CN107832900B - 砂砾岩油藏注水效果评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种砂砾岩油藏注水效果评价方法，该砂砾岩油藏注水效果评价方法包括：步骤1，收集整理开发资料,建立注采井组开发数据库；步骤2，根据收集到的开发资料，判别油藏开发阶段；步骤3，根据收集到的开发资料，计算不同开发阶段单井产率；步骤4，根据不同开发阶段单井产率，评价注采井组注水效果。该砂砾岩油藏注水效果评价方法通过统计注水前后单井压力变化，累积产油、产水量等参数，建立视比弹性产率，对砂砾岩油藏注水效果进行评价，定量分析注水效果，能够更为准确的反映砂砾岩油藏注水开发效果进行评价，对改善砂砾岩油藏的开发效果意义重大。

Description

砂砾岩油藏注水效果评价方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种砂砾岩油藏注水效果评价方法。

背景技术

对于一个注水开发的油藏来说，评价注水开发效果的方法主要有三种，即常规开发动态分析法，水驱特征曲线分析法和注采对应分析法。常规开发动态分析法，主要通过建立注采井组或井点的开发动态曲线，分析不同井的日产液、日产油、累产液、累产油、含水率及液面变化等几个参数，定性的分析注水受效状况及开发效果；水驱特征曲线分析法通过建立采出程度及驱油效率和含水率的变化曲线，计算水驱油藏的波及系数，定量分析注水效果的好坏；注采对应分析法，主要结合地质分层，判断注采井组的注采层位的对应状况，半定量的评价注采效果的好坏。可以说，三种方法各有利弊，一般应综合运用这些方法，从宏观、微观角度整体评价油藏注水效果的好坏。

对于砂砾岩油藏而言，由于该类型油藏普遍具有储层连通关系复杂、储层物性差、岩性多样、岩电关系复杂、裂缝普遍发育、渗流系统复杂等特点，导致此类油藏研究难度大、开发效果差。而在针对砂砾岩油藏的注水开发的实践中，由于储层连通性差，连通关系复杂等原因，注采井组存在“注的进水，采不出油”，“注水方向认识不清”等问题，只能片面的认为“注采对应率低，整体注水效果较差”，使得常规的评价注水开发效果的方法难以反映砂砾岩油藏真实的注水开发效果，从而无法建立一套能够真实反映砂砾岩油藏注水效果的评价方法。为此我们发明了一种新的砂砾岩油藏注水效果评价方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种快速、易于操作并且准确的的砂砾岩油藏注水效果评价方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：砂砾岩油藏注水效果评价方法，该砂砾岩油藏注水效果评价方法包括：步骤1，收集整理开发资料，建立注采井组开发数据库；步骤2，根据收集到的开发资料，判别油藏开发阶段；步骤3，根据收集到的开发资料，计算不同开发阶段单井产率；步骤4，根据不同开发阶段单井产率，评价注采井组注水效果。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，需要收集整理的开发资料包括：油藏压力数据、油井不同阶段动液面数据、油井不同阶段累产液数据和油井生产层位有效厚度数据，建立注采井组开发数据库。

在步骤2中，根据收集到的油藏压力或动液面资料，结合油藏原始地层压力和油藏饱和压力，对油藏开发阶段进行判别。

在步骤2中，当油藏压力低于原始地层压力而高于饱和压力时，油藏处于弹性驱或水驱开发阶段，该阶段开发能量包括弹性能量和注水；当油藏压力低于饱和压力时，油藏处于溶解气驱阶段，该阶段开发能量包括弹性能量、注水和溶解气；该砂砾岩油藏注水效果评价方法适用于油藏处于弹性驱+水驱开发阶段的注水效果评价。

在步骤3中，根据收集到的动液面资料，计算不同开发阶段的压力变化；对于弹性驱阶段，油井投产时动液面记为H_p1，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_p2，计算该阶段压力变化ΔP_p为：

ΔP_p＝ρ_w·g·(H_p2-H_p1)

对于水驱阶段，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_w1，该油井所在注采井组开始注水结束时动液面记为H_w2，计算该阶段压力变化为ΔP_w：

ΔP_w＝ρ_w·g·(H_w2-H_w1)

其中，ρ_w为井筒流体密度，g为重力加速度。

在步骤3中，根据收集整理的油井单井弹性驱阶段的累积产液量ΣQ_p和水驱阶段的累积产液量ΣQ_w，以及油井生产层位的有效厚度h，计算单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w：

在步骤4中，根据单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w，建立评价砂砾岩油藏注水效果的参数，即视比弹性产率F，计算公式为：

F＝F_w/F_p

当F＞1时，该井注水受效；当F≤1时，该井注水不受效。

在步骤4中，通过统计不同注采井组所有油井的视比弹性产率F，得到注采井组的平均视比弹性产率

即

式中，N为该注采井组注采对应的个数；通过对比平均视比弹性产率

来判断不同注采井组的注水效果好坏。

本发明中的砂砾岩油藏注水效果评价方法，包括开发资料收集整理并建立数据库，油藏开发阶段判别，不同开发阶段单井产率计算，注采井组注水效果评价四个步骤。通过统计注水前后单井压力变化，累积产油、产水量等参数，建立视比弹性产率，对砂砾岩油藏注水效果进行评价。该方法定量分析注水效果，能够更为准确的反映砂砾岩油藏注水开发效果进行评价，对改善砂砾岩油藏的开发效果意义重大。

