(完整版)油藏工程常用计算方法

(完整版)油藏工程常用计算方法(完整版)油藏工程常用计算方法PAGE1(完整版)油藏工程常用计算方法油藏工程常用计算方法目录TOC\o”1—3”\h\z\uHYPERLINK\l”_Toc233160741”1、地层压降对气井绝对无阻流量的影响及预测 3HYPERLINK\l”_Toc233160742”2、利用指数式和二项式确定气井无阻流量差异性研究 3HYPERLINK\l”_Toc233160743"3、预测塔河油田油井产能的方法 3HYPERLINK\l”_Toc233160744"4、确定气井高速湍流系数相关经验公式 46、动态预测油藏地质储量方法简介 5HYPERLINK\l”_Toc233160747"6。1物质平衡法计算地质储量 5HYPERLINK\l”_Toc233160748”6.2水驱曲线法计算地质储量 76.3产量递减法计算地质储量 8HYPERLINK\l”_Toc233160750”6。4Weng旋回模型预测可采储量 96.5试井法计算地质储量 10_Toc233160754”9、水驱曲线 16_Toc233160756"9.2乙型水驱特征曲线 17HYPERLINK\l”_Toc233160757”10、岩石压缩系数计算方法 17_Toc233160760"11。2利用井口油压计算井底流压 1911.4利用复压计算平均地层压力的方法（压恢） 22_Toc233160766"14、采收率计算的公式和方法 25HYPERLINK\l”_Toc233160767”15、天然水侵量的计算方法 2515。1稳定流法 27_Toc233160770"16、注水替油井动态预测方法研究 34。扩大井的半径实际上为油藏的油水接触面的半径，或称为天然水域的内半径；天然水域的外缘半径,则称为天然水域的地层压力都等于原始地层压力。当油藏投入生产时间后，油藏内边界上的压力（即油藏地层压力）下降到，在考虑天然水域的地层水和岩石的有效弹性影响条件下,1936年基于达西稳定流定律，得到了估算天然水侵量的表达式:，（15-2)式中：—天然累计水侵量，m3;—原始地层压力，MPa；-油藏开采到时间的地层压力，MPa；-开采时间，d；—水侵常数，m3/（MPa·d）.它与天然水域的储层物性、流体物性和油藏边界形状有关。天然水驱油藏的开采实际动态表明，（15-2）式中的并不是一个常数，而是一个随时间变化的变量。于1943年对（15-2）式提出如下修正形式：，(15—3）式中：-的水侵常数，m3/（MPa·d)；-与时间单位有关的转换常数。由（15-2)和（15—3）式对比，可得到如下关系式:（15—4)15。2非稳定流法当油藏具有较大或广阔的天然水域时,作为一口“扩大井”的油藏,由于开采所造成的地层压力降,必然连续不断地向天然水域传递,并引起天然水域内地层水和岩石的有效弹性膨胀.当地层压力的传递尚未波及到天然水域的外边界之前，这时一个属于非稳定渗流的过程.对于这一非稳定水侵过程，基于不同的流动方式和天然水域的内外边界条件,提出了计算天然水侵量的不同非稳定流方法。1。vanEverdingen和Hurst法对于平面径向流系统的天然累计水侵量的表达式为：（15-5）若令：,得：(15-7)式中：—水侵系数，m3/MPa；—油水接触面半径，m;—天然水域的有效厚度，m；—天然水域的有效孔隙度,小数；-天然水域内地层水和岩石的有效压缩系数（）,MPa—1；—油藏内边界上（油藏平均）的有效地层压降（见图15－2）Mpa。