CN107989598A - 底水油藏直井水锥回落高度的预测方法 - Google Patents

底水油藏直井水锥回落高度的预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，包括：步骤1，利用油藏数值模拟软件，建立底水油藏直井数值模拟概念模型；步骤2，利用建立的底水油藏直井数值模拟概念模型计算各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的定量关系；步骤3，利用计算的各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的关系，通过多元非线性回归建立多影响因素下底水油藏直井水锥回落高度的预测模型；步骤4，利用建立的底水油藏直井水锥回落高度的预测模型，计算水锥回落高度。该底水油藏直井水锥回落高度的预测方法实现对底水油藏直井高含水关井后水锥回落高度的确定，从而合理确定压锥后油井再开井时机，提高再开井生产的经济效益。

Description

底水油藏直井水锥回落高度的预测方法
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种底水油藏直井水锥回落高度的预测方法。
背景技术
底水油藏开发面临的最大难题就是底水锥进现象，底水锥进会导致油井过早进水，产油量骤减以及含水率快速上升，使得水处理费用增加，开发成本升高。关井压锥是底水油藏高含水后克服底水锥进的有效方法，压锥后油井再开井含水下降,产油量提高,改善开发经济效益。准确掌握关井后水锥回落高度是确定再开井时机和提高再开井生产开发效果的关键。但目前缺少简捷有效的水锥回落高度的确定方法，导致压锥后油井再开井生产操作的盲目性和不科学性。为此我们发明了一种底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种实现对底水油藏直井高含水关井后水锥回落高度的确定，从而合理确定压锥后油井再开井时机的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，该底水油藏直井水锥回落高度的预测方法包括：步骤1，利用油藏数值模拟软件，建立底水油藏直井数值模拟概念模型；步骤2，利用建立的底水油藏直井数值模拟概念模型计算各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的定量关系；步骤3，利用计算的各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的关系，通过多元非线性回归建立多影响因素下底水油藏直井水锥回落高度的预测模型；步骤4，利用建立的底水油藏直井水锥回落高度的预测模型，计算水锥回落高度。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，利用ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立底水油藏直井数值模拟概念模型，模型采用50×25×23的均匀网格系统，分析水体，网格大小8m×8m×1m，纵向上1～20层为油层，21～23层为水层。
在步骤1中，模型的水油体积比为20，油层厚度为20m，孔隙度为32.3％，平面渗透率为1.0μm2，垂向渗透率为0.1μm2，初始含油饱和度为0.6，地层原油粘度为25mPa·s，原油密度为900kg/m3，地层水粘度为0.5mPa·s，地层水密度为1000kg/m3；模型中生产井采用天然能量开发至含水率达到98％时关井压锥，模拟底水油藏直井水锥回落过程。
在步骤2中，计算的影响因素包括水油密度差、油水粘度比、垂向渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率和油层厚度。
在步骤2中，无因次水锥回落高度是水锥回落高度与油层厚度的比值，随关井时间的延长，无因次水锥回落高度逐渐增加，水油密度差越大，无因次水锥回落高度越大，无因次水锥回落高度与关井时间均呈双曲正切函数关系，无因次水锥回落高度与水油密度差呈线性函数关系：
HL＝a*tanh(b*T)
HL＝(c*Md)+d
式中，HL为无因次水锥回落高度；T为关井时间，年；Md为水油密度差，kg/m3；a、b、c、d为系数。
在步骤2中，随油水粘度比的增加，无因次水锥回落高度增加，水锥回落速度越快，无因次水锥回落高度与油水粘度比呈对数函数关系：
HL＝(f*ln(Nd)+g)
式中，HL为无因次水锥回落高度；Nd为油水粘度比；f、g为系数。
在步骤2中，无因次水锥回落高度随油层厚度的增加而减小，无因次水锥回落高度与油层厚度间呈指数关系：
HL＝k*e(-0.071H)+l
由式中，HL为无因次水锥回落高度；H为油层厚度，k、l为系数。
在步骤2中，随水平渗透率的增加无因次水锥回落高度增加，初期水锥回落速度越快，无因次水锥回落高度与水平渗透率呈对数函数关系：
