CN108197366A - 考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，包括以下步骤：①整理构建原始的油藏数值模拟模型数据体文件，给定初始的注采参数方案；②更新计算注采参数方案下注水井的表皮系数值；③更新保存注采参数方案下的油藏数值模拟模型数据体文件；④模拟计算注采参数方案下的油藏平均含水饱和度值；⑤模拟计算注采参数方案下的油藏含水饱和度分布方差值；⑥判断注采参数方案是否达到优化目标；⑦给出最优的注采参数方案。相对于现有技术，本发明具有如下有益效果：综合考虑油层的非均质性特征以及注入水对油层伤害的影响，基于智能优化算法，可以更加科学、更加准确、更加快速地实现最优注采参数调控方案设计。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，用于提高注水开发油田采收率。
背景技术
注水开发作为提高油田采收率的一种重要开发方式，确定合理的注采工作制度是油藏注水开发方案设计中关键的任务之一。注采参数优化设计需充分考虑油藏物性及现有开发条件，满足注水开发油藏均衡驱替最大化，实现提高油藏采收率。
通过检索，授权公开号为CN103939066A的发明专利公开了一种一注多采井组定注水量确定油井产液量的方法，该方法通过将井组等效处理为多个一维线性驱替的一注一采单元，根据注水量确定油井产液量。申请号授权公开号为CN104216341A的发明专利公开了一种基于改进随机扰动近似算法的油藏生产实时优化方法，该方法实现数值计算方法和油藏数值模拟器相结合进行实际油藏生产优化的计算。
油藏注水开发过程中，注入水补充地层能量提高注采井间生产压差的同时，由于注入水水质不达标，其中悬浮颗粒会堵塞地层，造成注水井近井储层渗透率和孔隙度降低，出现注水压力异常升高或无法继续注水的情况。传统的注采参数优化方法多通过不同注采工作制度预选组合方案的模拟效果评价，从中优选出最佳的注采调整方案，受人为因素影响严重，存在客观性差、效率性低等问题，而且传统的注采参数优化方法未考虑水质对储层伤害影响，优化得到的调控方案不符合油藏实际状况。
发明内容
为克服现有技术所存在的缺陷，本发明提供一种考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，通过定量表征注水参数与油藏参数之间的关系，基于智能优化算法，可以实现油藏注采参数方案的科学、准确、快速优化设计，有利于进一步提高油藏采收率。
为实现上述目的，本发明采用下述方案：
考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，包括以下步骤：
步骤1、整理构建原始的油藏数值模拟模型数据体文件，给定注采参数方案；
步骤2、更新计算注采参数方案下注水井的表皮系数值；
步骤3、更新保存注采参数方案下的油藏数值模拟模型数据体文件；
步骤4、模拟计算注采参数方案下的油藏平均含水饱和度值；
步骤5、模拟计算注采参数方案下的油藏含水饱和度分布方差值；
步骤6、判断注采参数方案是否达到优化目标；
步骤7、给出最优的注采参数方案。
相对于现有技术，本发明具有如下有益效果：综合考虑油层的非均质性特征以及注入水对油层伤害的影响，基于智能优化算法，可以更加科学、更加准确、更加快速地实现最优注采参数调控方案设计。
附图说明
图1为考虑注入水对储层伤害的1注1采井间连通示意图；
图中：11、注水井；12、近井注水伤害带；13、油层；14、生产井。
具体实施方式
如图1所示，考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，包括以下步骤：
