CN100538004C - 改善各向异性油藏水驱效果的设计方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了能改善各向异性油藏水驱效果的设计方法，属油田开发领域。针对渗流参数各向异性油藏常规等井距开发过程中，不同方向上注水驱替不均衡，生产井见水时间差异大，水驱开发效果不好的问题，基于渗流力学理论和见水时间一致的均衡驱替原则，提出了能改善油藏水驱开发效果的异向井距设计法和异向注采压差设计法，可分别用于新区井网的井距设计和已有井网的注采压差设计。实例验证结果表明：这两种开发设计方法均能促使不同方向上的生产井见水时间一致，从而扩大油藏的注水波及范围，提高注入水利用率，并大大改善油藏开发效果。本发明提出的方法可填补“各向异性油藏开发中，异向井距和异向注采压差目前尚无定量设计依据”的空白，而且具有方法简单、可操作性强、有效实用等特点，因而具有很好的推广使用价值。

Description

改善各向异性油藏水驱效果的设计方法

技术领域

本发明属油田开发研究领域，涉及可改善各向异性油藏水驱效果的设计方法，即通过控制各向异性油藏中异向井距间的比例关系以及异向注采压差间的比例关系，可实现注入水在油层中的均衡驱替，从而扩大波及范围，提高注入水利用率，改善油藏开发效果。

背景技术

由于受沉积等地质因素的控制，储层渗透率等渗流参数的大小往往表现出各向异性的特征。渗透率等渗流参数的各向异性是储层、尤其是河流相储层的基本性质，它对油藏的有效开采会产生一定的负面影响，主要表现为：水驱开发过程中，注入水沿渗流能力较强的方向优先推进，导致不同方向上的生产井见水时间差别较大，致使驱替过程很不均衡，波及效率低，注入水利用率不高，从而影响油藏水驱开发效果。

油田开发工作者们早已注意到了上述“各向异性”现象对油藏开发的负面影响，也提出了“矩形井网”之类的开发对策，但该类措施是随意性较大的定性方法，其可操作性不强；而且一直以来，油田开发界都没有根据该现象提出一种可量化的开发设计依据。针对上述问题，为了寻求减轻储层渗流参数各向异性负面影响的定量开发对策，本发明依据渗流力学理论和不同方向上生产井见水时间一致的均衡驱替原则，提出了异向井距设计法和异向注采压差设计法，用以实现注入水在油层中的有效驱替。实例验证结果表明，这两种开发设计方法都能促使注入水在油层中的均衡驱替，从而扩大波及范围，提高原油采出程度，改善油藏开发效果。

发明内容

本发明针对渗流参数各向异性油藏的水驱开发中，不同方向上的生产井见水时间差异大，油层内注入水驱替不均衡、波及范围小、利用率低，开发效果差等问题，提出了异向井距设计法和异向注采压差设计法等两种有效的定量开发设计方法。

本发明中改善各向异性油藏水驱效果的设计方法是遵从以下步骤实现的。

1、改善各向异性油藏水驱开发效果的异向井距设计法：步骤如下：

(1)以井网中井组单元内的注水井为中心，确定一个注采井连线方向为基础方向(即参照方向)，要实现均衡驱替，必须让其它注采连线方向上的生产井见水时间与该参照方向上的生产井见水时间相同，这样就可以保证井组单元内各个注采方向上的生产井见水时间一致。通常，将渗透率最小的方向作为参照方向，并用方向a代表参照方向；

(2)基于油层物理实验和测井解释等成果，获得方向a(即参照方向)和方向b上的渗流参数k_a、φ_a、k_rwfa和k_b、φ_b、k_rwfb；若没有k_rwfa和k_rwfb的实测数据，则可近似认为二者相等，即k_rwfa＝k_rwfb(各符号的含义与量纲见后面的相关注释)；

