CN102720485A - 一种中高含水油田含水上升率的预测方法 - Google Patents

一种中高含水油田含水上升率的预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了提供一种水驱油藏中高含水阶段含水上升率的计算方法。用以评价油藏开发效果，指导油田开发调整和油田产量规划。主要步骤为：用油水相对渗透率曲线计算含水上升率，建立起含水上升率和含水率的函数关系，得到含水上升率的理论值，与实际油田含水上升率比较，评价开发效果。利用计算的理论含水上升率计算产量递减率，用以科学部署油田产量，指导产量规划。本发明认为，油田含水上升是评价油田开发效果的好坏的重要指标。认清油田含水上升率，有助于油田采用相应有效的调整方式和调整措施，控制含水变化的影响，科学部署油田开发方案。

Description

一种中高含水油田含水上升率的预测方法
技术领域
 本发明属于石油开采领域，具体涉及一种用油水相对渗透率曲线计算中高含水油田含水上升率的方法。
背景技术
 油藏开发过程中，研究油藏含水率的上升规律是十分重要的，利用含水上升率可以计算综合含水、采油速度、采出程度等，可以编绘综合含水与采出程度、采油速度的关系曲线，用以分析油田开发特征，它是油田开发指标和产量预测以及各种控水措施调整的重要指标之一。目前，国内外对含水上升率的研究方法众说不一，一般有童氏标准曲线图版法,矿场资料统计法等方法。前一种方法是在童氏标准曲线图版上，拟合实际生产数据，从而预测油藏含水上升规律，但对于标定采收率低的油藏，当含水率较低时，难以找到中低含水率的理论点；后一种方法是利用采出程度与含水率之间在半对数坐标系上存在直线关系，来确定油藏的含水上升规律，此种方法比较繁琐，必须经过大量的计算、作图及反复对比，才能在多个经验公式中确定一个符合油藏含水规律的经验公式，人为因素较大。在此介绍一种新的预测油藏含水上升规律的方法，即用油水相对渗透率计算含水上升率的方法，对指导油田合理开发，科学制定开发技术政策具有重要的意义。
影响油田含水上升率的因素可分为地质因素和开发因素两类，地质因素是油层的固有属性对含水上升规律的影响，开发因素是开发调整过程中采取的一些调整方式和调整措施对含水上升规律的影响。
一、影响油田含水上升率的地质因素分析。影响油田含水上升率的地质因素主要有三项：一是油层的非均质性、二是原油粘度、三是含水，不同的含水阶段，含水上升规律有很大差别。
1.油层的非均质性。油层的非均质程度越高，含水上升速度越快。
2.油水粘度比。原油粘度是影响油田含水上升规律的重要的因素，随着油水粘度比的增大，含水上升速度加快。
3.含水。不同的含水阶段，含水上升规律有很大差别。
二、影响油田含水上升规律的开发因素分析。除了地质因素外，在开发过程中采取的开发方式、调整措施都直接影响油田含水上升规律，从而影响油田开发效果的好坏。为了分析各种调整方式和调整措施对含水的影响，可采用结构分析以及贡献值分析的方法，对分类井产液结构调整以及打加密井、油井压裂、提液、堵水等油井措施的控水效果和作用进行了分析。
发明内容
本发明提供一种水驱油藏中高含水阶段含水上升率的计算方法，该方法结合油水相对渗透率描述油田含水上升率，评价油藏开发效果，实施开发措施，预测油藏产量递减规律，合理规划部署油田产量，更能有效指导油田开发。
本发明所采用的技术方案是：包括下列步骤：
1、含水上升率与产出井含水饱和度的关系
把水驱油藏考虑为油水两相不可压缩流体通过均匀介质的一维流动，据Buckley-Leverett水驱前缘理论，以及Welge积分，在前缘饱和度抵达产出端以后，油藏平均含水饱和度                                               
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE002
与产出井含水饱和度、含水率
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE006
（地下体积含水）的关系可表示为，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE008
                                               （1.1）
另一方面，若累积产油量为
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE010
（地下体积），油藏原始含水饱和度为
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE012
、孔隙体积为
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE014
，则依据物质平衡关系有，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE016
                                                （1.2）
于是，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE018
                                           （1.3）
对上式取微分，可得，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE020
                                            （1.4）
亦即，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE022
                                              （1.5）
设
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE024
为以百分数表示的含水上升率，因其是每采出1%地质储量的含水上升值，所以，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE026
                                   （1.6）
把（1.5）代入（1.6）得，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE028
                                              （1.7）
上式是用含水率与饱和度关系曲线计算含水上升率的理论公式。
 
