CN108301826B - 一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法 - Google Patents
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- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Abstract
本发明涉及一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法，包括以下步骤：1)利用一维岩心驱替实验获取目标油田的不同地层水矿化度、不同岩心渗透率、不同地层压力、不同含水饱和度情况下的渗透率损失率及渗透率保持率图版，并获取盐析出现的时机；2)采用数值模拟方法，应用实际地质模型，模拟注入目标层位地层水进行开发，获得开发过程中，生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布；3)基于步骤2)所得到的生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布，同时结合步骤1)所获取的储层出现盐析的时机与地层压力的分布和含水饱和度的关系，在储层出现盐析后对数模模型进行重启动，修改盐析区域的渗透率；不断修改储层的渗透率大小和范围。
Description
技术领域
本发明涉及一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法，属于油藏开发技术领域。
背景技术
随着勘探开发技术的不断发展，越来越多的高盐油藏逐渐被发现，此类油藏储层流体性质较优，但是地层水矿化度较高(一般高达200000mg/L以上)。目前此类高盐油藏采油速度低，采出程度低，有很大挖掘潜力。因此在此类油藏开发过程中，需要针对油藏开发过程中的渗流特征和规律，选择合理的开发方式，有效提高此类油藏的开发效果。
此类油藏在开发过程中，随着地层压力的下降和含水率的上升，近井储层和井筒内部会出现盐析的现象，此现象将导致储层渗透率的逐渐下降，影响此类油藏的开发效果。因此此类油藏开发过程中，需要预测盐析现象出现的范围以及对储层物性的影响，从而有效预测高盐油藏开发过程中油藏指标。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法，包括以下步骤：1)利用一维岩心驱替实验获取目标油田的不同地层水矿化度、不同岩心渗透率、不同地层压力、不同含水饱和度情况下的渗透率损失率及渗透率保持率图版，并获取盐析出现的时机；2)采用数值模拟方法，应用实际地质模型，模拟注入目标层位地层水进行开发，获得开发过程中，生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布；3)基于步骤2)所得到的生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布，同时结合步骤1)所获取的储层出现盐析的时机与地层压力的分布和含水饱和度的关系，在储层出现盐析后对数模模型进行重启动，修改盐析区域的渗透率；不断修改储层的渗透率大小和范围，使数模中储层渗透率变化的时机与大小更符合实际开发规律，从而有效预测油藏指标。
所述步骤1)中的渗透率损失率及渗透率保持率图版的获得过程如下：①选择水驱油实验的实验条件，实验条件一是实验所模拟的地层压力，实验条件二是注入水的矿化度；所选定的实验条件如下：将地层压力设定为在开发目标层位的地层压力基础上下调10％；将注入水矿化度设定为与开发目标层位地层水的矿化度一致；②建立束缚水饱和度：首先将实际岩心饱和地层水，用油驱水法建立束缚水饱和度，先以0.1mL/min的低流速进行油驱水，逐渐增加驱替速度直至不出水为止；③按照所选定的实验条件进行水驱油实验，测量不同含水率下的水相渗透率；④改变实验条件，其中，实验所模拟的地层压力不变，注入水的矿化度依次调整为开发目标层位地层水的矿化度的0.8、0.6倍、0.4倍、0.2倍，每次调整之后均取出岩心并进行清洗，然后实施步骤②、③；从而获得该岩心在当前地层压力条件下，不同矿化度水驱不同含水率下岩心渗透率的变化曲线；⑤改变实验条件，将实验所模拟的地层压力依次调整为地层压力设定为在开发目标层位的地层压力基础上下调20％、30％、40％、50％，每次调整之后均取出岩心并进行清洗，然后实施步骤②、③、④，从而得到岩心在不同地层压力条件下，不同矿化度水驱不同含水率下岩心渗透率的变化曲线；⑥更换其他渗透率级别的岩心，重复上述实验步骤①、②、③、④、⑤、⑥，获得不同地层压力、不同地层水矿化度、不同含水饱和度下，岩心渗透率变化规律；
⑦采用多因素分析及节点分析方法，形成适合目标油田的不同地层水矿化度、同岩心渗透率、不同地层压力、不同含水饱和度情况下渗透率损失率及渗透率保持率图版。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明提供了一套技术方法，在常规物理模拟无法考虑高盐油藏实际开发过程中盐析储层伤害的前提下，利用物理模拟手段和数值模拟相结合的方法，使得盐析对储层的伤害程度得以确定。2、本发明给出了定量化、可操作的技术方法和实施步骤。3、本发明不仅适用于高盐油藏开发研究领域，还可以供其他类型油藏的渗流规律研究使用和参考，例如水敏油藏、速敏油藏等。4、首次在数值模拟中实现了盐析对储层渗透率的动态表征，解决了定量表征高盐油藏地层水盐析现象对开发效果的影响难题。
附图说明
图1是储层地层压力下降百分数与储层渗透率保持率的关系图版；
图2是距油井不同距离与储层渗透率关系图版；
图3是考虑盐析前后储层渗透率变化场图的对比；其中图(2)是不考虑盐析时的储层渗透率变化场图；图(b)是考虑盐析时的储层渗透率变化场图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
本发明提出了一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法，包括以下步骤：
