CN107461178A - 一种评价周期注水效果的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于生产监测数据的周期注水效果评价新方法，包括如下步骤：步骤1)监测压力和采集生产数据；步骤2)建立压力波动模式；步骤3)基于压力波动曲线类型评价周期注水效果；步骤4)基于压力波动幅度评价周期注水效果；步骤5)基于注采比周期变化幅度评价周期注水效果；步骤6)基于压力波动过程实时优化周期注水参数,充分挖掘监测数据价值，将监测数据变化形态、变化幅度、变化过程引入评价方法中，以达到使周期注水效果显现化定量化，优化过程实时性、准确化和定量化的目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于生产监测数据的周期注水效果评价新方法，通过该方法可以快速准确的评价周期注水的实施效果，并可以实时进行优化调整，应用于油藏注水开发等领域。
背景技术
油田注水开发又称二次采油，它是运用专门的注入井将水注入油藏，从而使油层保持或恢复地层压力，以达到提高油藏开采速度和采收率的目的。在注水开发过程中，大量的注入水会沿着高渗地层产出，而低渗地层的原油则无法波及到，因此为了提高注入水的波及系数，提高注入水的利用率，近年来周期注水技术在国内外油田开始尝试和推广应用。
周期注水是通过周期性地改变注水井的注入量和采油井的采出量，在油层中造成不稳定的压力场变化，使油水在油层中不断地重新分布，从而使油水在层间压差和毛管吸渗作用下，产生附加窜流，增大注入水在油层中的波及体积，改善水驱油开发效果，减少低渗部位的剩余油，提高采收率。
周期注水技术已经在国内外很多油田广泛的应用，并取得了很好的油田开发效果，针对周期注水技术机理的认识也已经有众多研究成果，这些研究成果从原理上论证了周期注水的增产机理，而在实际运用过程中运用的效果是好是坏需要通过效果评价的方法进行评价，目前针对周期注水效果评价的方法主要有常规参数对比方法和数值模拟方法两种。
针对周期注水效果评价的方法最为主流的方法是数值模拟法，其具体做法是，依据地质认识建立相似地质模型，在地质模型的基础上通过数值模拟方法进行预测，对比产油和含水指标进行评价。该种方法在评价过程中首先运用的是相似地质模型，以及在相似地质模型基础上建立的数值模拟模型，这些模型均是在地质专家和油藏专家主观认识的基础上建立的，与油藏实际情况存在误差，对周期注水预测的结果反应的是主观建立的模型的生产结果，与实际油藏不能完全等同。另一方面，运用模型预测的产油和含水率等结果指标对周期注水效果的评价只能定量化反应模型的结果，对实际油藏实施效果评价准确性差，对实际油藏后期调整优化指导性差。
另外，运用常规参数对比方法对比周期注水实施前后的产油量、含水率、以及地层压力变化幅度的大小评价周期注水效果，这种方法一般在周期注水数个周期后才能显现出来，时效性差，并且只能定性的得到效果，无法反应实施过程中的存在的问题，如果出现效果差的情况仅通过产油量和含水率很难确定导致的原因，对后期调整优化指导性差，最终很难达到提高注入水利用率，改善注入水驱油效果，和提高采收率的目的。基于此，我们将生产监测数据引入到周期注水评价过程中，探索更为准确的实时的定量的方法，更好的解决周期注水效果评价问题。
发明内容
为了解决数值模拟方法和常规参数对比评价方法存在的模型主观性强、误差大、定性化、优化结果指导性差等问题。本发明提出了一种基于生产监测数据的周期注水效果评价新方法，充分挖掘监测数据价值，将监测数据变化形态、变化幅度、变化过程引入评价方法中，以达到使周期注水效果显现化定量化，优化过程实时性、准确化和定量化的目的。
为了解决现有技术中存在的问题，本发明通过如下技术方案予以实施：
1、一种基于生产监测数据的周期注水效果评价新方法，包括如下步骤：
步骤1)监测压力和采集生产数据；
步骤2)建立压力波动模式；
步骤3)基于压力波动曲线类型评价周期注水效果；
步骤4)基于压力波动幅度评价周期注水效果；
步骤5)基于注采比周期变化幅度评价周期注水效果；
步骤6)基于压力波动过程实时优化周期注水参数。
