一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法与流程
1.本发明涉及油气藏技术领域，特别是涉及一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法。
背景技术：
2.我国碳酸盐岩气藏储量丰富，但近年气田普查统计数据显示，大多数气井因井筒积液与结垢、近井地带储层水锁、堵塞等原因导致关井，严重影响气田产能。因此，准确识别储层伤害类型和程度对于指导现场实施解堵施工具有重要意义。
3.目前碳酸盐岩低孔低渗储层伤害识别技术大多仅针对井筒积液、结垢或地层水锁伤害的单一因素，尚未形成多种储层伤害因素的综合识别技术。现有识别方法以室内岩心模拟实验分析为主，无法模拟地下实际情况，获取的结果无法推广到整个地层区块，识别不准确。
技术实现要素：
4.为解决上述技术问题，本发明提出了一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法，能有效解决现有识别方法不准确的问题，并且能对碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发前后的储层潜在伤害和现有伤害情况进行定量描述。
5.本发明是通过采用下述技术方案实现的：
6.一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法，其特征在于：包括在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别和在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别；
7.其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别，具体包括以下步骤：
8.s1.基于初始储层和流体参数对碳酸盐岩低孔低渗储层存在的潜在储层伤害因素进行识别，并判别敏感程度；
9.其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别，具体包括以下步骤：
10.s2.基于气井监测数据对井筒积液与堵塞情况进行识别，判断井筒是否发生积液与结垢堵塞，若是，对井筒积液和堵塞进行施工解除，解除后再进入步骤s3，若否，则直接进入步骤s3；
11.s3.基于气井监测数据、气藏储层与流体参数对储层水锁程度进行识别，获取水锁伤害范围。
12.步骤s1具体包括以下步骤：
13.s
11
.针对碳酸盐岩低孔低渗储层获取储层和流体参数；
14.s
12
.根据储层和流体参数计算储层的水相圈闭指标值，所述水相圈闭指标值包括水相圈闭指数apt、水相圈闭因数ptc和适用于气藏的水相圈闭指数capt；
15.s
13
.根据计算出的水相圈闭指标值，对碳酸盐岩低孔低渗储层潜在水相圈闭敏感程度进行判别。
16.所述储层和流体参数包括储层气测渗透率、孔隙度、初始含水饱和度、气水界面张
力、接触角、气体粘度、水相粘度、水气粘度比、束缚水饱和度和侵入深度。
17.所述水相圈闭指数apt的计算方法为：
18.apt＝0.25lgk+2.2s
wi
19.所述水相圈闭因数ptc的计算方法为：
[0020][0021]
所述适用于气藏的水相圈闭指数capt的计算方法为：
[0022][0023]
式中：k为储层气体渗透率；s
wi
为储层的初始含水饱和度；为孔隙度；σ为气水界面张力；θ为接触角；μm为水气粘度比；
△
p为流体排出时油气藏提供的最大压差；s
wirr
为储层的束缚水饱和度；μg为气体粘度；μw为水相粘度；id为侵入深度。
[0024]
所述步骤s
13
具体指：分别对水相圈闭指数apt、水相圈闭因数ptc和适用于气藏的水相圈闭指数capt进行判别，并将判别出的结果取最大值，作为水相圈闭伤害的敏感程度。
[0025]
对水相圈闭指数apt进行判别具体指：若apti≥1.0，则判断水锁伤害不敏感；若0.8≤apti≤1.0，则判断水锁伤害较敏感，若apti≤0.8，则判断水锁伤害很敏感；
[0026]
对水相圈闭因数ptc进行判别具体指：若ptc＜0.05，则判断不敏感；若0.05≤ptc＜0.3，则判断敏感程度弱；若0.3≤ptc＜0.5，则判断敏感程度弱至中等；若0.5≤ptc＜0.7，则判断敏感程度中等至强；若ptc≥0.7，则判断敏感程度强；
[0027]
对适用于气藏的水相圈闭指数capt进行判别具体指：若capt＜0.05，则判断不敏感；若0.05≤capt＜0.3，则判断敏感程度弱；若0.3≤capt＜0.5，则判断敏感程度弱至中等；若0.5≤capt＜0.7，则判断敏感程度中等至强；若capt≥0.7，则判断敏感程度强。
[0028]
井筒是否发生积液与结垢堵塞的判断方法包括以下步骤：
[0029]s21
.根据气井产气量、产水量、油管内径、气水密度和油管井口压力，通过将井筒划分一系列井段，由井口油压迭代计算各井段压降，利用hagedron-brown模型计算井筒多相流，计算气井正常生产情况下理论井底流压；
