一种用于动态反演缝洞储层导压系数的方法及系统与流程

本发明涉及油气田开发，尤其是涉及一种用于动态反演缝洞储层导压系数的方法及系统。

背景技术：

1、干扰试井是油田矿场常用来判断井间连通性以及储层压力传播特征的生产测试，一般以一口测试井作为观测井，邻井以不同产量生产或注入作为激动井。通过观测井井底记录的压力数据来判断井对之间是否动态连通以及干扰压力的传播速度。矿场大多数采用观测井的关井干扰试井测试，其缺点是关井影响了油井生产。为最大程度降低关井对油井产量造成的损失，一种不关井干扰试井测试方式逐渐受到矿场工程师的青睐。虽然，邻井开井干扰试井后续解释工作与关井干扰试井测试相同，但邻井开井干扰试井的后续解释工作存在一个困境：无法在双对数压力及压力导数图版上识别到邻井干扰强度特征。因而，为了获取邻井干扰强度信息，需要采用另一套压力与时间对数的半对数图版来分析解释，这极大地增加了工程师的解释工作量。

2、而且，如果仅采用单井对的干扰测试，将只能确定两口井之间的压力传播特征(传播速度、传播时间、储层导压系数)，这难以满足矿场“通过较低成本的测试获取储层各向异性参数”的生产需求。另外，矿场常用的干扰试井有激动井间歇开关井干扰、二流量干扰、脉冲干扰等形式，从而在关井干扰试井时其缺点是严重影响产量，生产中需要在不关闭观测井的情况下进行生产的干扰试井。因此，一种不关井的井组干扰测试方法也逐渐在矿场扩大开展。虽然，单一井对的激动井开井干扰试井不能获取储层导压系数的各向异性特征，但是其干扰信号来源和强度是唯一确定的。对于井组中多井同时开井生产/注入的干扰试井而言，压力干扰来源的确定是目前多井同步生产干扰测试主要难题。尤其是，在加上井组中同时存在注采井组时，其压降叠加的多解性问题愈加突出且无法回避。

3、在关于单井干扰技术方面的现有技术中，基于单井干扰试井理论，用于评价压裂直井压裂缝导流能力、多段压裂水平井裂缝特征的不关井干扰试井方法相继被提出，但其本质上均是单井干扰，且仍不能适用在干扰井是变产量生产的情况下。①针对缝洞连通型油藏特征，提出了一种基于干扰试井解释方式来提出计算储层流储系数(渗透率和缝洞体积乘积)的方法，该方法是常规单井干扰试井理论在缝洞油藏缝洞连通单元体概念上的应用，其要求提前得知井间参数(具体包括：粘度、井距、导压系数以及储集体截面积)方能确定缝洞连通油藏的流储系数。②针对气井干扰压力曲线特征，以压力曲线偏离压力保持水平的0.02mpa作为标准，通过干扰时间确定干扰井与观测井之间的干扰连通情况。③提供了一种聚驱油藏干扰试井分析方法，其技术针对测试直井的一口井干扰情况，采用数值模型求解方法，需要具有一定数值求解计算能力的计算器执行方法。④提供了一种用于火山岩气藏水平井的干扰试井方法，其干扰井为水平井、测试井为直井，由于干扰井为水平井，其所依赖的模型求解采用半解析-半数值求解的方式，计算求解量大，因此，对水平干扰井的生产制度要求只能变化一次，仍不能适用在生产井变产量生产的条件。

