CN104790926B - 一种缝洞型油藏注水开发效果评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种缝洞型油藏注水开发效果评价方法，该方法包括：将待评价缝洞单元划分成多个注采井组；计算各注采井组的井控系数，结合预定井控系数指标确定各井组的井控效果区间；计算各注采井组的水驱采收率及吨水换油率，结合预定开发效果指标确定各井组的开发效果区间；计算各注采井组的累积含水率及存水率，根据累积含水率判断是否存在水窜，结合预定存水率指标确定存水效果区间；计算各注采井组的无因次弹性产量比、单储压降及人工水驱指数，结合预定天然能量指标确定各井组的天然能量区间，结合预定人工水驱指标确定水驱效果区间。本发明全面反映了注采井组的注水效果以及达到该效果的原因，使提出的调整措施更有基础依据和针对性。
Description
技术领域
本发明涉及缝洞型油藏注水开发技术领域，尤其涉及一种缝洞型油藏注水开发效果评价方法。
背景技术
目前有关油藏注水开发技术存在诸多弊端，例如，塔河缝洞型碳酸盐岩油藏大部分区块实施了注水替油和缝洞单元注水开发，取得了较好的效果，但目前采收率只有13％-15％，部分注采单元含水上升严重，稳油控水难度逐渐加大，需要继续深化开展注水工作及采取适当的调整措施，实现老井增产增效，提高油藏采收率。因此，需要深入评价注水效果，分析注水过程中存在的问题及其原因，从而制定合理的注水开发技术对策。
目前有关油藏注水开发效果评价主要集中于常规的砂岩油藏，现有技术中，汪子昊针对典型砂岩油藏采用行业标准对比和同类油田开发指标对比的方法，结合单因素指标的评价研究了注水开发以后的储量变化趋势及储量动用程度、产量变化趋势及产量变化规律、地层压力保持水平、油田综合含水变化规律、油田注入水利用效率等。李兴训从传统的油藏工程方法到现代模糊数学理论及数值模拟等方面阐述了如何评价砂岩油藏水驱开发效果。罗银富结合油藏工程、系统工程、模糊数学、层次分析原理等方法，引入启动压力梯度的概念，研究了低渗透砂岩油藏的水驱效果评价方法。在缝洞型油藏注水开发技术研究方面，公开号为CN101942984A的中国专利申请提出了一种碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法，通过试注、补充能量、关井、采油等步骤实现缝洞型油藏高效开发。马旭杰通过数值模拟和注水实践总结，提出了“低注高采、试注判断连通实时调整、单元整体温和注水、井组差异管理”的缝洞型油藏注水开发模式。谷雨在分析注水替油基本原理的基础上，从岩溶地貌特征、储集体类型、完井位置、水体能量及含水特征、原油物性、溶洞定容性等六个方面总结出注水替油的选井原则。
但是，由于缝洞型油藏不同于常规的砂岩油藏，储集体空间离散分布，不同部位的缝洞尺寸、形状等存在较大的差异，传统的砂岩油藏注水开发效果方法对缝洞型油藏不适用。而有关缝洞型油藏注水开发研究又主要集中于基于经验的注水方式研究，缺乏注水效果评价方面的研究，并且注水效果评价的研究且存在较大困难，具体表现为以下几个方面：(1)缝洞单元内部储集体分布、注采关系复杂，难以有效确定或者划分注采井组，并将注采井组作为基本研究对象；(2)不同注采井组储集体内部连通关系复杂、缝洞井网匹配关系各样、天然能量来源不同；(3)不同注采井组生产动态个性化强、可比性差；(4)现有的注水开发决策制定仅依靠过往经验，缺乏有效地理论指导；(5)目前没有针对缝洞型油藏注水开发效果评价的技术方法体系，导致无法开展注水调整，使后续调整措施的制定缺乏指导。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种缝洞型油藏注水开发效果评价方法，所述的评价方法包括：
根据地质资料、示踪剂检测资料以及生产动态响应，将待评价缝洞单元划分成多个注采井组，其中各所述注采井组分别包括多个生产井；
将每个注采井组的生产井划分为钻遇溶洞井及未钻遇溶洞井，计算钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD，根据预定井控系数指标、所述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD确定所述注采井组的井控效果区间；其中，所述钻遇溶洞井的井控系数为：
其中，
以及，所述未钻遇溶洞井的井控系数为：
其中，
计算各所述注采井组的水驱采收率及吨水换油率，根据预定开发效果指标及所述水驱采收率及吨水换油率确定所述注采井组的开发效果区间；
根据生产动态资料，分别计算各所述注采井组的累积含水率及存水率，根据所述累积含水率判断是否存在水窜，并根据预定存水率指标及所述存水率确定存水效果区间；
根据所述生产动态资料，分别计算各所述注采井组的无因次弹性产量比、单储压降以及人工水驱指数，根据预定天然能量指标、所述无因次弹性产量比及单储压降确定所述注采井组的天然能量区间，并根据预定人工水驱指标及所述人工水驱指数确定水驱效果区间；