(3)依据现场实践经验大致估算出方向a和方向b两个方向上的异向注采压差Δp_a、Δp_b；若不愿估算，可近似地认为两个方向上的注采压差相同，即Δp_a＝Δp_b(由于油藏开发中，常规情况下井组内各方向上的异向注采压差都比较接近)；

(4)根据经济原则(单井经济极限控制储量)算出经济极限井距，并依此确定参照方向即方向a上的井距L_a(L_a必须大于或等于经济极限井距)；

(5)根据异向井距的比例设计模型 $\frac{L_b}{L_a}=\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\text{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}}$ ，可计算给出方向b上的异向井距L_b，即 $L_b=L_a\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\text{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}};$

(6)若还要设计除方向b之外的、其它方向上的异向井距，比如方向c上的异向井距，那么将步骤(1)～(5)中方向b上的渗流参数换成方向c上的渗流参数即可，即 $L_c=L_a\sqrt{\frac{k_c{k}_{\mathrm{rwfc}}\mathrm{\Δ}{p}_c{\text{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_c}};$

2、改善各向异性油藏水驱开发效果的异向注采压差设计法：步骤如下：

(1)以井网中井组单元内的注水井为中心，确定一个注采井连线方向为基础方向(即参照方向)，要实现均衡驱替，必须让其它注采连线方向上的生产井见水时间与该参照方向上的生产井见水时间相同，这样就可以保证井组单元内各个注采方向上的生产井见水时间一致。通常，将渗透率最小的方向作为参照方向，并用方向a代表参照方向；

(2)基于油层物理实验和测井解释等成果，获得方向a(即参照方向)和方向b上的渗流参数k_a、φ_a、k_rwfa和k_b、φ_b、k_rwfb；若没有k_rwfa和k_rwfb的实测数据，则可近似认为二者相等，即k_rwfa＝k_rwfb(各符号的含义与量纲见后面的相关注释)；

(3)通过矿场资料获取方向a和方向b上异向井距L_a、L_b的大小；

(4)根据井深等参数，确定参照方向即方向a上的注采压差Δp_a；

(5)根据异向注采压差的比例设计模型 $\frac{\mathrm{\Δ}{p}_b}{\mathrm{\Δ}{p}_a}=\frac{L_b^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}}$ ，可计算给出方向b上的异向注采压差Δp_b，即 $\mathrm{\Δ}{p}_b=\mathrm{\Δ}{p}_a\frac{L_b^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}};$

(6)若还要设计除方向b之外的、其它方向上的注采压差，比如方向c上的注采压差，那么将步骤(1)～(5)中方向b上的渗流参数换成方向c上的渗流参数即可，即 $\mathrm{\Δ}{p}_c=\mathrm{\Δ}{p}_a\frac{L_c^2{\mathrm{\φ}}_c{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_c{k}_{\mathrm{rwfc}}};$

注：在上述各个步骤中，各符号的含义与量纲如下

L_a：方向a上的注采井距，m；         L_b：方向b上的注采井距，m；

k_a：方向上a的平均渗透率，10^-3μm²； k_b：方向b上的平均渗透率，10^-3μm²；

Δp_a：方向a上的注采压差，MPa；      Δp_b：方向b上的注采压差，MPa；

φ_a：方向a上的平均孔隙度，小数；    φ_b：方向b上的平均孔隙度，小数；

k_rwfa：活塞式水驱油过程中，方向a上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

k_rwfb：活塞式水驱油过程中，方向b上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

L_c：方向c上的注采井距，m；         k_c：方向上c的平均渗透率，10^-3μm²；

Δp_c：方向c上的注采压差，MPa；      φ_c：方向c上的平均孔隙度，小数；

k_rwfc：活塞式水驱油过程中，方向c上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

附图说明：

图1是异向井距和异向注采压差设计模型推导示意图；

图2是物理模拟实验模型示意图；

图3是常规等井距开采过程中高渗透率方向见水时的水驱油效果图；

图4是异向井距设计法开采过程中高渗透率方向见水时的水驱油效果图；

图5是异向注采压差设计法开采过程中高渗透率方向见水时的水驱油效果图。

实施方式

下面结合附图对所发明方法作进一步说明。

如图1所示，设方向a上的注采井距为L_a，m；并设水驱油过程为活塞式驱替，油水前沿(也常称为油水界面)处注入水沿方向a的推进速度为υ_wa(υ_wa为真实速度，而不是渗流速度)，m/s；那么方向a上的生产井见水时间t_a(单位：s)为

