CN108681638A - 一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,步骤如下:获取底水砂岩油藏水平井模型的基本特点;建立物理模拟实验的基本假设条件;选择描述底水砂岩油藏水平井模型的若干方程,这些方程包括连续性方程、渗流运动方程和井筒内压力损失方程,将这些方程与压缩性方程、毛管力方程、实际油藏的初始条件和边界条件结合,得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型;根据数学模型确定若干基本量和参量,并推导得到若干相似准数;分析所有相似准数的敏感性,确定构建物理模拟实验过程中相似准数的拟合顺序;按照拟合顺序对相似准数进行拟合,确定需构建的物理模拟实验模型的各参数;根据各参数构建物理模拟实验模型,进行物理模拟实验。
Description
技术领域
本发明涉及底水砂岩油藏水平井技术领域,尤其涉及一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法。
背景技术
在底水砂岩油藏的开发过程中,控制底水上侵为重中之重,因此常常应用水平井技术进行开发。在研究底水砂岩油藏水平井模型开发过程中,往往需构建物理模拟实验,通过实验的手段研究底水上侵规律和油水运动规律,用以指导实际生产。目前针对底水砂岩油藏设计的物理模拟实验,大多未依据相似准则进行设计,而少数采用相似准则的设计物理模拟实验的亦未能较好的解决模拟井筒摩阻导致的压力损失和避水高度对底水上侵形态的影响等问题。
发明内容
有鉴于此,本发明提供了一种依据相似准则的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法。
本发明提供一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,包括以下步骤:
S101,获取底水砂岩油藏水平井模型的基本特点;
S102,根据所述底水砂岩油藏水平井模型的基本特点,建立物理模拟实验的基本假设条件;
S103,根据所述物理模拟实验的基本假设条件选择描述底水砂岩油藏水平井模型的若干方程,这些方程包括连续性方程、渗流运动方程和井筒内压力损失方程,将这些方程与压缩性方程、毛管力方程、实际油藏的初始条件和边界条件结合,得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型;
S104,根据所述底水砂岩油藏水平井模型的数学模型,推导得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干基本量和参量,并根据方程分析法得到底水砂岩油藏水平井模型的若干相似准数;
S105,分析所述底水砂岩油藏水平井模型中所有相似准数的敏感性,根据每一个相似准数的敏感性确定构建物理模拟实验过程中相似准数的拟合顺序;
S106,结合实验室条件,将实际油藏参数代入到每一个相似准数的表达式中按照所述拟合顺序对相似准数进行拟合,确定需构建的物理模拟实验模型的各参数;
S107,根据所述确定的物理模拟实验模型的各参数,构建物理模拟实验模型,利用所述物理模拟实验模型进行实际油藏的物理模拟实验。
进一步地,步骤S101中,所述底水砂岩油藏水平井模型的基本特点包括:油藏底水能量充足,底水压力基本保持不变;考虑水平井井筒摩阻对水脊形态的影响;考虑避水高度对物理模拟结果的影响。
进一步地,步骤S102中,所述物理模拟实验的基本假设条件包括:岩石中流体流动满足非线性渗流方程;油藏条件下为等温渗流;底水水体巨大,底水上侵为定态水侵;考虑井筒摩阻造成的压力损失;考虑毛管力和重力的影响;储层内油、水、岩石均可压缩;油、水的粘度不变;在整个渗流体系中束缚水饱和度和残余油饱和度是均匀的。
进一步地,步骤S103中,连续性方程的表达式为:
式中,ρo为油密度(g/cm3),ρw为水密度(g/cm3),vo为油相的渗流速度,vw为水相的渗流速度,φ为油藏孔隙度,t为油藏开发时长(d),We为水侵量,We的表达式为We=A+K2△Pt,A为常数,K2为水侵系数,水侵系数K2表示单位时间单位压降下油藏中的水体,△P为地层压力和井底流压之差;
渗流运动方程的表达式为:
式中,K为油藏渗透率(mD),Kro为油相渗透率(mD),Krw为水相渗透率(mD),μo为油粘度(mPa.s),μw为水粘度(mPa.s),为油的压降;为水的压降;
水平井井筒内压力损失方程的表达式为:
式中,Pw’(x)为水平井井筒内压力损失(MPa),Pw’为水平井水平段始端压力(MPa),L为水平井水平段长度(m),ρ为井筒内液体密度(g/cm3),rw为井筒半径(m),q(x)为水平井水平段流量(L/d),qh(x)为水平井水平段末端流量(L/d),f为摩阻因子,摩阻因子的表达式为Re为雷诺数,b为与井壁粗糙度相关的常数;
压缩性方程的表达式为:
ρo=ρo0[1+Co(Po-Po0)],
ρw=ρw0[1+Cw(Pw-Pw0],
式中,ρo0为原始油密度(g/cm3),ρw0为原始水密度(g/cm3),Co为油相压缩系数;Cw为水相压缩系数,Cφ为岩石综合压缩系数,Po为油相压力(MPa),Pw为水相压力(MPa),Po0为初始油相压力(MPa),Pw0为初始水相压力(MPa);
毛管力方程的表达式为:
式中,Pc为毛管力,σ为表面张力(MPa),θ为润湿角;φo为油藏原始孔隙度;J(Sw)为J函数。
饱和度方程的表达式为:
So+Sw=1
式中,So为含油饱和度,Sw为含水饱和度。
实际油藏的边界条件和初始条件为:
油藏边界封闭,在水域边界上压力为0;油藏边界定压,t=0时,各点压力为原始地层压力;
底水砂岩油藏水平井模型的数学模型的表达式为:
ρo=ρo0[1+Co(Po-Po0)],