[0030]s22
.根据理论井底流压和油套环空的静气柱压力，计算理论套管井口压力；
[0031]s23
.基于气水界面张力和气水密度，利用turner模型对气井临界携液气量进行计算；
[0032]s24
.基于气井实际产气量及实际油套压差，与临界携液气量和理论油套压差进行对比，判别井筒积液与结垢堵塞情况：
[0033]
1)若实际产气量低于临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则井筒可能存在井筒积液；
[0034]
2)若实际产气量超过临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则可能存在井筒堵塞。
[0035]
所述气井正常生产情况下理论井底流压的计算方法为：
[0036]
[0037]
ρm＝ρ1h1+ρg(1-h1)
[0038]gm
＝gg+g1＝a(v
sl
ρ
l
+v
sg
ρg)
[0039]
式中：ρ为流体密度；h
l
为持液率；a为油管流通截面积；d为油管内径；g为流体质量流量，v为流体体积流量；
[0040]
所述理论套管井口压力的计算方法为：
[0041][0042]
式中：pc为理论套管井口压力；p
wf
为理论井底流压；γ为气体相对密度；h为气层中部深度；t为井筒平均温度；z为井筒内气体平均偏差因子；
[0043]
所述气井临界携液气量的计算方法为：
[0044][0045]
式中：v
cr
为气井临界携液气量；ks为安全系数；cd为曳力系数；ρg、ρ
l
为气体和水的密度。
[0046]
步骤s3具体包括以下步骤：
[0047]s31
.获取碳酸盐岩低孔低渗储层、流体以及气井生产动态数据；
[0048]s32
.根据考虑水锁影响的气体稳定流动状态，建立考虑水锁影响的气井产能方程：
[0049][0050][0051][0052]
s＝s
′
+sb[0053][0054]
式中：pe为气藏地层压力；re为泄气半径；h为气藏有效厚度；q
sc
为气井产量；k为气藏原始渗透率；s’为除水锁外其余因素造成的储层伤害表皮系数；z为天然气偏差因子；ra为水锁半径；ka为水锁后渗透率；sb为水锁造成的表皮系数；
[0055]s33
.根据步骤s
32
中的方程，利用牛顿迭代法对方程进行迭代求解，获取水锁半径，识别储层水锁伤害范围：
[0056]
f(ra)＝0
[0057][0058][0059]
式中：f表示考虑水锁影响的气井产能方程；下标n和n+1表示牛顿迭代层次。
[0060]
所述生产动态数据包括气藏地层压力、供给半径、气藏有效厚度、气井产气量、气藏原始渗透率、水锁后渗透率、储层伤害表皮系数和气体偏差因子。
[0061]
与现有技术相比，本发明的有益效果表现在：
[0062]
1、通过本识别方法，能对碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发前后的储层伤害因素和伤害程度进行识别。
[0063]
2、本发明可对井筒积液、结垢堵塞以及储层水锁多种伤害因素进行综合识别，对碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发前后的储层潜在伤害和现有伤害情况进行定量描述，有效指导井筒与储层解堵施工。
具体实施方式
[0064]
实施例1
[0065]
作为本发明基本实施方式，本发明包括一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法，包括在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别和在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别。
[0066]
其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别指：基于初始储层和流体参数对碳酸盐岩低孔低渗储层存在的潜在储层伤害因素进行识别，并判别敏感程度。
[0067]
其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别指：基于气井监测数据对井筒积液与堵塞情况进行识别，判断井筒是否发生积液与结垢堵塞，若是，对井筒积液和堵塞进行施工解除。并且基于气井监测数据、气藏储层与流体参数对储层水锁程度进行识别，获取水锁伤害范围。
[0068]
实施例2
[0069]
作为本发明一较佳实施方式，本发明包括一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法，包括在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别和在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别。
[0070]
其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别指：基于初始储层和流体参数对碳酸盐岩低孔低渗储层存在的潜在储层伤害因素进行识别，并判别敏感程度。具体包括以下步骤：
