CN106447513B - 油藏注入水利用状况的评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种油藏注入水利用状况的评价方法。首先，根据油藏归一化相对渗透率曲线，确定油藏含水上升规律描述方程；其次，根据油藏不同阶段的实际可采储量采出程度，采用油藏含水上升规律描述方程计算对应的理论含水率，再结合油藏的阶段注采比，计算油藏理论的阶段存水率和阶段水驱指数偏离量；然后，根据油藏的阶段注采比和实际含水率，计算油藏实际的阶段存水率和阶段水驱指数偏离量，分别绘制实际与理论的阶段存水率以及实际与理论的阶段水驱指数偏离量随时间变化的曲线；最后，对比理论曲线和实际曲线评价油藏的注入水利用状况。利用本发明可以准确评价油藏注入水的利用状况，为油藏注水开发调整提供可靠的决策依据。

Description

油藏注入水利用状况的评价方法
技术领域
本发明涉及油藏注水开发技术领域，更为具体地，涉及一种油藏注入水利用状况的评价方法。
背景技术
我国油藏绝大多数采用注水开发方式，对于注水开发油藏，通常需要对油藏注水开发效果进行评价，从而及时发现油藏开发中存在的问题，明确油藏下步开发调整的总体方向；其中，注入水利用状况评价是注水开发效果评价内容体系的重要组成部分。
对于注水开发油藏，通常采用存水率或水驱指数作为评价指标来评价油藏注入水的利用状况，存水率或水驱指数分为阶段和累积两种类型，由于累积存水率或累积水驱指数的敏感性较差，不能及时反映油藏注入水的利用状况，因而多采用阶段存水率或阶段水驱指数评价油藏注入水的利用状况。目前，采用阶段存水率或阶段水驱指数评价油藏注入水的利用状况的过程为：根据阶段存水率或阶段水驱指数与阶段注采比、含水率间的函数关系式，计算绘制不同注采比下阶段存水率或阶段水驱指数与含水率的理论关系图，然后将油藏实际阶段存水率或阶段水驱指数与油藏含水率关系曲线与理论关系图进行对比，评价油藏注入水的利用状况。
然而，现有的阶段存水率或阶段水驱指数与含水率关系式在推导过程中忽略了地层水体积系数的影响，推导过程不够严谨，致使关系式形式较为复杂、参数之间的物理意义不够明确。此外，由于注水开发油藏实际阶段注采比是不断变化的，而理论关系图中的阶段存水率或阶段水驱指数与含水率的关系曲线是定注采比的，实际曲线与理论曲线对应性差，因而不能很好地评价油藏注入水的利用状况。
发明内容
鉴于上述问题，本发明的目的是提供一种油藏注入水利用状况的评价方法，以解决上述背景技术中所提出的问题。
本发明提供的油藏注入水利用状况的评价方法，包括：
步骤一：分别计算油藏实际的阶段存水率、油藏实际的阶段水驱指数偏离量、油藏理论的阶段存水率和油藏理论的阶段水驱指数偏离量；其中，
在计算油藏实际的阶段存水率的过程中，包括：
根据获取的油藏的阶段注采比Rip和实际含水率fw1，通过下述式(1)计算获得油藏实际的阶段存水率C1：
其中，ΔQw为产水量地下体积，ΔQo为产出油量地下体积，ΔQi为注入水量地下体积；
在计算油藏实际的阶段水驱指数偏离量的过程中，包括：
根据油藏的阶段注采比Rip和实际含水率fw1，通过下述式(2)计算获得油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1：
在计算油藏理论的阶段存水率的过程中，包括：
根据油藏归一化相对渗透率曲线，采用下述式(3)计算不同含水饱和度下油藏的理论含水率fw2，以及采用下述式(4)计算不同含水饱和度下油藏的理论可采储量采出程度Ro，根据不同含水饱和度下油藏的理论含水率fw2和理论可采储量采出程度Ro，绘制理论含水率fw2与理论可采储量采出程度Ro的关系曲线，选择与关系曲线对应的含水上升规律类型对关系曲线进行回归分析，以获得油藏含水上升规律描述方程；
其中，μw为水粘度，μo为原油粘度，Krw为水相相对渗透率，Kro为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，Swc为束缚水饱和度，Sor为残余油饱和度；
根据油藏不同阶段的实际可采储量采出程度，采用油藏含水上升规律描述方程，计算得到油藏的理论含水率fw3，油藏的理论含水率fw3与油藏不同阶段的实际可采储量采出程度相对应；
根据油藏的理论含水率fw3与油藏的阶段注采比Rip，通过下述式(5)计算获得油藏理论的阶段存水率C2：
在计算油藏理论的阶段水驱指数偏离量的过程中，包括：
根据油藏的阶段注采比Rix和油藏的理论含水率fw3，采用下述式(6)计算获得油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2：
