CN106932324B - 一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法 - Google Patents
一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106932324B CN106932324B CN201710141450.6A CN201710141450A CN106932324B CN 106932324 B CN106932324 B CN 106932324B CN 201710141450 A CN201710141450 A CN 201710141450A CN 106932324 B CN106932324 B CN 106932324B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- permeability
- sample
- reservoir
- changing rule
- test
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 25
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 20
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 16
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 13
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 10
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 4
- 239000006101 laboratory sample Substances 0.000 claims description 3
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 claims 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 claims 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 claims 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 abstract description 7
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract description 5
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003447 ipsilateral effect Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
- G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明公开了油田开发技术领域内的确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法，其针对高含水砂岩油藏经过长期注水开发以后，储层渗透率呈现出的变化规律难以准确定量确定的问题，基于室内测试结果，对室内数据进行数理统计，通过多元非线性回归得到了储层渗透率变化规律与注入孔隙倍数的数学关系，最终实现了渗透率变化规律的准确定量确定。本发明提出的方法可克服目前无法准确定量确定长期水驱以后储层渗透率变化规律的空白，而且具有可操作性强、简单实用等特点，因而具有很好的推广实用价值。
Description
技术领域
本发明涉及一种确定储层参数变化规律的方法，特别是涉及一种确定高含水砂岩油藏渗透率的变化规律的方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
目前，我国大部分油田已整体进入高含水阶段，由于高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因而研究长期注水开发油藏储层物性的变化对剩余油分布的影响是一项十分重要的工作，而渗透率的变化规律是其中一个非常重要的研究内容。尽管不同的油田已经陆续对长期水驱油田储层渗透率的变规律开展了研究，并试图从不同角度、不同侧面来探讨渗透率的变化规律和变化机理，但是到目前为止，一直没有形成统一的标准或者方法。从目前研究情况来看，高含水砂岩油藏渗透率变化规律确定方面定性研究较多，而定量研究相对较少，并且由于不同地区储层沉积规律、油田开发历程的差异，不同油田对长期注水以后渗透率变化的规律很难达到一致的认识。尽管一些油藏数值模拟软件中已经能够考虑储层渗透率以及其他参数变化的机理，但是由于目前一直缺乏准确的定量确定方法，因而储层渗透率和其他参数的变化对剩余油分布、油藏开发动态带来的影响也一直很难准确判断。
本发明依据室内实验结果，对长期注水以后砂岩油藏储层渗透率变化规律进行确定，建立起储层渗透率与注入孔隙倍数的数学关系，从而实现了准确、定量地确定渗透率变化规律。而这种渗透率变化规律又能在油藏数值模拟等技术中得到应用，从而为研究剩余油分布规律提供了一种新的研究手段，最终为油田开发决策提高采收率提供技术参考。
发明内容
本发明公开了一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法，使其能对高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律进行定量确定。