所述步骤1)中监测压力是通过在周期注水实施井组的井下压力计，或者在附近观察井进行静压压力监测；采集生产数据是通过每天记录井下压力计流压数据，或者定期监测观察井静压压力数据，并记录注水井和采油井生产动态数据。
所述步骤2)中压力波动模式是通过步骤1中获得的井下压力计流压数据或观察井静压压力数据，在以时间为横坐标的坐标图中描述压力随时间变化曲线；压力的变化曲线即反映了油水在储层中油水运动过程和分布规律，其特征即周期注水过程在油藏内部信息的反映。
所述步骤3)中是通过将周期注水的压力波动曲线分为三种类型，并将三种不同的压力波动曲线类型建立周期注水压力波动分类图版，用于表征油藏内油水运动和分布规律及评价周期注水效果；所述压力波动曲线类型分为平衡型，增压型和降压型三种类型。
所述步骤4)中是对同一周期注水井组或类似地质条件下的不同周期注水井组，通过对比周期注水压力波动曲线的压力波动幅度获得周期注水效果；所述评价周期注水效果表明压力波动幅度大的生产井(或周期)效果优于压力波动幅度小的生产井(或周期)，其油水运动和分布规律更优，注入水波及面积更大，含水率上升可有效控制。
所述步骤5)中注采比周期变化幅度评价不同井或者不同井组的效果，所述注采比是通过计算同一周期注水井组中折算到地下情况下的注水井注水量和采油井采液量的比值，并通过绘图软件绘制相应注采比随时间的变化曲线，注采比波动幅度大的生产井(或井组)效果优于注采比波动幅度小的生产井(或井组)，其油水运动和分布规律更优，注入水波及面积更大，含水率上升可有效控制。
所述步骤6)中压力波动过程是根据周期注水实施井监测的压力数据、静压压力数据及周期注水压力波动曲线分类图版对周期注水参数调整(包括通过调整注水井注水量或者生产井产液来调整井组的注采比，通过调整注采井的开关井时间调整周期长度)，最终实现压力波动的最优形态，实现油藏内油水分布的最优化，获得最优的周期注水效果。
有益效果
1、本发明是在采油井、注水井和监测井部署压力监测设备，同时监测采油井和注水井的产液产水和注入水量数据，通过将压力监测等数据的变化特征和规律应用到周期注水效果评价过程中，其数据变化的特征和规律是实际油藏的反应。
2、本发明通过三类压力波动曲线，反映或诊断周期注水过程中油水在地层中的分布模式，实现了将油藏内在的未知特征通过监测数据曲线进行表征和显现化的功能。
3、本发明通过对比可实时监测的压力波动幅度和注采比变化幅度，可实现定量化对比，同时也实现实时对比，不受稳油控水效果在采油井显现时间长的影响。
4、本发明将压力波动曲线类型不仅应用于诊断油水在油藏内的分布规律特征，同时应用其理论实现对油藏内油水分布的实时控制和调整。
附图说明
图1为本发明实施例1的周期注水井组相对位置图。
图2为本发明实施例1的周期注水地层压力波动曲线类型。
图3为本发明实施例1的A10-2H井周期注水量及观察井静压变化曲线。
图4为本发明实施例1的A8-3H井周期注水量及A7-3H井流压变化曲线。
图5为本发明实施例1的A7-3H井组注采比曲线。
图6为本发明实施例1的A9-3H井组注采比曲线。
图7为本发明实施例1的A11-2H井组注采比曲线。
具体实施方式
本发明将通过下述非限定性实施例加以进一步说明，并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。
本发明提供一种评价周期注水效果的方法，包括以下步骤：
步骤1)，监测压力和生产数据：通过在周期注水实施井组的生产井下入井下压力计，或者在附近观察井进行静压压力监测。每天记录生产井井下压力计流压数据，或者定期(监测周期不长于周期注水半周期，以注水井注水或者停注周期末为最优)监测观察井静压压力数据。每天记录注水井和采油井生产动态数据。所述步骤1)中的周期注水实施井组指具有注采关系的注水井和采油井组成的井网或者井组，同一井组包括以一口注水井为中心及其对应受效的采油井，或者以一口采油井为中心及其对应的注水井。监测压力计下入并固定在周期注水井组中的采油井井筒内，也可下入并固定于注水井井筒内，在井组附近有监测井的情况下下入并固定于监测井井筒内；同时监测设备包括在实施过程中，通过作业在井筒中下入压力计等监测设备，测试某一时刻的流压或者静压，作业后取出的情况。在周期注水井组中注水井和采油井井口安装流量监测设备，计量每天的注水量和采液量，并测试采油井每天的含水率数据。
