CN106651610A - 一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法 - Google Patents

Abstract

一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法，包括对油田开发层位所有油水相对渗透率曲线，进行归一化处理，得到代表整个油田的油水相对渗透率曲线，利用油水相对渗透率曲线得到乙型水驱特征曲线，利用过去已开采时期的累积产油量、累积产水量，预测水驱地质储量；基于水驱特征曲线，根据累积产油量系数、累积产油量、水驱地质储量预测可采储量及采收率；基于室内启动压力梯度实验，拟合不同渗透率下的启动压力梯度关系式；利用水驱特征曲线系数、累积产油量系数、累积产油量、启动压力梯度，预测油藏未来动态。本发明采用油水相对渗透率曲线计算水驱特征曲线，并结合启动压力梯度对各参数的影响，适用于浅层超低渗透砂岩油藏注水开发动态分析。

Description

一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法

技术领域

本发明属于井中开采油、气、水、可溶解或可熔化物质或矿物泥浆的方法或设备，具体涉及到一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法。

背景技术

随着全球石油需求的快速增长，油气勘探开发对象日趋复杂，储量品位越来越差，浅层超低渗砂岩油藏成为今后我国油田开发过程中面临的一大难题。浅层超低渗透砂岩油藏注水开发过程中遇到的问题比较多，突出表现在，基质渗流困难，注水过程中易产生层间缝，开发效果差。

目前对于浅层超低渗透砂岩油藏还没有形成一个比较完善的注水开发动态分析方法，对于超低渗透砂岩油藏注水开发动态分析主要沿用中高渗透油藏工程动态分析方法，没有考虑到启动压力梯度，主要借助于水驱特征曲线，这使得分析预测的结果与实际符合率较差。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于克服目前对于浅层超低渗透砂岩油藏在油藏工程动态分析领域预测不准的缺点，提供一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法。

解决上述技术问题所采用的技术方案是一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法，包括以下步骤：

(1)在该油藏目的层取m个岩心，钻取相渗实验样品，配制地层水和模拟油，进行相渗实验，得到m条油水相对渗透率曲线，对m条油水相对渗透率进行归一化处理，得到1条代表整个油田的油水相对渗透率与含水饱和度的曲线：

式中，S_w为含水饱和度；d、c分别为常数；K_ro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、K_rw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率；

(2)预测水驱地质储量

统计已开采时期的累积产油量N_P、累积产水量W_P，根据甲型水驱特征曲线进行拟合，计算a₁、b₁值；

所述的甲型水驱特征曲线为：

logW_P＝a₁+b₁N_p

式中，W_P为累积产水量，N_p为累积产油量，a₁、b₁为常数；

根据步骤(1)的油水相对渗透率关系式，得到乙型水驱特征曲线系数a₂、b₂的表达式：

式中，N₀为预测水驱地质储量，S_wi束缚水饱和度，μ_o为地层原油的粘度，μ_w为地层水的粘度，B_o为地层原油的体积系数，B_w为地层水的体积系数，γ_w为地面脱气原油，γ_o为地面水的相对密度，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；

由于b₁＝b₂，得出预测水驱地质储量N₀：

式中，S_wi为束缚水饱和度，b₁为甲型水驱特征曲线的系数，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；

(3)预测水渠可采储量

基于乙型水驱特征曲线预测可采储量：

式中，WOR_max含水为98％时的水油比，N_pmax最大水驱可采储量，a₂和b₂为乙型水驱特征曲线系数；

(4)预测可采储量采出程度R_e：

式中，N_pmax最大水驱可采储量，N₀为预测水驱地质储量；

(5)基于启动压力梯度实验，拟合渗透率与最小启动压力梯度关系曲线：

式中，λ为启动压力梯度，K_o为原始渗透率，μ为流体粘度，n为拟合常数；

基于油水相对渗透率曲线，采出程度R表示为：

式中，S_w为含水饱和度，S_wi束缚水饱和度；

(6)预测油藏未来动态

基于启动压力梯度下的含水率f_w与水驱储量采出程度R的关系：

式中，K_ro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、K_rw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率，S_w为含水饱和度，B_o为地层原油的体积系数，B_w为地层水的体积系数，S_wi为束缚水饱和度，μ_o为地层原油的粘度，μ_w为地层水的粘度，R采出程度，p注采压差，χ注采井距，λ为启动压力梯度；