其中，ωi为所述注采井组中钻遇的第i个溶洞体积占所述注采井组中所有钻遇溶洞总体积的百分比；Vei为生产井与钻遇的第i溶洞接触点下方溶洞体积；Vti为钻遇的第i个溶洞的总体积；nv1为钻遇溶洞的数目；ωmj为所述注采井组中第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞体积占所述第m口生产井控制的所有未钻遇溶洞总体积的百分比；fmj为第m口生产井与其所对应的未钻遇的第j个溶洞之间的连通系数，反映生产井与溶洞空间连通程度的大小，与两者的距离和裂缝渗透率有关；Θ(x)为海维塞德函数，决定于溶洞与对应生产井的相对高低位置关系；nw为所述注采井组中未钻遇溶洞生产井的数目；nv2为所述注采井组中未被钻遇溶洞的数目；Vtmj为第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞的体积；dvmj为第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞的深度；dwm为第m口生产井的射孔深度。
在一实施例中，根据地质资料、示踪剂检测资料以及生产动态响应，将待评价缝洞单元划分成多个注采井组，其中各所述注采井组分别包括多个生产井，包括：
根据所述待评价缝洞单元的地质资料，确定所述待评价缝洞单元内的缝洞网络，按照所述缝洞网络中地下河、廊道及断层的走向将所述待评价缝洞单元初步划分成多个注采井组；
从每个所述注采井组中选取至少一个生产井，向所选取生产井中投放示踪剂，检测所选取生产井的周边生产井中是否存在示踪剂以确定所选取生产井与其周边生产井的连通关系，根据所述连通关系对初步划分的注采井组进行二次划分；
对于不存在示踪剂的周边生产井，根据包含含水率及压力的生产动态响应，对不存在示踪剂的周边生产井进行注采井组划分。
在一实施例中，根据预定井控系数指标、所述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD确定所述注采井组的井控效果区间，包括：
根据所述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD，采用体积加权法确定各所述注采井组的总井控系数λw：
根据预定井控系数指标及各所述注采井组的总井控系数λw确定所述注采井组的井控效果区间；
其中，Nt为所述注采井组内所有储集空间的体积。
在一实施例中，计算各所述注采井组的水驱采收率及吨水换油率，包括：
计算各所述注采井组的水驱采收率ER：
计算各所述注采井组的吨水换油率Ω：
其中，Np为所述注采井组的累产油；Npi为所述注采井组注水前的累产油；N为所述注采井组的地质储量；Bo为原油的体积系数；Wp为所述注采井组的累产水；Bw为水的体积系数。
在一实施例中，计算各所述注采井组的累积含水率及存水率，包括：
计算各所述注采井组的累积含水率fwc：
计算各所述注采井组的存水率η：
其中，We＝NpBo+WpBw-NBoiCtΔp-WiBw；
其中，Wi为所述注采井组的累积注水量；We为所述注采井组的漏失量；N为地质储量；Boi为原始地层压力下原油的体积系数；Ct为综合压缩系数；Δp为压力下降量。
在一实施例中，根据所述累积含水率判断是否存在水窜，包括：
根据所述累积含水率计算单位时间内各所述注采井组的累积含水率变化Δfwc；
求取所述待评价缝洞单元内所有注采井组的累积含水率变化的均值；
将所述各注采井组累积含水率变化Δfwc与所述累积含水率变化的均值进行比较，判断各所述注采井组是否存在水窜。
在一实施例中，所述计算各所述注采井组的无因次弹性产量比、单储压降及人工水驱指数，包括：
计算各所述注采井组的无因次弹性产量比Dpr：
计算各所述注采井组的单储压降Npr：
计算各所述注采井组的人工水驱指数ψ：
其中，Δp为所述注采井组的压力下降量。
本发明注采井组的划分可信度大大增加，引入井控系数评价现有井网与缝洞网络的配置关系这一不可控因素的好坏，并利用井控系数对注采井组进行分类，使具有可比性的注采井组进行后期注水效果对比。水窜指标和能量指标作为评价注入水利用率和注采井组能量特征的指标，可为评价注采井组注水效果提供依据；效果指标则实现了对注水效果好坏的定量评价；这些评价指标组成一个非常全面、完整的缝洞油藏注水开发评价体系；井控指标、水窜指标、能量指标和效果指标组成有机的整体，全面了反映注采井组的自身特征及其注水开发效果，使提出的调整措施更有基础依据和针对性；使用该评价方法评价的缝洞型油藏注采井组注水开发效果与现场实际开发效果吻合度大大增加。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例缝洞型油藏注水开发效果评价方法的流程图；
图2为本发明实施例将待评价缝洞单元划分为多个注采井组的流程图；
图3为本发明实施例基于储层地质结构初次划分的注采井组分布示意图；
图4为本发明实施例根据示踪剂监测结果确定井间连通性后调整的注采井组分布示意图；
图5为本发明实施例中生产井W1、W2及W3的含水率变化示意图；
图6为本发明实施例中向生产井W4注水后W5中的油压变化示意图；
图7为本发明实施例中向生产井W4停止注水后W6的产液量变化示意图；