步骤2)，建立压力波动模式：基于生产井井下压力计流压数据，或定期监测观察井静压压力数据，在以时间为横坐标的坐标图中描述压力随时间变化曲线。压力的变化曲线即反应了周期注水的过程，反应了油水在储层中高低渗透层之间相互渗流的过程。所述步骤2)中的压力既包括生产井井底压力计监测的流压数据，也包括监测井井底压力计监测的静压数据，同时也包括某一时刻通过作业在井筒下入的压力监测设备测定的井底流压或静压数据；所述步骤2)中压力随时间变化曲线由绘图软件根据步骤1中的井下压力监测设备测定的数据绘制得到，时间范围应涵盖周期注水从开始到结束或者目前的全过程。
步骤3)，基于压力波动类型评价周期注水效果：基于周期注水原理，将压力波动类型分为平衡型，增压型和降压型三种类型，建立周期注水压力波动分类图版，基于分类图版将周期注水井组或生产井的压力变化曲线进行分类。评价效果，相对于平衡型，增压型和降压型均是注采不平衡的注水方式。增压型周期注水虽然有利于注入水向低渗区域波及面积，但也会增大高渗区域的突进速度；降压型周期注水有利于低渗区原油向高渗区渗流，但不利于供液能力的稳定。所述步骤3)中周期注水的三种不同的压力波动类型曲线，如图2，定义了三种周期注水过程中油水在地层中的运动模式在监测压力变化上的反应，不同的压力变化曲线代表了地层中不同的油水运动关系，曲线A代表增压型，曲线B代表平衡型，曲线C代表降压型。增压型曲线代表注入水增大了向低渗区域波及的面积，同时也增大了高渗区域的突进速度，该类型会导致产油井含水率的升高；平衡型曲线代表注入水向低渗区波及面积增大，同时低渗区油可以充分向高渗区渗流，降低高渗区含水率；降压型曲线代表了低渗区原油向高渗区渗流，可降低含水率，但并没有增大注入水的波及面积，同时不利于供液能力的稳定。
步骤4)，基于压力波动幅度评价周期注水效果：基于周期注水压力波动曲线，对同一周期注水井组或类似地质条件下的不同周期注水井组的压力波动曲线，对比井组(或单井，或周期)的压力变化幅度大小，评价周期注水效果，压力波动幅度大的生产井(或周期)效果优于压力波动幅度小的生产井(或周期)，注入水波及面积更大，含水率上升可有效控制。所述步骤4)中对比压力波动幅度评价周期注水效果的前提条件是，同一周期注水井组或者类似地质条件下的不同周期注水井组的压力波动幅度，原因是不同井组或不同地质条件下周期注水的效果除了压力波动幅度还和地质的非均质性等因素有关。所述步骤4)中压力波动幅度指一个完整的压力波动周期内压力的波峰和波谷的压力之差，该压力波动曲线应基于平衡型的压力波动曲线或者近似平衡型的压力波动曲线。在对比同一周期注水井组时可对比评价不同周期的压力波动幅度，在对比类似地质条件下的不同周期注水井组时可对比评价相应生产井的压力波动幅度。
步骤5)，基于注采比周期变化幅度评价周期注水效果：基于注采比周期变化幅度评价不同井组或者不同周期的效果，基于注采井生产动态数据计算基于生产井(或注水井)的注采比，绘制生产井(注水井)注采比随时间的变化曲线，对应单井(注水井井组)注采比变化幅度，评价周期注水效果，注采比波动幅度大的生产井周期(或井组)效果优于注采比波动幅度小的生产井周期(或井组)，注入水波及面积更大，含水率上升可有效控制。所述步骤5)中注采比指单个注采井组的注水井日注水量和日采油井采液量折算到地层条件下的比值，在对比评价采油井效果时采用以采油井为中心的注采井组注采比，当对比评价注水井井组的效果时采用以注水井为中心的注采井组注采比；图1所述井组任意采油井(以A9-3H井为例)为中心的注采井井组注采比为对应注水井(注水井A8-3H和注水井A10-2H)日注水量的1/2并之和并折算到地下情况下的体积，与采油井(采油井A9-3H为例)折算到地下情况下的日产水量和日产油量之和的体积，并将注水井的体积与采油井的体积之比作为井组注采比，并将其通过绘图软件绘制随时间的曲线；图1所述井组任意注水井(以A8-3H井为例)为中心的注采井井组注采比为注水井(注水井A8-3H)日注水量的折算到地下情况下的体积，与对应采油井(采油井A7-3H和采油井A9-3H)折算到地下情况下的日产水量和日产油量之和的1/2的体积，并将注水井的体积与采油井的体积之比作为井组注采比，并将其通过绘图软件绘制随时间的曲线。