$t_a=\frac{L_a}{v_{\mathrm{wa}}}---\left(1\right)$

令方向a上的平均渗透率为k_a，10^-3μm²；平均孔隙度为φ_a，小数；平均驱替压力梯度为

MPa/m；水的粘度为μ_w，mPa.s；方向a上油水前沿处水的相对渗透率为k_rwfa，小数；注入水在方向a上的渗流速度为

，m/s；那么根据达西定律可知：

$v_{\mathrm{wa}}^{\′}=\frac{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{{\mathrm{\μ}}_w}\frac{\mathrm{dp}}{{\mathrm{dl}}_a}---\left(2\right)$

若方向a上的注采压差为Δp_a，Pa；那么方向a上的平均驱替压力梯度可由式(3)计算，即

$\frac{\mathrm{dp}}{{\mathrm{dl}}_a}=\frac{\text{\Δ}{p}_a}{L_a}---\left(3\right)$

由式(2)和(3)可得

$v_{\mathrm{wa}}^{\′}=\frac{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{{\mathrm{\μ}}_w}\frac{\mathrm{\Δ}{p}_a}{L_a}---\left(4\right)$

根据流体的真实速度与渗流速度之间的关系可知

$v_{\mathrm{wa}}=\frac{v_{\mathrm{wa}}^{\′}}{{\mathrm{\φ}}_a}---\left(5\right)$

由式(1)、(4)、(5)可得

$t_a=\frac{L_a^2{\mathrm{\μ}}_w{\mathrm{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a}---\left(6\right)$

同理可得方向b上的生产井见水时间为

$t_b=\frac{L_b^2{\mathrm{\μ}}_w{\mathrm{\φ}}_b}{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b}---\left(7\right)$

式(7)中，k_b为方向b上的平均渗透率，10^-3μm²； φ_b为方向b上的平均孔隙度，小数；

         L_b为方向b上的注采井距，m；         Δp_b为方向b上的注采压差，MPa；

         k_rwfb为方向b上油水前沿处水的相对渗透率；

为了让方向a、方向b两个方向上的生产井见水时间一致，实现均衡驱替，只需满足式(8)即可，即

t_a＝t_b               (8)

由式(6)、式(7)和式(8)可得

$\frac{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a}=\frac{L_b^2{\mathrm{\φ}}_b}{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b}---\left(9\right)$

对式(9)稍作变换可得

$\frac{L_b}{L_a}=\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\mathrm{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}}---\left(10\right)$

式(10)便是异向井距设计法的模型表达式。只要异向井距(不同方向的井距)满足该模型的规定条件，那么注入水就可以在储层中均衡驱替，从而保证生产井见水时间的一致性，达到减轻储层各向异性因素负面影响的目的。在新区井网设计时，如果能依据现场实践经验大致估计出相应的注采压差(若无法估计，可近似地认为不同方向上的注采压差相同)，那么就可以结合储层的孔隙度和渗透率等物性参数，根据式(10)计算出不同方向上井距间的比例关系，从而为油藏的高效开发创造有利的井网条件。

与异向井距设计法的模型表达式一样，对式(9)进行变换可得

$\frac{{\mathrm{\Δp}}_b}{\mathrm{\Δ}{p}_a}=\frac{L_b^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}}---\left(11\right)$

式(11)便是异向注采压差设计法的模型表达式。对于一个已经完钻投产的井网而言，由于井距已经固定，而且储层的物性参数也很难人为改变(压裂酸化往往也只能局部地改造储层的性质)，因而通过控制不同方向上的异向注采压差，用以实现注入水的均衡驱替，是一种十分有效而又非常方便的选择。

