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1、10申请公布号CN103628868A43申请公布日20140312CN103628868A21申请号201310643110522申请日20131203E21B49/00200601E21B47/06201201E21B43/0020060171申请人中国海洋石油总公司地址100010北京市东城区朝阳门北大街25号申请人中海油研究总院72发明人杨宝泉苑志旺杨莉罗银富顾文欢尚凡杰卜范青段瑞凯王昊74专利代理机构北京纪凯知识产权代理有限公司11245代理人徐宁关畅54发明名称一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法57摘要本发明涉及一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，该方法包括以下步骤。
2、1）判断注采状况是否达到平衡油藏有静压测试的，目前的地层压力是否维持在原始水平；油藏无静压测试的，油藏积累注采比VRR的数值是否接近或者大于1。若是则判定达到平衡状态。2）分析注气开发机理，判断目标油藏为混相驱油藏，还是非混相驱油藏。3）对油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数拟合关系式LNGIHMNP进行系数辨识；根据开发过程油藏累积注气量GI和油藏累积产油量NP的历史数据，辨识出拟合系数H和M。4）运用半对数拟合公式根据预测时间段油藏合理的累积注气量GI对油藏累积产油量NP进行预测。本发明适用于油藏流体为高挥发性原油，且采用注天然气保压开发的油藏。51INTCL权利要求书2页说明书5页19中。
3、华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书2页说明书5页10申请公布号CN103628868ACN103628868A1/2页21一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，包括以下步骤1）判断注采状况是否达到平衡，判据为若油藏有静压测试，检查目前的地层压力是否维持在原始水平，如果是则判定注采达到平衡状态，进行步骤2）；若油藏无静压测试，油藏累积注采比VRR的数值是否接近1或者大于1，如果是则判定注采状况达到平衡状态，并进行步骤2）VRRQINGC/QOC式中QINGC是油藏累积注入流体地下体积，单位是M3；QOC是油藏累积产出流体地下体积，单位是M3；2）分析注气开发机理，判断目标。
4、油藏为混相驱油藏，还是非混相驱油藏；3）对油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数拟合关系式LNGIHMNP进行系数辨识；式中GI是油藏累积注气量，单位是M3；NP是油藏累积产油量，单位是M3；H和M是拟合系数；对于混相驱油藏，采出程度达到RF1以后，以及对于非混相驱油藏，采出程度需达到RF2以后，上述半对数拟合公式适用；根据开发过程中油藏累积注气量GI和油藏累积产油量NP的历史数据，辨识出拟合系数H和M；式中RF1为混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；RF2为非混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；4）辨识出拟合系数H和M后，即可。
5、运用半对数拟合关系式LNGIHMNP根据预测时间段油藏合理的累积注气量GI对该时间段的油藏累积产油量NP进行预测。2如权利要求1所述的一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，其特征在于所述步骤1）中的油藏累积注入流体的地下体积QINGC为式中是第I口注气井日注气量，单位是M3/天；I为自然数；是第I口注气井注入气的体积系数；是第I口注气井注入时间，单位是天；R是油藏注气井数量，单位是口；油藏累积产出流体的地下体积QOC为式中是第I口油井累积产出流体的地下体积，单位是M3；S是油藏油井数量，单位是口。3如权利要求2所述的一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，其特征在于所述第I口油井累积。
