[发明专利]井底流压的确定方法及储集体天然能量的确定方法

说明书

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。

技术领域

本发明涉及油气勘探开发技术领域，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。

背景技术

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D_pr和弹性产量比N_pr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D_pr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N_pr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。

发明内容

为解决上述问题，本发明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。

根据本发明的一个实施例，所述预设井底流压计算模型为：

p_wf＝p_d+0.0001E_δρgH

其中，p_wf表示井底流压，p_d表示井口油压，E_δ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。

根据本发明的一个实施例，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。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式确定计算误差：

其中，δ表示计算误差，p_{wf_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。

本发明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；