步骤二：分别绘制油藏实际的阶段存水率C1、油藏理论的阶段存水率C2、油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1和油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线；
步骤三：对比油藏实际的阶段存水率C1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段存水率C2随时间变化的曲线，以及对比油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线，来评价油藏在某阶段内的注入水利用状况；其中，在该阶段内，如果油藏实际的阶段存水率C1大于等于油藏理论的阶段存水率C2，或者，油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1相对于油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2更靠近基准阶段水驱指数偏离量，则油藏的注入水利用状况较好；如果油藏实际的阶段存水率C1小于油藏理论的阶段存水率C2，或者，油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2相对于油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1更靠近基准阶段水驱指数偏离量，则油藏的注入水利用状况较差，基准阶段水驱指数偏离量为0。
本发明提供的油藏注入水利用状况评价方法，通过以阶段存水率和阶段水驱指数偏离量为评价指标，实现油藏注入水利用状况的准确评价，为油藏注水开发调整提供更可靠的决策依据。
为了实现上述以及相关目的，本发明的一个或多个方面包括后面将详细说明的特征。下面的说明以及附图详细说明了本发明的某些示例性方面。然而，这些方面指示的仅仅是可使用本发明的原理的各种方式中的一些方式。此外，本发明旨在包括所有这些方面以及它们的等同物。
附图说明
通过参考以下结合附图的说明，并且随着对本发明的更全面理解，本发明的其它目的及结果将更加明白及易于理解。在附图中：
图1为根据本发明实施例的不同油藏注采比条件下阶段水驱指数与含水率的关系图；
图2为根据本发明实施例的西区的理论含水率与理论可采储量采出程度的关系曲线图；
图3为根据本发明实施例的西区的含水上升规律回归分析曲线图；
图4为根据本发明实施例的西区的阶段注采比随时间变化的曲线图；
图5为根据本发明实施例的西区实际含水率随时间变化的曲线图；
图6为根据本发明实施例的西区理论的阶段存水率与实际的阶段存水率随时间变化的曲线图；
图7为根据本发明实施例的西区理论的阶段水驱指数偏离量与实际的阶段水驱指数偏离量随时间变化的曲线图。
具体实施方式
本发明提供的油藏注入水利用状况的评价方法，包括如下步骤：
步骤一：分别计算油藏实际的阶段存水率、油藏实际的阶段水驱指数偏离量、油藏理论的阶段存水率和油藏理论的阶段水驱指数偏离量。
下面分别对不同阶段油藏的实际的阶段存水率、油藏实际的阶段水驱指数偏离量、油藏理论的阶段存水率和油藏理论的阶段水驱指数偏离量的计算过程进行详细说明。
计算不同阶段油藏的实际的阶段存水率的过程，包括：
根据获取的油藏的阶段注采比Rip和实际含水率fw1，通过下述式(1)计算获得不同阶段油藏实际的阶段存水率C1：
ΔQw为产水量地下体积，m3/mon；
ΔQo为产出油量地下体积，m3/mon；
ΔQi为注入水量地下体积，m3/mon。
阶段存水率c的定义式为：
分子和分母同除以ΔQw+ΔQo，得到：
即：
式(6)为阶段存水率与阶段注采比、含水率间的关系式，在代入实际含水率fw1时，获得的是实际的阶段存水率C1，在代入理论的含水率fw3时，获得的是理论的阶段存水率C2。
通过从式(6)可以看出，阶段存水率是阶段注采比和含水率的函数。在相同阶段、相同注采比的条件下，随着油藏的含水率的上升，油藏的阶段存水率会降低。在相同含水率的条件下，随着油藏的阶段注采比的增大，油藏的阶段存水率增大。
计算不同阶段油藏实际的阶段水驱指数偏离量的过程，包括：
根据油藏的阶段注采比Rip和实际含水率fw1，通过下述式(7)计算获得不同阶段油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1：
阶段水驱指数S的定义式为：
式(8)的分子和分母同除以ΔQw+ΔQo，得到：