6、产出流体的地下体积在注气突破前采用下述公式计算权利要求书CN103628868A2/2页3式中是第I口油井日产油量，单位是M3/天；是第I口油井日产水量，单位是M3/天；是第I口油井产出水体积系数，单位是M3/M3；是第I口油井原油体积系数，单位是M3/M3；是第I口油井生产时间，单位是天。4如权利要求2所述的一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，其特征在于所述第I口井累积产出流体的地下体积在注气突破后采用下述公式计算式中是油藏原油平均体积系数，单位是M3/M3；GORI是第I口油井生产气油比，单位是M3/M3；GORMEAN是油藏原油平均溶解气油比，单位是M3/M3；BPG是产出气的体。
7、积系数，单位是M3/M3；为第I口油井注气突破时间，单位是天；第I口油井生产时间，单位是天。5如权利要求3或4所述的一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，其特征在于所述油井为注气突破后或者突破前的判断标准为以油藏原始条件下原油最大的溶解气油比为界，当油井生产气油比GORI小于该值时为注气突破前，当油井生产气油比GORI大于该值时为注气突破后。6如权利要求1所述的一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，其特征在于所述步骤3）中的混相驱油藏采出程度RF1的计算方法为式中RF1为混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；SWI为油藏平均束缚水饱和度；非混相驱油藏。
8、采出程度RF2的计算方法为式中RF2为非混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；SG1为非混相驱油藏气、油两相相对渗透率比值的对数与含气饱和度关系曲线开始出现线性关系时的饱和度。权利要求书CN103628868A1/5页4一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法技术领域0001本发明涉及石油开发领域，尤其涉及一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法。背景技术0002高挥发性原油是一种天然形成的、以中间组分为主的烃类混合物,其性质介于黑油和凝析气之间,在油藏条件下以液态形式存在。高挥发油的一个重要特征是具有明显的组分梯度，即流体组分随深度变化而变化（轻组分的摩尔。
9、含量随油藏埋深的增大而减小，重组分的摩尔含量随油藏埋深的增大而增加）；高挥发性原油另一个重要特征就是具有高收缩性，当地层压力低于饱和压力时,原油因脱气而体积迅速收缩，因气相较油相渗流速度高而导致油井生产气油比快速上升，油相滞留于油藏中，使得采收率大大降低，大约是825。因此保压开发将获得更高的采收率。0003油藏顶部注气边部采油是高挥性发油藏常用的开采方式。当注入的高压气与挥发油接触时,容易形成混相带，这样就形成了混相驱油。由于组分梯度和注气驱的双重作用，开采过程中使得生产气油比不断增加，开发过程中注气驱替机理从气体突破前的混相驱逐渐过渡到气体突破后的非混相驱，油藏内部流体相态变化以及渗流规律。
10、复杂，加大了产油量预测的难度。目前，对于高挥发性油藏注气开发过程中产油量的预测，大多数研究都借助于数值模拟方法进行产量预测，但储层认识不清会对数值模拟预测结果带来很大误差；而且从地质建模到油藏数值模型，过程复杂、周期长、人员费用高，不利于快速进行注气效果评估和产油量预测。因此，迫切需要建立一套简单、方便、快速、准确的高挥发性油藏注气开发产油量预测方法。发明内容0004针对上述问题，本发明的目的是提供一种用于高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，该方法适用于油藏流体为高挥发性原油，且采用注天然气保压开发的油藏。0005为实现上述目的，本发明采用以下技术方案一种高挥发性油藏注天然气开发产油量预测。
11、方法，包括以下步骤00061）判断注采状况是否达到平衡，判据为若油藏有静压测试，检查目前的地层压力是否维持在原始水平，如果是则判定注采达到平衡状态，进行步骤2）；若油藏无静压测试，油藏累积注采比VRR的数值是否接近1或者大于1，如果是则判定注采状况达到平衡状态，并进行步骤2）0007VRRQINGC/QOC0008式中QINGC是油藏累积注入流体地下体积，单位是M3；QOC是油藏累积产出流体地下体积，单位是M3；00092）分析注气开发机理，判断目标油藏为混相驱油藏，还是非混相驱油藏；00103）对油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数拟合关系式LNGIHMNP进行系说明书CN103628868。