[0071]s11
.针对碳酸盐岩低孔低渗储层获取储层和流体参数；
[0072]s12
.根据储层和流体参数计算储层的水相圈闭指标值，所述水相圈闭指标值包括水相圈闭指数apt、水相圈闭因数ptc和适用于气藏的水相圈闭指数capt；
[0073]s13
.根据计算出的水相圈闭指标值，对碳酸盐岩低孔低渗储层潜在水相圈闭敏感程度进行判别。
[0074]
其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别，具体包括以下步骤：
[0075]
s2.基于气井监测数据对井筒积液与堵塞情况进行识别，判断井筒是否发生积液与结垢堵塞，若是，对井筒积液和堵塞进行施工解除，解除后再进入步骤s3，若否，则直接进入步骤s3；
[0076]
s3.基于气井监测数据、气藏储层与流体参数对储层水锁程度进行识别，获取水锁伤害范围。
[0077]
其中，步骤s2中井筒是否发生积液与结垢堵塞的判断方法包括以下步骤：
[0078]s21
.根据气井产气量、产水量、油管内径、气水密度和油管井口压力，通过将井筒划分一系列井段，由井口油压迭代计算各井段压降，利用hagedron-brown模型计算井筒多相流，计算气井正常生产情况下理论井底流压；
[0079]s22
.根据理论井底流压和油套环空的静气柱压力，计算理论套管井口压力；
[0080]s23
.基于气水界面张力和气水密度，利用turner模型对气井临界携液气量进行计算；
[0081]s24
.基于气井实际产气量及油套管井口压力，与临界携液气量和理论油套压差进行对比，判别井筒积液与结垢堵塞情况：
[0082]
1)若实际产气量低于临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则井筒可能存在井筒积液；
[0083]
2)若实际产气量超过临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则可能存在井筒堵塞。
[0084]
实施例3
[0085]
作为本发明另一较佳实施方式，本发明包括一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法，包括在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别和在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别。
[0086]
在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别指：基于初始储层和流体参数对碳酸盐岩低孔低渗储层存在的潜在储层伤害因素进行识别，并判别敏感程度。
[0087]
在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别指：基于气井监测数据对井筒积液与堵塞情况进行识别，判断井筒是否发生积液与结垢堵塞，若是需进行施工解除；并且基于气井监测数据、气藏储层与流体参数对储层水锁程度进行识别，获取水锁伤害范围。
[0088]
其中，井筒是否发生积液与结垢堵塞的判断方法包括以下步骤：
[0089]s21
.根据气井产气量、产水量、油管内径、气水密度和油管井口压力，通过将井筒划分一系列井段，由井口油压迭代计算各井段压降，利用hagedron-brown模型计算井筒多相流，计算气井正常生产情况下理论井底流压：
[0090][0091]
ρm＝ρ1h1+ρg(1-h1)
[0092]gm
＝gg+g1＝a(v
sl
ρ
l
+v
sg
ρg)
[0093]
式中：ρ为流体密度；h
l
为持液率；a为油管流通截面积；d为油管内径；g为流体质量流量，v为流体体积流量；
[0094]s22
.根据理论井底流压和油套环空的静气柱压力，计算理论套管井口压力：
[0095][0096]
式中：pc为理论套管井口压力；p
wf
为理论井底流压；γ为气体相对密度；h为气层中部深度；t为井筒平均温度；z为井筒内气体平均偏差因子；
[0097]s23
.基于气水界面张力和气水密度，利用turner模型对气井临界携液气量进行计算：
[0098][0099]
式中：v
cr
为气井临界携液气量；ks为安全系数；cd为曳力系数；ρg、ρ
l
为气体和水的密度；
[0100]s24
.基于气井实际产气量及油套管井口压力，与临界携液气量和理论油套压差进行对比，判别井筒积液与结垢堵塞情况：
[0101]
1)若实际产气量低于临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则井筒可能存在井筒积液；
[0102]
2)若实际产气量超过临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则可能存在井筒堵塞。
[0103]
其中，所述储层水锁程度的识别方法包括以下步骤：
[0104]s31
.获取碳酸盐岩低孔低渗储层、流体以及气井生产动态数据；