步骤6)，基于压力波动过程实时优化周期注水参数：根据周期注水实施井组的生产井井下压力计监测的压力数据，或者在附近观察井监测的静压压力数据，根据周期注水压力波动分类图版曲线类型，调整周期注水参数(包括通过调整注水井注水量或者生产井产液来调整井组的注采比，通过调整注采井的开关井时间调整周期长度)，最终实现压力波动的最优形态，实现油藏内油水分布的最优化，获得最优的周期注水效果。所述步骤6)中压力波动曲线是通过绘图软件将注采井和监测井的压力监测数据绘制而成；优化过程是通过对照三类压力波动曲线来实现相应的地层中油水的分布关系。
实施例1：伊拉克AH油田周期注水效果评价
伊拉克AH油田属于碳酸盐岩油藏，并且储层段纵向非均质严重，因此采用周期注水技术控制注入水突窜，增大注入水驱油效率。该油田有两个周期注水井组A8-3H井组和A10-2H井组，如图1所示，周期注水A8-3H井组包括3口井：注水井A8-3H，采油井A7-3H和采油井A9-3H；周期注水A10-2H井组包括3口井：注水井A10-2H，采油井A11-2H和采油井A9-3H。A10-2H井与A11-2H井之间有一口观察井。
按照步骤1)要求，A7-3H井下有井下压力计，A10-2H井附近一口观察井定期监测地层静压数据，每天记录所有注水井的注水量和生产井的产油量产水量等生产数据。
按照步骤2)要求，将A7-3H井下有井下流压监测数据绘制随时间的变化曲线，同时将注水井A8-3H井的日注水量剖面图绘制在同一图中，如图4所示。将观察井静压监测数据点绘制在压力—时间坐标图中，将静压监测点连接成压力变化曲线，同时将注水井A10-2H井的日注水量剖面图绘制在同一图中，如图3所示。压力的变化曲线即反应了周期注水的过程中，油水在储层中高低渗透层之间的油水运动和分布规律，压力增压阶段是注入水向低渗区域波及的过程，压力降压阶段是原油从低渗层向高渗区渗流的过程。
按照步骤3)要求，基于周期注水原理，将压力波动类型分为平衡型，增压型和降压型三种类型，建立周期注水压力波动分类图版，如图2所示。当增压型和降压型达到极限的情况下时，即只存在压力的上升阶段或者下降阶段，而不存在压力的波动，这种情况属于无效的周期注水。
根据压力波动分类标准，A7-3H井属于增压型周期注水，如图4所示，该类型井组在注水升压阶段，压力波动幅度相对较大，高低渗层之间的压差可以使高渗层中的水流向低渗层，增加水的波及面积。但是在降压阶段，高渗层的压力不能有效降低，低渗和高渗层之间难以形成有效压差，低渗层的油不能流向高渗层，因此导致影响周期注水的效果。这种类型周期注水，由于增压快降压慢，容易导致注入水在高渗区域突进，含水率上升快。
根据压力波动分类标准，A10-2H井附近观察井压力波动基本属于平衡型周期注水，如图3所示，该类型井组在升压阶段的压力波动幅度与降压阶段的压力波动幅度基本一致，增压阶段可以增加注入水的波及面积，在降压阶段，低渗层的油又能流向高渗层。这种类型周期注水，在非均质油藏中有效增大了注入水波及面积，有效控制了含水率，又保持了地层能量稳定，起到了控水增油效果。
降压型周期注水可以有效控制含水率上升，但由于压力降低地层能量降低，导致产油量的递减。
按照步骤4)要求，根据A10-2H井附近观察井压力波动曲线，其属于平衡型周期注水，第3周期的压力波动幅度是129psi，第2周期的压力波动幅度是69psi，通过压力波动对比评价，第3周期比第2周期效果要好，注入水波及面积大，含水率上升相对可有效控制。