1)利用一维岩心驱替实验获取目标油田的不同地层水矿化度、不同岩心渗透率、不同地层压力、不同含水饱和度情况下的渗透率损失率及渗透率保持率图版，并获取盐析出现的时机。具体过程如下：
①选择水驱油实验的实验条件，实验条件一是实验所模拟的地层压力，实验条件二是注入水的矿化度；所选定的实验条件如下：将地层压力设定为在开发目标层位的地层压力基础上下调10％；将注入水矿化度设定为与开发目标层位地层水的矿化度一致。
②建立束缚水饱和度：首先将实际岩心饱和地层水，用油驱水法建立束缚水饱和度，先用低流速(一般为0.1mL/min)进行油驱水，逐渐增加驱替速度直至不出水为止。
③按照所选定的实验条件进行水驱油实验，测量不同含水率下(一般为10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％、99％)的水相渗透率。
④改变实验条件，其中，实验所模拟的地层压力不变，注入水的矿化度依次调整为开发目标层位地层水的矿化度的0.8、0.6倍、0.4倍、0.2倍，每次调整之后均取出岩心并进行清洗，然后实施步骤②、③，从而获得该岩心在当前地层压力条件下，不同矿化度水驱不同含水率下岩心渗透率的变化曲线。
⑤改变实验条件，将实验所模拟的地层压力依次调整为地层压力设定为在开发目标层位的地层压力基础上下调20％、30％、40％、50％，每次调整之后均取出岩心并进行清洗，然后实施步骤②、③、④，从而得到岩心在不同地层压力条件下，不同矿化度水驱不同含水率下岩心渗透率的变化曲线。
⑥更换其他渗透率级别的岩心，重复上述实验步骤①、②、③、④、⑤、⑥，获得不同地层压力、不同地层水矿化度、不同含水饱和度下，岩心渗透率变化规律。
⑦采用多因素分析及节点分析方法，形成适合目标油田的不同地层水矿化度、不同岩心渗透率、不同地层压力、不同含水饱和度情况下渗透率损失率及渗透率保持率图版(如图1所示)；并且获取盐析出现的时机。
根据图1可以发现当地层压力下降15％以后，渗透率保持率开始下降，因此分析模型中地层压力下降超过15％时的时间即为盐析出现的时机。根据图1也可以发现，当出现盐析以后，地层含水饱和度越高，盐析现象越明显，对储层渗透率的影响越大。
2)采用数值模拟方法，应用实际地质模型，模拟注入目标层位地层水进行开发，获得开发过程中，生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布。
3)基于步骤2)所得到的生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布，同时结合步骤1)所获取的储层出现盐析的时机与地层压力的分布和含水饱和度的关系，在储层出现盐析后对数模模型进行重启动，修改盐析区域的渗透率。盐析区域的范围以及渗透率的变化幅度则根据进行修改，随着开发的不断进行，不断修改储层的渗透率大小和范围(如图2所示)，使数模中储层渗透率变化的时机与大小更符合实际开发规律，从而有效预测实际油田的产量、采收率和经济效益，有效提高此类油藏指标预测精度。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中方法的实施步骤等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (2)
1.一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法，包括以下步骤：
1）利用一维岩心驱替实验获取目标油田的不同地层水矿化度、不同岩心渗透率、不同地层压力、不同含水饱和度情况下的渗透率损失率及渗透率保持率图版，并获取盐析出现的时机；
2）采用数值模拟方法，应用实际地质模型，模拟注入目标层位地层水进行开发，获得开发过程中，生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布；
3）基于步骤2）所得到的生产井附近地层压力的分布和含水饱和度的分布，同时结合步骤1）所获取的储层出现盐析的时机与地层压力的分布和含水饱和度的关系，在储层出现盐析后对数模模型进行重启动，修改盐析区域的渗透率；不断修改储层的渗透率大小和范围，使数模中储层渗透率变化的时机与大小更符合实际开发规律，从而有效预测油藏指标。
2.如权利要求1所述的一种高盐油藏开发过程中油藏指标的预测方法，其特征在于：所述步骤1）中的渗透率损失率及渗透率保持率图版的获得过程如下：
①选择水驱油实验的实验条件，实验条件一是实验所模拟的地层压力，实验条件二是注入水的矿化度；所选定的实验条件如下：将地层压力设定为在开发目标层位的地层压力基础上下调10%；将注入水矿化度设定为与开发目标层位地层水的矿化度一致；
②建立束缚水饱和度：首先将实际岩心饱和地层水，用油驱水法建立束缚水饱和度，先以0.1mL/min的低流速进行油驱水，逐渐增加驱替速度直至不出水为止；
③按照所选定的实验条件进行水驱油实验，测量不同含水率下的水相渗透率；
④改变实验条件，其中，实验所模拟的地层压力不变，注入水的矿化度依次调整为开发目标层位地层水的矿化度的0.8、0.6倍、0.4倍、0.2倍，每次调整之后均取出岩心并进行清洗，然后实施步骤②、③，从而获得该岩心在当前地层压力条件下，不同矿化度水驱不同含水率下岩心渗透率的变化曲线；
⑤改变实验条件，将实验所模拟的地层压力依次调整为地层压力设定为在开发目标层位的地层压力基础上下调20%、30%、40%、50%，每次调整之后均取出岩心并进行清洗，然后实施步骤②、③、④，从而得到岩心在不同地层压力条件下，不同矿化度水驱不同含水率下岩心渗透率的变化曲线；
⑥更换其他渗透率级别的岩心，重复上述实验步骤①、②、③、④、⑤，获得不同地层压力、不同地层水矿化度、不同含水饱和度下，岩心渗透率变化规律；
⑦采用多因素分析及节点分析方法，形成适合目标油田的不同地层水矿化度、不同岩心渗透率、不同地层压力、不同含水饱和度情况下渗透率损失率及渗透率保持率图版。
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