4、在关于多井干扰试井技术方面的现有技术中，①提出了一种用于水平井判别来水方向的压力监测方法，其要求在测试过程中改变其周围某一口注水井的注入量，保持其他注水井的注入量不变，后续需要依次改变该水平井周围其他注水井的注入量，同时保持其他注水井的注入量不变，该技术虽然考虑了井组中多井的生产，本质上仍然属于井组中单井独立干扰，不能适用于井组多井同步变产量干扰的情况；②针对缝洞型油藏的缝洞单元连通特征，提出了采用压力曲线偏离程度来判断干扰井类型(注入干扰、采出干扰)以及干扰产量的方法，但该方法采用压力曲线分析时，存在观测井本身压力波动掩盖干扰段压力偏离程度的问题，另一方面，模型针对缝洞型油藏建立，裂缝和溶洞的流体跨尺度流动产生的压力波动需要通过多方面资料的对比来排除，对分析前期资料“去假存真”工作人员具有较高的矿场经验要求；③针对如何获取井间连通情况，设计了一套多井的干扰测试的生产制度方案，但其技术中任意一口干扰井需要严格的间歇开关操作，后续还需要轮换干扰井进行间歇开关井操作，整体测试工艺较为复杂，还要排除多口干扰井同时干扰的情况。

5、综上，针对不关井干扰试井测试，现有技术主要存在两方面的问题：①单井对之间的不关井干扰测试无法全面获取储层各个方向压力传播参数信息；②井组之间同步干扰测试无法有效确定压力传播信号的来源，难以从多个方向的压力叠加信号中剥离出各方向的干扰信号来源和干扰强度。

技术实现思路

1、本发明的目的在于，需要提供一种能够解决井组同步干扰测试无法有效判断各方向干扰来源及强度的问题的技术方案。

2、为了解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种用于动态反演缝洞储层导压系数的方法，包括：基于由观测井及其多个邻井所形成的井组，开展多井同步干扰试井测试；根据所述观测井的井底压力监测数据，获得基于双对数坐标下的压降及压降导数曲线；根据所述压降及压降导数曲线，识别多个干扰时段并测量在每个干扰时段下的干扰产量；将所述每个干扰时段下的干扰产量与每个邻井的实际干扰产量进行对比，通过量化产量时间序列的相关性来确定干扰邻井；匹配所述干扰邻井的实际干扰时段，基于此，计算所述干扰邻井的压力波信号的传播时间，从而得到所述观测井与所述干扰邻井之间的储层导压系数。

3、优选地，在根据所述压降及压降导数曲线，识别多个干扰时段并测量在每个干扰时段下的干扰产量的步骤中，包括：将压降导数曲线中除第一个峰波和波谷后的其他波峰、波谷的水平特征段，分别确定为所述多个干扰时段；测算曲线版图上每个水平特征段的特征值与压降曲线中对应测试时间的压力值的垂直距离；根据每个水平特征段的垂直距离，计算相应的所述干扰产量。

4、优选地，所述干扰产量利用如下表达式计算得到：

5、

6、其中，qj表示第j个干扰时段的干扰产量，lm表示曲线图版上每个干扰水平段的水平特征值与压力值之间的垂直距离；lc表示曲线版图上相邻对数刻度之间的距离；n表示曲线图版上存在的干扰时段的总数量；q表示观测井的在不同测试时间下的产量。

7、优选地，在将所述每个干扰时段下的干扰产量与每个邻井的实际干扰产量进行对比，通过量化产量时间序列的相关性来确定干扰邻井的步骤中，包括：根据每个干扰时段的干扰产量，计算各干扰时段的干扰产量增量；统计每口邻井在干扰测试期间的实际产量增量；将观测井在各干扰时段下的干扰产量增量分别与所述每口邻井在干扰测试期间的实际产量增量进行对比，分别计算观测井的干扰产量增量序列与每口邻井的实际产量增量序列之间的关联度；根据每口邻井的关联度，利用预设的关联阈值，判断干扰观测井的主要来源井和次要来源井。

8、优选地，在判断所述来源井的过程中，包括：在所述关联度达到或超过所述关联阈值的情况下，判断当前邻井为干扰观测井生产的主要来源井，其中，所述关联阈值优选为85％。