图15-2不同开发阶段求解有效地层压降示意图不同开发时间的有效地层压降,由下式确定:……(15-8）为无量纲水侵量，它是由下面表示的无量纲时间和无量纲半径的函数:（15—9）（15-10）式中：—无量纲时间；-无量纲半径；—天然水域的外缘半径,m；-开发时间，d；-天然水域内的有效渗透率，mD；—有效孔隙度；—天然水域内地层水的粘度;—平面径向流的综合系数（）;—平面径向流的综合参数（)；对于一个实际的油（气）藏，如果周围的天然水域不是一个整圆形,而是圆形的一部分（即扇形），或由面积等值方法折合的某个半径的扇形，则由（15-5）式表示的水侵系数，应改为下式表示：（15—11）式中—水侵的圆周角，以度表示。在给定和值之后，根据天然水域的边界条件,对于不同开发阶段（时间)的无量纲水侵量，可利用回归的如下经验公式：a无限大天然水域体统当时：（15-12）当时：(15-13）当时：（15—14）b有限封闭天然水域系统:对于不同的值，与的回归关系式列于表1—1中表15—1平面径向流有限封闭天然水域不同的的经验公式无量纲半径无量纲时间范围相关经验公式1。50。05～0.82.00。075~5.02.50。15～103.00.40~243.51~404.02～504.54~1005。03～1206。07。5～2208。09~50010.015~4802。Nabor和Barham法对于直线流系统的天然累计水侵量表示为：（15—15）（15-16)（15—17）式中：—天然累计水侵量，m3；—直线流系统的水侵常数，m3/MPa；—天然水域的宽度，m；—天然水域的有效厚度，m；—天然水域的有效孔隙度，f；-油水接触面到天然水域外缘的长度，m.直线流系统的无量纲时间表示为：（15—18）式中的为直线流的综合参数（）。对于直线流系统，无限大天然水域、有限封闭天然水域和有限敞开外边界定压天然水域的三种情况,无量纲水侵量与无量纲时间的关系,见图15－3图15—3直线流系统不同天然水域条件与的关系图在实际计算时，可以利用如下的相关经验公式：(1）无限大天然水域系统:(15—19）(2)有限封闭天然水域系统:（15—20）（3）有限敞开边界定压天然水域系统:（15—20)当时，上述三种天然水域条件的均等于。而当时，有限敞开外边界定压天然水域系统的；有限封闭水域系统的。3。Chatas法对于底水油藏开发的半球形流系统的天然累计水侵量表示为：（15—21)令：（15—22) (15-23)式中：—天然累计水侵量，m3；—半球形流的水侵参数，m3/MPa；—半球形流的等效油水接触球面的半径，m。半球形流系统的无量纲时间表示为：（15-24）式中的为半球形流的综合参数（）.半球形流对于无限大天然水域、有限封闭天然水域和有限敞开天然水域三种情况的无量纲水侵量与无量纲时间的关系数据绘制的和的关系图,见图15-4所示。图15-4半球形流不同天然水域条件的关系图由图15—4看出,对于有限敞开天然水域，的关系曲线已接近于无限大天然水域的情况；而对于有限封闭天然水域，不同的关系曲线，与无限大天然水域情况有显著的差异。无限大天然水域系统：无限大天然水域的与的相关经验公式为：（15—25）有限封闭天然水域系统：有限封闭天然水域,不同的的相关经验公式表15—2半球形流有限封闭天然水域不同的经验公式无量纲半径无量纲时间范围相关经验公式20.07～1040。7~962～80084~2000106~10010200～40002030～20003080~10000有限敞开天然水域系统：有限敞开天然水域，不同的相关经验公式：表15—3半球形流有限敞开天然水域不同的经验公式无量纲半径无量纲时间范围相关经验公式20.07-340。7-2062—4084-70106-902030—6003080-10004.Hurst稳态水侵修正模型天然水驱油藏的开发实际动态表明,水侵常数k是一个随时间变化的变量.Hurst发现水域半径会随时间变化,则有（15—26）Hurst提出了稳态水侵修正形式：（15—27)，,（15-28)修正的稳态公式适用条件为：与含油区相比，供水区很大；油层产生的压力降不断向外传播，使流动阻力增大，因而边水侵入速度减小，也就是水侵系数变小。