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原文传递孔隙型砂岩储层产能预测方法与装置

专利名称：	孔隙型砂岩储层产能预测方法与装置
摘要：	本发明提供一种孔隙型砂岩储层产能预测方法与装置，所述方法通过对目标区域内的孔隙型砂岩储层进行测量，得到储层微结构信息、储层中储层油的特征信息以及储层的声学特征信息；根据储层的声学特征信息，计算得到孔隙型砂岩储层的初始孔隙度和储层弹性信息；根据储层弹性信息，计算得到储层应力信息；获取油井开发时间和油井信息，根据油井开发时间、油井信息以及目标区域内的孔隙型砂岩储层相关信息，计算得到目标区域内的孔隙型砂岩储层的油井产能预测指数，由此避免了储层砂岩渗透率测定的工序，节约了产能预测成本，还将地应力对储层产能的影响考虑在产能预测计算之内，提高了孔隙型砂岩储层产能定量预测的准确性。
专利类型：	发明专利
国家地区组织代码：	北京;11
申请人：	中国石油天然气股份有限公司
发明人：	赵斌;尹国庆;谢舟
专利状态：	有效
申请日期：	2017-12-28T00:00:00+0800
发布日期：	2019-07-05T00:00:00+0800
申请号：	CN201711457240.4
公开号：	CN109975189A
代理机构：	北京同立钧成知识产权代理有限公司
代理人：	胡艾青;黄健
分类号：	G01N15/08(2006.01);G;G01;G01N;G01N15
申请人地址：	100007 北京市东城区东直门北大街9号中国石油大厦
主权项：	1.一种孔隙型砂岩储层产能预测方法，其特征在于，包括：对目标区域内的孔隙型砂岩储层进行测量，得到储层微结构信息、储层中储层油的特征信息以及储层的声学特征信息；根据所述储层的声学特征信息，计算得到所述孔隙型砂岩储层的初始孔隙度和储层弹性信息；根据所述储层弹性信息，计算得到储层应力信息；获取油井开发时间和油井信息，根据所述油井开发时间、所述油井信息以及目标区域内的孔隙型砂岩储层相关信息，计算得到所述目标区域内的孔隙型砂岩储层的油井产能预测指数，其中，所述目标区域内的孔隙型砂岩储层相关信息包括：所述储层微结构信息、所述储层中储层油的特征信息、所述初始孔隙度、所述储层弹性信息以及所述储层应力信息。 2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述油井信息包括：泄油半径、采油井井眼半径和采油井表皮系数；所述储层微结构信息包括：储层的砂岩粒径均值、储层的砂岩孔隙结构迂曲度和储层的砂岩孔隙形状修正因子；所述储层中储层油的特征信息包括：储层油粘度和储层油体积系数；所述储层弹性信息包括：储层动态杨氏模量与储层泊松比；所述储层应力信息包括：储层垂向地应力、储层最大水平主地应力和储层最小水平主地应力；相应地，所述根据所述油井开发时间、所述油井信息以及目标区域内的孔隙型砂岩储层相关信息，计算得到所述目标区域内的孔隙型砂岩储层的油井产能预测指数，包括：根据公式一、公式二和公式三计算得到所述目标区域内的孔隙型砂岩储层的油井产能预测指数；其中，PI为所述目标区域内的孔隙型砂岩储层的油井产能预测指数；t为所述油井开发时间；φ0为初始孔隙度；dg为储层的砂岩颗粒径均值；υ为储层油粘度；χ为储层的砂岩孔隙形状修正因子；ζ为储层的砂岩孔隙结构迂曲度；B为储层油体积系数；re为泄油半径；rw为采油井井眼半径；S为采油井表皮系数；E为储层动态杨氏模量；μ为储层泊松比；σH为储层最大水平主地应力；σv为储层垂向地应力；σh为储层最小水平主地应力；pp为储层孔隙压力。 3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述储层的声学特征信息包括：储层纯岩石声波时差、储层岩石骨架声波时差、储层岩石孔隙流体的声波时差、储层横波时差和储层纵波时差；所述对目标区域内的孔隙型砂岩储层进行测量，得到储层的声学特征信息，包括：在目标区域内的孔隙型砂岩储层的油井中放入受控声波源进行声波测井，测量得到储层纯岩石声波时差、储层岩石骨架声波时差、储层岩石孔隙流体的声波时差、储层横波时差和储层纵波时差。 4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据储层的声学特征信息，计算得到所述孔隙型砂岩储层的初始孔隙度，包括：根据公式四，计算得到所述孔隙型砂岩储层的初始孔隙度；其中，φ0为所述初始孔隙度；Δt为所述纯岩石样本的声波时差；Δtma为所述岩石骨架样本的声波时差；Δtf为所述孔隙流体岩石样本的声波时差。 