异向井距设计法和异向注采压差设计法的具体实施方式分述如下。

1、异向井距设计法的实施方式

(1)以井网中井组单元内的注水井为中心，确定一个注采井连线方向为基础方向，即参照方向，要实现均衡驱替，必须让其它注采连线方向上的生产井见水时间与该参照方向上的生产井见水时间相同，这样就可以保证井组单元内各个注采方向上的生产井见水时间一致，通常，将渗透率最小的方向作为参照方向，并用方向a代表参照方向；

(2)基于油层物理实验和测井解释等成果，获得方向a和方向b上的渗流参数k_a、φ_a、k_rwfa和k_b、φ_b、k_rwfb；若没有k_rwfa和k_rwfb的实测数据，则可近似认为二者相等，即k_rwfa＝k_rwfb；

其中，k_a为方向a上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_a为方向a上的平均孔隙度，小数；k_rwfa为方向a上油水前沿处水的相对渗透率，小数；k_b为方向b上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_b为方向b上的平均孔隙度，小数；k_rwfb为方向b上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

(3)依据现场实践经验大致估算出方向a和方向b两个方向上的异向注采压差Δp_a、Δp_b；若不愿估算，由于油藏开发中，常规情况下井组内各方向上的异向注采压差都比较接近，故可近似地认为两个方向上的注采压差相同，即Δp_a＝Δp_b；

(4)根据单井经济极限控制储量，算出经济极限井距，并依此确定参照方向即方向a上的井距L_a(L_a必须大于或等于经济极限井距)；

(5)根据异向井距的比例设计模型 $\frac{L_b}{L_a}=\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\text{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}},$ 可计算给出方向b上的异向井距L_b，即 $L_b=L_a\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\text{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}};$

(6)若还要设计除方向b之外的、其它方向上的异向井距，比如方向c上的异向井距，那么将步骤(1)～(5)中方向b上的渗流参数换成方向c上的渗流参数即可，即 $L_c=L_a\sqrt{\frac{k_c{k}_{\mathrm{rwfc}}\mathrm{\Δ}{p}_c{\text{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_c}};$

其中，L_c为方向c上的异向井距，m；k_c为方向上c的平均渗透率，10^-3μm²；Δp_c为方向c上的注采压差，MPa；φ_c为方向c上的平均孔隙度，小数；k_rwfc为活塞式水驱油过程中，方向c上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

2、异向注采压差设计法的实施方式

(1)以井网中井组单元内的注水井为中心，确定一个注采井连线方向为基础方向，即参照方向，要实现均衡驱替，必须让其它注采连线方向上的生产井见水时间与该参照方向上的生产井见水时间相同，这样就可以保证井组单元内各个注采方向上的生产井见水时间一致，通常，将渗透率最小的方向作为参照方向，并用方向a代表参照方向；

(2)基于油层物理实验和测井解释等成果，获得方向a和方向b上的渗流参数k_a、φ_a、k_rwfa和k_b、φ_b、k_rwfb；若没有k_rwfa和k_rwfb的实测数据，则近似认为二者相等，即k_rwfa；

其中，k_a为方向a上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_a为方向a上的平均孔隙度，小数；k_rwfa为方向a上油水前沿处水的相对渗透率，小数；k_b为方向b上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_b为方向b上的平均孔隙度，小数；k_rwfb为方向b上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

(3)通过矿场资料获取方向a和方向b上异向井距L_a、L_b的大小；

(4)根据井深等参数，确定参照方向即方向a上的注采压差Δp_a；

(5)根据异向注采压差的比例设计模型 $\frac{\mathrm{\Δ}{p}_b}{\mathrm{\Δ}{p}_a}=\frac{L_b^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}}$ ，计算给出方向b上的异向注采压差Δp_b，即 $\mathrm{\Δ}{p}_b=\mathrm{\Δ}{p}_a\frac{L_b^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}};$