9、优选地，采用灰色关联法，分别计算观测井的干扰产量增量序列与每口邻井的实际产量增量序列之间的相关性，针对每口邻井获得不同干扰时刻下的关联系数，其中，所述关联系数利用如下表达式计算：

10、

11、其中，ξi(k)表示邻井wi在第k个时段下的关联系数；ρ表示分辨系数；δi(k)表示第k个时刻下作为参考向量的观测井的干扰产量增量序列x0与作为实测向量的第i口邻井的实际产量增量序列xi的绝对差；minimink△i(k)表示第k个时刻下参考向量x0与最小实测向量xi的绝对差的最小值；maximaxk△i(k)表示第k个时刻下参考向量x0与最大实测向量xi的绝对差的最大值；根据每口邻井对应的关联系数序列，利用平均值法，计算相应邻井的关联度。

12、优选地，在匹配所述干扰邻井的实际干扰时段，基于此，计算所述干扰邻井的压力波信号的传播时间，从而得到所述观测井与所述干扰邻井之间的储层导压系数步骤中，包括：根据表示所述干扰邻井的关联度的关联系数序列，在所述压降及压降导数曲线上匹配出每口干扰邻井的观测井干扰时段；根据所述每口干扰邻井的所述观测井干扰时段及其实际变产量的真实时间序列，计算每口干扰邻井的压力波干扰信号的传播时间；根据每口干扰邻井的干扰信号传播时间和干扰距离，计算相应干扰邻井与观测井之间的储层导压系数。

13、优选地，利用如下表达式计算压力波干扰信号的传播时间：

14、

15、其中，δtk表示干扰邻井wk的压力波传播时间，s表示干扰邻井wk的s个变产量制度，z＝{1,…,s}表示干扰邻井wk的第z个产量制度，表示的压降导数曲线图版上干扰邻井wk第z个产量制度的开始时间，表示实际测试期间干扰井wk第z个产量制度的开始时间，其中，利用如下表达式计算所述储层导压系数：

16、

17、其中，rk表示干扰邻井wk与观测井之间的距离，ηk表示干扰邻井wk与观测井之间的储层导压系数，θ表示与观测井井底压力计的量程有关的系数，θ＝0.12e-1.84ω％，ω％表示观测井的井底压力计所监测到的最小流量与干扰井实际产量的百分比。

18、优选地，所述多个邻井包括但不限于如下干扰类型中的一种或几种：单口生产井的干扰；多口生产井的同步或异步干扰；单口注水井的干扰；多口注水井的同步或异步干扰；和多口生产及注水组合下的同步或异步干扰。

19、另一方面，本发明实施例还提供了一种用于动态反演缝洞储层导压系数的系统，所述系统按照如上述所述的方法来实现，其中，所述系统包括：测试执行机构，其用于基于由观测井及其多个邻井所形成的井组，开展多井同步干扰试井测试；数据处理机构，其具备：曲线图版构建模块，其配置为根据所述观测井的井底压力监测数据，获得基于双对数坐标下的压降及压降导数曲线；观测井数据处理模块，其配置为根据所述压降及压降导数曲线，识别多个干扰时段并测量在每个干扰时段下的干扰产量；干扰井识别模块，其配置为将所述每个干扰时段下的干扰产量与每个邻井的实际干扰产量进行对比，通过量化产量时间序列的相关性来确定干扰邻井；监测结果生成模块，其配置为匹配所述干扰邻井的实际干扰时段，基于此，计算所述干扰邻井的压力波信号的传播时间，从而得到所述观测井与所述干扰邻井之间的储层导压系数。