含水上升率与采出程度R的关系：

式中，f_w含水率，f′_w含水上升率，R采出程度，p注采压差，χ注采井距。

本发明的有益效果如下：

本发明提供了一种采用油的相对渗透率曲线归一化方法，解决了单一使用某一相对渗透率曲线法不能充分描述整个油田渗流特征的缺陷，并在计算分流量方程中引入启动压力梯度，使对于浅层超低渗透砂岩油藏动态分析更为合理，并且对未来动态预测更为准确。该方法预测研究区的含水率与水驱储量采出程度以及含水率与含水上升率与实际生产吻合率高，对以后注水开发及其他增产、治理措施具有一定的指导意义。期间依据含水上升率特点实施调剖堵水作业达到了降水稳油的目的，延长了中、低含水期，提高了经济效益。

附图说明

图1是本发明具体实施例提供的油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度回归曲线。

图2是本发明具体实施例提供的甲型水驱特征曲线历史拟合曲线。

图3为本发明具体实施例提供的渗透率与启动压力梯度拟合曲线。

图4为本发明具体实施例提供的含水率与水驱储量采出程度关系曲线。

图5为本发明具体实施例提供的含水率与含水上升率关系曲线。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步详细说明，但本发明不限于下述的实施方式。

实施例

本实施例的一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法，具体包括以下步骤：

(1)在渭北油田长3储层选取40块岩心，钻取相渗实验样品，配制地层水和模拟油进行相渗实验，得到40条油水相对渗透率曲线，对40条相渗曲线进行归一化处理，得到渭北油田的油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度对应关系表(如表1)，

表1归一化油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度对应关系表

Sw/％	Kro	Krw
			33.7903	1	0
37.1065	0.252072	0.003346
			40.4227	0.21448	0.012516
43.7388	0.178596	0.02708
			47.055	0.14457	0.046822
50.3711	0.112593	0.071599
			53.6873	0.082915	0.101302
57.0035	0.055889	0.135845
			60.3196	0.032054	0.175156
63.6358	0.012392	0.219173
			66.9519	0	0.241931

表1

拟合油的相对渗透率与水的相对渗透率关系式：

式中，S_w为含水饱和度，d、c分别为常数；K_ro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、K_rw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率；

根据油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度的线性关系，如图1，利用线性回归得到常数d＝454521和c＝24.765。

(2)预测水驱地质储量

统计渭北油田长3储层已开采时期的累积产油量N_P、累积产水量W_P，根据甲型水驱特征曲线进行拟合，计算a₁、b₁值；

所述的甲型水驱特征曲线为：

logW_P＝a₁+b₁N_p

式中，W_P为累积产水量，N_p为累积产油量，如图2，a₁＝0.0445、b₁＝0.2063；

根据步骤(1)的油的相对渗透率与水的相对渗透率关系式，得到乙型水驱特征曲线系数a₂、b₂的表达式：

式中，N₀为预测水驱地质储量，S_wi束缚水饱和度，μ_o为地层原油的粘度，μ_w为地层水的粘度，B_o为地层原油的体积系数，B_w为地层水的体积系数，γ_w为地面脱气原油，γ_o为地面水的相对密度，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；

由于b₁＝b₂，得出预测水驱地质储量N₀：

式中，S_wi为束缚水饱和度，b₁为甲型水驱特征曲线的系数，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数，得预测水驱地质储量N₀＝34.5×10⁴t；

(3)预测水驱可采储量

基于乙型水驱特征曲线预测可采储量N_pmax：

式中，WOR_max含水为98％时的水油比，a₂和b₂为乙型水驱特征曲线系数，得到最大水驱可采储量N_pmax＝12×10⁴t；

(4)预测可采储量采出程度R_e：

式中，N_pmax最大水驱可采储量，N₀为预测水驱地质储量，得R_e＝34.7％；

(5)基于启动压力梯度实验，拟合渗透率与最小启动压力梯度关系曲线：

式中，λ为启动压力梯度，K_o为原始渗透率，μ为流体粘度，n为拟合常数，如图5；

基于油水相对渗透率曲线，采出程度R表示为：

式中，S_w为含水饱和度，S_wi束缚水饱和度；

(6)预测油藏未来动态

基于启动压力梯度下的含水率f_w与水驱储量采出程度R的关系：

式中，K_ro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、K_rw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率，S_w为含水饱和度，B_o为地层原油的体积系数，B_w为地层水的体积系数，S_wi为束缚水饱和度，μ_o为地层原油的粘度，μ_w为地层水的粘度，R采出程度，p注采压差，χ注采井距，λ为启动压力梯度，如图4；

