CN104453807A - 一种油田注采井组水驱窜流判别方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种油田注采井组水驱窜流判别方法，包括以下步骤：1)等时间间隔收集注采井组中各生产井的产油量和产水量，收集各生产井投产时刻的有效厚度值；2)计算注采井组内各生产井的水油比R_WO和单位厚度累产油量N_p；3)将各生产井水油比R_WO进行对数处理，并将所得值作为纵坐标，单位厚度累产油量N_p作为横坐标，绘制水油比对数随单位厚度累产油量变化曲线；4)对生产动态数据中水油比R_WO大于0.25的数据进行线性回归，得到水油比对数随单位厚度累产油量N_p变化曲线的线性方程，其斜率为水油比变化指数F_l；5)根据注采井组内各生产井的水油比变化指数F_l，计算注采井组的注采非均匀系数H_I；6)根据注采非均匀系数H_I值，判断和确定注采井组水驱窜流程度。

Description

一种油田注采井组水驱窜流判别方法

技术领域

本发明涉及一种水驱窜流的判别方法，特别是关于一种以油田生产动态资料为基础的注采井组水驱窜流判别方法。

背景技术

目前，我国大多数油田采取注水开发方式开发。由于油田非均质性较强，长期注水开发会形成优势通道，在开发的中后期注采井组内会发生水驱窜流现象，并且会随着开发的深入日益严重。水驱窜流会造成生产井的含水量大幅升高，降低水驱油的效率，影响开发效果。因此，有必要判别注采井组内是否发生了水驱窜流现象，如果发生了水驱窜流现象要采取有效措施进行治理。水驱窜流现象的发生受油藏参数非均质性的影响，油藏参数非均质性主要采用渗透率变异系数来表征。实际生产中，随着油田开发的深入，油藏参数非均质性受到开发动态，以及注采井组内各井之间的开发条件差异的影响，会发生很大的变化，油藏静态参数已经不能够准确的反映地层的非均质性。因此，判别水驱窜流现象时，需要考虑油田静态参数和开发动态的综合影响。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够准确、有效判别水驱窜流现象程度的油田注采井组水驱窜流判别方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种油田注采井组水驱窜流判别方法，其包括以下步骤：1)等时间间隔收集注采井组中各生产井的产油量和产水量，所述生产井的产油量和产水量从生产井投产时刻开始计算，到判别时刻停止；收集各生产井投产时刻的有效厚度值；2)利用等时间间隔收集到的各生产井的产油量和产水量，计算各井的累产油量和累产水量，进而确定各生产井的水油比R_WO和单位厚度累产油量N_p；3)将计算得到的各生产井水油比R_WO进行对数处理，并将所得值作为纵坐标，单位厚度累产油量N_p作为横坐标，绘制水油比对数随单位厚度累产油量变化曲线；4)对生产动态数据中水油比R_WO大于0.25的数据进行线性回归，得到水油比对数随单位厚度累产油量N_p变化曲线的线性方程；

lg R_WO＝A+B*N_p，

其中斜率B为水油比变化指数F_l，计算公式为：

$F_l=\frac{\mathrm{\Δ}\left(\lg R_{\mathrm{wo}}\right)}{\mathrm{\Δ}{N}_p};$

5)根据注采井组内各生产井的水油比变化指数F_l，计算注采井组的注采非均匀系数H_I，注采井组的注采非均匀系数H_I为注采井组的水油比变化指数F_l的标准差与平均值的比值：

$H_I=\frac{1}{{\stackrel{\‾}{F}}_l}\sqrt{\frac{1}{n-1}\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{(F_{\mathrm{lj}}-{\stackrel{\‾}{F}}_l)}^2},$

其中，n为注采井组内生产井的总井数，j为注采井组中生产井的序号,F_lj为注采井组中序号为j的生产井的水油比变化指数；6)根据计算得到的注采非均匀系数H_I值，来判断和确定注采井组水驱窜流程度。

所述步骤6)中，水驱窜流程度的判别如下：若注采非均匀系数H_I值在0.0～0.3范围内，则水驱窜流程度为弱窜；若注采非均匀系数H_I值在0.3～0.6范围内，则水驱窜流程度为中窜；若注采非均匀系数H_I值大于0.6，则水驱窜流程度为强窜。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明由于等时间间隔的计算注采井组内各生产井的水油比，绘制水油比对数随单位厚度累产油量变化曲线，对生产动态数据中水油比大于0.25(即含水率大于20％)的数据进行线性回归，得到水油比对数随单位厚度累产油量变化曲线的线性方程，其斜率为水油比变化指数。并根据注采井组内各生产井的水油比变化指数，计算注采井组注采非均匀系数。所以，当注采井组内发生水驱窜流现象时，会根据注采非均匀系数判别。2、本发明由于在油田生产动态资料的基础上，以计算得到的注采非均匀系数为主要指标，并且以常规技术进行了验证，因此，可以提供一套准确、有效的水驱窜流判别方法，具有客观性和可操作性。3、本发明由于根据注采井组内各生产井的水油比变化指数，计算得到注采井组注采非均匀系数，因此，可以根据注采非均匀系数值来判别和确定注采井组水驱窜流程度。本发明可广泛应用于水驱窜流的判别中。

附图说明

图1是渤海油田某注采井组；

图2是渤海油田某注采井组A01井水油比变化指数图。

具体实施方式

本发明为一种油田注采井组水驱窜流判别方法，包括以下步骤：

1)等时间间隔(比如一天，但不限于此)收集注采井组中各生产井的产油量和产水量；其中生产井的产油量和产水量从生产井投产时刻开始计算，到判别时刻停止；收集各生产井投产时刻的有效厚度值；

