CN105041277A - 一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，涉及缝洞型油藏开采技术领域。方法包括：获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度；根据油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数；确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率；根据缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和油藏采收率，确定重力准数和油藏采收率的关系曲线；根据关系曲线确定油藏采收率最大时的重力准数。本发明能够解决当前对于缝洞型油藏水驱效果还没有表征方法，针对传统砂岩油藏的毛细管数不适用于缝洞型油藏开发效果的评价的问题。

Description

一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法

技术领域

本发明涉及缝洞型油藏开采技术领域，尤其涉及一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法。

背景技术

当前，碳酸盐岩油藏为重要的油藏类型，其中蕴含全球约60％以上的油气资源，而缝洞型油藏在碳酸盐岩油藏中的比例超过30％。国外许多大型油气田如美国德克萨斯州西部的帕克特油田和耶茨油田、墨西哥州东部的黄金港油田以及中东地区沙特阿拉伯、伊拉克、伊朗、阿曼、叙利亚等国大部分油田都由碳酸盐岩缝洞型油藏组成。国内近些年也相继在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地的深埋藏碳酸盐岩油藏的勘探开发工作中取得了一些突破性进展。特别是在塔里木盆地发现超亿吨级的塔河油田，其主力油藏是下奥陶统鹰山组碳酸盐缝洞型油藏。可见，当前的碳酸盐缝洞型油藏的研究备受人们的关注。

缝洞型油藏是受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制，由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合型油气藏。其具有独立的油气系统和不规则的形态，表现出叠合连片含油、不均匀富集的特征。基于缝洞型油藏特殊的地质构造和流体分布特征，目前开发过程中主要的开采方法是天然水驱和人工水驱，并取得了一定的效果，但采收率仍然较低。

当前，对于缝洞型油藏水驱效果的表征尚没有成熟的理论。而针对传统砂岩油藏，毛细管数(即驱替介质流速与粘度的乘积与界面张力的比值)，定义为排驱油滴的动力(粘滞力)与阻力(毛细管阻力)之比，可作为评价后期水驱及三次采油效果的关键参数，但针对缝洞型油藏，由于其流动机理的复杂性(渗流-管流多相流动耦合)，对于水驱而言，其排驱动力与阻力已经发生变化，因此毛细管数对于缝洞型油藏开发效果评价是不适用的。因此，针对缝洞型碳酸岩盐油藏，亟待一种能够表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法。

发明内容

本发明的实施例提供一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，以解决目前对于缝洞型油藏水驱效果还没有表征方法，针对传统砂岩油藏的毛细管数不适用于缝洞型油藏开发效果的评价的问题。

为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，包括：

获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度；

根据所述油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数；

确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率；

根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏采收率，确定所述重力准数和所述油藏采收率的关系曲线；

根据所述关系曲线确定所述油藏采收率最大时的重力准数。

具体的，所述根据所述油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数，包括：

根据公式：

$N_g=\frac{\mathrm{\Δ}P}{\mathrm{\Δ}\mathrm{\ρ}gH}$

确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数N_g；其中，ΔP为所述油藏驱替压差；Δρ为所述水油密度差；g为所述油藏当地的重力加速度；H为油藏厚度。

具体的，所述缝洞型油藏的类型为天然水驱油藏；

所述获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，包括：

获取缝洞型油藏开采各时间的地层压力P₁和井底流压P₂；

根据所述地层压力P₁和井底流压P₂，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差ΔP：ΔP＝P₁-P₂。

具体的，所述缝洞型油藏的类型为人工水驱油藏；

所述获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，包括：

获取缝洞型油藏开采各时间的注水驱替压力P₁和井底流压P₂；

根据所述注水驱替压力P₁和井底流压P₂，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差ΔP：ΔP＝P₁-P₂。

进一步的，该表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，还包括：

确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水率；

根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏含水率，确定所述重力准数和所述油藏含水率的关系曲线。

进一步的，该表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，还包括：

确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水上升率；

根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏含水上升率，确定所述重力准数和所述油藏含水上升率的关系曲线。

本发明实施例提供的一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，根据油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度确定了缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数。从而在获取到缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率后，能够通过该重力准数来与油藏采收率对应，确定油藏采收率最大时的重力准数。可见，通过该重力准数能够表征缝洞型油藏水驱开采效果，从而解决了当前对于缝洞型油藏水驱效果还没有表征方法，针对传统砂岩油藏的毛细管数不适用于缝洞型油藏开发效果的评价的问题。

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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法的流程图；

图2为本发明实施例中的第一种缝洞型油藏模型示意图；

图3为本发明实施例中的第二种缝洞型油藏模型示意图；

图4为本发明实施例中的第三种缝洞型油藏模型示意图；

图5为本发明实施例中的第四种缝洞型油藏模型示意图；

图6为本发明实施例中的第一种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线示意图；

图7为本发明实施例中的第二种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线示意图；

图8为本发明实施例中的第三种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线示意图；

图9为本发明实施例中的第四种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线示意图。

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。

本发明实施例提供一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，如图1所示，该方法包括：

步骤101、获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度。

步骤102、根据油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数。

步骤103、确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率。

步骤104、根据缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和油藏采收率，确定重力准数和油藏采收率的关系曲线。