另外，这一规律一般用于油田生产一段时间以后,压力处于平稳下降的阶段.上式可以写成求和形式：（15-29）其中有2个未知数a和Ch，可以用下式确定：（15-30）a和Ch的确定：（15-31）斜率mnEr斜率mnEr16、注水替油井动态预测方法研究碳酸盐岩油田注水替油动态预测方法同一般的注水开采动态预测方法一样有四种：摸拟方法、水动力学方法、物质平衡方法和是统计及经验方法.其中模拟方法又分物理模拟和数学模拟，前者是认识碳酸盐岩油田注水吞吐开采机理的重要手段，但因安装模型及实验操作很费工时,而且要得到正确地按相似比例模拟具体的原油和砂层，常常受到材料及液体有效性的限制，而且人为操作上的误差也较大.而数值模拟方法随着热采软件不断普及，应用较多.由于蒸汽吞吐数值模拟研究需要大量可靠的动静态数据，实际应用时很难获得齐全的资料，因此采用数值模拟方法时，总是存在比常规油田注水开采数值模拟有着更大的不确定性和多解性。另一方面，数值模拟方法研究时间长，费用高,应用范围是有限的.特别是开采的生产管理部门，更容易接受统计与经验方法。其主要原因是：这两种方法简单易行，容易掌握,除此生产动态资料外，无需更多的油、气、水参数；同时还因其针对性强，各个油田使用时，对某些经验常数还可修正，而使之更加符合本油田的情况。因而不断丰富这类方法，是十分必要的。注水吞吐井的生产动态与油层性质、地质情况和注水状况等因素有关。根据塔河油田的注水吞吐情况，建立了注水吞吐焖井和开井过程中的地质物理模型，利用物质平衡方程计算焖井结束和生产阶段油层平均压力及波及区的油水饱和度，利用油水两相渗流理论—贝克莱—列维尔特驱油理论计算波及半径，最后根据圆形封闭地层中心一口井拟稳态的近似解公式计算产水量及产油量，达到产量预测的目的。理论推导（1）注水吞吐井的地质物理模型:当水注入油层后,经过焖井阶段，将油藏分为两个区，波及区及未波及区.在波及区内，靠近井筒附近，含水较高，所以开井生产初期，含水率较高，但随着近井产出水的增加，含水率逐渐降低.其油藏平面图如图5－1所示。图5－1油藏平面示意图（2）注水吞吐井生产能力计算公式:焖井结束后，将油藏分为波及区及未波及区。采用圆形封闭地层中心一口井拟稳态的近似解公式计算产水量及产油量.在波及区内:（5－1）（5－2）在未波及区内：（5－3）（5－4）（5－5）由（5－3）式及（5－5）式得：（5－6）由（5－1）式及（5－6）式得产油量为：（5－7）式中：、为产油指数。同理可以推导出产水量公式：(5－8）式中:、为产水指数；为表皮系数。综上可知：要预测吞吐井的出油和出水能力，需要求得几个主要参数，焖井结束时的平均地层压力；各阶段的油水饱和度;不同饱和度下的油水相对渗透率；波及区的半径和供给半径.（3）各项参数的确定平均地层压力：当注入一定量的水后，地层压力会上升，开井生产后，由于产出一定量的油和水，使得平均地层压力低于焖井结束时的压力。生产阶段时的平均地层压力为：(5－9)式中:为平均地层压力，为原始地层压力,、为累计产水量和累计注水量,、为压力下的油水体积系数为原始地质储量为综合压缩系数，、、分别为油、水和孔隙的压缩系数；、为原始地层油和水饱和度。波及半径:根据油水两相渗流理论—贝克莱-列维尔特驱油理论计算波及半径。平面径向流的等饱和度面移动方程为：（5－10）从两相区开始形成到t时刻渗入两相区（）范围内的总水量使该范围内各处含水饱和度相应增加，根据物质平衡原理：（5－11）式中:－两相区中任意一点处t时刻的含水饱和度；－束缚水饱和度.对式（5－10)式微分可得：（5－12)将（5－12）式代入(5－11）式并整理得：(5－13)上式是一个含有水驱油前缘含水饱和度的隐函数关系式，根据此式可用图解法求得水驱油前缘含水饱和度，其方法如下：在含水率与含水饱和度关系图中，通过束缚水饱和度点对－曲线作切线，得到一切点，该切点所对应的含水饱和度即为水驱油前缘含水饱和度。