HL＝m*ln(Ph)+n
式中，HL为无因次水锥回落高度；Ph为水平渗透率，mD；m、n为系数。
在步骤2中，随垂向渗透率与水平渗透率比值的增加，无因次水锥回落高度增加，增大幅度逐渐减小，无因次水锥回落高度和垂向渗透率与水平渗透率比值间呈对数关系：
HL＝p*log(s*Pv+w)+z
式中，HL为无因次水锥回落高度；Pv为垂向渗透率与水平渗透率比值；p、s、w、z为系数。
在步骤3中，建立的多影响因素下底水油藏直井水锥回落高度的预测模型如下：
HL＝0.0929tanh(-0.13965T)(-0.01538Md-1.19153ln(Nd)
-3.67471log(14.65536Pv-0.49638)-1.79023ln(Ph)
-4.11817e(-0.071H)+13.89034)
式中，HL为无因次水锥回落高度；T为关井时间，年；Md为水油密度差，kg/m3；Nd为油水粘度比；Pv为垂向渗透率与水平渗透率比值；Ph为水平渗透率，mD；H为油层厚度，m。
在步骤3中，该底水油藏直井水锥回落高度的预测模型适用范围为：水油密度差0～200kg/m3，油水粘度比1～50，垂向渗透率与水平渗透率比值0.05～1，水平渗透率500～3000mD，油层厚度5～30m。
在步骤4中，利用建立的底水油藏直井水锥回落高度的预测模型，在上述预测模型中输入某底水油藏直井的水油密度差、油水粘度比、垂向渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率、油层厚度和关井时间即可计算水锥回落高度。
本发明中的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，应用简便科学，为准确掌握底水油藏水锥回落高度提供可靠的预测方法，满足矿场实施要求，为确定压锥后合理的再开井时机，提高再开井生产的经济效益提供有效支撑。该方法解决缺少简捷有效的水锥回落高度的确定方法的问题，实现对底水油藏直井高含水关井后水锥回落高度的确定，从而合理确定压锥后油井再开井时机，提高再开井生产的经济效益。
附图说明
图1为本发明的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明一具体实施例中不同水油密度差下无因此水锥回落高度随关井时间的关系图；
图3为本发明一具体实施例中不同油水粘度比下无因此水锥回落高度随关井时间的关系图；
图4为本发明一具体实施例中不同油层厚度下无因此水锥回落高度随关井时间的关系图；
图5为本发明一具体实施例中不同水平渗透率下无因此水锥回落高度随关井时间的关系图；
图6为本发明一具体实施例中不同垂向与水平渗透率比值下无因此水锥回落高度随关井时间的关系图。
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为本发明的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法的流程图。
步骤101：利用ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立底水油藏直井数值模拟概念模型。
模型采用50×25×23的均匀网格系统，Fetchovich分析水体，网格大小8m×8m×1m，纵向上1～20层为油层，21～23层为水层。基础模型的其他参数如下：水油体积比为20，油层厚度为20m，孔隙度为32.3％，平面渗透率为1.0μm2，垂向渗透率为0.1μm2，初始含油饱和度为0.6，地层原油粘度为25mPa·s，原油密度为900kg/m3，地层水粘度为0.5mPa·s，地层水密度为1000kg/m3。模型中生产井采用天然能量开发至含水率达到98％时关井压锥，模拟底水油藏直井水锥回落过程。
步骤102：利用步骤101中建立的数值模拟模型计算各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的定量关系。计算的影响因素包括水油密度差、油水粘度比、垂向渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率和油层厚度。
为便于分析不同条件下水锥回落高度变化特征，引入无因次水锥回落高度的概念，无因次水锥回落高度是水锥回落高度与油层厚度的比值。根据数值模拟模型计算结果(图2～图6)。
由图2可知随关井时间的延长，无因次水锥回落高度逐渐增加，水油密度差越大，无因次水锥回落高度越大，无因次水锥回落高度与关井时间均呈双曲正切函数关系，无因次水锥回落高度与水油密度差呈线性函数关系。
HL＝a*tanh(b*T)
HL＝(c*Md)+d
由图3可知随油水粘度比的增加，无因次水锥回落高度增加，水锥回落速度越快，无因次水锥回落高度与油水粘度比呈对数函数关系。
HL＝(f*ln(Nd)+g)