为此，本发明的其实方案如下：
一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法，依次包括如下步骤：
1)实验岩心样品分组：根据目标油藏渗透率的累积频率分布，将目标油藏实验岩心样品分成3个组，其中，样品渗透率落在累积分布频率在0～33％的为第1组、样品渗透率落在累积分布频率在33％～67％的为第2组、样品渗透率落在累积分布频率在67％～100％的为第3组，分别在这3个组中选择若干数量的实验样品作为测试样品；
2)室内驱替实验：对于步骤1)中筛选出来的3组不同的测试样品，分别在室内模拟油藏条件下进行恒速水冲刷试验，模拟油田开发过程；试验过程中，岩样封装在岩心夹持筒内，岩心夹持筒一端设有进液口，另一端设有出液口，记录流体的流量，以及进、出液口两端的压力差随时间的变化，通过达西公式计算出不同注入倍数下的渗透率，并绘制注入孔隙体积倍数与冲刷后渗透率/原始渗透率的关系曲线；
3)实验数据的回归分析：根据实验得到的每个样品注入孔隙体积倍数与冲刷后渗透率/初始渗透率的关系曲线，利用多元非线性回归方法，最终建立注入孔隙体积倍数与渗透率变化的数学关系；
4)利用建立的注入孔隙体积倍数与渗透率变化的数学关系，建立拟合曲线，供油藏数值模拟、动态分析研究中，用以确定特定区域计算注水开发以后渗透率的变化。
步骤3)中，利用多元非线性回归方法，建立渗透率变化规律与注入孔隙体积倍数的数学关系，公式如下：
f(Ko)＝-217.5718+0.3305×K0-1.12×10-4×K0 2+1.33×10-8×K0 3-5.18×10-13×K0 4
g(Ko)＝-4.4981+0.0089×K0-3×10-6×K0 2+3.8×10-10×K0 3-1.63×10-14×K0 4
公式中，K——为测试样品冲刷以后的渗透率，mD；
K0——为测试样品初始的渗透率，mD；
PV——为注入孔隙体积倍数，无因次；
f(K0)、g(Ko)——与测试样品初始渗透率有关的函数，无因次；其中，f(K0)为样品渗透率随注入孔隙体积倍数变化的速度，g(Ko)为样品渗透率最终的变化幅度。
上述目标油藏渗透率的累积频率分布通过室内岩心测试或测井方法获得。
本发明针对多层砂岩油藏水驱开发过程中，针对高含水砂岩油藏经过长期注水开发以后，储层渗透率呈现出的变化规律难以准确定量确定的问题，基于室内测试结果，对室内数据进行数理统计，通过多元非线性回归得到了储层渗透率变化规律与注入孔隙倍数的数学关系，最终实现了渗透率变化规律的准确定量确定。并通过建立拟合曲线，供油藏数值模拟、动态分析研究中，用以确定特定区域计算注水开发以后渗透率的变化。本发明提出的方法可克服目前无法准确定量确定长期水驱以后储层渗透率变化规律的空白，而且具有可操作性强、简单实用等特点，具有很好的推广实用价值。
附图说明
图1为Z12断块ESS1 6油藏渗透率累积频率分布柱状图；
图2为渗透率为244mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图3为渗透率为314mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图4为渗透率为970mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图5为渗透率为1031mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图6为渗透率为4168mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图7为渗透率为4170mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图8为渗透率为10012mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图9为渗透率为10191mD的样品PV与K/K0关系曲线；
图10为拟合后的K/K0值与实际K/K0值比较。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步详细的说明，仅提供参考与说明，非用以限制本发明。
以下通过对Z12断块ESS1 6油藏渗透率变化规律确定的实例来详细说明本发明的内容及实现原理：
1.实验样品分组
根据Z12断块ESS1 6油藏渗透率累积频率分布，该目标油藏渗透率的累积频率分布可通过室内岩心测试或测井方法获得。如图1所示。将样品的渗透率分成3组：渗透率小于310mD的样品为第1组(对应落累积分布频率在0～33％)，渗透率在310mD～1150mD之间的样品为第2组(对应落累积分布频率在33％～67％)，渗透率超过1150mD之间的样品为第3组(对应落累积分布频率在67％～100％)。根据上述分组结果，分别在1～3组样品中选择2、2、4个样品，渗透率分别为244mD、314mD、970mD、1031mD、4168mD、4170mD、10012mD、10191mD。
2.室内驱替实验
分别在室内模拟油藏条件下进行驱替试验，通过达西公式计算出不同注入倍数下渗透率数值，并绘制PV与K/K0关系曲线，如图2～图9所示。
3.实验数据的回归分析
根据室内实验得到的不同样品的PV与K/K0关系曲线，利用多元非线性回归方法，建立PV与K/K0的数学关系，如图1所示。回归以后PV与K/K0的数学关系如下：
其中
f(Ko)＝-217.5718+0.3305×K0-1.12×10-4×K0 2+1.33×10-8×K0 3-5.18×10-13×K0 4