2)利用等时间间隔收集到的各生产井的产油量和产水量，计算各井的累产油量和累产水量，进而确定各生产井水油比R_WO(也称累积水油比R_WO)和单位厚度累产油量N_p，其中水油比是指累产水量与累产油量的比值，单位厚度累产油量N_p为累产油量除以生产井投产时刻有效厚度的值；

3)将计算得到的各生产井水油比R_WO进行对数处理，并将所得值作为纵坐标，单位厚度累产油量N_p作为横坐标，绘制水油比对数随单位厚度累产油量变化曲线；

4)对生产动态数据中水油比R_WO大于0.25(即含水率大于20％)的数据进行线性回归，得到水油比对数随单位厚度累产油量N_p变化曲线的线性方程：

lg R_WO＝A+B*N_p，

其中斜率B为水油比变化指数F_l：

$F_l=\frac{\mathrm{\Δ}\left(\lg R_{\mathrm{wo}}\right)}{\mathrm{\Δ}{N}_p};$

5)根据注采井组内各生产井的水油比变化指数F_l，计算注采井组的注采非均匀系数H_I，注采井组的注采非均匀系数H_I为注采井组的水油比变化指数F_l的标准差与平均值的比值：

$H_I=\frac{1}{{\stackrel{\‾}{F}}_l}\sqrt{\frac{1}{n-1}\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{(F_{\mathrm{lj}}-{\stackrel{\‾}{F}}_l)}^2},$

其中，n为注采井组内生产井的总井数，j为注采井组中生产井的序号,F_lj为注采井组中序号为j的生产井的水油比变化指数；

6)根据计算得到的注采非均匀系数H_I值，来判断和确定注采井组水驱窜流程度：

若注采非均匀系数H_I值在0.0～0.3范围内，则水驱窜流程度为弱窜；

若注采非均匀系数H_I值在0.3～0.6范围内，则水驱窜流程度为中窜：

若注采非均匀系数H_I值大于0.6，则水驱窜流程度为强窜。

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

如图1所示，本发明以渤海某注采井组水驱窜流程度判别为应用实施例，例举注采非均匀系数指标在水驱窜流判别中的实际应用。本实施例的注采井组井位中A01-A08为生产井，I01为注入井。具体步骤如下所示：

1)计算生产井A01的水油比变化指数。按等时间间隔收集并计算A01井的累产水量和累产油量，并按等时间间隔计算A01井的水油比。用每个时间点的累产油量除以A01井投产时刻的油藏厚度，得到单位厚度累产油量；将水油比的对数作为纵坐标，单位厚度累产油量作为横坐标，绘制坐标图(如图2所示)。利用A01井含水率达到20％后的数据进行线性回归，得到水油比对数随单位厚度累产油量变化曲线的线性方程，方程的斜率为水油比变化指数F_l1＝0.39。

2)使用与步骤1)相同的方法计算其它各生产井的水油比变化指数F_lj，计算结果如下(如表1所示)：

表1各生产井的水油比变化指数

井号	A01	A02	A03	A04	A05	A06	A07	A08
									水油比变化指数	0.39	0.65	0.05	0.13	0.80	0.51	0.48	0.70

3)根据注采井组内各生产井的水油比变化指数F_lj，计算各生产井水油比变化指数的平均值带入公式计算得到注采井组的注采非均匀系数为H_I＝0.57。

4)判断注采井组水驱窜流程度：由于计算得到的该注采井组的注采非均匀系数在0.3～0.6之间，因此判断该注采井组内水驱窜流程度为“中窜”。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各步骤等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (2)

1.一种油田注采井组水驱窜流判别方法，其包括以下步骤：

1)等时间间隔收集注采井组中各生产井的产油量和产水量，所述生产井的产油量和产水量从生产井投产时刻开始计算，到判别时刻停止；收集各生产井投产时刻的有效厚度值；

2)利用等时间间隔收集到的各生产井的产油量和产水量，计算各井的累产油量和累产水量，进而确定各生产井的水油比R_WO和单位厚度累产油量N_p；

3)将计算得到的各生产井水油比R_WO进行对数处理，并将所得值作为纵坐标，单位厚度累产油量N_p作为横坐标，绘制水油比对数随单位厚度累产油量变化曲线；

4)对生产动态数据中水油比R_WO大于0.25的数据进行线性回归，得到水油比对数随单位厚度累产油量N_p变化曲线的线性方程；

lg R_WO＝A+B*N_p，

其中斜率B为水油比变化指数F_l，计算公式为：

$F_l=\frac{\mathrm{\Δ}\left(\lg R_{\mathrm{wo}}\right)}{\mathrm{\Δ}{N}_p};$

5)根据注采井组内各生产井的水油比变化指数F_l，计算注采井组的注采非均匀系数H_I，注采井组的注采非均匀系数H_I为注采井组的水油比变化指数F_l的标准差与平均值的比值：

$H_I=\frac{1}{{\stackrel{\‾}{F}}_l}\sqrt{\frac{1}{n-1}\underset{j=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{(F_{\mathrm{lj}}-{\stackrel{\‾}{F}}_l)}^2},$

其中，n为注采井组内生产井的总井数，j为注采井组中生产井的序号,F_lj为注采井组中序号为j的生产井的水油比变化指数；

6)根据计算得到的注采非均匀系数H_I值，来判断和确定注采井组水驱窜流程度。

2.如权利要求1所述的一种油田注采井组水驱窜流判别方法，其特征在于：所述步骤6)中，水驱窜流程度的判别如下：

若注采非均匀系数H_I值在0.0～0.3范围内，则水驱窜流程度为弱窜；

若注采非均匀系数H_I值在0.3～0.6范围内，则水驱窜流程度为中窜；

若注采非均匀系数H_I值大于0.6，则水驱窜流程度为强窜。