结合式(2)和式(3)，得到：
即：
式(11)为阶段水驱指数与阶段注采比、含水率间的关系式，在代入实际含水率fw1时，获得的是实际的阶段水驱指数S1，在代入理论的含水率fw3时，获得的是理论的阶段水驱指数S2。
从式(11)中可以看出，当注采比等于1时，水驱指数恒为1，存在地下的水全部用于置换原油，注入水利用率为100％。当注采比大于1时，水驱指数大于1，表明置换1m3原油需要存在地下的水量超过1m3，水驱指数越小，置换1m3原油需要存在地下的水量越少，注入水利用率越高。当注采比小于1时，水驱指数小于1，油藏能量趋于亏空，此时水驱指数越大，油藏能量亏空速率越小，越利于油藏注水开发。综合以上分析，油藏注水开发过程中，水驱指数越趋近于1，注入水利用率越高，注水开发效果越好。
根据式(11)可以计算并绘制不同油藏注采比条件下阶段水驱指数与含水率的关系图，如图1所示，当保持注采比恒为1时，水驱指数为常数，且在数值上等于1；当注采比大于1时，水驱指数正向偏离基准阶段的水驱指数(基准阶段的水驱指数为1)；含水率越高，注采比越大；当含水率大于80％时，水驱指数正向偏离量ΔS(ΔS＝S-1，即ΔS是S的偏移量)随含水率上升呈指数趋势快速上升；当注采比小于1时，水驱指数负向偏离基准阶段的水驱指数；含水率越高，注采比越小，水驱指数负向偏离量越大；当含水率大于80％时，水驱指数负向偏离量随含水率上升呈指数趋势快速下降。
计算油藏理论的阶段存水率的过程，包括如下步骤：
步骤a：根据油藏归一化相对渗透率曲线，采用下述式(12)计算不同含水饱和度下油藏的理论含水率fw2，以及采用下述式(13)计算不同含水饱和度下油藏的理论可采储量采出程度Ro，根据不同含水饱和度下油藏的理论含水率fw2和理论可采储量采出程度Ro，绘制理论含水率fw2与理论可采储量采出程度Ro的关系曲线，选择与关系曲线对应的含水上升规律类型对关系曲线进行回归分析，以获得油藏含水上升规律描述方程；
其中，μw为水粘度，μo为原油粘度，Krw为水相相对渗透率，Kro为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，Swc为束缚水饱和度，Sor为残余油饱和度。
含水上升规律类型用曲线描述方程表示，在本发明中，曲线描述方程包括“凸”型、“凸～S”型、“S”型、“凹～S”型和“凹”型这五种油藏含水上升规律。这五种油藏含水上升规律是由万吉业在1982年所发表的《水驱油田的驱替系列及其应用》论文中首次提出。
“凸”型曲线可以用下面的方程进行描述：
Ro＝a+bln(1-fw) (14)；
“凸～S”型曲线可以用下面的方程进行描述：
ln(1-Ro)＝a+bln(1-fw) (15)；
“S”型曲线可以用下面的方程进行描述：
“凹～S”型曲线可以用下面的方程进行描述：
ln(Ro)＝a+bfw (17)；
“凹”型曲线可以用下面的方程进行描述：
ln(Ro)a+bln(fw) (18)；
其中，Ro为油藏可采储量采出程度，小数；a和b为常数。
步骤b：根据油藏不同阶段的实际可采储量采出程度，采用油藏含水上升规律描述方程，计算得到油藏的理论含水率fw3。
油藏的理论含水率fw3与油藏不同阶段的实际可采储量采出程度相对应，即油藏一个阶段的实际可采储量采出程度与油藏该阶段的理论的含水率相对应。
步骤c：根据油藏的理论含水率fw3与油藏的阶段注采比Rip，通过下述式(19)计算获得油藏理论的阶段存水率C2：
计算油藏理论的阶段水驱指数偏离量的过程，包括：
根据油藏的阶段注采比Rip和油藏的理论含水率fw3，采用下述式(20)计算获得油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2：
步骤二：分别绘制油藏实际的阶段存水率C1、油藏理论的阶段存水率C2、油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1和油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线。