图8为本发明实施例中向生产井W20注水后W19的产液量变化示意图；
图9为本发明实施例中W21开井生产后W19的产液量变化示意图；
图10为本发明实施例根据储层地质结构、示踪剂检测结果及生产动态响应综合因素划分的注采井组分布示意图；
图11为本发明实施例生产井钻遇溶洞情况下井控系数计算示意图；
图12为本发明实施例生产井未钻遇溶洞情况下井控系数计算示意图；
图13(A)～(F)为本发明实施例六个注采井组的累积含水率变化曲线。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供了一种缝洞型油藏注水开发效果评价方法，该方法具体包括以下步骤，如图1所示。
S1、根据地质资料、示踪剂检测资料以及生产动态响应，将待评价缝洞单元划分成多个注采井组，其中各注采井组中分别包括多个生产井。
S2、将每个注采井组的生产井划分为钻遇溶洞井及未钻遇溶洞井，计算钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD，根据预定井控系数指标、AD及BD确定上述各注采井组的井控效果区间；其中，上述钻遇溶洞井的井控系数为：
其中，
以及，上述未钻遇溶洞井的井控系数为：
其中，
S3、计算各注采井组的水驱采收率及吨水换油率，根据预定开发效果指标及水驱采收率及吨水换油率确定注采井组的开发效果区间；
S4、根据生产动态资料，分别计算各注采井组的累积含水率及存水率，根据上述累积含水率判断是否存在水窜，并根据预定存水率指标及上述存水率确定存水效果区间；
S5、根据生产动态资料，分别计算各注采井组的无因次弹性产量比、单储压降以及人工水驱指数，根据预定天然能量指标、上述无因次弹性产量比及单储压降确定各注采井组的天然能量区间，并根据预定人工水驱指标及上述人工水驱指数确定水驱效果区间；
其中，ωi为每个注采井组中钻遇的第i个溶洞体积占每个注采井组中所有钻遇溶洞总体积的百分比；Vei为生产井与钻遇的第i溶洞接触点下方溶洞体积；Vti为钻遇的第i个溶洞的总体积；nv1为钻遇溶洞的数目；ωmj为每个注采井组中第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞体积占上述第m口生产井控制的所有未钻遇溶洞总体积的百分比；fmj为第m口生产井与其所对应的未钻遇的第j个溶洞之间的连通系数，反映生产井与溶洞空间连通程度的大小，与两者的距离和裂缝渗透率有关；Θ(x)为海维塞德函数，决定于溶洞与对应生产井的相对高低位置关系；nw为每个注采井组中未钻遇溶洞生产井的数目；nv2为每个注采井组中未被钻遇溶洞的数目；Vtmj为第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞的体积；dvmj为第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞的深度；dwm为第m口生产井的射孔深度。
其中，i为每个注采井组中所有被钻遇溶洞的序号；j为每个注采井组中所有未被钻遇溶洞的序号；m为上述注采井组中未钻遇溶洞井的序号。
当生产井钻遇溶洞时，Vei为生产井与钻遇的第i溶洞接触点下方溶洞体积.。例如，图11中的生产井1钻遇了三个溶洞2，生产井1与三个溶洞2的接触点下方的的体积为Ve1、Ve2及Ve3(即图11中虚线下方部分)。如图12所示，当生产井未钻遇溶洞时，生产井3分别通过裂缝5与溶洞2、溶洞3及溶洞5相连通，生产井4分别通过裂缝6与溶洞1、溶洞3、裂缝4相连通。
本实施例中，S2～S5的描述顺序并非用于限定本发明的缝洞型油藏注水开发效果评价方法中各个效果评价的先后顺序，具体实施时，可以根据需要进行调整。
图2为本发明实施例将待评价缝洞单元划分为多个注采井组的流程图，具体包括以下步骤：
S11、根据待评价缝洞单元的地质资料，确定待评价缝洞单元内的缝洞网络，按照缝洞网络中地下河、廊道及断层的走向将待评价缝洞单元初步划分成多个注采井组；
S12、从每个注采井组中选取至少一个生产井，向所选取生产井中投放示踪剂，检测所选取生产井的周边生产井中是否存在示踪剂以确定所选取生产井与其周边生产井的连通关系，根据上述连通关系对初步划分的注采井组进行二次划分；
S13、对于不存在示踪剂的周边生产井，根据包含含水率及压力的生产动态响应，对不存在示踪剂的周边生产井进行注采井组划分。
本发明采用S11～S13对待评价缝洞单元进行注采井组划分，使注采井组的划分可信度大大增加。
将待评价缝洞单元划分成若干个注采井组后，可以根据S2求取各注采井组的井控系数，对各注采井组内生产井与缝洞网络的配置关系进行评价。具体实施时：
首先，将每个注采井组的生产井划分为钻遇溶洞井及未钻遇溶洞井。
其次，根据公式(1)～(5)计算钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD。