(6)若还要设计除方向b之外的、其它方向上的注采压差，比如方向c上的注采压差，那么将步骤(1)～(5)中方向b上的渗流参数换成方向c上的渗流参数即可，即 $\mathrm{\Δ}{p}_c=\mathrm{\Δ}{p}_a\frac{L_c^2{\mathrm{\φ}}_c{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_c{k}_{\mathrm{rwfc}}};$

其中，Δp_c为方向c上的注采压差，MPa；L_c为方向c上的异向井距，m；k_c为方向上c的平均渗透率，10^-3μm²；φ_c为方向c上的平均孔隙度，小数；k_rwfc为活塞式水驱油过程中，方向c上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

实施例1

异向井距设计法的室内实验实例

1、模拟模型制作说明

图2(A)是一个各向异性油藏示意图，将渗透率较低的方向定为参照方向，用方向a表示，其渗透率为k_a；渗透率较高的方向用方向b表示，其渗透率为k_b。为了方便物理模拟模型的制作，将各向异性模型抽象和简化成两个不同的渗透率条带，并将方向a上的渗透率条带逆时针旋转90度(图2(B))，制作出如图2(C)所示的各向异性模型。

试验模型采用玻璃板内填纯净石英砂的方式制作而成。由于玻璃透明，石英砂颜色较浅，整个模型在透射光下是透明的。实验模拟油为白色，实验用水为蓝色模拟地层水，因此水驱油的界面非常清楚。模型尺寸完全满足相似准则要求，模型比例尺为1∶1000(即模型中用1cm模拟油藏条件下的10m)，所模拟的油层厚度均为10m(模型中用1cm的填砂层模拟)。

模型制作过程中，方向a和方向b上的模型条带最初是分开制作的，都做成30cm长的模型条带，称这种模型为原始异向模型。通过对原始异向模型进行测试，可分别得到方向a和方向b上的渗流参数。待确定了方向a和方向b上的异向井距后，根据两个方向上异向井距的大小，分别从上述原始异向模型上截取出两个相应长度的模型条带，然后再把截取所得的两个模型条带拼接为一个实验模拟模型。

此外，所有实验实例中的模拟油均用白油和精制煤油在常温下配制而成(实验条件为室温)，其粘度都为48mPa.s。

2、常规等井距开采模拟实验

为了便于对比说明异向井距设计法的均衡驱替效果，本实施例中首先进行了常规等井距开采模拟实验。

在常规等井距开采模拟实验实例中，通过对原始异向模型进行测试，得到方向a和方向b上的渗流参数分别为：k_a＝1543.8×10^-3μm²，k_b＝3279.3×10^-3μm²；φ_a≈φ_b≈0.36；k_rwfa≈k_rwfb。

方向a和方向b上的模拟井距都定为0.2m，即L_a＝L_b＝0.2m(相当于油藏条件的200m)。

方向a和方向b上的模拟注采压差都定为0.015MPa，即Δp_a＝Δp_b＝0.015MPa(相当于油藏条件下的15MPa)。

按照上述确定的实验参数进行模拟实验，结果表明，方向a上的生产井见水时间为220min，方向b上的生产井见水时间为60min。综合含水率达到98％时，方向a上的剩余油饱和度与方向b上的剩余油饱和度分别为46.3％和28.6％。由此可见，各向异性会导致注水驱替不均衡，生产井见水时间差异大(相差160分钟)，波及程度不高，采出程度低(剩余油饱和度在方向a上高达46.3％)，从而致使水驱开发效果不好。

3、异向井距设计法开采模拟实验

在异向井距设计法的实验实例中，通过对原始异向模型进行测试，得到方向a和方向b上的渗流参数分别为：k_a＝1852.4×10^-3μm²，k_b＝3925.7×10^-3μm²；φ_a≈φ_b≈0.37；k_rwfa≈k_rwfb。