12、A2/5页5数辨识；0011式中GI是油藏累积注气量，单位是M3；NP是油藏累积产油量，单位是M3；H和M是拟合系数；0012对于混相驱油藏，采出程度达到RF1以后，以及对于非混相驱油藏，采出程度需达到RF2以后，上述半对数拟合公式适用；根据开发过程中油藏累积注气量GI和油藏累积产油量NP的历史数据，辨识出拟合系数H和M；0013式中RF1为混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；RF2为非混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；00144）辨识出拟合系数H和M后，即可运用半对数拟合关系式LNGIHMNP根据预测时间段油藏合理的累积注。
13、气量GI对该时间段的油藏累积产油量NP进行预测。0015所述步骤1）中的油藏累积注入流体的地下体积QINGC为00160017式中是第I口注气井日注气量，单位是M3/天；I为自然数；是第I口注气井注入气的体积系数；是第I口注气井注入时间，单位是天；R是油藏注气井数量，单位是口；0018油藏累积产出流体的地下体积QOC为00190020式中是第I口油井累积产出流体的地下体积，单位是M3；S是油藏油井数量，单位是口。0021所述第I口油井累积产出流体的地下体积在注气突破前采用下述公式计算00220023式中是第I口油井日产油量，单位是M3/天；是第I口油井日产水量，单位是M3/天；是第I口油井产出。
14、水体积系数，单位是M3/M3；是第I口油井原油体积系数，单位是M3/M3；是第I口油井生产时间，单位是天。0024所述第I口井累积产出流体的地下体积在注气突破后采用下述公式计算00250026式中是油藏原油平均体积系数，单位是M3/M3；GORI是第I口油井生产气油比，单位是M3/M3；GORMEAN是油藏原油平均溶解气油比，单位是M3/M3；BPG是产出气的体积系说明书CN103628868A3/5页6数，单位是M3/M3；为第I口油井注气突破时间，单位是天；第I口油井生产时间，单位是天。0027所述油井为注气突破后或者突破前的判断标准为以油藏原始条件下原油最大的溶解气油比为界，当油井生产气。
15、油比GORI小于该值时为注气突破前，当油井生产气油比GORI大于该值时为注气突破后。0028所述步骤3）中混相驱油藏采出程度RF1的计算方法为00290030式中RF1为混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；SWI为油藏平均束缚水饱和度。0031所述非混相驱油藏采出程度RF2的计算方法为00320033式中RF2为非混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度；SWI为油藏平均束缚水饱和度；SG1为非混相驱油藏气、油两相相对渗透率比值的对数与含气饱和度关系曲线开始出现线性关系时的饱和度。0034本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点1。
16、、提供了一种预测高挥发性油藏注天然气开发产量的预测方法，填补了油藏工程技术领域预测方面的空白。2、避免了由于储层认识不清给油藏数值模拟预测结果带来的误差，以及数值模拟方法过程复杂、成本高、周期长等问题。3、简单、方便、快速，且可以根据生产历史数据更新实时调整拟合系数，预测精度高。具体实施方式0035下面结合实施例对本发明进行详细的描述。0036本发明的高挥发性油藏注天然气开发产油量预测方法，包括以下步骤00371、判断注采状况是否达到平衡，具体判断方法如下0038若油藏有静压测试，检查目前的地层压力是否维持在原始水平,如果是则判定注采达到平衡状态，进行步骤2）；若油藏无静压测试，采用下述步骤判。