g(Ko)＝-4.4981+0.0089×K0-3×10-6×K0 2+3.8×10-10×K0 3-1.63×10-14×K0 4
通过对实验数据分析，发现表征样品渗透率随注入倍数的变化速度的参数f(Ko)、表征最终变化幅度的参数g(Ko)与样品初始渗透率呈四阶多项式函数关系。设定不同的多项式系数，使得当回归以后的理论值与实验数值误差达到最小时为最终取值，此时回归以后理论值与实验值的相关系数达到了0.9845，相关性较好。
4)利用建立的注入孔隙体积倍数与渗透率变化的数学关系，建立拟合曲线，供油藏数值模拟、动态分析研究中，用以确定特定区域计算注水开发以后渗透率的变化。
该方法可克服目前无法准确定量确定长期水驱以后储层渗透率变化规律的空白，而且具有可操作性强、简单实用等特点，具有很好的推广实用价值。
Claims (3)
1.一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法，其特征在于依次包括如下步骤：
1)实验岩心样品分组：根据目标油藏渗透率的累积频率分布，将目标油藏实验岩心样品分成3个组，其中，样品渗透率落在累积分布频率在0～33％的为第1组、样品渗透率落在累积分布频率在33％～67％的为第2组、样品渗透率落在累积分布频率在67％～100％的为第3组，分别在这3个组中选择若干数量的实验样品作为测试样品；
2)室内驱替实验：对于步骤1)中筛选出来的3组不同的测试样品，分别在室内模拟油藏条件下进行恒速水冲刷试验，模拟油田开发过程；试验过程中，岩样封装在岩心夹持筒内，岩心夹持筒一端设有进液口，另一端设有出液口，记录流体的流量，以及进、出液口两端的压力差随时间的变化，通过达西公式计算出不同注入倍数下的渗透率，并绘制注入孔隙体积倍数与冲刷后渗透率/原始渗透率的关系曲线；
3)实验数据的回归分析：根据实验得到的每个样品注入孔隙体积倍数与冲刷后渗透率/初始渗透率的关系曲线，利用多元非线性回归方法，最终建立注入孔隙体积倍数与渗透率变化的数学关系；
4)利用建立的注入孔隙体积倍数与渗透率变化的数学关系，建立拟合曲线，供油藏数值模拟、动态分析研究中，用以确定特定区域计算注水开发以后渗透率的变化。
2.根据权利要求1所述的一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法，其特征在于步骤3)中，利用多元非线性回归方法，建立渗透率变化规律与注入孔隙体积倍数的数学关系，公式如下：
f(Ko)＝-217.5718+0.3305×K0-1.12×10-4×K0 2+1.33×10-8×K0 3-5.18×10-13×K0 4
g(Ko)＝-4.4981+0.0089×K0-3×10-6×K0 2+3.8×10-10×K0 3-1.63×10-14×K0 4
公式中，K——为测试样品冲刷以后的渗透率，mD；
K0——为测试样品初始的渗透率，mD；
PV——为注入孔隙体积倍数，无因次；
f(K0)、g(Ko)——与测试样品初始渗透率有关的函数，无因次；其中，f(K0)为样品渗透率随注入孔隙体积倍数变化的速度，g(Ko)为样品渗透率最终的变化幅度。
3.根据权利要求1或2所述的一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法，其特征在于所述目标油藏渗透率的累积频率分布通过室内岩心测试或测井方法获得。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710141450.6A CN106932324B (zh) | 2017-03-10 | 2017-03-10 | 一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710141450.6A CN106932324B (zh) | 2017-03-10 | 2017-03-10 | 一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106932324A CN106932324A (zh) | 2017-07-07 |
| CN106932324B true CN106932324B (zh) | 2019-09-17 |
Family
ID=59432112
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710141450.6A Active CN106932324B (zh) | 2017-03-10 | 2017-03-10 | 一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106932324B (zh) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108005644B (zh) * | 2017-11-27 | 2020-10-13 | 中国石油大学(北京) | 一种倾斜煤层动态渗透率预测方法及装置 |
| CN109916797B (zh) * | 2019-03-12 | 2020-06-09 | 中国石油大学(北京) | 一种测定聚表剂完全封堵储层所对应极限渗透率的方法 |
| CN111220509A (zh) * | 2020-01-20 | 2020-06-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种考虑渗透率时变性的油水相对渗透率曲线修正方法 |