含水上升率与采出程度R的关系：

式中，f_w含水率，f′_w含水上升率，R采出程度，p注采压差，χ注采井距，如图5。

Claims (1)

1.一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)在该油藏目的层取m个岩心，钻取相渗实验样品，配制地层水和模拟油，进行相渗实验，得到m条油水相对渗透率曲线，对m条相渗曲线进行归一化处理，得到1条代表整个油田的油水的相对渗透率与含水饱和度回归曲线：

$\frac{K_{ro}}{K_{rw}}={\mathrm{de}}^{-{\mathrm{cS}}_w}$

式中，S_w为含水饱和度；d、c分别为常数；K_ro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、K_rw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率；

(2)预测水驱地质储量

统计已开采时期的累积产油量N_P、累积产水量W_P，根据甲型水驱特征曲线进行拟合，计算a₁、b₁值；

所述的甲型水驱特征曲线为：

logW_P＝a₁+b₁N_p

式中，W_P为累积产水量，N_p为累积产油量，a₁、b₁为常数；

根据步骤(1)的油水相对渗透率关系式，得到乙型水驱特征曲线系数a₂、b₂的表达式：

$b_2=\frac{c(1-S_{wi})}{2.303N_O}$

$a_2=\frac{c}{2.303}{S}_{wi}+log\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o{\mathrm{\γ}}_w}{{\mathrm{d\μ}}_w{B}_w{\mathrm{\γ}}_o}$

式中，N₀为预测水驱地质储量，S_wi束缚水饱和度，μ_o为地层原油的粘度，μ_w为地层水的粘度，B_o为地层原油的体积系数，B_w为地层水的体积系数，γ_w为地面脱气原油，γ_o为地面水的相对密度，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；

由于b₁＝b₂，得出预测水驱地质储量N₀：

$N_0=\frac{c(1-S_{wi})}{2.303b_1}$

式中，S_wi为束缚水饱和度，b₁为甲型水驱特征曲线的系数，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；

(3)预测水渠可采储量

基于乙型水驱特征曲线预测可采储量：

$N_{pmax}=\frac{1}{b_2}{\mathrm{logWOR}}_{max}-\frac{a_2}{b_2}$

式中，WOR_max含水为98％时的水油比，N_pmax最大水驱可采储量，a₂和b₂为乙型水驱特征曲线系数；

(4)预测可采储量采出程度R_e：

$R_e=\frac{N_{pmax}}{N_o}$

式中，N_pmax最大水驱可采储量，N₀为预测水驱地质储量；

(5)基于启动压力梯度实验，拟合渗透率与最小启动压力梯度关系曲线：

$\mathrm{\λ}=c{\left(\frac{K_o}{\mathrm{\μ}}\right)}^n$

式中，λ为启动压力梯度，K_o为原始渗透率，μ为流体粘度，n为拟合常数；

基于油水相对渗透率曲线，采出程度R表示为：

$R=\frac{S_w-S_{wi}}{1-S_{wi}}$

式中，S_w为含水饱和度，S_wi束缚水饱和度；

(6)预测油藏未来动态

基于启动压力梯度下的含水率f_w与水驱储量采出程度R的关系：

$f_w=\frac{1}{1+\frac{{\mathrm{\μ}}_w{B}_W{K}_{ro}}{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o{K}_{rw}}(1-\mathrm{\λ}/\frac{dp}{dx})}=\frac{1}{1+\frac{{\mathrm{\μ}}_w{B}_W}{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}(1-\mathrm{\λ}/\frac{dp}{dx}){\mathrm{de}}^{-c\[R(1-S_{wi})+S_{wi}\]}}$

式中，K_rn为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、K_rw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率，S_w为含水饱和度，B_o为地层原油的体积系数，B_w为地层水的体积系数，S_wi为束缚水饱和度，μ_o为地层原油的粘度，μ_w为地层水的粘度，R采出程度，p注采压差，x注采井距，λ为启动压力梯度；

含水上升率与采出程度R的关系：

$f_w^{\′}=\frac{{\mathrm{df}}_w}{dR}$

式中，f_w含水率，f_w′含水上升率，R采出程度，p注采压差，x注采井距。