[0105]s32
.根据考虑水锁影响的气体稳定流动状态，建立考虑水锁影响的气井产能方程：
[0106][0107][0108][0109]
s＝s
′
+sb[0110][0111]
式中：pe为气藏地层压力；re为泄气半径；h为气藏有效厚度；q
sc
为气井产量；k为气藏原始渗透率；s’为除水锁外其余因素造成的储层伤害表皮系数；z为天然气偏差因子；ra为水锁半径；ka为水锁后渗透率；sb为水锁造成的表皮系数；
[0112]s33
.根据步骤s
32
中的方程，利用牛顿迭代法对方程进行迭代求解，获取水锁半径，识别储层水锁范围：
[0113]
f(ra)＝0
[0114][0115][0116]
式中：f表示考虑水锁影响的气井产能方程；下标n和n+1表示牛顿迭代层次。
[0117]
实施例4
[0118]
作为本发明最佳实施方式，本发明包括一种碳酸盐岩低孔低渗储层伤害程度综合识别方法，包括在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别和在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别。其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别和在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别为两个相对独立的过程，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别，可以先进行潜在伤害评价，如果发现是相对是强敏感，后续施工过程中就需要注意，比如添加处理剂来尽量减少敏感性影响，为后续施工提供一定的指示；当投入开发后，可以根据产能实时判断储层当前的伤害情况，为储层解堵施工提供依据。
[0119]
其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发之前进行识别，具体包括以下步骤：
[0120]
s1.基于初始储层和流体参数对碳酸盐岩低孔低渗储层存在的潜在储层伤害因素进行识别，并判别敏感程度。更为具体的，包括以下步骤：
[0121]s11
.针对碳酸盐岩低孔低渗储层获取储层和流体参数，所述储层和流体参数包括储层气测渗透率、孔隙度、初始含水饱和度、气水界面张力、接触角、气体粘度、水相粘度、水气粘度比、束缚水饱和度和侵入深度。
[0122]s12
.根据储层和流体参数计算储层的水相圈闭指标值，所述水相圈闭指标值包括水相圈闭指数apt、水相圈闭因数ptc和适用于气藏的水相圈闭指数capt。其中，所述水相圈闭指数apt的计算方法为：
[0123]
apt＝0.25lgk+2.2s
wi
[0124]
所述水相圈闭因数ptc的计算方法为：
[0125][0126]
所述适用气藏的水相圈闭指数capt的计算方法为：
[0127][0128]
式中：k为储层气体渗透率；s
wi
为储层的初始含水饱和度；为孔隙度；σ为气水界面张力；θ为接触角；μm为水气粘度比；
△
p为流体排出时油气藏提供的最大压差；s
wirr
为储层的束缚水饱和度；μg为气体粘度；μw为水相粘度；id为侵入深度。
[0129]s13
.根据计算出的水相圈闭指标值，对碳酸盐岩低孔低渗储层潜在水相圈闭敏感程度进行判别，并将判别出的结果取最大值，即使用判断出的最大的敏感程度结果作为水相圈闭伤害的敏感程度。
[0130]
其中，对水相圈闭指数apt进行判别，判别标准具体如下：
[0131]
apt取值范围水锁伤害敏感性apti≥1.0不敏感
0.8≤apti≤1.0较敏感apti≤0.8很敏感
[0132]
对水相圈闭因数ptc进行判别，判别标准具体如下：
[0133][0134]
对适用于气藏的水相圈闭指数capt进行判别，判别标准具体如下：
[0135]
在其中，在碳酸盐岩低孔低渗储层投入开发后进行识别，具体包括以下步骤：
[0136]
s2.基于气井监测数据对井筒积液与堵塞情况进行识别，判断井筒是否发生积液与结垢堵塞，若是，对井筒积液和堵塞进行施工解除，解除后再进入步骤s3，若否，则直接进入步骤s3。目前气井产量下降有多种因素，可能是井筒积液结垢或者储层内发生水锁，在进行储层水锁判断和计算之前，需要排除井筒积液和结垢的情况，否则会影响储层水锁识别的准确性。
[0137]
步骤s2中，井筒是否发生积液与结垢堵塞的判断方法包括以下步骤：
[0138]s21
.根据气井产气量、产水量、油管内径、气水密度和油管井口压力，通过将井筒划分一系列井段，由井口油压迭代计算各井段压降，利用hagedron-brown模型计算井筒多相流，计算气井正常生产情况下理论井底流压：
[0139][0140]
ρm＝ρ1h1+ρg(1-h1)
[0141]gm
＝gg+g1＝a(v
sl
ρ
l
+v
sg
ρg)
[0142]
式中：ρ为流体密度；h
l
为持液率；a为油管流通截面积；d为油管内径；g为流体质量流量，v为流体体积流量；
[0143]s22
.根据理论井底流压和油套环空的静气柱压力，计算理论套管井口压力：