方向a和方向b上的模拟注采压差都定为0.015MPa，即Δp_a＝Δp_b＝0.015MPa(相当于油藏条件下的15MPa)。

参照方向即方向a上的模拟井距定为0.16m(相当于油藏条件下的160m井距，大于相应的经济极限井距)。

按照异向井距比例设计模型可得方向b上的异向井距为 $L_b=L_a\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\text{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}}=0.233m.$ 为了方便实验模型制作，将方向b上的模拟井距实际上取值为0.24m。

按照上述确定的实验参数进行模拟实验，结果表明，方向a上的生产井见水时间为75min，方向b上的生产井见水时间为67min。综合含水率达到98％时，方向a上的剩余油饱和度和方向b上的剩余油饱和度分别为24.1％和21.5％。

显然，与常规等井距法相比，采用异向井距设计法后，各向异性的负面影响减小了很多，不同方向上的生产井见水时间基本一致(常规开采法见水时间相差160分钟，采用异向井距设计法后见水时间相差仅8分钟)，废弃时(综合含水>98％时)采出程度有很大提高(方向a上的采收率提高22.2％，方向b上的采收率提高7.1％)，开发效果得到了显著改善。

实施例2

异向注采压差设计法的室内实验实例

异向注采压差设计法的开采模拟实验模型，采用实例1中对比所用的等井距模型，即k_a＝1543.8×10^-3μm²，k_b＝3279.3×10^-3μm²；φ_a＝φ_b＝0.36；k_rwfa＝k_rwfb。

模型中模拟井距都为0.2m，即L_a＝L_b＝0.2m(相当于油藏条件下的200m井距)；

将参照方向即方向a上的注采压差定为0.015MPa，即Δp_a＝0.015MPa(相当于油藏条件下的15MPa)。

按照异向注采压差比例设计模型可得方向b上的注采压差为

$\mathrm{\Δ}{p}_b=\mathrm{\Δ}{p}_a\frac{L_b^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}}\≈0.007\mathrm{MPa}$ (相当于油藏条件下的7MPa)

按照上述确定的实验参数进行模拟实验，结果表明，方向a上的生产井见水时间为142min，方向b上的生产井见水时间为131min。综合含水率达到98％时，方向a上的剩余油饱和度和方向b上的剩余油饱和度分别为26.3％和23.2％。

显然，与常规等井距法相比，采用异向注采压差设计法后，也能显著降低各向异性的负面影响，促使不同方向上的生产井见水时间基本一致(常规开采法见水时间相差160分钟，采用异向注采压差设计法后，见水时间相差仅11分钟)，从而扩大注水波及范围，提高原油采出程度(方向a上的采收率提高20％，方向b上的采收率提高5.4％)，大大改善了开发效果。

Claims (1)

1、改善各向异性油藏水驱效果的设计方法，其特征在于包括A改善各向异性油藏水驱效果的异向井距设计法；B改善各向异性油藏水驱效果的异向注采压差设计法；其中：

A改善各向异性油藏水驱效果的异向井距设计法如下：

(1)以井网中井组单元内的注水井为中心，确定一个注采井连线方向为基础方向，即参照方向，要实现均衡驱替，必须让其它注采连线方向b上的生产井见水时间与该参照方向上的生产井见水时间相同，这样就可以保证井组单元内各个注采方向上的生产井见水时间一致，将渗透率最小的方向作为参照方向，并用方向a代表参照方向；

(2)基于油层物理实验和测井解释成果，获得方向a和方向b上的渗流参数k_a、φ_a、k_rwfa和k_b、φ_b、k_rwfb；若没有k_rwfa和k_rwfb的实测数据，则认为二者相等，即k_rwfa＝k_rwfb；

其中，k_a为方向a上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_a为方向a上的平均孔隙度，小数；k_rwfa为方向a上油水前沿处水的相对渗透率，小数；k_b为方向b上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_b为方向b上的平均孔隙度，小数；k_rwfb为方向b上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

