CN106285621A - 基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，该方法包括：设计新井生产有效厚度；根据剩余油饱和度，相邻老井对应层生产时的含水状况，结合油藏条件类似已调整区块的新井投产初期含水跟周围老井含水的关系，确定本区块新井投产初期含水；根据油藏油水相渗资料，计算无因次采油指数随含水变化曲线，计算该含水下的采油指数；确定新井初期生产压差；计算新井理论日产油能力；以及总结实际产量与理论计算产量的关系确定本区块新井投产实际日产油能力。该基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法实现了提高海上老区新井产能预测准确度的目的，同时为海上产能规划和新井顺利投钻提供了依据。
Description
技术领域
本发明涉及确定海上油田中高含水期调整新井生产能力确定的领域，特别是涉及到一种基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法。
背景技术
海上油田新井投产费用一般在3000～4000万元,如此高昂、高风险的投资决定了新井必须具有一定的产能才能具有经济效益。对于海上油田的综合调整，产能预测是新井钻井和投产前的一个关键问题,产能预测的科学性和准确性不仅影响着新井是否能顺利投钻，同时还影响着该井的经济指标。目前新井产能预测是根据采油强度或通过经验来预测新井产能,方法简单,但由于受到油藏动态开发的影响具有较大的不确定性和误差。
海上油藏前期开发一般采用大井距一套层系合采，由于层间、平面在渗透率和厚度上的非均质及地层能量补充的差异性，油藏剩余油分布不均，水淹程度也不均衡，中后期油藏进行层系细分加密调整，在确定调整新井的产能时，需要采用新的方法，考虑多因素影响，尽可能的提高新井产能预测的准确度，减少海上老区新井投资的风险。为此我们发明了一种新的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种考虑了海上油田开发的多种影响因子，实现了提高海上老区新井产能预测准确度的目的的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，该基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法包括：步骤1，设计新井生产有效厚度；步骤2，根据剩余油饱和度，相邻老井对应层生产时的含水状况，结合油藏条件类似已调整区块的新井投产初期含水跟周围老井含水的关系，确定本区块新井投产初期含水；步骤3，根据油藏油水相渗资料，计算无因次采油指数随含水变化曲线，计算该含水下的采油指数；步骤4，确定新井初期生产压差；步骤5，计算新井理论日产油能力；以及步骤6，总结实际产量与理论计算产量的关系确定本区块新井投产实际日产油能力。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，对于生产层数大于2的井，考虑到层间渗透性差异，各层动用程度不一致，用动用系数来代表该井各层的实际动用情况，依据数值模拟结果动用系数与渗透率比值的关系，其中的渗透率比值为该井渗透率最大的层与其它各层的渗透率比值，新井生产有效厚度为该井各层有效厚度乘以该层动用系数后的厚度之和。
在步骤2中，确定新井初期含水fw，％，统计新井控制范围内的平均剩余油饱和度，根据油水相渗曲线，计算不同含水饱和度对应的含水率fw(sw):
fw(sw)＝1/[1+(μw/μo)*(kro(sw)/krw(sw))]
其中μw——地层水粘度，mPa.s；
μo——地层原油粘度，mPa.s；
kro(sw)——不同含水饱和度Sw下的油相相对渗透率，μm2；
krw(sw)——不同含水饱和度Sw下的水相相对渗透率，μm2。
统计油藏条件类似的已调整区块新井投产初期含水与周围生产同层位老井含水的关系，新井初期含水值比同期老井含水低10-20个百分点，将两者预测的含水值算数平均，确定新井投产初期含水fw。
在步骤3中，确定采油指数Jo,t/d.m.ΔP,根据油水相渗资料，绘制计算无因次采油指数随含水变化曲线图版，根据已确定的新井投产初期含水率fw值在曲线中查出对应的无因次采油指数Jfw，计算出对应该含水fw下的采油指数Jo：
Jo＝Ji×Jfw，
Ji——含水为0时的采油指数。
在步骤4中，确定新井初期生产压差ΔP，MPa：
ΔP＝P井底静压—P井底流压，
P井底静压为油井定点监测结果，P井底流压为油井定点监测结果。
在步骤5中，确定新井理论日产油能力Qo，t/d：
Qo＝Jo×ΔP×h
Jo——该含水下的采油指数；
ΔP——新井初期生产压差；
h——新井生产有效厚度。
在步骤6中，结合油藏条件类似的已调整区块新井实际投产数据，总结实际产量与理论计算产量的关系，求得矫正系数，则本区块新井投产初期实际日产油能力为理论日产油能力与矫正系数的乘积。
本发明中的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，考虑了海上油田开发的多种影响因子，综合考虑了新井生产有效厚度，层间渗透率差异，剩余油富集状况，地层能量状况、油藏条件类似的已调整区块的新井资料，预测新井产能，实现了提高海上老区新井产能预测准确度的目的，同时为海上产能规划和新井顺利投钻提供了依据。本发明技术思路清楚、应用简单，为实现提高海上油藏开发中后期新井产能确定的准确度提供了切实可行的方法。该方法在胜利埕岛油田西北区馆陶组油藏获得应用，西北区馆陶组油藏在进行老区调整时，综合含水已达到73％,利用本方法成功预测了5口新井日产油能力，产能符合率达99％，为海上油田产能规划和标定区块新建原油生产能力提供了可靠依据。
附图说明
图1为本发明的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中新井不同层的动用系数与渗透率比值关系图；
图3为本发明的一具体实施例中埕岛油田馆上段油藏已调整区已投产新井含水变化与周围老井含水变化关系图；
图4为本发明的一具体实施例中埕岛油田馆上段油藏无因次采油指数与含水变化曲线图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法的流程图。