2、含水上升率与相对渗透率曲线的关系
当不计油水毛管压力时，含水率可表示为，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE030
                                           （2.1）
把（2.1）代入（1.7）就得到了利用油水相对渗透率曲线直接计算含水上升率的公式。
实际计算时，使用归一化的相对渗透率曲线是方便的。设归一化含水饱和度为，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE032
                                    （2.2）
则对（1.7）作变量替换有，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE034
                                    （2.3）
式中，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE036
和分别为油和水的粘度；和为含水饱和度为
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE044
时油和水的相对渗透率；
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE046
为归一化含水饱和度；
Figure 141949DEST_PATH_IMAGE012
为束缚水饱和度；为残余油饱和度；
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE050
为的简写，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE054
、
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE056
类似。
3、实验油水相对渗透率曲线的拟合
   考虑（2.3）对
Figure 216346DEST_PATH_IMAGE050
的光滑性要求，可以把油水相对渗透率定义为
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE058
  
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE060
                           （3.1）
式中，
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE062
和
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE064
为油和水相对渗透率；
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE066
为束缚水时油的相对渗透率；
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE068
残余油时水的相对渗透率；
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE070
和
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE072
为归一化系数，常数。
用（3.1）拟合实测油水相对渗透率数据点即可得到
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE074
、
Figure 275045DEST_PATH_IMAGE072
（数值实验表明二者在0.1到10之间取值可以得到比较满意的拟合效果），从而得到具有高阶光滑性的
Figure 139096DEST_PATH_IMAGE050
并顺利求得不同含水率时的合理含水上升率值。
本发明所具有的有益效果是：本发明用油水相对渗透率曲线计算含水上升率，其流程如图1。油水相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映，可用于预测采油速度、最终采收率、含水率、含水上升率、油藏的润湿性等基本生产情况，油水相对渗透率曲线在油田开发方案编制、油田开采动态预测以及油藏数值模拟中是不可缺少的重要参数。该方法结合油水相对渗透率描述油田含水上升率，评价油藏开发效果，实施开发措施，预测油藏产量递减规律，合理规划部署油田产量，更能有效指导油田开发。
附图说明
图1为计算含水上升率流程图；
图2为油水相对渗透率曲线图；
图3为含水上升率和含水率的关系图；
图4为大庆油田某区块理论计算含水上升率和含水率的关系图；
图5为理论计算含水上升率和实际含水上升率随时间变化对比图。
具体实施方式
实施例1、
（1）根据某一油藏的油井相对渗透率曲线，如图2，具体数据见表1。
表1 含水饱和度和相对渗透率
Sw Kro Krw
0.3032 1 0
0.325 0.8754 0.0051
0.35 0.7339 0.012
0.375 0.6213 0.0176
0.4 0.5421 0.022
0.425 0.463 0.0283
0.45 0.3918 0.0352
0.475 0.3354 0.0417
0.5 0.279 0.0502
0.525 0.2322 0.0598
0.55 0.1906 0.0675
0.575 0.1537 0.0789
0.6 0.1191 0.0864
0.625 0.0876 0.0999
0.65 0.0582 0.1122
0.675 0.0379 0.1335
0.7 0.0207 0.1572
0.725 0.0083 0.1906
0.75 0.0015 0.2368
0.7631 0 0.274
（2）把测得的油水相对渗透率曲线归一化，用公式（3.1）拟合曲线数据点，得到
Figure 953468DEST_PATH_IMAGE074
、
Figure 244772DEST_PATH_IMAGE072
。
（3）把已确定的式（3.1）代入公式（2.1），得到含水率
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE076
的函数，计算得到
Figure 229914DEST_PATH_IMAGE076
如表2，进而
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE078
、
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE080
可知。
（4）由于本理论只适用中高含水油田，因此，选择含水率50%～99%阶段，根据公式（2.3），把已知条件均代入，从而得到中高含水油田含水率
Figure 366498DEST_PATH_IMAGE076
与对应的含水上升率λ，如表3和图2。
油田在中高含水阶段含水上升率呈下降趋势，在特高含水期该油藏水驱含水上升率在0.1以下。
（5）根据实际区块资料计算实际含水上升率值，与理论值作比较，如果实际含水上升率值与理论值相符或者比理论值低，说明开发效果比较理想，反之则效果差。
（6）利用理论计算的含水上升率值根据已知年采油量和采油速度，计算在液量一定条件下的年产量递减率，预测下一年产油量，对产量进行规划部署。
表2 含水饱和度和含水率
Figure 504218DEST_PATH_IMAGE076
Sw
Figure 497582DEST_PATH_IMAGE076
（%）
0.3032 0.0
0.325 2.4
0.35 6.4
0.375 11.8
0.4 18.8
0.425 27.4
0.45 37.1
0.475 47.4
0.5 57.7
0.525 67.2
0.55 75.4
0.575 82.2
0.6 87.5
0.625 91.5
0.65 94.5
0.675 96.6
0.7 98.1
0.725 99.1
0.75 99.8
0.7631 100.0
表3 含水率与含水上升率表
Figure 471485DEST_PATH_IMAGE076
（%）		 λ（%）
57.7 8.3
67.2 4.8
75.4 3.3
82.2 2.4
87.5 1.7
91.5 1.3
94.5 0.9
96.6 0.7
98.1 0.6
99.1 0.5
实施例2、
    该实施例是以油田某水驱区块生产资料为基础，其主要的生产概况如下表4。
表4 大庆油田某水驱区块生产概况
Figure 2012101600600100002DEST_PATH_IMAGE082
1、选取该区块的相渗资料，经多口井相渗资料筛选得到该区块的平均相渗，如表5
表5 大庆油田某水驱区块平均相渗曲线
Sw Krw Kro
0.265 0.000 1.000
0.284 0.003 0.902
0.302 0.006 0.811
0.321 0.009 0.731
0.339 0.013 0.657
0.358 0.017 0.587
0.376 0.021 0.520
0.395 0.024 0.458
0.414 0.028 0.401
0.432 0.032 0.348
0.451 0.037 0.299
0.469 0.041 0.255
0.488 0.047 0.214
0.506 0.053 0.178
0.525 0.060 0.144
0.543 0.067 0.114
0.562 0.077 0.089
0.581 0.088 0.067
0.599 0.101 0.049
0.618 0.117 0.035
0.636 0.137 0.023
0.655 0.162 0.015
0.673 0.191 0.008
0.692 0.229 0.005
0.710 0.274 0.002
0.729 0.325 0.000
1 0.325 0.000
2、附图4为利用以上计算含水上升率步骤计算得到理论的含水率和含水上升率关系。
3、图5为根据图4和表4得到含水上升率随时间的理论变化趋势和实际变化趋势，由于该区块水驱生产已经进入高含水期，年均综合含水超过90%，理论上含水上升率很小，变化较缓慢，由图可以看出，实际含水上升率比理论值要高很多，与含水上升率指标不匹配，说明本区块的开采效果不理想，2006年开始到2008年含水上升率急剧增高，需按实际区块详细基础资料分析原因，实施必要的开发措施调整，2009年该区块根据水淹层研究针对性对多口井实施了压裂、堵水、等措施，降低了含水上升率，改善了开发效果。
4、根据表4的2010年生产数据和利用发明方法计算的含水上升率可得到产量递减率。液量增长率 + 产量递减率=含水升率 ⅹ 采液速度
液量增长率 + 产量递减率=0.75%
因此在产液量一定的情况下可以计算得到来年产油量。若根据以上几年计算液量增长率，则产量递减率为4.29%，则预测2011年产量为24.04万吨，用以科学规划各类措施产量构成。