再次，根据预定井控系数指标、上述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD确定各注采井组的井控效果区间。具体实施时，根据上述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD，利用下述公式(6)确定各注采井组的总井控系数λw，根据预定井控系数指标及各所述注采井组的总井控系数λw确定各注采井组的井控效果区间。
在上述公式(6)中，Nt为各注采井组内所有储集空间的体积。
上述注采井组的划分涵盖了地质信息、示踪剂监测资料及生产动态响应特征，使注采井组的划分可信度大大增加。
S3具体实施时，可以分别利用下述公式(7)、公式(8)计算各注采井组的水驱采收率ER及吨水换油Np，并根据预定开发效果指标及所述水驱采收率ER及吨水换油率Ω确定各注采井组的开发效果区间。
在上述公式(7)、公式(8)中，Np为各注采井组的累产油；Npi为各注采井组注水前的累产油；N为各注采井组的地质储量；Bo为原油的体积系数；Wp为各注采井组的累产水；Bw为水的体积系数。
利用水驱采收率和吨水换油率这两个效果指标实现了对注采井组注水效果好坏的定量评价。
S4具体实施时，可以根据各注采井组的生产动态资料，分别利用公式(9)、公式(10)计算各注采井组的累积含水率fwc及存水率η，并根据累积含水率fwc判断是否存在水窜，根据预定存水率指标即存水率η确定各注采井组的存水效果。具体实施时，需要先计算单位时间内各注采井组的累积含水率变化Δfwc，再求取上述待评价缝洞单元内所有注采井组的累积含水率变化Δfwc的均值，最后将所述各注采井组累积含水率变化Δfwc与上述累积含水率变化的均值进行比较，判断各注采井组是否存在水窜。
在计算存水率η时，充分考虑注入水直接窜进的无效循环现象和注入水的漏失现象，采用物质平衡法，利用公式(11)计算注入水漏失：
We＝NpBo+WpBw-NBoiCtΔp-WiBw (11)
在上述公式(9)～(11)中，Wi为各注采井组的累积注水量；We为各注采井组的漏失量；N为各注采井组的地质储量；Boi为原始地层压力下原油的体积系数；Ct为综合压缩系数；Δp为各注采井组的压力下降量。
S5具体实施时，可以分别利用公式(12)～(14)计算各注采井组的无因次弹性产量比Dpr、单储压降Npr及人工水驱指数ψ以确定各注采井组的天然能量区间以及水驱效果区间。
S4、S5中获得的水窜指标、能量指标作为评价各注采井组注水利用率和能量特征的指标，为评价注采井组的注水效果提供了依据。
下面以塔河油田中某一缝洞单元为例，对本发明实施例的缝洞型油藏注水开发效果评价方法进行说明。
在上述缝洞单元内，溶洞类型分为地下河、竖井、廊道各孤立溶洞。其中，地下河具有河流特征，是规模最大的岩溶储集系统，廊道和裂缝是全局分散溶洞和竖井的主要沟通通道。本发明实施例中的缝洞单元内共钻有28口生产井，分别用W1～W28表示。
为评价该缝洞单元的注水开发效果，可将该缝洞单元划分成若干个个注采井组，分别对各注采井组的注水开发效果进行评价，即可获知该缝洞单元的注水开发效果。
首先参照S1，根据该缝洞单元的地质资料、示踪剂检测资料以及生产动态响应，将上述缝洞单元划分成多个注采井组。
具体实施时，结合S11，先根据地质资料确定该缝洞单元内的缝洞网络，按照地下河、廊道和断层(即大裂缝)的走向及分布特征将该缝洞单元初步划分成五个注采井组：注采井组Ⅰ、注采井组Ⅱ、注采井组Ⅲ、注采井组Ⅳ及注采井组Ⅴ，其分布示意图如图3所示。其中，上述五个注采井组中及其所包括的生产井见表1。
表1按照缝洞单元的地质资料初步划分的注采井组
| 注采井组 | 生产井 |
| Ⅰ | W1、W2、W3、W4、W11、W12、W15、W16、W17 |
| Ⅱ | W5、W6、W13 |
| Ⅲ | W7、W8、W9、W10、W14、W19、W20 |
| Ⅳ | W22、W23、W24、W25、W26 |
| Ⅴ | W18、W21、W27、W28 |
上述注采井组的划分仅是粗略划分，为提高注采井组划分的准确性，利用示踪剂的方法判断井间连通性，以划分注采井组。具体实施时，在根据储层地质结构划分的基础上，参照S12，从注采井组Ⅰ～注采井组Ⅴ中分别选取至少一个生产井，向所选取生产井中投放示踪剂，监测所选取生产井的周边生产井中是否存在示踪剂以确定所选取的生产井与其周边生产井的连通关系，根据该连通关系对初步划分的注采井组进行二次划分。
具体实施时，分别选取注采井组Ⅰ中的W11及W17、注采井组Ⅱ中的W13、注采井组Ⅲ中的W8及W14、注采井组Ⅳ中的W22、注采井组Ⅴ种的W28，向以上选定的7个生产井中投放示踪剂，并对上述7个生产井周边的生产井进行示踪剂监测，监测到的示踪剂响应结果见表2至表8。
表2 W11注入示踪剂后其周边各生产井的示踪剂响应结果
注：1.“●”表示监测到示踪剂明显响应，“○”表示未监测到示踪剂响应。
由表2可知，向生产井W11中投入示踪剂后，对其周边的9口生产井中进行示踪剂监测，仅在W12中监测到有示踪剂明显响应，而其他生产井中则未监测到示踪剂响应，说明生产井W11与W12连通。
表3 W17注入示踪剂后其周边各生产井的示踪剂响应结果
注：1.“●”表示监测到示踪剂明显响应，“○”表示未监测到示踪剂响应。