[0144][0145]
式中：pc为理论套管井口压力；p
wf
为理论井底流压；γ为气体相对密度；h为气层中部深度；t为井筒平均温度；z为井筒内气体平均偏差因子；
[0146]s23
.基于气水界面张力和气水密度，利用turner模型对气井临界携液气量进行计算：
[0147]
所述气井临界携液气量的计算方法为：
[0148][0149]
式中：v
cr
为气井临界携液气量；ks为安全系数；cd为曳力系数；ρg、ρ
l
为气体和水的密度；
[0150]s24
.基于气井实际产气量及油套管井口压力，与临界携液气量和理论油套压差进行对比，判别井筒积液与结垢堵塞情况：
[0151]
1)若实际产气量低于临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则井筒可能存在井筒积液；
[0152]
2)若实际产气量超过临界携液气量，且实际油套压差超过理论油套压差，则可能存在井筒堵塞。
[0153]
s3.基于气井监测数据、气藏储层与流体参数对储层水锁程度进行识别，获取水锁伤害范围。具体包括以下步骤：
[0154]s31
.获取碳酸盐岩低孔低渗储层、流体以及气井生产动态数据，包括气藏地层压力、供给半径、气藏有效厚度、气井产气量、气藏原始渗透率、水锁后渗透率、储层伤害表皮系数和气体偏差因子。
[0155]s32
.根据考虑水锁影响的气体稳定流动状态，建立考虑水锁影响的气井产能方程：
[0156][0157][0158][0159]
s＝s
′
+sb[0160][0161]
式中：pe为气藏地层压力；re为泄气半径；h为气藏有效厚度；q
sc
为气井产量；k为气藏原始渗透率；s’为除水锁外其余因素造成的储层伤害表皮系数；z为天然气偏差因子；ra为水锁半径；ka为水锁后渗透率；sb为水锁造成的表皮系数。
[0162]s33
.根据步骤s
32
中的方程，利用牛顿迭代法对方程进行迭代求解，获取水锁半径，识别储层水锁范围：
[0163]
f(ra)＝0
[0164]
[0165][0166]
式中：f表示考虑水锁影响的气井产能方程；下标n和n+1表示牛顿迭代层次。给定初始的水锁半径猜测值，通过多次牛顿迭代计算可计算出真实水锁半径。
[0167]
实施例5
[0168]
利用实施例4中的综合识别方法，进行实例分析，具体如下：
[0169]
开发前储层及流体参数，储层气体渗透率10md，储层的初始含水饱和度10％，孔隙度12％，界面张力20mn/m，接触角45
°
，侵入相黏度和储层气体的黏度比50，流体排出时油气藏提供的最大压差1mpa，储层的束缚水饱和度5％，气体粘度0.02mpa
·
s，液相粘度1mpa
·
s。潜在损害计算结果为强敏感。
[0170]
开发后井筒积液与堵塞参数，安全系数1.2，界面张力0.02n/m，液相密度1000kg/m3，气相密度0.7kg/m3，曳力系数0.43，井底流压10mpa，天然气相对密度0.55，气层中部井深1500m，井筒平均温度323k，气体平均偏差系数1.02，实际产气量1万方/天，实际油套压差1mpa。计算结果为井筒积液，且井筒堵塞。
[0171]
开发后液相圈闭损害参数，地层压力10mpa，气藏有效厚度5m，地层温度343k，供给半径100m，井底半径0.05m，水锁损害后渗透率1md，气井产量1万方/天，除水锁外的储层伤害表皮系数0.1，气藏原始渗透率10md，气体粘度0.02，井底流压12mpa，天然气相对密度0.55，气体平均偏差系数1.02。液相圈闭伤害半径计算结果为1.05m。
[0172]
实施例6
[0173]
利用实施例4中的综合识别方法，进行实例分析，具体如下：
[0174]
开发前储层及流体参数，储层气体渗透率100md，储层的初始含水饱和度10％，孔隙度20％，界面张力15mn/m，接触角65
°
，侵入相黏度和储层气体的黏度比50，流体排出时油气藏提供的最大压差5mpa，储层的束缚水饱和度5％，气体粘度0.02mpa
·
s，液相粘度1mpa
·
s。潜在损害计算结果为无敏感。
[0175]
开发后井筒积液与堵塞参数，安全系数1.3，界面张力0.01n/m，液相密度1000kg/m3，气相密度0.7kg/m3，曳力系数0.43，井底流压20mpa，天然气相对密度0.55，气层中部井深3000m，井筒平均温度393k，气体平均偏差系数1.02，实际产气量5万方/天，实际油套压差0.1mpa。计算结果为无井筒积液，且无井筒堵塞。
[0176]
开发后液相圈闭损害参数，地层压力20mpa，气藏有效厚度15m，地层温度393k，供给半径150m，井底半径0.05m，水锁损害后渗透率50md，气井产量5万方/天，除水锁外的储层伤害表皮系数0，气藏原始渗透率1000md，气体粘度0.02，井底流压25mpa，天然气相对密度0.55，气体平均偏差系数1.02。液相圈闭伤害半径计算结果为0.5m。
[0177]
综上所述，本领域的普通技术人员阅读本发明文件后，根据本发明的技术方案和技术构思无需创造性脑力劳动而作出的其他各种相应的变换方案，均属于本发明所保护的范围。
