数，Boi表示原始条件下的原油体积系数，Ct表示弹性压缩系数。目前，对于缝洞型油藏天然能量的评价主要还是采用采出百分之一地质储量地层压力下降值Dpr和弹性产量比Npr两个评价指标。同时，部分学者还提出了采用弹性产率和水侵量作为评价缝洞单元能量的指标。其中，弹性产率是指油藏在总压降下靠油层岩石和流体的弹性能所采出的油量，缝洞单元是缝洞型油藏最小开发单元。此外，还有部分学者在采出百分之一地质储量地层压力下降值Dpr和弹性产量比Npr的基础上，增加了单位压降的采出程度R和弹性驱动系数EDI。其中，单位压降的采出程度R和弹性驱动系数EDI可以分别采用如下表达式进行计算：从表达式(3)和表达式(4)可以看出，单位压降的采出程度R和弹性驱动系数EDI分别与采出百分之一地质储量地层压力下降值Dpr和弹性产量比Npr存在倒数关系，其本质上是一致的。通过对现有缝洞型油藏天然能量确定方法的分析，发现上述防范存在这诸多缺陷。其一，对于上述方法来说，在计算过程中所需要的部分参数难以确定。例如，由于缝洞油藏非均质性强，储集空间离散分布，油水关系十分复杂，导致缝洞型油藏描述和地质储量N的计算难度极大。同时，弹性压缩系数Ct、水侵量的确定也非常困难。其二，上述方法只能评价缝洞单元(或油藏)的整体能量，不能反映单元内部不同部位能量的差异。由于缝洞型油藏非均质性强，即使同一单元内部，能量也存在差异，而上述方法并没有考虑单元内部的非均质性。其三，上述方法无法评价水油同出缝洞单元的能量。由于缝洞油藏油水关系十分复杂，很多缝洞储集体内都存在封存水，由于前述指标只考本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种井底流压的确定方法，其特征在于，所述方法包括：修正系数确定步骤，利用已知的历史测试数据和预设井底流压计算模型进行历史数据拟合，确定所述预设井底流压计算模型中的修正系数；井底流压确定步骤，根据待分析储集体的钻井数据，利用所述预设井底流压计算模型确定所述待分析储集体的井底流压。

【技术特征摘要】
1.一种井底流压的确定方法，其特征在于，所述方法包括：修正系数确定步骤，利用已知的历史测试数据和预设井底流压计算模型进行历史数据拟合，确定所述预设井底流压计算模型中的修正系数；井底流压确定步骤，根据待分析储集体的钻井数据，利用所述预设井底流压计算模型确定所述待分析储集体的井底流压。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设井底流压计算模型为：pwf＝pd+0.0001EδρgH其中，pwf表示井底流压，pd表示井口油压，Eδ表示修正系数，ρ表示油管内流体密度，g表示重力加速度，H表示井深。3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，在所述修正系数确定步骤中：根据所述历史测试数据中的各个测压点数据分别计算各个测压点的井底流压误差；根据所述各个测压点的井底流压误差确定计算误差，通过改变所述预设井底流压计算模型中的修正系数的取值来进行历史数据拟合，将计算误差满足预设要求时所对应的修正系数确定为拟合得到的修正系数。4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，根据如下表达式确定计算误差：其中，δ表示计算误差，pwf_i表示第i测压点的井底流压计算值...

【专利技术属性】
技术研发人员：郑松青，孙建芳，刘传喜，王强，刘坤岩，程倩，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：北京,11