由表3可知，向生产井W17中投入示踪剂之后，对其周边的9口生产井中进行示踪剂监测，在W15、W16、W11中监测到示踪剂明显响应，说明生产井W17与W15、W16、W11连通。
表4 W13注入示踪剂后其周边各生产井的示踪剂响应结果
注：1.“●”表示监测到示踪剂明显响应，“○”表示未监测到示踪剂响应。
由表4可知，向生产井W13中投入示踪剂后，对其周边的12口生产井进行示踪剂监测，在W14、W16、W18、W12及W11中监测到示踪剂明显响应，说明生产井W13与W14、W16、W18、W12及W11相连通。
表5 W8注入示踪剂后其周边各生产井的示踪剂响应结果
注：1.“●”表示监测到示踪剂明显响应，“○”表示未监测到示踪剂响应。
由表5可知，向生产井W8投入示踪剂后，对其周边的9口生产井进行示踪剂监测，在W9、W10、W7中监测到有示踪剂明显响应，说明W8与W9、W10、W7相连通。
表6 W14注入示踪剂后其周边各生产井的示踪剂响应结果
注：1.“●”表示监测到示踪剂明显响应，“○”表示未监测到示踪剂响应。
由表6可知，向生产井W14投入示踪剂后，对其周边的7口生产井进行示踪剂监测，仅在W13中监测到有示踪剂明显响应，其他生产井均未监测到示踪剂响应，说明W14与W13相连通。
表7 W22注入示踪剂后其周边各生产井的示踪剂响应结果
注：1.“●”表示监测到示踪剂明显响应，“○”表示未监测到示踪剂响应。
由表6可知，向生产井W22投入示踪剂后，对其周边的7口生产井进行示踪剂监测，在W27、W24、W23监测到中有示踪剂明显响应，说明W22与W23、W24、W27相连通。
表8 W28注入示踪剂后其周边各生产井的示踪剂响应结果
注：1.“●”表示监测到示踪剂明显响应，“○”表示未监测到示踪剂响应。
由表8可知，向生产井W22投入示踪剂后，对其周边的6口生产井进行示踪剂监测，在W25、W27中监测到有示踪剂明显响应，说明W28与W25、W27相连通。
由以上监测到的示踪剂响应结果可确定生产井的连通关系：W11、W12、W13、W14、W15、W16、W17、W18连通，W8、W9、W10、W7连通，W22、W23、W24、W25、W26、W27、W28连通。
根据上述连通关系对表1中初步划分的生产井组进行二次划分，得到表9中所示的注采井组划分，其分布示意图如图4所示。
表9按照示踪剂响应进行二次划分后的注采井组
向上述生产井中投入示踪剂后，造成在其周边的某些生产井中未监测到示踪剂响应，原因包括但不限于以下两种：(1)两生产井确实不连通；(2)两生产井之间的连通通路较长，监测示踪剂响应的时间不够长。因此，仅根据示踪剂响应结果划分注采井组的划分方式还不够精确。
进一步地，为提高注采井组划分的准确性，结合S13，对于不存在示踪剂响应的W1、W2、W3、W4、W5、W6、W19、W20、W21等生产井，根据生产井的含水率和/或压力等生产动态响应，判断生产井之间的连通关系。
如图4所示，生产井W1和W3分别是在W2的北部和南部打的两口井，此处W1和W3相较于W2投产晚，并且这两口井的井底流体流动特征不明显，产油量均较低，与同一时间段W2的产油量相吻合，投产初期与同一时间段的W2相对比，含水规律变化一致(见图5)，因此将W1和W3归结为与W2相连通的生产井。
图6与图7分别为向生产井W4注水后W5中的油压变化的示意图以及向生产井W4停止注水后W6的产液量变化示意图。向生产井W4中注水后，生产井W5中的油压上升(见图6中椭圆线圈内部分)，表明W4与W5相连通；当向W4注水停止后，W6的产液量很快下降(见图7中椭圆线圈内部分)，表明W4与W6相连通。因此，可以将W4、W5和W6划分到同一注采井组中。
图8为向生产井W20注水后，生产井W19的产液量变化示意图，由图8可知，当向生产井W20注水强度增大时，生产井W19产液量上升，说明W20与W19连通。图9为生产井W21开井生产后，生产井W19的产液量变化示意图，由图9可知，W21开井生产时，W19产液量明显下降，表明W21与W19连通。因此，可以将W19、W20、W21划分到同一个注采井组中。
根据上述生产动态响应结果，对表9中所示的二次划分的注采井组进一步划分，得到表10中所示的注采井组，其分布示意图如图10所示。
表10按照生产动态响应进行再次划分后的注采井组
在将上述缝洞单元划分成六个注采井组后，分别求取各注采井组的井控指标、效果指标、水窜指标及能量指标，以评价各注采井组的注水开发效果。
为获取各注采井组的井控指标，结合S2，求取各注采井组的井控系数，对各注采井组内生产井与缝洞网络的配置关系进行评价。
结合表10中划分的注采井组，充分考虑生产井与溶洞的相对位置关系以及连通关系，根据生产井是否钻遇溶洞，将每个注采井组的生产井划分为钻遇溶洞井及未钻遇溶洞井，利用公式(1)～(6)分别求注采井组Ⅰ～Ⅵ的总井控系数λw。
根据生产动态资料可以得到注采井组Ⅰ～Ⅵ的总井控系数，详见表11。
表11注采井组Ⅰ～Ⅵ的总井控系数
| 注采井组 | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ | Ⅴ | Ⅵ |