由图4可知无因次水锥回落高度随油层厚度的增加而减小，无因次水锥回落高度与油层厚度间呈指数关系。
HL＝k*e(-0.071H)+l
由图5可知随水平渗透率的增加无因次水锥回落高度增加，初期水锥回落速度越快，无因次水锥回落高度与水平渗透率呈较好的对数函数关系；
HL＝m*ln(Ph)+n
由图6可知随垂向渗透率与水平渗透率比值的增加，无因次水锥回落高度增加，增大幅度逐渐减小，无因次水锥回落高度和垂向渗透率与水平渗透率比值间呈对数关系。
HL＝p*log(s*Pv+w)+z
式中，HL为无因次水锥回落高度；T为关井时间，年；Md为水油密度差，kg/m3；Nd为油水粘度比；Pv为垂向渗透率与水平渗透率比值；Ph为水平渗透率，mD；H为油层厚度，m。a、b、c、d、f、g、k、l、m、n、p、s、w、z为系数。
步骤103：利用步骤102中计算的各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的关系，通过多元非线性回归建立多影响因素下底水油藏直井水锥回落高度的预测模型。
该底水油藏直井水锥回落高度的预测模型如下：
HL＝0.0929tanh(-0.13965T)(-0.01538Md-1.19153ln(Nd)
-3.67471log(14.65536Pv-0.49638)-1.79023ln(Ph)
-4.11817e(-0.071H)+13.89034)
式中，HL为无因次水锥回落高度；T为关井时间，年；Md为水油密度差，kg/m3；Nd为油水粘度比；Pv为垂向渗透率与水平渗透率比值；Ph为水平渗透率，mD；H为油层厚度，m。
该底水油藏直井水锥回落高度的预测模型适用范围为：水油密度差0～200kg/m3，油水粘度比1～50，垂向渗透率与水平渗透率比值0.05～1，水平渗透率500～3000mD，油层厚度5～30m。
步骤104：利用步骤103中建立的水锥回落高度的预测模型，可以实现在不进行数值模拟的情况下，仅在上述预测模型中输入某底水油藏直井的水油密度差、油水粘度比、垂向渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率、油层厚度和关井时间即可计算水锥回落高度。
在应用本发明的一具体实施例中，胜利油田Z1油藏为典型的底水普通稠油油藏，平均孔隙度为32.3％，水平渗透率为1.047μm2，垂向渗透率为0.21μm2，平均油藏厚度11.6m，地层水密度1000kg/m3,地层原油密度903kg/m3,地层水粘度0.6mPa·s,地层原油粘度22mPa·s。1998年直井投产，2011年10月Z1-23井高含水停井，该井对应的油层厚度为15.2m。
Z1油藏参数分别为，Md水油密度差为97kg/m3；Nd油水粘度比为36.67；Pv为向渗透率与水平渗透率比值为0.2；Ph水平渗透率为1.047μm2；H层厚度为15.2m。
将以上参数代入水锥回落高度的预测模型：
HL＝0.0929tanh(-0.13965T)(-0.01538Md-1.19153ln(Nd)
-3.67471log(14.65536Pv-0.49638)-1.79023ln(Ph)
-4.11817e(-0.071H)+13.89034)
式中，HL为无因次水锥回落高度；T为关井时间，年；Md为水油密度差，kg/m3；Nd为油水粘度比；Pv为垂向渗透率与水平渗透率比值；Ph为水平渗透率，mD；H为油层厚度，m。
计算水锥回落高度如下表1。
表1计算Z1油藏Z1-23井水锥回落高度
本发明中的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，解决底水油藏直井因高含水关井后，缺少对水锥回落高度简捷有效预测方法的问题，为提高底水油藏直井再开井的开发效益提供科学有效的指导。

Claims (12)

1.底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，该底水油藏直井水锥回落高度的预测方法包括：
步骤1，利用油藏数值模拟软件，建立底水油藏直井数值模拟概念模型；
步骤2，利用建立的底水油藏直井数值模拟概念模型计算各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的定量关系；
步骤3，利用计算的各单一影响因素下水锥回落高度随关井时间的关系，通过多元非线性回归建立多影响因素下底水油藏直井水锥回落高度的预测模型；
步骤4，利用建立的底水油藏直井水锥回落高度的预测模型，计算水锥回落高度。
2.根据权利要求1所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤1中，利用ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立底水油藏直井数值模拟概念模型，模型采用50×25×23的均匀网格系统，分析水体，网格大小8m×8m×1m，纵向上1～20层为油层，21～23层为水层。