5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述孔隙型砂岩储层的储层弹性信息包括：储层动态杨氏模量与储层泊松比；所述根据储层的声学特征信息，计算得到所述孔隙型砂岩储层的储层弹性信息，包括：对所述孔隙型砂岩储层进行测量，得到所述孔隙型砂岩储层的储层体积密度；根据公式五计算得到所述孔隙型砂岩储层的储层动态杨氏模量；其中，E为储层动态杨氏模量；ρb为所述储层体积密度；Δts为所述储层横波时差；Δtc为所述储层纵波时差；根据公式六计算得到所述孔隙型砂岩储层的储层泊松比；其中，μ为储层泊松比；Δts为所述储层横波时差；Δtc为所述储层纵波时差。 6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述储层应力信息包括：储层垂向地应力；所述根据储层弹性信息，计算得到储层应力信息，包括：对所述孔隙型砂岩储层进行测量，得到所述孔隙型砂岩储层的储层岩石密度和储层岩石厚度；根据公式七计算得到储层垂向地应力；其中，σv为储层垂向地应力；ρi为所述储层岩石密度；g为所述目标区域的重力加速度；hi为所述储层岩石厚度，n为所述储层的总层数。 7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述储层应力信息还包括：储层最大水平主地应力和储层最小水平主地应力；所述根据储层弹性信息，计算得到储层应力信息，还包括：对所述孔隙型砂岩储层进行测量，得到所述孔隙型砂岩储层的储层孔隙压力和有效应力系数；在所述目标区域内确定采样区域，并测得所述采样区域中孔隙型砂岩储层的采样最大水平主地应力和采样最小水平主地应力；根据所述采样最大水平主地应力和采样最小水平主地应力，利用如下公式八和公式九，确定所述最大水平主地应力方向的应变和最小水平主地应力方向的应变；其中，σH'为所述采样最大水平主地应力；σh'为所述采样最小水平主地应力；pp为储层孔隙压力，E为储层动态杨氏模量；μ为储层泊松比；σv为储层垂向地应力；α为所述有效应力系数；εH为所述最大水平主地应力方向的应变；εh为所述最小水平主地应力方向的应变；根据所述最大水平主地应力方向的应变和所述最小水平主地应力方向的应变，利用如下公式十和公式十一计算得到储层的所述最大水平主地应力和所述最小水平主地应力；其中，σH为所述最大水平主地应力；σh为所述最小水平主地应力。 8.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述储层微结构信息包括：储层的砂岩粒径均值、储层的砂岩孔隙结构迂曲度和储层的砂岩孔隙形状修正因子；所述对目标区域内的孔隙型砂岩储层进行测量，得到储层微结构信息，包括：对目标区域内的孔隙型砂岩储层钻取储层样本；对所述储层样本中砂岩的粒径进行测量，得到所述储层的砂岩颗粒径均值；对所述储层样本中砂岩的孔隙结构进行测量，得到所述储层的砂岩孔隙结构迂曲度和储层的砂岩孔隙形状修正因子。 9.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述储层中储层油的特征信息包括：储层油粘度和储层油体积系数；所述对目标区域内的孔隙型砂岩储层进行测量，得到储层中储层油的特征信息，包括：对目标区域内的孔隙型砂岩储层钻取储层样本，并获取所述储层样本中储集的储层油样本；获取所述储层油样本在地面脱气前的第一体积和所述储层油样本在地面脱气后的第二体积，将所述第一体积与所述第二体积的比值，确定为所述储层油体积系数；对所述储层油样本进行粘度测量，得到所述储层油粘度。 10.一种孔隙型砂岩储层产能预测装置，其特征在于，包括：测量模块，用于对目标区域内的孔隙型砂岩储层进行测量，得到储层微结构信息、储层中储层油的特征信息以及储层的声学特征信息；第一计算模块，用于根据所述储层的声学特征信息，计算得到所述孔隙型砂岩储层的初始孔隙度和储层弹性信息；第二计算模块，用于根据所述储层弹性信息，计算得到储层应力信息；第三计算模块，用于获取油井开发时间和油井信息，根据所述油井开发时间、所述油井信息以及目标区域内的孔隙型砂岩储层相关信息，计算得到所述目标区域内的孔隙型砂岩储层的油井产能预测指数；其中，所述目标区域内的孔隙型砂岩储层相关信息包括：所述储层微结构信息、所述储层中储层油的特征信息、所述初始孔隙度、所述储层弹性信息以及所述储层应力信息。
所属类别：	发明专利