17、断0039确定原油体积系数004000410042式中是第I口油井原油体积系数，单位是M3/M3；是油藏原油平均体积系数，单位是M3/M3；GORI是第I口油井生产气油比，单位是M3/M3；GORMEAN是油藏原油平均溶解气油比，单位是M3/M3；A，B均为常系数，通过拟合地层原油的PVT分析测试得到的体积系数与气油比的线性关系获得。其中PVT分析为本领域技术人员惯用的分析方法，故不再赘述。0043将各注气井注入气的地下体积求和，得到油藏累积注入流体的地下体积说明书CN103628868A4/5页700440045式中QINGC是油藏累积注入流体的地下体积，单位是M3；I为自然数；是第I口注气。
18、井日注气量，单位是M3/天；是第I口注气井注入气的体积系数，单位是M3/M3；是第I口注气井注入时间，单位是天；R是油藏注气井数量，单位是口。0046以油藏原始条件下原油最大的溶解气油比为界，当油井生产气油比GORI小于该值时为注气突破前，在注气突破前采用下述公式计算单井累积产出流体的地下体积00470048式中是第I口油井累积产出流体的地下体积，单位是M3；是第I口油井日产油量，单位是M3/天；是第I口油井日产水量，单位是M3/天；是第I口油井产出水体积系数，单位是M3/M3；是第I口油井生产时间，单位是天。0049当油井生产气油比GORI大于该值时为注气突破后，在注气突破后则采用下述公式计。
19、算单井累积产出流体的地下体积00500051式中BPG是产出气的体积系数，单位是M3/M3；为第I口油井注气突破时间，单位是天；第I口油井生产时间，单位是天。0052原油体积系数的确定方法为005300540055式中A，B均为常系数，通过拟合地层原油的PVT分析测试得到的体积系数与气油比的线性关系获得。其中PVT分析为本领域技术人员惯用的分析方法，故不再赘述。0056将各油井产出流体的地下体积求和，得到油藏累积产出流体的地下体积00570058式中QOC是油藏累积产出流体的地下体积，单位是M3；S是油藏油井数量，单位是口。0059计算油藏累积注采比VRR0060VRRQINGC/QOC006。
20、1其中说明书CN103628868A5/5页800620063式中QINGC是油藏累积注入流体的地下体积，单位是M3；是第I口注气井日注气量，单位是M3/天；是第I口注气井注入气的体积系数；是第I口注气井注入时间，单位是天；R是油藏注气井数量，单位是口。0064当计算得到的油藏累积注采比VRR接近大于等于1时，即表明注采状况达到了平衡状态，在满足油井在生产过程中的井底流压大于饱和压力的前提下,可以进行后续步骤对油藏累积产油量进行预测。00652、判断注气开发机理，可通过油藏流体基础实验、理论公式、经验公式或数值模拟法等确定油藏流体最小混相压力，也可以通过三角相图分析等手段论证注气开发机理，判断。
21、该油藏为混相驱油藏，还是非混相驱油藏。上述论证注气开发机理的方法是本领域技术人员惯用的分析方法，故不再赘述。00663、对油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数拟合关系式LNGIHMNP进行系数辨识，式中GI是油藏累积注气量，单位是M3；NP是油藏累积产油量，单位是M3；H和M是拟合系数。对于混相驱油藏，采出程度达到RF1以后，以及对于非混相驱油藏，采出程度需达到RF2以后，油藏累积注气量GI的对数与油藏累积产油量NP出现线性关系，上述半对数拟合公式适用。0067混相驱油藏采出程度RF1的计算方法为00680069式中RF1为混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度，。
22、采用百分数单位；SWI为油藏平均束缚水饱和度，采用百分数单位。0070所述非混相驱油藏采出程度RF2的计算方法为00710072式中RF2为非混相驱油藏累积注气量油藏累积产油量的半对数关系式开始适用时的采出程度，采用百分数单位；SWI为油藏平均束缚水饱和度，采用小数单位；SG1为非混相驱油藏气、油两相相对渗透率比值的对数与含气饱和度关系曲线开始出现线性关系时的饱和度，采用小数单位。0073根据开发过程油藏累积注气量GI和油藏累积产油量NP的历史数据，采用最小二乘法辨识出拟合系数H和M。采用最小二乘法对拟合系数进行辨识，是数学上的基本参数辨识方法，故不再赘述。00744、运用半对数拟合公式根据预测时间段（年，季度，月，日）油藏合理的累积注气量GI对该时间段（年，季度，月，日）的油藏累积产油量NP进行预测。0075上述各实施例仅用于说明本发明，其中方法的实施步骤等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。说明书CN103628868A。