Claims (1)

1. 一种水驱油藏中高含水阶段含水上升率的预测方法，即用油藏的油井相对渗透率计算含水上升率，建立起含水上升率和含水饱和度的函数关系，包括以下步骤：
（1）根据某一油藏的油井相对渗透率曲线进行归一化，按公式（1）拟合，确定归一化系数                                               、
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE004
；
  
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE006
                            （1）
（2）把已确定的公式（1）代入公式（2），从而计算得到含水率
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE008
，进而
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE010
、
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE012
可知；
                                              （2）
（3）依据公式（3），把已知条件均代入，计算得到中高含水期含水上升率λ和含水率
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE016
关系；
     
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE018
                                       (3)
式中，
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE020
和为油和水相对渗透率；
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE024
为束缚水时油的相对渗透率；
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE026
残余油时水的相对渗透率；
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE028
和为归一化系数；
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE030
为归一化含水饱和度；
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE032
产出井含水饱和度；
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE034
含水率；和
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE038
分别为油和水的粘度；和为含水饱和度为
Figure 20866DEST_PATH_IMAGE032
时油和水的相对渗透率；为以百分数表示的含水上升率； 
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE046
为束缚水饱和度；
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE048
为残余油饱和度；为
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE052
的简写，
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE054
、
Figure 2012101600600100001DEST_PATH_IMAGE056
类似；
（4）根据实际区块资料计算实际含水上升率值，与理论值作比较，如果实际含水上升率值与理论值相符或者比理论值低，说明开发效果比较理想，反之则效果差；
（5）利用理论计算的含水上升率值根据已知年采油量和采油速度，计算在液量一定条件下的年产量递减率，预测下一年产油量，对产量进行规划部署。
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