| CN113818859B (zh) * | 2020-06-19 | 2024-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低渗透油藏的极限井距确定方法、判定方法与装置 |
| CN114718529B (zh) * | 2021-01-05 | 2024-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏分层注水界限划分方法 |
| CN113982546B (zh) * | 2021-10-21 | 2022-12-13 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法 |
| CN114673494B (zh) * | 2022-05-06 | 2024-08-13 | 重庆科技学院 | 蒸汽吞吐后储层孔渗预测方法 |
| CN115526067B (zh) * | 2022-11-28 | 2023-03-14 | 中国石油大学(华东) | 一种水驱油藏储层参数时变规律预测方法及系统 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105332698B (zh) * | 2014-05-26 | 2018-06-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 测定残余油饱和度的方法和油水相对渗透率关系的方法 |
| CN104311719B (zh) * | 2014-08-27 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于高矿化度油藏的化学键合型相渗调节剂及其制备方法 |
| CN105334149B (zh) * | 2015-11-24 | 2019-06-14 | 中国石油大学(北京) | 一种致密储层微观孔隙结构评价与储层分类方法 |
| CN105715241B (zh) * | 2016-01-15 | 2017-11-17 | 中国石油大学(华东) | 一种聚合物驱相对渗透率曲线的测量方法 |
-
2017
- 2017-03-10 CN CN201710141450.6A patent/CN106932324B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106932324A (zh) | 2017-07-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106932324B (zh) | 一种确定高含水砂岩油藏储层渗透率变化规律的方法 | |
| CN103452547B (zh) | 试井资料中续流数据的分析处理方法和系统 | |
| CN109838230A (zh) | 油藏水淹层的定量评价方法 | |
| CN104100263B (zh) | 一种非均匀水淹层剩余油饱和度的确定方法 | |
| CN106150477A (zh) | 一种确定单井控制储量的方法 | |
| CN105952427A (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法 | |
| CN105447762B (zh) | 一种流体替换的低渗透油藏水淹信息的计算方法 | |
| CN106295095A (zh) | 基于常规测井资料预测低渗透砂岩储层产能的新方法 | |
| CN108133087A (zh) | 一种气-水两相渗流应力敏感储层原始渗透率反演方法 | |
| CN105404972A (zh) | 一种油藏开发不确定性研究及风险控制的方法 | |
| CN112814669A (zh) | 一种页岩油藏全生命周期采收率预测方法和系统 | |
| CN108561129A (zh) | 小断块油藏油水过渡带剩余油快速评价方法 | |
| CN106501146B (zh) | 一种致密油藏物性上限确定方法及装置 | |
| CN116738672A (zh) | 一种复杂生物礁底水气藏数值模拟模型的建立方法 | |
| CN114066666A (zh) | 一种通过注采剖面监测数据分析井间连通性的方法 | |
| CN112324421B (zh) | 一种低电阻率稠油油层水淹前后饱和度计算方法 | |
| CN111155980B (zh) | 一种水流优势通道识别方法及装置 | |
| CN110231268B (zh) | 一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法 | |
| CN107832900B (zh) | 砂砾岩油藏注水效果评价方法 | |
| CN207934876U (zh) | 低渗油藏多层注采物理模拟装置 | |
| CN113032996B (zh) | 一种用于低渗裂缝型油藏水平井的水窜通道识别方法 | |
| CN110851982B (zh) | 一种中低渗油藏减氧空气驱可行性分析方法 | |
| CN112502677B (zh) | 一种基于多元线性回归的注水开发效果评价方法 | |
| CN114439460A (zh) | 一种用于海上疏松砂岩油藏大孔道的试井分析方法 | |
| US8146659B2 (en) | Method of modelling enhanced recovery by polymer injection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |