本發(fā)明涉及油田開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域，特別是涉及到一種二氧化碳驅(qū)替前緣的試井確定方法。

背景技術(shù)：

二氧化碳驅(qū)替過程中，由于二氧化碳與原油混相過程中混合物組分的擴散、溫度、粘度變化規(guī)律以及地層和注入井自身的特點，驅(qū)替前緣難以確定，且目前尚未存在二氧化碳驅(qū)替前緣的確定試井方法提出。為此我們發(fā)明了一種新的二氧化碳驅(qū)替前緣的確定方法，解決了以上技術(shù)問題。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是提供一種考慮了二氧化碳驅(qū)替過程中各種物性變化和地層及注入井的自身特點，提高了二氧化碳驅(qū)替前緣確定的準(zhǔn)確性的二氧化碳驅(qū)替前緣的試井確定方法。

本發(fā)明的目的可通過如下技術(shù)措施來實現(xiàn)：二氧化碳驅(qū)替前緣的試井確定方法，該二氧化碳驅(qū)替前緣的試井確定方法包括：步驟1，建試井解釋模型，包括油藏模型和滲流數(shù)學(xué)模型；步驟2，通過壓力方程線性化，數(shù)值求解試井解釋模型；步驟3，根據(jù)基本的油藏物性測試資料，通過基礎(chǔ)試井解釋參數(shù)，運用模擬方法進行求解，獲得壓力降落/恢復(fù)試井過程中的壓力數(shù)據(jù)，并進行處理，得到壓力及壓力半對數(shù)或雙對數(shù)曲線；步驟4，利用得到的結(jié)果，擬合實際壓力及壓力半對數(shù)、雙對數(shù)曲線，并計算目標(biāo)函數(shù)值；步驟5，根據(jù)步驟4獲得的參數(shù)和求解二氧化碳驅(qū)替前緣關(guān)系式，確定二氧化碳驅(qū)替前緣。

本發(fā)明的目的還可通過如下技術(shù)措施來實現(xiàn)：

在步驟1中，建立完善的、符合實際的試井解釋模型，包括油藏模型和滲流數(shù)學(xué)模型(公式1-4所示)：

k＝k^*e^-ε(pi-p) (4)

其中，φ孔隙度；x_u為液相(油相)中組分u摩爾分?jǐn)?shù)；y_u為氣相中組分u摩爾分?jǐn)?shù)；z_u為組分u總摩爾分?jǐn)?shù)；S_o為含油飽和度；S_g為含氣飽和度；

為u組分的單位體積摩爾質(zhì)量流量；p_l為相壓力；p_i為原始地層壓力；k為地層絕對滲透率；k_rl為相對滲透率；k^*為原始滲透率；μ_l為粘度；ε為壓敏系數(shù)；G_l為各相的啟動壓力梯度；為質(zhì)量密度；ρ為摩爾密度；下標(biāo)o，g分別代表為油、氣相，且l＝o,g；α為單位換算系數(shù)，當(dāng)上述變量均采用水力學(xué)單位時(即達西單位)，α＝1；為重力在x、y和z方向上的梯度。

在步驟2中，通過壓力方程線性化，數(shù)值求解試井解釋模型(公式5)：

式中，Δp_oⁿ⁺¹為n+1時刻油相壓力差，分別為油、氣質(zhì)量密度；gⁿ為n時刻重力常數(shù)，ΔDⁿ為n時刻高度差；G_lⁿ為各相的啟動壓力梯度，l＝o,g；S_o,S_g為油、氣飽和度；為油組分及氣組分的單位體積摩爾質(zhì)量流量；Δp_cog為油氣毛管力；V為單元體積；T_oⁿ為差分表達式中與時間無關(guān)的變量；Δt為時間間隔；Φ為孔隙度。

根據(jù)油藏的實際情況研制相應(yīng)的數(shù)值試井模擬器。

在步驟3中，根據(jù)基本的油藏物性測試資料，輸入基礎(chǔ)試井解釋參數(shù)，運用模擬器進行求解，輸出壓力降落/恢復(fù)試井過程中的壓力數(shù)據(jù)，并進行處理，得到壓力及壓力半對數(shù)或雙對數(shù)曲線。

在步驟4中，利用得到的壓力及壓力半對數(shù)或雙對數(shù)曲線，擬合實際壓力及壓力半對數(shù)、雙對數(shù)曲線，并計算目標(biāo)函數(shù)值(公式6)：

為最小二乘值，分別為t_Di時刻沿搜索方向的壓力和初始壓力；t(t_Di)分別為沿搜索方向的時間步長和初始時間步長；p為壓力；n為曲線上的離散點數(shù)目。

利用SPSA算法在變量定義域中進行搜索，改變相關(guān)參數(shù)(二氧化碳區(qū)半徑R₁、表皮系數(shù)S、井筒存儲系數(shù)C、流度比M、導(dǎo)壓系數(shù)比η、滲透率k及壓縮因子等)，調(diào)用模擬器計算，使得目標(biāo)函數(shù)值最小，得到最終的擬合參數(shù)解釋結(jié)果。

在步驟5中，根據(jù)壓力降落測試壓力及壓力半對數(shù)曲線，由圖解法得到波及區(qū)徑向流直線段斜率m_c、波及區(qū)徑向流結(jié)束時刻t_end，同時結(jié)合試井解釋結(jié)果，構(gòu)建關(guān)系式(公式7-10)，求取二氧化碳驅(qū)替前緣：

X＝(R₂/R₁)² (8)

Z＝η/M (10)