| 总井控系数 | 0.682 | 0.593 | 0.405 | 0.554 | 0.603 | 0.427 |
在求得各注采井组的总井控系数之后，结合预定井控系数指标，确定上述注采井组的井控效果区间以及井控效果。其中，预定井控系数指标见表12。
表12预定井控系数指标
| 区间 | λw>0.75 | 0.6＜λw≤0.75 | 0.45＜λw≤0.6 | 0.3＜λw≤0.45 | λw≤0.3 |
| 效果 | 非常好 | 好 | 较好 | 一般 | 差 |
根据表11中记载的注采井组Ⅰ～Ⅵ的总井控系数及表12中记载的预定井控系数指标可知，注采井组Ⅰ的总井控系数落在区间“0.6＜λw≤0.75”内，故评价注采井组Ⅰ的井控效果均为为“好”。同理，评价注采井组Ⅱ及注采井组Ⅳ的井控效果为“较好”，评价注采井组Ⅲ及注采井组Ⅵ的井控效果均为“一般”，评价注采井组Ⅴ的井控效果为“好”。
本发明引入井控系数评价现有生产井与缝洞网络的配置关系这一不可控因素的好坏，并利用井控系数对注采井组进行分类，将井控系数相同或者相近的注采井组分成一组，以对具有可比性的注采井组进行后期注水效果对比。
为获取各注采井组的效果指标，结合S3，采用油藏工程方法，引入效果指标即水驱采收率和吨水换油率，以评价表10中注采井组Ⅰ～Ⅵ的开发效果。利用公式(7)及公式(8)计算各注采井组的水驱采收率ER及吨水换油率Ω，计算得到的各注采井组的水驱采收率ER及吨水换油率Ω见表13。
表13注采井组Ⅰ～Ⅵ的效果指标
| 注采井组 | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ | Ⅴ | Ⅵ |
| 水驱采收率/％ | 3.6 | 0.8 | 6.7 | 2.4 | 2.3 | 3.3 |
| 吨水换油率 | 0.17 | 0.12 | 0.7 | 0.18 | 0.49 | 0.6 |
在求得各注采井组的水驱采收率及吨水换油率之后，结合表14中记载的预定开发效果指标，确定上述各注采井组的的开发效果区间，评价各注采井组的开发效果。
表14预定开发效果指标
| 开发效果 | 开发效果区间 |
| 好 | ER>3，且Ω>0.4 |
| 差 | ER≤3，且Ω≤0.4 |
| 一般 | ER>3且Ω≤0.4，或者，ER≤3且Ω>0.4 |
由表13及表14可知，注采井组Ⅰ、注采井组Ⅴ及注采井组Ⅵ的水驱采收率及吨水换油率在开发效果区间“ER>3且Ω≤0.4，或者，ER≤3且Ω>0.4”内，故评价此三个注采井组的开发效果为“一般”，同理，评价注采井组Ⅱ及注采井组Ⅳ的开发效果为“差”，注采井组Ⅲ的开发效果为“好”。
利用水驱采收率和吨水换油率这两个效果指标实现了对注采井组注水效果好坏的定量评价。
若要对该待评价缝洞单元内某几个注采井组的开发效果进行评价，则可以选取井控系数相同或者相近的注采井组对其开发效果进行定量评价。
为获得各注采井组的水窜指标，结合S4，采用物质平衡法，结合生产动态资料，利用公式(9)～(11)分别计算表10中注采井组Ⅰ～Ⅵ注采井组的累积含水率fWC及存水率η。
经过上述计算，可以得到如图13(A)～(F)所示的注采井组Ⅰ～Ⅵ的累积含水率变化曲线，并根据图13中记载的累积含水率变化曲线及下式求取单位时间内的累积含水率的变化Δfwc：
Δfwc＝fwct1－fwct2
具体实施时，从时间t2到时间t1选取3000天，求取3000天内的累积含水率变化(见表15)以判断各注采井组内是否存在水窜。其中，单位时间可由用户根据需要自行选择。
表15注采井组Ⅰ～Ⅵ的累积含水率变化及存水率
| 注采井组 | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ | Ⅴ | Ⅵ |
| 累积含水率变化 | 0.17 | 0.11 | 0.055 | 0.12 | 0.15 | 0.18 |
| 存水率 | 0.23 | 0.59 | 0.58 | 0.87 | 0.27 | 0.14 |
选取待评价缝洞单元内各注采井组单位时间内含水上升率均值进行衡量，高于该值则水窜严重，低于该值则无水窜。由上述六个注采井组的累积含水率变化值可求得平均含水上升率均值为0.13，即可确定注采井组Ⅰ、注采井组Ⅴ及注采井组Ⅵ的水窜情况严重，而注采井组Ⅱ、注采井组Ⅲ及注采井组Ⅳ则无水窜。
在求得各注采井组的存水率之后，结合表16中所示的预定存水率指标，确定上述各注采井组的存水利用率区间，以评价各注采井组的存水效果。
表16预定存水率指标
| 存水效果 | 存水率区间 |
| 好 | η＞0.5 |
| 差 | η≤0.5 |
结合表15、表16可知，注采井组Ⅰ、注采井组Ⅴ及注采井组Ⅵ的存水效果为“差”，即注水利用率较高；注采井组Ⅱ、注采井组Ⅲ及注采井组Ⅳ的存水效果为“好”，即注水利用率较低。
为获取各注采井组的能量指标，结合S5，根据生产动态资料，利用公式(12)～(14)分别计算各注采井组的无因次弹性产量比Dpr、单储压降Npr以及人工水驱指数ψ，可以得到表17。
表17注采井组Ⅰ～Ⅵ的Dpr、Npr、ψ