步骤1、整理构建原始的油藏数值模拟模型数据体文件，给定注采参数方案：搜集整理目标油藏的地质资料与开发资料，采用油藏数值模拟软件构建原始的油藏数值模拟模型数据体文件，并给定初始的注采参数方案；所述地质资料包括油层13的储层构造(顶部构造、断层数据)、储层物性(渗透率、孔隙度、有效厚度、饱和度、压力分布)、流体物性(油相密度与粘度、水相密度与粘度、相对渗透率曲线)以及井文件(注水井11与生产井14的井轨迹、射孔层位)；所述开发资料包括注入水质指标参数(悬浮物颗粒中值粒径、悬浮物颗粒浓度、含浮油量)以及注采调控周期；所述注采参数方案包括注水井11的初始日注水量、初始表皮系数以及生产井14的初始日产液量；所述油藏数值模拟软件包括但不限于CMG、ECLIPSE商业化软件；所述油藏数值模拟模型采用直角坐标网格，网格划分总数目为n；
步骤2、更新计算注采参数方案下注水井的表皮系数值：根据注采参数方案的日注水量参数和注入水质指标参数，重新计算注水井11的表皮系数值，具体计算步骤如下：
步骤201：计算无因次临界时间Ttr，采用公式如下：
其中，λ＝5×10-9[co×(Dp/dm)]6.672；α为临界孔隙分数；rw为井筒半径，m；λ为过滤系数，m-1；dm为孔喉半径，m；Re为驱替半径，一般取注采井间距的一半，m；K为原始油层渗透率，m2；φ为原始油层孔隙度，小数。
步骤202：计算无因次注水时间T，采用公式如下：
其中，为注采调控周期内的累积注水量，m3；qit为日注水量，m3；Δt为注采调控周期，d；H为油层有效厚度，m。
步骤203：计算注水总阻抗J，采用模型如下：
其中，β＝9.99×105×[co×(Dp/dm)]-3.192；β为地层伤害因子；Ei为指数积分函数；krwor为残余油饱和度下水相相对渗透率，小数；Kc为近井注水伤害带12的渗透率，m2；φc为近井注水伤害带12的孔隙度，小数；Dp为悬浮物颗粒中值粒径，m；co为悬浮物颗粒浓度，mg/L。
步骤204：计算注采调控周期内注水井11的表皮系数变化值ΔS，采用计算公式如下：
步骤205：更新计算注水井11的表皮系数值，采用公式如下：
S＝S+ΔS (5)
步骤3、更新保存注采参数方案下的油藏数值模拟模型数据体文件：采用当前注采参数方案下计算的注水井11的表皮系数值，更新替换原油藏数值模拟模型数据体文件中相应的表皮系数值，保存更新后的油藏数值模拟模型数据体文件；
步骤4、模拟计算注采参数方案下的油藏平均含水饱和度值：调用油藏数值模拟软件，采用更新后的油藏数值模拟模型数据体文件进行模拟计算，并导出计算后的油藏含水饱和度分布值，采用下式计算油藏平均含水饱和度值E(Sw)：
其中，i＝1,2,…,n；Swi为第i个网格对应的含水饱和度值；n为油藏数值模型的网格划分总数目。
步骤5、模拟计算注采参数方案下的油藏含水饱和度分布方差值D，采用公式如下：
步骤6、判断注采参数方案是否达到优化目标：采用智能优化算法自动生成注水井11新的日注水量值qi与生产井14新的日产液量值qp，形成新的注采参数方案，重复步骤2～步骤5，计算得到新的注采参数方案的含水饱和度分布方差值D(1)，判断是否达到如下优化目标：
|D(1)-D|D≤1.0×10-4 (8)
若不满足上述优化目标，令D＝D(1)，重复步骤6；所述智能优化算法包括但不限于神经网络算法、遗传算法、粒子群算法、差分进化算法；
步骤7、给出最优的注采参数方案：输出注水井11的日注水量值qi与生产井14的日产液量值qp，作为最优的注采参数方案。
Claims (4)
1.一种考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、整理构建原始的油藏数值模拟模型数据体文件，给定注采参数方案：搜集整理目标油藏的地质资料与开发资料，采用油藏数值模拟软件构建原始的油藏数值模拟模型数据体文件，并给定初始的注采参数方案；