附图说明

图1为本发明的砂砾岩油藏注水效果评价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不同开发阶段判别图；

图3为本发明的一具体实施例中生产井及与之对应的注水井生产动态随时间变化曲线图。

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为本发明的砂砾岩油藏注水效果评价方法的流程图。

步骤101，收集整理开发资料，建立注采井组开发数据库。需要搜集的资料包括：油藏压力数据，油井不同阶段动液面数据，油井不同阶段累产液数据，油井生产层位有效厚度数据。

步骤102，判别油藏开发阶段。根据收集到的油藏压力或动液面资料，结合油藏原始地层压力和油藏饱和压力，对油藏开发阶段进行判别，当油藏压力低于原始地层压力而高于饱和压力时，油藏处于弹性驱或水驱开发阶段(该阶段开发能量包括弹性能量和注水)；当油藏压力低于饱和压力时，油藏处于溶解气驱阶段(该阶段开发能量包括弹性能量、注水和溶解气)。该砂砾岩油藏注水效果评价方法适用于油藏处于弹性驱+水驱开发阶段的注水效果评价。

步骤103，计算不同开发阶段单井产率。动液面是油井生产时油套环形空间中的液面，一般用从井口到液面的高度来表示。在油井的生产过程中，都是通过动液面的变化来反映井底压力的变化，因此可以根据收集到的动液面资料，首先计算不同开发阶段的压力变化。对于弹性驱阶段，油井投产时动液面记为H_p1，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_p2，计算该阶段压力变化ΔP_p为：

ΔP_p＝ρ_w·g·(H_p2-H_p1)

对于水驱阶段，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_w1，该油井所在注采井组开始注水结束时动液面记为H_w2，计算该阶段压力变化为ΔP_w：

ΔP_w＝ρ_w·g·(H_w2-H_w1)

其中，ρ_w为井筒流体密度，g为重力加速度。

不同阶段的产率定义为该阶段油藏单位压降下单位有效厚度的日产液量，它是油藏产液能力变化及油藏能量变化的重要反映。根据收集整理的油井单井弹性驱阶段的累积产液量ΣQ_p和水驱阶段的累积产液量ΣQ_w，以及油井生产层位的有效厚度h，计算单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w：

步骤104，评价注采井组注水效果。

根据单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w，建立评价砂砾岩油藏注水效果的参数，即视比弹性产率F，计算公式为

F＝F_w/F_p

当F＞1时，该井注水受效；当F≤1时，该井注水不受效。其原理在于，对于一个封闭的依靠地层天然能量而没有外来能量补充开发的油藏，其地层压力是均匀下降的，地层压力随时间的变化曲线是近似一条直线，该阶段的弹性产率近似为一个定值。对于该油藏，当有外部能量补充时，如注水，就会导致在开发过程中地层压力下降的趋势变缓，在地层压力随时间的变化曲线上会出现一个拐点，而油井采液量也会相应变大，从而使得该阶段的水驱产率变大。对于实际的注采井组而言，当注水受效时，该油井地周围的层压力下降趋势变缓，采液量上升，必然会导致水驱阶段的产率Fw大于弹性驱阶段产率Fp；如果注水不受效，该油井周围的地层压力将按照原来的趋势下降，采液量也会相应的降低，从而导致水驱阶段的产率Fw小于弹性驱阶段产率Fp。

通过统计不同注采井组所有油井的视比弹性产率F，得到注采井组的平均视比弹性产率

即

式中，N为该注采井组注采对应的个数；

通过对比平均视比弹性产率

来判断不同注采井组的注水效果好坏。

在应用本发明的一具体实施例中，包括了以下步骤：

步骤一，开发资料收集整理并建立数据库：

需要搜集的资料包括：油藏压力数据，油井不同阶段动液面数据，油井不同阶段累产液数据，油井生产层位有效厚度数据。

步骤二，油藏开发阶段判别：

根据收集到的油藏压力或动液面资料，结合油藏原始地层压力和油藏饱和压力，对油藏开发阶段进行判别，当油藏压力低于原始地层压力而高于饱和压力时，油藏处于弹性驱或水驱开发阶段(该阶段开发能量包括弹性能量和注水)；当油藏压力低于饱和压力时，油藏处于溶解气驱阶段(该阶段开发能量包括弹性能量、注水和溶解气)。该砂砾岩油藏注水效果评价方法适用于油藏处于弹性驱+水驱开发阶段的注水效果评价。

下面以图2做开发阶段判别的具体说明。油藏首先进入天然能量开发阶段，此时油藏地层压力为P_i；随着油藏逐渐开发，油藏压力逐渐降低，在t_w时刻开始注水，补充地层能量，此时油藏压力为P_w，此时的开发阶段为天然能量和水驱开发阶段；随着油藏进一步开发，油藏压力进一步下降，在t’时刻，油藏压力低于饱和压力P_b，此时油藏进入天然能量、水驱和溶解气驱开发阶段。