步骤105、根据关系曲线确定油藏采收率最大时的重力准数。

本发明实施例提供的一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，根据油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度确定了缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数。从而在获取到缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率后，能够通过该重力准数来与油藏采收率对应，确定油藏采收率最大时的重力准数。可见，通过该重力准数能够表征缝洞型油藏水驱开采效果，从而解决了当前对于缝洞型油藏水驱效果还没有表征方法，针对传统砂岩油藏的毛细管数不适用于缝洞型油藏开发效果的评价的问题。

对于上述步骤102的根据油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数，可以通过公式：

$N_g=\frac{\mathrm{\Δ}P}{\mathrm{\Δ}\mathrm{\ρ}gH}$

确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数N_g；其中，ΔP为所述油藏驱替压差，单位为MPa；Δρ为所述水油密度差，即Δρ＝ρ_w-ρ_o，ρ_w为水密度、ρ_o为油密度，单位均为kg/m³；g为所述油藏当地的重力加速度，单位为m/s²；H为油藏厚度，单位为米(m)。

值得说明的是，本发明实施例提供的缝洞型油藏的类型可以为天然水驱油藏，也可以为人工水驱油藏。

若缝洞型油藏的类型为天然水驱油藏，上述步骤101中的获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，可以通过如下方式实现：

获取缝洞型油藏开采各时间的地层压力P₁和井底流压P₂；

根据所述地层压力P₁和井底流压P₂，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差ΔP：ΔP＝P₁-P₂。

若缝洞型油藏的类型为人工水驱油藏，上述步骤101中的获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，可以通过如下方式实现：

获取缝洞型油藏开采各时间的注水驱替压力P₁和井底流压P₂。

根据所述注水驱替压力P₁和井底流压P₂，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差ΔP：ΔP＝P₁-P₂。

值得说明的是，本发明实施例中除可以获取缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率之外，还可以获取缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水率或者油藏含水上升率等宏观指标数据。从而能够确定重力准数和所述油藏含水率或者油藏含水上升率等的关系曲线。从而能够从各宏观指标数据的角度来通过重力准数表征缝洞型油藏水驱开采效果。

为了使本领域的技术人员更好的了解本发明，下面通过一个具体的应用环境来说明本发明。

本发明以塔河S48井区为原型，根据地质特征与流体特征，依照相似性理论，建立四种缝洞型油藏模型，进行天然水驱实验，针对不同的缝洞型油藏模型开展不同底水压力的驱替实验。其中，四种缝洞型油藏模型如图2至图5所示。

根据上述步骤101至105，对图2至图5所示的四种缝洞型油藏模型进行处理，得到的重力准数和油藏采收率的关系曲线分别如图6至图9所示。其中，在图6至图9中，横坐标为重力准数Ng，纵坐标为油藏采收率Ro。

根据图6所示的第一种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线，可知该类型油藏在重力准数小于16.8时，开发效果较好(油藏采收率较高)，重力准数大于16.8则开发效果变差。

根据图7所示的第二种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线，可知该类型油藏在重力准数等于16.8时，开发效果最好(油藏采收率最高)，重力准数大于或小于16.8时，则开发效果变差。其原因是由于重力准数太小，驱替力较小，部分裂缝中原油未启动；重力准数太大，则驱替力太大，惯性力太大，水沿着高导流裂缝窜流而导致采收率低。

对于图8、9所示的第三种和第四种缝洞型油藏，其重力准数越小，水驱开发效果越好，开发效果也越好(油藏采收率越高)，其中，对于图8中的第三种缝洞型油藏，重力准数对开发效果的敏感性更强，表现为缝洞连通性好且复杂，开发过程中重力准数不宜太大；而图9中的第四种缝洞型油藏，其采收率随着重力准数的增加缓慢降低，表现为高导流通道较发育。

通过上述的具体实例和图示，可见本发明实施例提供的一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法能够有效的表征不同类型的缝洞型油藏水驱效果，能够为天然水驱与人工水驱开发策略的确定与开发参数的选取提供依据。

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 (6)

1.一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，包括：

获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度；

根据所述油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数；

确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率；

根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏采收率，确定所述重力准数和所述油藏采收率的关系曲线；

根据所述关系曲线确定所述油藏采收率最大时的重力准数。

2.根据权利要求1所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，所述根据所述油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数，包括：

根据公式：

确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数N_g；其中，ΔP为所述油藏驱替压差；Δρ为所述水油密度差；g为所述油藏当地的重力加速度；H为油藏厚度。

3.根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，所述缝洞型油藏的类型为天然水驱油藏；

所述获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，包括：

获取缝洞型油藏开采各时间的地层压力P₁和井底流压P₂；

根据所述地层压力P₁和井底流压P₂，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差ΔP：ΔP＝P₁-P₂。

4.根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，所述缝洞型油藏的类型为人工水驱油藏；

所述获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，包括：

获取缝洞型油藏开采各时间的注水驱替压力P₁和井底流压P₂；

根据所述注水驱替压力P₁和井底流压P₂，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差ΔP：ΔP＝P₁-P₂。

5.根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，还包括：

确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水率；

根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏含水率，确定所述重力准数和所述油藏含水率的关系曲线。

6.根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，还包括：

确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水上升率；

根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏含水上升率，确定所述重力准数和所述油藏含水上升率的关系曲线。