求得水驱油前缘含水饱和度以后,再在－关系曲线上求得,然后根据式（5－10）即可求出水驱油前缘所到达的位置.平均含水饱和度:设两相区中平均含水饱和度为,根据物质平衡原理可得:将（9－10）式代入上式可得：（5－14)式（5－14）是一个含有两相区平均含水饱和度的隐函数关系式,难于直接求解，可根据此式用图解法求得。方法如下：在含水率与含水饱和度关系图中，通过束缚水饱和度点对－曲线作切线，并延长此切线使之与＝1的横线交于一点，该点所对应的含水饱和度即为两相区平均含水饱和度，它是个定值.油、水相对渗透率：根据相渗曲线，由含水饱和度及绝对渗透率,即可计算不同饱和度下的油、水相渗透率。将以上各参数代入(5－7）式和（5－8)式即可求得产油量及产水量.17、确定缝洞单元油水界面方法的探讨（1)水锥经验公式法相关研究表明，水驱双重介质碳酸盐岩底水油藏,半径为10m的近井地区，是压力梯度大、流速高的地区,此区内底水沿裂缝迅速向井底突进，其高度称之为水锥高度。油井不形成水锥的极限产量用下式计算：（1）油井实际产量大于极限总产量时将形成水锥.由（1）式可计算油井的水锥高度，从而可对实际的水锥高度进行拟合。见水时水锥高度(2）由(2）式计算油井见水时的水锥高度，可计算油水界面深度：Dowc=D+hp+how（3）式中：ke：有效渗透率，达西D，how:油井见水时油层顶界离油水界面的高度,m△ρwo：地下水油密度差,ρos：地面脱气原油密度μop：地层原油粘度，mPa。S，Bo：原油体积系数，m3/m3hp：油井油层打开厚度，m,Dowc：油水界面深度，mD：油层顶面深度，m由于油井间地面原油粘度、原油体积系数、地层水油密度差和地面原油密度变化小,其对计算结果影响较小；对计算结果影响较大的主要计算参数是油层的有效渗透率和油井见水时的产量变化.（2）见水时间-产液深度交会法如果油藏具有统一的油水界面，在开发过程中，随着时间的推移，原油采出量增加，油水界面就会比不断升高。通过分析时间—见水深度的变化，确定缝洞单元的油水界面。表5-4—3井号时间（月-年）深度(米）依据井号时间(月—年)深度（米）依据S4809—2000-5331井底TK424CH10-20025560轨迹A点T40105-2003—5343PLTTK425CH10-2003-5417轨迹A点T40204-1999—5544PLTTK425CH10-2000—5380轨迹B点TK40802-2001-5437水泥塞TK42904—2001—5481PLTTK40802—2001—5427机械钻速TK42902-2002-5451PLTTK41003-20035415三维分布TK44002—2004—5556PLTTK41110—2000—5459水泥塞TK44002-2004-5502PLT峰值TK41110-2000-5434测井TK44005-2004-5487上部PLTTK41204—2001-5418PLTTK46702-2004-5460三维分布TK41210—2003-5338PLTTK46702—2004-5365三维分布TK424CH02-2002—5442泥浆漏失如S48单元根据见水时间，给出了每口井不同时间（TVD900米）的油水界面及依据，见表5单元内单井见水深度—见水时间的交汇图见图5-4-3。从图中可以看出，S48单元油水界面随时间的变化基本符合线性关系，具有较好的一致性趋势，单元具有统一的油水界面。根据油水界面与时间的线性关系，S48缝洞单元油水界面约为5680m（海拔－图5-4-3S48单元各井见水深度（油水界面）随时间变化图（3）根据地层压力估算油水界面假设油藏中原油密度变化不大,油柱压力可以看成