(3)依据现场实践经验估算出方向a和方向b两个方向上的异向注采压差Δp_a、Δp_b；或认为两个方向上的注采压差相同，即Δp_a＝Δp_b；

(4)根据单井经济极限控制储量，算出经济极限井距，并依此确定参照方向即方向a上的井距L_a，L_a必须大于或等于经济极限井距；

(5)根据异向井距的比例设计模型 $\frac{L_b}{L_a}=\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\mathrm{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}},$ 计算给出方向b上的异向井距L_b，即 $L_b=L_a\sqrt{\frac{k_b{k}_{\mathrm{rwfb}}\mathrm{\Δ}{p}_b{\mathrm{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_b}};$

(6)若还要设计除方向b之外的其他方向c上的异向井距，那么将步骤(1)～(5)中方向b上的渗流参数换成方向c上的渗流参数即可，即 $L_c=L_a\sqrt{\frac{k_c{k}_{\mathrm{rwfc}}\mathrm{\Δ}{p}_c{\mathrm{\φ}}_a}{k_a{k}_{\mathrm{rwfa}}\mathrm{\Δ}{p}_a{\mathrm{\φ}}_c}};$

其中，L_c为方向c上的异向井距，m；k_c为方向上c的平均渗透率，10^-3μm²；Δp_c为方向c上的注采压差，MPa；φ_c为方向c上的平均孔隙度，小数；k_rwfc为活塞式水驱油过程中，方向c上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

b、改善各向异性油藏水驱效果的异向注采压差设计法如下：

(1)以井网中井组单元内的注水井为中心，确定一个注采井连线方向为基础方向，即参照方向，要实现均衡驱替，必须让其它注采连线方向b上的生产井见水时间与该参照方向上的生产井见水时间相同，这样就可以保证井组单元内各个注采方向上的生产井见水时间一致，将渗透率最小的方向作为参照方向，并用方向a代表参照方向；

(2)基于油层物理实验和测井解释成果，获得方向a和方向b上的渗流参数k_a、φ_a、k_rwfa和k_b、φ_b、k_rwfb；若没有k_rwfa和k_rwfb的实测数据，则认为二者相等；

其中，k_a为方向a上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_a为方向a上的平均孔隙度，小数；k_rwfa为方向a上油水前沿处水的相对渗透率，小数；k_b为方向b上的平均渗透率，10^-3μm²；φ_b为方向b上的平均孔隙度，小数；k_rwfb为方向b上油水前沿处水的相对渗透率，小数；

(3)通过矿场资料获取方向a和方向b上异向井距L_a、L_b的大小；

(4)根据井深参数，确定参照方向即方向a上的注采压差Δp_a；

(5)根据异向注采压差的比例设计模型 $\frac{{\mathrm{\Δp}}_b}{\mathrm{\Δ}{p}_a}=\frac{L_a^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}},$ 计算给出方向b上的异向注采压差Δp_b，即 ${\mathrm{\Δp}}_b=\mathrm{\Δ}{p}_a\frac{L_a^2{\mathrm{\φ}}_b{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_b{k}_{\mathrm{rwfb}}};$

(6)若还要设计除方向b之外的其它方向c上的注采压差，那么将步骤(1)～(5)中方向b上的渗流参数换成方向c上的渗流参数即可，即 ${\mathrm{\Δp}}_c=\mathrm{\Δ}{p}_a\frac{L_c^2{\mathrm{\φ}}_c{k}_a{k}_{\mathrm{rwfa}}}{L_a^2{\mathrm{\φ}}_a{k}_c{k}_{\mathrm{rwfc}}};$

其中，Δp_c为方向c上的注采压差，MPa；L_c为方向c上的异向井距，m；k_c为方向上c的平均渗透率，10^-3μm²；φ_c为方向c上的平均孔隙度，小数；k_rwfc为活塞式水驱油过程中，方向c上油水前沿处水的相对渗透率，小数。

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