3.根据权利要求2所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤1中，模型的水油体积比为20，油层厚度为20m，孔隙度为32.3％，平面渗透率为1.0μm2，垂向渗透率为0.1μm2，初始含油饱和度为0.6，地层原油粘度为25mPa·s，原油密度为900kg/m3，地层水粘度为0.5mPa·s，地层水密度为1000kg/m3；模型中生产井采用天然能量开发至含水率达到98％时关井压锥，模拟底水油藏直井水锥回落过程。
4.根据权利要求1所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤2中，计算的影响因素包括水油密度差、油水粘度比、垂向渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率和油层厚度。
5.根据权利要求4所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤2中，无因次水锥回落高度是水锥回落高度与油层厚度的比值，随关井时间的延长，无因次水锥回落高度逐渐增加，水油密度差越大，无因次水锥回落高度越大，无因次水锥回落高度与关井时间均呈双曲正切函数关系，无因次水锥回落高度与水油密度差呈线性函数关系：
HL＝a*tanh(b*T)
HL＝(c*Md)+d
式中，HL为无因次水锥回落高度；T为关井时间，年；Md为水油密度差，kg/m3；a、b、c、d为系数。
6.根据权利要求5所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤2中，随油水粘度比的增加，无因次水锥回落高度增加，水锥回落速度越快，无因次水锥回落高度与油水粘度比呈对数函数关系：
HL＝(f*ln(Nd)+g)
式中，HL为无因次水锥回落高度；Nd为油水粘度比；f、.g为系数。
7.根据权利要求5所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤2中，无因次水锥回落高度随油层厚度的增加而减小，无因次水锥回落高度与油层厚度间呈指数关系：
HL＝k*e(-0.071H)+l
由式中，HL为无因次水锥回落高度；H为油层厚度，k、l为系数。
8.根据权利要求5所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤2中，随水平渗透率的增加无因次水锥回落高度增加，初期水锥回落速度越快，无因次水锥回落高度与水平渗透率呈对数函数关系：
HL＝m*ln(Ph)+n
式中，HL为无因次水锥回落高度；Ph为水平渗透率，mD；m、n为系数。
9.根据权利要求5所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤2中，随垂向渗透率与水平渗透率比值的增加，无因次水锥回落高度增加，增大幅度逐渐减小，无因次水锥回落高度和垂向渗透率与水平渗透率比值间呈对数关系：
HL＝p*log(s*Pv+w)+z
式中，HL为无因次水锥回落高度；Pv为垂向渗透率与水平渗透率比值；p、s、w、z为系数。
10.根据权利要求1所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤3中，建立的多影响因素下底水油藏直井水锥回落高度的预测模型如下：
HL＝0.0929tanh(-0.13965T)(-0.01538Md-1.19153ln(Nd)
-3.67471log(14.65536Pv-0.49638)-1.790231n(Ph)
-4.11817e(-0.071H)+13.89034)
式中，HL为无因次水锥回落高度；T为关井时间，年；Md为水油密度差，kg/m3；Nd为油水粘度比；Pv为垂向渗透率与水平渗透率比值；Ph为水平渗透率，mD；H为油层厚度，m。
11.根据权利要求10所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤3中，该底水油藏直井水锥回落高度的预测模型适用范围为：水油密度差0～200kg/m3，油水粘度比1～50，垂向渗透率与水平渗透率比值0.05～1，水平渗透率500～3000mD，油层厚度5～30m。
12.根据权利要求1所述的底水油藏直井水锥回落高度的预测方法，其特征在于，在步骤4中，利用建立的底水油藏直井水锥回落高度的预测模型，在上述预测模型中输入某底水油藏直井的水油密度差、油水粘度比、垂向渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率、油层厚度和关井时间即可计算水锥回落高度。
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