| 注采井组 | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ | Ⅴ | Ⅵ |
| Dpr | 0.2 | 1.6 | 0.5 | 1.9 | 0.8 | 1 |
| Npr | 13.5 | 1.8 | 4.7 | 0.8 | 2.4 | 2.2 |
| ψ | 2.1 | 4.3 | 0.6 | 4.5 | 1.5 | 0.1 |
在求得各注采井组的无因次弹性产量比Dpr和单储压降Npr后，结合表18中所示的预定天然能量指标，确定各注采井组的天然能量是否充足。
表18预定天然能量指标
在本发明实施例中，由于注采井组Ⅰ～Ⅵ的单储压降Npr最大为13.5，并且注采井组的无因次弹性产量比Dpr及单储压降Npr无法同时满足同一个天然能量级别的要求的天然能量区间，故具体实施时，纵向比较六个注采井组的无因次弹性产量比Dpr及单储压降Npr，即注采井组的无因次弹性产量比Dpr越小以及单储压降Npr越大，表明该注采井组的天然能量级别越高，并根据无因次弹性产量比Dpr所在天然能量区间确定各注采井组的天然能量级别。例如，根据表17可知注采井组Ⅰ的无因次弹性产量比在六个注采井组中最小，单储压降在六个注采井组中为最高，且该井组的无因次弹性产量比满足Dpr≤0.2，故评价该注采井组的天然能量充足。同理，可评价注采井组Ⅳ的天然能量不足，注采井组Ⅲ的天然能量较充足，注采井组Ⅱ具有一定天然能，注采井组Ⅴ的天然能量较充足，注采井组Ⅵ具有一定天然能。
结合表19中的预定人工水驱指标，判定各注采井组的水驱效果区间，评价各注采井组的水驱效果。
表19预定人工水驱指标
| 水驱效果 | 水驱效果区间 |
| 小 | ψ≤1 |
| 中等 | 1<ψ≤3 |
| 大 | Ψ>3 |
由表17及表19可知，注采井组Ⅰ、Ⅴ的水驱效果为“中等”，注采井组Ⅱ、Ⅳ的水驱效果为“大”，注采井组Ⅲ、Ⅵ的水驱效果为“小”。
根据上述所有计算结果，对六个注采井组注水开发效果进行评价和分析，并提出相应的调整措施，如表20所示。
表20六个注采井组综合评价及差异化调整措施
上述求得的井控指标、效果指标、水窜指标及能量指标组成了一个有机整体，全面反映了注采井组的自身特征及其注水开发效果，使提出的调整措施更有基础依据和针对性。使用该评价方法评价的缝洞型油藏注采井组注水开发效果与现场实际开发效果吻合度大大增加。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (7)
1.一种缝洞型油藏注水开发效果评价方法，其特征在于，所述的评价方法包括：
根据地质资料、示踪剂检测资料以及生产动态响应，将待评价缝洞单元划分成多个注采井组，其中各所述注采井组分别包括多个生产井；
将每个注采井组的生产井划分为钻遇溶洞井及未钻遇溶洞井，计算钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD，根据预定井控系数指标、所述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD确定所述注采井组的井控效果区间；其中，所述钻遇溶洞井的井控系数为：
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其中，
以及，所述未钻遇溶洞井的井控系数为：
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其中，
计算各所述注采井组的水驱采收率及吨水换油率，根据预定开发效果指标及所述水驱采收率及吨水换油率确定所述注采井组的开发效果区间；
根据生产动态资料，分别计算各所述注采井组的累积含水率及存水率，根据所述累积含水率判断是否存在水窜，并根据预定存水率指标及所述存水率确定存水效果区间；
根据所述生产动态资料，分别计算各所述注采井组的无因次弹性产量比、单储压降以及人工水驱指数，根据预定天然能量指标、所述无因次弹性产量比及单储压降确定所述注采井组的天然能量区间，并根据预定人工水驱指标及所述人工水驱指数确定水驱效果区间；
其中，ωi为所述注采井组中钻遇的第i个溶洞体积占所述注采井组中所有钻遇溶洞总体积的百分比；Vei为生产井与钻遇的第i溶洞接触点下方溶洞体积；Vti为钻遇的第i个溶洞的总体积；nv1为钻遇溶洞的数目；ωmj为所述注采井组中第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞体积占所述第m口生产井控制的所有未钻遇溶洞总体积的百分比；fmj为第m口生产井与其所对应的未钻遇的第j个溶洞之间的连通系数，反映生产井与溶洞空间连通程度的大小，与两者的距离和裂缝渗透率有关；Θ(x)为海维塞德函数，决定于溶洞与对应生产井的相对高低位置关系；nw为所述注采井组中未钻遇溶洞生产井的数目；nv2为所述注采井组中未被钻遇溶洞的数目；Vtmj为第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞的体积；dvmj为第m口生产井所对应的未钻遇的第j个溶洞的深度；dwm为第m口生产井的射孔深度。