步骤2、更新计算注采参数方案下注水井的表皮系数值：根据注采参数方案的日注水量参数和注入水质指标参数，更新计算注水井的表皮系数值；
步骤3、更新保存注采参数方案下的油藏数值模拟模型数据体文件：采用当前注采参数方案下计算的注水井的表皮系数值，更新替换原油藏数值模拟模型数据体文件中相应的表皮系数值，保存更新后的油藏数值模拟模型数据体文件；
步骤4、模拟计算注采参数方案下的油藏平均含水饱和度值：调用油藏数值模拟软件，采用更新后的油藏数值模拟模型数据体文件进行模拟计算，导出计算后的油藏含水饱和度分布值，采用下式计算油藏平均含水饱和度值E(Sw)：
其中，i＝1,2,…,n；Swi为第i个网格对应的含水饱和度值；n为油藏数值模型的网格划分总数目；
步骤5、模拟计算注采参数方案下的油藏含水饱和度分布方差值D，采用公式如下：
步骤6、判断注采参数方案是否达到优化目标：采用智能优化算法自动生成注水井新的日注水量值qi与生产井新的日产液量值qp，形成新的注采参数方案，重复步骤2～步骤5，计算得到新的注采参数方案的含水饱和度分布方差值D(1)，判断是否达到如下优化目标：
|D(1)-D|/D≤1.0×10-4 (3)
若不满足上述优化目标，令D＝D(1)，重复步骤6；所述智能优化算法包括但不限于神经网络算法、遗传算法、粒子群算法、差分进化算法；
步骤7、给出最优的注采参数方案：输出注水井的日注水量值qi与生产井的日产液量值qp，作为最优的注采参数方案。
2.根据权利要求1所述的考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，其特征在于，所述地质资料包括油层的储层构造、储层物性、流体物性以及井文件，所述开发资料包括注入水质指标参数以及注采调控周期；所述油藏数值模拟模型采用直角坐标网格，网格划分总数目为n。
3.根据权利要求1-2所述的考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，其特征在于，步骤2具体计算步骤如下：
步骤201：计算无因次临界时间Ttr，采用公式如下：
其中，λ＝5×10-9[co×(Dp/dm)]6.672；α为临界孔隙分数；rw为井筒半径，m；λ为过滤系数，m-1；dm为孔喉半径，m；Re为驱替半径，一般取注采井间距的一半，m；K为原始油层渗透率，m2；φ为原始油层孔隙度，小数；
步骤202：计算无因次注水时间T，采用公式如下：
其中，为注采调控周期内的累积注水量，m3；qit为日注水量，m3；Δt为注采调控周期，d；H为油层有效厚度，m；
步骤203：计算注水总阻抗J，采用模型如下：
其中，
β＝9.99×105×[co×(Dp/dm)]-3.192；
β为地层伤害因子；Ei为指数积分函数；krwor为残余油饱和度下水相相对渗透率，小数；Kc为近井注水伤害带的渗透率，m2；φc为近井注水伤害带的孔隙度，小数；Dp为悬浮物颗粒中值粒径，m；co为悬浮物颗粒浓度，mg/L；
步骤204：计算注采调控周期内注水井的表皮系数变化值ΔS，采用计算公式如下：
步骤205：更新计算注水井的表皮系数值，采用公式如下：
S＝S+ΔS (8) 。
4.根据权利要求1-3所述的考虑注入水水质对储层伤害的注采参数优化方法，其特征在于，储层构造包括顶部构造、断层数据；储层物性包括渗透率、孔隙度、有效厚度、饱和度、压力分布；流体物性包括：油相密度与粘度、水相密度与粘度、相对渗透率曲线；井文件包括注水井与生产井的井轨迹、射孔层位，注水井的初始日注水量、初始表皮系数；生产井的初始日产液量；注入水质指标参数包括悬浮物颗粒中值粒径、悬浮物颗粒浓度、含浮油量；所述油藏数值模拟软件包括CMG、ECLIPSE商业化软件。
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