在步骤101，设计新井生产有效厚度。在一实施例中，设计新井生产油层厚度h(m)，对于生产层数大于2的井，考虑到层间渗透性差异，各层动用程度不一致，用动用系数来代表该井各层的实际动用情况，方法为计算出各层的渗透率比值，即该井渗透率最大的层与其它各层的渗透率比值，依据数值模拟结果动用系数与渗透率比值的关系，见附图2，从图中查找各层的动用系数，从而得出新井实际生产动用总有效厚度h为该井各层有效厚度与该层动用系数乘积后的厚度之和。流程进入到步骤102。
在步骤102，预测新井投产初期含水fw。在一实施例中，统计新井控制范围内的平均剩余油饱和度，根据油水相渗曲线，计算不同含水饱和度对应的含水率fw(sw):
fw(sw)＝1/[1+(μw/μo)*(kro(sw)/krw(sw))]
此外，统计油藏条件类似的已调整区块新井投产初期含水与周围生产同层位老井含水的关系，见附图3，新井初期含水值比同期老井含水低10-20个百分点，确定本区块新井投产初期含水fw(％)。，将两者预测的含水值算数平均，确定新井投产初期含水fw。流程进入到步骤103。
在步骤103，确定采油指数Jo(t/d.m.ΔP)。在一实施例中，根据油水相渗资料，绘制计算无因次采油指数随含水变化曲线图版，见附图4，根据设计新井含水fw在曲线中读出相应的无因次采油指数Jfw，计算出对应该含水下的采油指数Jo
Jo＝Ji×Jfw，
Ji——含水为0时的采油指数(油藏投产初期无水条件下的采油指数)。流程进入到步骤104。
在步骤104，确定新井初期生产压差。在一实施例中，确定生产压差ΔP(MPa)，
ΔP＝P井底静压-P井底流压，
P井底静压——油井定点监测结果，
P井底流压——油井定点监测结果。
流程进入到步骤105。
在步骤105，计算新井理论日产油能力。在一实施例中，确定单井日产油Qo(t/d)
Qo＝Jo×ΔP×h
由以上公式计算出新井理论日产油能力Qo。流程进入到步骤106。
在步骤106，因油井实际产量与采油工艺有一定的关系，总结实际产量与理论计算产量的关系，从而确定本区块新井投产实际日产油能力。在一实施例中，结合油藏条件类似的已调整区块新井实际投产数据，总结实际产量与理论计算产量的关系，求得矫正系数，则本区块新井投产初期实际日产油能力为理论日产油能力与矫正系数的乘积。
Claims (7)
1.基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，其特征在于，该基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法包括：
步骤1，设计新井生产有效厚度；
步骤2，根据剩余油饱和度，相邻老井对应层生产时的含水状况，结合油藏条件类似已调整区块的新井投产初期含水跟周围老井含水的关系，确定本区块新井投产初期含水；
步骤3，根据油藏油水相渗资料，计算无因次采油指数随含水变化曲线，计算该含水下的采油指数；
步骤4，确定新井初期生产压差；
步骤5，计算新井理论日产油能力；以及
步骤6，总结实际产量与理论计算产量的关系确定本区块新井投产实际日产油能力。
2.根据权利要求1所述的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，其特征在于，在步骤1中，对于生产层数大于2的井，考虑到层间渗透性差异，各层动用程度不一致，用动用系数来代表该井各层的实际动用情况，依据数值模拟结果动用系数与渗透率比值的关系，其中的渗透率比值为该井渗透率最大的层与其它各层的渗透率比值，新井生产有效厚度为该井各层有效厚度乘以该层动用系数后的厚度之和。
3.根据权利要求1所述的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，其特征在于，在步骤2中，确定新井初期含水fw，％，统计新井控制范围内的平均剩余油饱和度，根据油水相渗曲线，计算不同含水饱和度对应的含水率fw(sw):
fw(sw)＝1/[1+(μw/μo)*(kro(sw)/krw(sw))]
其中μw——地层水粘度，mPa.s；
μo——地层原油粘度，mPa.s；
kro(sw)——不同含水饱和度Sw下的油相相对渗透率，μm2；
krw(sw)——不同含水饱和度Sw下的水相相对渗透率，μm2。
统计油藏条件类似的已调整区块新井投产初期含水与周围生产同层位老井含水的关系，新井初期含水值比同期老井含水低10-20个百分点，将两者预测的含水值算数平均，确定新井投产初期含水fw。
4.根据权利要求1所述的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，其特征在于，在步骤3中，确定采油指数Jo,t/d.m.ΔP,根据油水相渗资料，绘制计算无因次采油指数随含水变化曲线图版，根据已确定的新井投产初期含水率fw值在曲线中查出对应的无因次采油指数Jfw，计算出对应该含水fw下的采油指数Jo：
Jo＝Ji×Jfw，
Ji——含水为0时的采油指数。
5.根据权利要求1所述的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，其特征在于，在步骤4中，确定新井初期生产压差ΔP，MPa：
ΔP＝P井底静压—P井底流压，
P井底静压为油井定点监测结果，P井底流压为油井定点监测结果。
6.根据权利要求1所述的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，其特征在于，在步骤5中，确定新井理论日产油能力Qo，t/d：
Qo＝Jo×ΔP×h
Jo——该含水下的采油指数；
ΔP——新井初期生产压差；
h——新井生产有效厚度。
7.根据权利要求1所述的基于多因素决策海上油田老区新井产能的方法，其特征在于，在步骤6中，结合油藏条件类似的已调整区块新井实际投产数据，总结实际产量与理论计算产量的关系，求得矫正系数，则本区块新井投产初期实际日产油能力为理论日产油能力与矫正系数的乘积。
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