2.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，根据地质资料、示踪剂检测资料以及生产动态响应，将待评价缝洞单元划分成多个注采井组，其中各所述注采井组分别包括多个生产井，包括：
根据所述待评价缝洞单元的地质资料，确定所述待评价缝洞单元内的缝洞网络，按照所述缝洞网络中地下河、廊道及断层的走向将所述待评价缝洞单元初步划分成多个注采井组；
从每个所述注采井组中选取至少一个生产井，向所选取生产井中投放示踪剂，检测所选取生产井的周边生产井中是否存在示踪剂以确定所选取生产井与其周边生产井的连通关系，根据所述连通关系对初步划分的注采井组进行二次划分；
对于不存在示踪剂的周边生产井，根据包含含水率及压力的生产动态响应，对不存在示踪剂的周边生产井进行注采井组划分。
3.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，根据预定井控系数指标、所述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD确定所述注采井组的井控效果区间，包括：
根据所述钻遇溶洞井的井控系数AD及未钻遇溶洞井的井控系数BD，采用体积加权法确定各所述注采井组的总井控系数λw：
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</mrow>
根据预定井控系数指标及各所述注采井组的总井控系数λw确定所述注采井组的井控效果区间；
其中，Nt为所述注采井组内所有储集空间的体积。
4.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，计算各所述注采井组的水驱采收率及吨水换油率，包括：
计算各所述注采井组的水驱采收率ER：
<mrow>
<mi>E</mi>
<mi>R</mi>
<mo>=</mo>
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计算各所述注采井组的吨水换油率Ω：
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</mfrac>
<mo>&times;</mo>
<mn>100</mn>
<mi>%</mi>
<mo>;</mo>
</mrow>
其中，Np为所述注采井组的累产油；Npi为所述注采井组注水前的累产油；N为所述注采井组的地质储量；Bo为原油的体积系数；Wp为所述注采井组的累产水；Bw为水的体积系数。
5.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，计算各所述注采井组的累积含水率及存水率，包括：
计算各所述注采井组的累积含水率fwc：
<mrow>
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<mi>f</mi>
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计算各所述注采井组的存水率η：
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其中，We＝NpBo+WpBw-NBoiCtΔp-WiBw；
其中，Wp为所述注采井组的累产水；Bw为水的体积系数；Np为所述注采井组的累产油；Bo为原油的体积系数；Wi为所述注采井组的累积注水量；We为所述注采井组的漏失量；N为地质储量；Boi为原始地层压力下原油的体积系数；Ct为综合压缩系数；Δp为压力下降量。
6.根据权利要求5所述的评价方法，其特征在于，根据所述累积含水率判断是否存在水窜，包括：
根据所述累积含水率计算单位时间内各所述注采井组的累积含水率变化Δfwc；
求取所述待评价缝洞单元内所有注采井组的累积含水率变化的均值；
将所述各注采井组累积含水率变化Δfwc与所述累积含水率变化的均值进行比较，判断各所述注采井组是否存在水窜。
7.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述计算各所述注采井组的无因次弹性产量比、单储压降及人工水驱指数，包括：
计算各所述注采井组的无因次弹性产量比Dpr：
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计算各所述注采井组的单储压降Npr：
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其中，Δp为所述注采井组的压力下降量；N为注采井组的地质储量；Np为注采井组的累产油；Bo为原油的体积系数；Wp为所述注采井组的累产水；Bw为水的体积系数；Boi为原始地层压力下原油的体积系数；Ct为综合压缩系数；Δp为压力下降量；We为所述注采井组的漏失量；Wi为所述注采井组的累积注水量。
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