步骤三：对比油藏实际的阶段存水率C1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段存水率C2随时间变化的曲线，以及对比油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线，来评价油藏在某阶段内的注入水利用状况；其中，在该阶段内，如果油藏实际的阶段存水率C1大于等于油藏理论的阶段存水率C2，或者，油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1相对于油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2更靠近基准阶段水驱指数偏离量，则油藏的注入水利用状况较好；如果油藏实际的阶段存水率C1小于油藏理论的阶段存水率C2，或者，油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2相对于油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1更靠近基准阶段水驱指数偏离量，则油藏的注入水利用状况较差，基准阶段水驱指数偏离量为0。
在本发明的一个优选实施方式中，在某阶段内，当油藏的实际含水率小于80％时，对比油藏实际的阶段存水率C1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段存水率C2随时间变化的曲线，来评价油藏在某阶段内的注入水利用状况，当油藏的实际含水率大于80％时，对比油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线，来评价油藏在某阶段内的注入水利用状况。
上述内容详细说明了油藏注入水利用状况的评价方法，下面将以一个具体实例对油藏注入水利用状况的评价方法进行举例说明。
该实例的背景为：老君庙油田L油藏属层状砂岩背斜构造油藏，其含油层段为第三系白杨河组，共划分为5个砂层组20个小层。储层平均厚度11.9m，平均孔隙度23.0％，平均渗透率126.1mD，平均含油饱和度0.77。地面脱气原油密度为0.858g/cm3，地层原油粘度3.25mPa·s。油藏原始地层压力9.28MPa，地层温度30.0℃。L油藏在平面上划分为西区、中区、东区、北东区、北西区、夹片区和西三角区6个西区，其中西区含油面积3.15km2，地质储量589.0×104t。西区于1951年投入开发，截至2011年底，西区综合含水94.6％，地质储量采出程度41.7％，西区标定水驱采收率46.9％。以西区为例：
根据L油藏西区归一化相对渗透率曲线，采用式(12)计算西区不同含水饱和度下的理论含水率和采用式(13)计算西区不同含水饱和度下的理论可采储量采出程度。根据计算结果，绘制L油藏西区不同含水饱和度下的理论含水率和理论可采储量采出程度的关系曲线，如图2所示，从图2中的曲线形态来看，曲线形态呈“S”型，因此，采用“S”型含水上升规律的曲线描述方程进行回归分析，获得油藏含水上升规律描述方程：
油藏含水上升规律描述方程建立的是L油藏西区含水率和可采储量采出程度的函数关系，绘制成L油藏西区的理论含水率与理论可采储量采出程度的关系曲线，如图3所示。
根据L油藏西区不同阶段实际可采储量采出程度，采用式(21)计算西区的阶段理论含水率，再将西区的阶段注采比(图4示出了西区不同阶段的注采比随时间变化的曲线)和计算的理论含水率分别代入式(19)和式(20)，计算得到西区理论的阶段存水率和理论的阶段水驱指数偏离量。
将西区的阶段注采比和实际含水率(图5示出了实际的阶段实际含水率随时间变化的曲线)分别代入式(1)和式(7)，计算得到西区实际的阶段存水率和实际的阶段水驱指数偏离量。
最后，根据计算结果，绘制西区理论的阶段存水率与实际的阶段存水率随时间变化的曲线(如图6所示)和绘制西区理论的阶段水驱指数偏离量与实际的阶段水驱指数偏离量随时间变化的曲线(如图7所示)。
结合图6和图7可以看出：1970年以前，由于阶段注采比过高，注入水突进严重，致使西区实际的阶段存水率小于理论的阶段存水率、西区实际的阶段水驱指数偏离量相对于理论的阶段水驱指数偏离量远离基准阶段水驱指数偏离量(基准阶段水驱指数偏离量为0)，注入水利用状况较差；1970年以后，由于西区通过分层注入水细分开发层系、注采井网和注采关系的不断完善、阶段注采比的降低，致使西区实际的阶段存水率大于等于理论的阶段存水率，西区实际的阶段水驱指数偏离量相对于理论的阶段水驱指数偏离量更加靠近基准阶段水驱指数偏离量，注入水利用状况较好。
对比图6和图7可以发现，1981年以前，油藏含水率小于80％，阶段存水率曲线响应更为灵敏，1981年以后，油藏含水率大于80％，阶段水驱指数响应更为灵敏。因此，在含水率小于80％时，宜采用理论的阶段存水率与实际的阶段存水率随时间变化的曲线评价油藏注入水的利用状况，含水率大于80％时，宜采用理论的阶段水驱指数偏离量与实际的阶段水驱指数偏离量随时间变化的曲线评价油藏注入水的利用状况。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。