按照步骤5)要求，周期注水井组中A9-3H井没有压力监测数据，但三口采油井均有生产数据(产液量，产油量等数据)，因此可以采用步骤5)，计算三口采油井组(A7-3H，A9-3H和A11-2H井组)基于生产井的注采比，绘制三口生产井注采比随时间的变化曲线，如图5、6、7所示。分析三口井注采比的变化幅度，A7-3H井组注采比波动幅度为1.0，A9-3H井组注采比波动幅度为1.6，A11-2H井组注采比波动幅度为1.3。评价效果：A9-3H井周期注水效果好于A11-2H井周期注水效果，注入水波及面积大，含水率上升相对可有效控制；A11-2H井周期注水效果好于A7-3H井周期注水效果，注入水波及面积大，含水率上升相对可有效控制。
按照步骤6)要求，根据A7-3H井下流压监测数据和A10-2H井附近观察井压力波动，调整周期注水参数。其中根据A7-3H井下流压监测数据，在压力下降阶段，当压力下降幅度不能降到理想值时，延长注水井A8-3H井关井时间；根据A10-2H井附近观察井压力波动数据，如果计划进一步改善效果，可以分别延长注水井A10-2H井注入时间和关井时间，或者增大A10-2H井注入量等措施。调整过程中根据压力实时监测结果进行调整，实现油藏内油水分布的最优化，获得最优的周期注水效果。
上述研究成果，指导AH油田周期注水实施优化，取得了良好的效果，定量化调整周期注水参数，稳油控水效果明显。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种评价周期注水效果的方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1)监测压力和采集生产数据；
步骤2)建立压力波动模式；
步骤3)基于压力波动曲线类型评价周期注水效果；
步骤4)基于压力波动幅度评价周期注水效果；
步骤5)基于注采比周期变化幅度评价周期注水效果；
步骤6)基于压力波动过程实时优化周期注水参数。
2.根据权利要求1所述的一种评价周期注水效果的方法，其特征在于，所述步骤1)中监测压力是通过在周期注水实施井组的井下压力计，或者在附近观察井进行静压压力监测；采集生产数据是通过每天记录井下压力计流压数据，或者定期监测观察井静压压力数据，并记录注水井和采油井生产动态数据。
3.根据权利要求1所述的一种评价周期注水效果的方法，其特征在于，所述步骤2)中压力波动模式是通过步骤1中获得的井下压力计流压数据或观察井静压压力数据，在以时间为横坐标的坐标图中描述压力随时间变化曲线；压力的变化曲线即反映了油水在储层中油水运动过程和分布规律，其特征即周期注水过程在油藏内部信息的反映。
4.根据权利要求1所述的一种评价周期注水效果的方法，其特征在于，所述步骤3)中是通过将周期注水的压力波动曲线分为三种类型，并将三种不同的压力波动曲线类型建立周期注水压力波动分类图版，用于表征油藏内油水运动和分布规律及评价周期注水效果；所述压力波动曲线类型分为平衡型，增压型和降压型三种类型。
5.根据权利要求1所述的一种评价周期注水效果的方法，其特征在于，所述步骤4)中是对同一周期注水井组或类似地质条件下的不同周期注水井组，通过对比周期注水压力波动曲线的压力波动幅度获得周期注水效果；所述评价周期注水效果表明压力波动幅度大的生产井(或周期)效果优于压力波动幅度小的生产井(或周期)，其油水运动和分布规律更优，注入水波及面积更大，含水率上升可有效控制。
6.根据权利要求1所述的一种评价周期注水效果的方法，其特征在于，所述步骤5)中注采比周期变化幅度评价不同井或者不同井组的效果，所述注采比是通过计算同一周期注水井组中折算到地下情况下的注水井注水量和采油井采液量的比值，并通过绘图软件绘制相应注采比随时间的变化曲线，注采比波动幅度大的生产井(或井组)效果优于注采比波动幅度小的生产井(或井组)，其油水运动和分布规律更优，注入水波及面积更大，含水率上升可有效控制。
7.根据权利要求1所述的基于生产监测数据的周期注水效果评价新方法，其特征在于，所述步骤6)中压力波动过程是根据周期注水实施井监测的压力数据、静压压力数据及周期注水压力波动曲线分类图版对周期注水参数调整(包括通过调整注水井注水量或者生产井产液来调整井组的注采比，通过调整注采井的开关井时间调整周期长度)，最终实现压力波动的最优形态，实现油藏内油水分布的最优化，获得最优的周期注水效果。
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