20、与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：

21、本发明提出了一种用于动态反演缝洞储层导压系数的方法及系统。该方法及系统，首先建立了观测井不关井的多井同步干扰试井图版，形成了通过压降曲线特征高度差的测量方法确定了井组同步干扰阶段数量和干扰强度的图版，从而通过图版的定性识别和定量测算获取井组同步干扰强度，回避了繁琐复杂的渗流力学理论计算方法；其次，提出了通过倒叙逐差法，根据井组同步干扰产量序列来确定井组中干扰信号来源井，从而通过压力导数曲线特征从后往前确定干扰产量的变化量，能有效地减少图版读数及测算的误差，避免了因早期干扰阶段被井储阶段掩盖而无法准确测算问题；最后，还提出了均差法处理干扰井实际调参时间序列和图版匹配干扰阶段时间序列获取干扰井信号传播时间的方法，该方法可有效地减少井组多次变产量阶段对应干扰时间的测算误差，确保干扰信号传播时间的精度。综上所述，本发明所提供的利用开井压力测试数据图版来确定井组同步干扰类型及干扰量的方案，解决了现有技术中“井组同步干扰试井中干扰信号来源不明”和/或“单井干扰试井无法同时识别多个方向储层导压系数”的问题，整体方案操作简单，不需要繁琐的计算与大量的测试数拟合过程，推广简单。

22、具体的有益效果可归纳为：①提出了一种不需要关井的测试方案，该方案节约关井作业成本、延长了生产时间，仅根据图版曲线形态即可定性识别井组同步干扰段数量，操作简单，矿场适用性高；②克服了目前的单井干扰测试不能确定多个方向储层导压系数的弊端，同时解决了不关井干扰试井图版无法识别注水干扰井的问题；③解决了井组同步干扰信号来源不明确的问题，填补了通过井组同步干扰试井判断储层各个方向的导压系数方法的空白；④仅用简单代数计算，即可获得井组同步干扰量产量，减少了测试数据解释工作量，提高工作效率；⑤考虑了生产和注入井的多井同步、异步干扰的一般情况，应用领域广泛。

23、本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

技术特征：

1.一种用于动态反演缝洞储层导压系数的方法，其特征在于，包括：

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在根据所述压降及压降导数曲线，识别多个干扰时段并测量在每个干扰时段下的干扰产量的步骤中，包括：

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述干扰产量利用如下表达式计算得到：

4.根据权利要求1～3中任一项所述的方法，其特征在于，在将所述每个干扰时段下的干扰产量与每个邻井的实际干扰产量进行对比，通过量化产量时间序列的相关性来确定干扰邻井的步骤中，包括：

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在判断所述来源井的过程中，包括：

6.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，

7.根据权利要求4～6中任一项所述的方法，其特征在于，在匹配所述干扰邻井的实际干扰时段，基于此，计算所述干扰邻井的压力波信号的传播时间，从而得到所述观测井与所述干扰邻井之间的储层导压系数步骤中，包括：

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，利用如下表达式计算压力波干扰信号的传播时间：

9.根据权利要求1～8中任一项所述的方法，其特征在于，所述多个邻井包括但不限于如下干扰类型中的一种或几种：

10.一种用于动态反演缝洞储层导压系数的系统，其特征在于，所述系统按照如权利要求1～9中任一项所述的方法来实现，其中，所述系统包括：

技术总结
本发明公开了一种用于动态反演缝洞储层导压系数的方法及系统，包括：基于由观测井及其多个邻井所形成的井组，开展多井同步干扰试井测试；根据观测井的井底压力监测数据，获得基于双对数坐标下的压降及压降导数曲线；根据压降及压降导数曲线，识别多个干扰时段并测量在每个干扰时段下的干扰产量；将每个干扰时段下的干扰产量与每个邻井的实际干扰产量进行对比，通过量化产量时间序列的相关性来确定干扰邻井；匹配干扰邻井的实际干扰时段，基于此，计算干扰邻井的压力波信号的传播时间，从而得到观测井与干扰邻井之间的储层导压系数。本发明整体方案操作简单，不需要繁琐的计算与大量的测试数拟合过程。

技术研发人员：吴明涛,郑松青,张冬丽,宋传真,朱桂良,顾浩
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/12/5