Claims (2)

1.一种油藏注入水利用状况的评价方法，包括：
步骤一：分别计算油藏实际的阶段存水率、油藏实际的阶段水驱指数偏离量、油藏理论的阶段存水率和油藏理论的阶段水驱指数偏离量；其中，
在计算油藏实际的阶段存水率的过程中，包括：
根据获取的油藏的阶段注采比Rip和实际含水率fw1，通过下述式(1)计算获得油藏实际的阶段存水率C1：
其中，ΔQw为产水量地下体积，ΔQo为产出油量地下体积，ΔQi为注入水量地下体积；
在计算油藏实际的阶段水驱指数偏离量的过程中，包括：
根据油藏的阶段注采比Rip和实际含水率fw1，通过下述式(2)计算获得油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1：
在计算油藏理论的阶段存水率的过程中，包括：
根据油藏归一化相对渗透率曲线，采用下述式(3)计算不同含水饱和度下油藏的理论含水率fw2，以及采用下述式(4)计算不同含水饱和度下油藏的理论可采储量采出程度Ro，根据不同含水饱和度下油藏的理论含水率fw2和理论可采储量采出程度Ro，绘制理论含水率fw2与理论可采储量采出程度Ro的关系曲线，选择与所述关系曲线对应的含水上升规律类型对所述关系曲线进行回归分析，以获得油藏含水上升规律描述方程；
其中，μw为水粘度，μo为原油粘度，Krw为水相相对渗透率，Kro为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，Swc为束缚水饱和度，Sor为残余油饱和度；
根据油藏不同阶段的实际可采储量采出程度，采用所述油藏含水上升规律描述方程，计算得到与油藏不同阶段的实际可采储量采出程度相对应的理论含水率fw3；
根据油藏的理论含水率fw3与油藏的阶段注采比Rip，通过下述式(5)计算获得油藏理论的阶段存水率C2：
在计算油藏理论的阶段水驱指数偏离量的过程中，包括：
根据油藏的阶段注采比Rip和油藏的理论含水率fw3，采用下述式(6)计算获得油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2：
步骤二：分别绘制油藏实际的阶段存水率C1、油藏理论的阶段存水率C2、油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1和油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线；
步骤三：对比油藏实际的阶段存水率C1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段存水率C2随时间变化的曲线，以及对比油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线，来评价油藏在某阶段内的注入水利用状况；其中，在该阶段内，如果油藏实际的阶段存水率C1大于等于油藏理论的阶段存水率C2，或者，油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1相对于油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2更靠近基准阶段水驱指数偏离量，则油藏的注入水利用状况较好；如果油藏实际的阶段存水率C1小于油藏理论的阶段存水率C2，或者，油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2相对于油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1更靠近基准阶段水驱指数偏离量，则油藏的注入水利用状况较差，基准阶段水驱指数偏离量为0。
2.如权利要求1所述的油藏注入水利用状况的评价方法，其中，
在该阶段内，当油藏的实际含水率小于80％时，对比油藏实际的阶段存水率C1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段存水率C2随时间变化的曲线，来评价油藏在某阶段内的注入水利用状况，当油藏的实际含水率大于80％时，对比油藏实际的阶段水驱指数偏离量ΔS1随时间变化的曲线与油藏理论的阶段水驱指数偏离量ΔS2随时间变化的曲线，来评价油藏在某阶段内的注入水利用状况。
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