其中，R₂為二氧化碳驅(qū)替前緣半徑，m；R₁為純二氧化碳區(qū)半徑，m；q為二氧化碳注入量，m³/d；B_g為二氧化碳體積系數(shù)；μ_g為二氧化碳粘度，mPa·s；k為試井解釋得到的油藏滲透率，10^-3μm²；h為儲層厚度，m；η為導(dǎo)壓系數(shù)比，M為流度比；X為過渡區(qū)與CO₂區(qū)半徑比值的平方，Y為復(fù)合參數(shù)表達式，Z為儲容系數(shù)。

本發(fā)明中的二氧化碳驅(qū)替前緣的確定方法，計算結(jié)果可應(yīng)用于二氧化碳驅(qū)替油藏評價及開發(fā)方案的編制，提高了二氧化碳驅(qū)替前緣確定的準(zhǔn)確性，為二氧化碳驅(qū)油藏開發(fā)提供準(zhǔn)確的地層參數(shù)，進而產(chǎn)生巨大的經(jīng)濟效益，具有一定的推廣價值。

附圖說明

圖1為本發(fā)明的二氧化碳驅(qū)替前緣的試井確定方法的一具體實施例的流程圖；

圖2為本發(fā)明的一具體實施例中實測壓力降落曲線的示意圖；

圖3為本發(fā)明的一具體實施例中實測壓力降落半對數(shù)曲線的示意圖。

具體實施方式

為使本發(fā)明的上述和其他目的、特征和優(yōu)點能更明顯易懂，下文特舉出較佳實施例，并配合所附圖式，作詳細(xì)說明如下。

如圖1所示，圖1為本發(fā)明的二氧化碳驅(qū)替前緣的試井確定方法的流程圖。

在步驟101，建立完善的、符合實際的試井解釋模型，包括油藏模型和滲流數(shù)學(xué)模型(公式1-4所示)：

k＝k^*e^-ε(pi-p) (4)

其中，φ孔隙度；x_u為液相(油相)中組分u摩爾分?jǐn)?shù)；y_u為氣相中組分u摩爾分?jǐn)?shù)；z_u為組分u總摩爾分?jǐn)?shù)；s_o為含油飽和度；s_g為含氣飽和度；為u組分的單位體積摩爾質(zhì)量流量；p_l為相壓力；p_i為原始地層壓力；k為地層絕對滲透率；k_rl為相對滲透率；k^*為原始滲透率；μ_l為粘度；ε為壓敏系數(shù)；G_l為各相的啟動壓力梯度；為質(zhì)量密度；ρ為摩爾密度；下標(biāo)o，g分別代表為油、氣相，且l＝o,g；α為單位換算系數(shù)，當(dāng)上述變量均采用水力學(xué)單位時(即達西單位)，α＝1；為重力在x、y和z方向上的梯度。

流程進入到步驟102。

在步驟102，通過壓力方程線性化，數(shù)值求解試井解釋模型(公式5)：

式中，Δp_oⁿ⁺¹為n+1時刻油相壓力差，分別為油、氣質(zhì)量密度；gⁿ為n時刻重力常數(shù)，ΔDⁿ為n時刻高度差；G_lⁿ為各相的啟動壓力梯度，l＝o,g；S_o,S_g為油、氣飽和度；為油組分及氣組分的單位體積摩爾質(zhì)量流量；Δp_cog為油氣毛管力；V為單元體積；T_oⁿ為差分表達式中與時間無關(guān)的變量；Δt為時間間隔；Φ為孔隙度。

根據(jù)油藏的實際情況研制相應(yīng)的數(shù)值試井模擬器。流程進入到步驟103。

在步驟103，根據(jù)基本的油藏物性測試資料，輸入基礎(chǔ)試井解釋參數(shù)，運用模擬器進行求解，輸出壓力降落/恢復(fù)試井過程中的壓力數(shù)據(jù)，并進行處理，得到壓力及壓力半對數(shù)或雙對數(shù)曲線。流程進入到步驟104。

在步驟104，利用得到的結(jié)果，擬合實際壓力及壓力半對數(shù)、雙對數(shù)曲線，并計算目標(biāo)函數(shù)值(公式6)：

為最小二乘值，p(t_Di)分別為t_Di時刻沿搜索方向的壓力和初始壓力；t(t_Di)分別為沿搜索方向的時間步長和初始時間步長；p為壓力；n為曲線上的離散點數(shù)目。

利用SPSA算法在變量定義域中進行搜索，改變相關(guān)參數(shù)(二氧化碳區(qū)半徑R₁、表皮系數(shù)S、井筒存儲系數(shù)C、流度比M、導(dǎo)壓系數(shù)比η、滲透率k及壓縮因子等)，調(diào)用模擬器計算，使得目標(biāo)函數(shù)值最小，得到最終的擬合參數(shù)解釋結(jié)果。流程進入到步驟105。

在步驟105，根據(jù)壓力降落測試壓力及壓力半對數(shù)曲線(如圖2、3)，由圖解法得到波及區(qū)徑向流直線段斜率m_c、波及區(qū)徑向流結(jié)束時刻t_end，同時結(jié)合試井解釋結(jié)果，構(gòu)建關(guān)系式(公式7-10)，求取二氧化碳驅(qū)替前緣：

X＝(R₂/R₁)² (8)

Z＝η/M (10)

其中，R₂為二氧化碳驅(qū)替前緣半徑，m；R₁為純二氧化碳區(qū)半徑，m；q為二氧化碳注入量，m³/d；B_g為二氧化碳體積系數(shù)；μ_g為二氧化碳粘度，mPa·s；k為試井解釋得到的油藏滲透率，10^-3μm²；h為儲層厚度，m；η為導(dǎo)壓系數(shù)比，M為流度比；X為過渡區(qū)與CO₂區(qū)半徑比值的平方，Y為復(fù)合參數(shù)表達式，Z為儲容系數(shù)。