步骤三，不同开发阶段单井产率计算：

根据收集到的动液面资料，首先计算不同开发阶段的压力变化。对于弹性驱阶段，油井投产时动液面记为H_p1，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_p2，计算该阶段压力变化ΔP_p为：

ΔP_p＝ρ_w·g·(H_p2-H_p1)

对于水驱阶段，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_w1，该油井所在注采井组开始注水结束时动液面记为H_w2，计算该阶段压力变化为ΔP_w：

ΔP_w＝ρ_w·g·(H_w2-H_w1)

其中，ρ_w为井筒流体密度，g为重力加速度。

根据收集整理的油井单井弹性驱阶段的累积产液量ΣQ_p和水驱阶段的累积产液量ΣQ_w，以及油井生产层位的有效厚度h，计算单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w：

图3为一口生产井及与之对应的一口注水井生产动态随时间变化曲线。该生产井自2007年4月至2008年2月依靠地层天然能量进行生产，处于弹性驱阶段，通过统计该阶段产液量及动液面变化情况，计算得到该阶段累产液ΣQ_p为2393m³，压降ΔP_p为9.8MPa，由于该油井生产层位有效厚度h为11.5m，因此可以计算的得到该井弹性驱阶段产率F_p为21.2m³/(m·MPa)。自2008年2月起，与该生产井对应的注水井开始注水，该生产井进入水驱阶段。通过统计自2008年2月至2010年9月这一阶段的产液量及动液面变化情况，计算得到该阶段累产液ΣQ_w为4260m³，压降ΔP_w为4.9MPa，根据该油井生产层位有效厚度h为11.5m，可以计算的得到该井水驱阶段产率F_w为31.6m³/(m·MPa)。

步骤四，注采井组注水效果评价：

根据单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w，计算视比弹性产率F，即

F＝F_w/F_p

当F＞1时，该井注水受效；当F≤1时，该井注水不受效。

以图3中的生产井和注水井为例，根据步骤三中计算得到的F_p和F_w，可以得到该注采对应的视比弹性产率F为1.49，根据注水受效的判断依据，干注采对应注水受效。

通过统计不同注采井组所有油井的视比弹性产率F，得到注采井组的平均视比弹性产率

即

式中，N为该注采井组注采对应的个数。

通过对比平均视比弹性产率

来判断不同注采井组的注水效果好坏。

Claims (1)

1.砂砾岩油藏注水效果评价方法，其特征在于，该砂砾岩油藏注水效果评价方法包括：

步骤1，收集整理开发资料，建立注采井组开发数据库；

步骤2，根据收集到的开发资料，判别油藏开发阶段；

步骤3，根据收集到的开发资料，计算不同开发阶段单井产率；

步骤4，根据不同开发阶段单井产率，评价注采井组注水效果；

在步骤1中，需要收集整理的开发资料包括：油藏压力数据、油井不同阶段动液面数据、油井不同阶段累产液数据和油井生产层位有效厚度数据；

在步骤2中，根据收集到的油藏压力或动液面资料，结合油藏原始地层压力和油藏饱和压力，对油藏开发阶段进行判别；当油藏压力低于原始地层压力而高于饱和压力时，油藏处于弹性驱或水驱开发阶段，该阶段开发能量包括弹性能量和注水；当油藏压力低于饱和压力时，油藏处于溶解气驱阶段，该阶段开发能量包括弹性能量、注水和溶解气；该砂砾岩油藏注水效果评价方法适用于油藏处于弹性驱+水驱开发阶段的注水效果评价；

在步骤3中，根据收集到的动液面资料，计算不同开发阶段的压力变化；对于弹性驱阶段，油井投产时动液面记为H_p1，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_p2，计算该阶段压力变化ΔP_p为：

ΔP_p＝ρ_w·g·(H_p2-H_p1)；

对于水驱阶段，该油井所在注采井组开始注水时动液面记为H_w1，该油井所在注采井组开始注水结束时动液面记为H_w2，计算该阶段压力变化为ΔP_w：

ΔP_w＝ρ_w·g·(H_w2-H_w1)；

其中，ρ_w为井筒流体密度，g为重力加速度；

根据收集整理的油井单井弹性驱阶段的累积产液量ΣQ_p和水驱阶段的累积产液量ΣQ_w，以及油井生产层位的有效厚度h，计算单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w：

在步骤4中，根据单井弹性驱阶段产率F_p和水驱阶段的产率F_w，建立评价砂砾岩油藏注水效果的参数，即视比弹性产率F，计算公式为：

F＝F_w/F_p；

当F＞1时，该井注水受效；当F≤1时，该井注水不受效；

通过统计不同注采井组所有油井的视比弹性产率F，得到注采井组的平均视比弹性产率

即

式中，N为该注采井组注采对应的个数；F_n为一套注采井网中，不同注采井组的弹性产率；通过对比平均视比弹性产率

来判断不同注采井组的注水效果好坏。

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