ρw=ρw0[1+Cw(Pw-Pw0],
So+Sw=1,
进一步地,步骤S104中,底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干基本量为油藏模型长度x、油藏模型宽度y、油藏模型厚度z、水平井水平段距油藏底水长度H、水平井水平段长度L和油藏开发时长t;底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干参量为油藏渗透率K、油藏孔隙度φ、油藏原始孔隙度φo、油密度ρo、水密度ρw、油相渗透率Kro、水相渗透率Krw、油粘度μo、水粘度μw、油相压力Po、水相压力Pw、重力加速度g、水侵系数k2、地层压力和井底流压之差△P、摩阻因子f、水平井水平段末端压力Pw’(L)、水平井水平段始端压力Pw’、井筒半径rw、水平井水平段末端流量qh(x)、原始油密度ρo0、原始水密度ρw0、油相压缩系数Co、水相压缩系数Cw、岩石综合压缩系数Cφ、毛管力Pc、表面张力σ、润湿角θ、残余油饱和度Sor、剩余水饱和度Srw和流量q;
所述底水砂岩油藏水平井模型的若干相似准数包括:
所述相似准数的数量为32个。
进一步地,步骤S105中,构建物理模拟模型时,若干相似准数的拟合顺序为:首先拟合第三几何相似准数π3、第一压力梯度相似准数π5、第二压力梯度相似准数π6、第一定态水侵相似准数π24、第二定态水侵相似准数π25、第三定态水侵相似准数π26、第一井筒内压力场分布相似准数π27、第二井筒内压力场分布相似准数π28、第三井筒内压力场分布相似准数π29、第四井筒内压力场分布相似准数π30、第五井筒内压力场分布相似准数π31、第六井筒内压力场分布相似准数π32;然后拟合第一储层物性相似准数π7、第五储层物性相似准数π11、第十二储层物性相似准数π18、第十三储层物性相似准数π19、第一生产动态相似准数π22、第二生产动态相似准数π23、第二储层物性相似准数π8;最后拟合第一几何相似准数π1、第二几何相似准数π2、时间相似准数π4、第三储层物性相似准数π9、第四储层物性相似准数π10、第六储层物性相似准数π12、第七储层物性相似准数π13、第八储层物性相似准数π14、第九储层物性相似准数π15、第十储层物性相似准数π16、第十一储层物性相似准数π17、第十四储层物性相似准数π20、第十五储层物性相似准数π21。
本发明提供的技术方案带来的有益效果是:本发明提供的构建方法对水侵量和井筒摩阻的模拟进行了改进,本发明通过引入定态水侵理论作为水侵量的模拟依据,引入井筒内压力损失方程作为井筒摩阻和避水高度的模拟依据推导出一套底水砂岩油藏水平井模型的相似准则,解决了构建底水砂岩油藏水平井模型的物理模拟实验模型时相似准数较多、且无法全部同时拟合的问题;利用本发明提供的相似准则,能够设计与实际油藏更为相似的物理模拟实验模型,进而进行更为精确的油藏物理模拟实验。
附图说明
图1是本发明一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法的流程示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚,下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地描述。
请参考图1,本发明的实施例提供了一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,包括以下步骤:
步骤S101,获取底水砂岩油藏水平井模型的基本特点,底水砂岩油藏水平井模型的基本特点包括:油藏底水能量充足,底水压力基本保持不变;考虑水平井井筒摩阻对水脊形态的影响,即水平井井筒摩阻对水脊形态影响较大,不可忽视;考虑避水高度对物理模拟结果的影响,即避水高度对模拟结果影响较大,不可忽视。
步骤S102,根据底水砂岩油藏水平井模型的基本特点,建立物理模拟实验的基本假设条件。
物理模拟实验的基本假设条件包括:岩石中流体流动满足非线性渗流方程;油藏条件下为等温渗流;底水水体巨大,底水上侵为定态水侵;考虑井筒摩阻造成的压力损失;考虑毛管力和重力的影响;储层内油、水、岩石均可压缩;油、水的粘度不变;在整个渗流体系中束缚水饱和度和残余油饱和度是均匀的。
步骤S103,根据物理模拟实验的基本假设条件选择描述底水砂岩油藏水平井模型的若干方程,这些方程包括连续性方程、渗流运动方程和井筒内压力损失方程,将这些方程与压缩性方程、毛管力方程、实际油藏的初始条件和边界条件结合,得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型;
连续性方程的表达式为:
式中,ρo为油密度(g/cm3),ρw为水密度(g/cm3),vo为油相的渗流速度,vw为水相的渗流速度,φ为油藏孔隙度,t为油藏开发时长(d),We为水侵量,We的表达式为We=A+K2△Pt,A为常数,K2为水侵系数,水侵系数K2表示单位时间单位压降下油藏中的水体,△P为地层压力和井底流压之差;
渗流运动方程的表达式为:
式中,K为油藏渗透率(mD),Kro为油相渗透率(mD),Krw为水相渗透率(mD),μo为油粘度(mPa.s),μw为水粘度(mPa.s),为油的压降;为水的压降;
水平井井筒内压力损失方程的表达式为:
式中,Pw’(x)为水平井井筒内压力损失(MPa),Pw’为水平井水平段始端压力(MPa),L为水平井水平段长度(m),ρ为井筒内液体密度(g/cm3),rw为井筒半径(m),q(x)为水平井水平段流量(L/d),qh(x)为水平井水平段末端流量(L/d),f为摩阻因子,摩阻因子的表达式为Re为雷诺数,b为与井壁粗糙度相关的常数;
压缩性方程的表达式为:
ρo=ρo0[1+Co(Po-Po0)]
ρw=ρw0[1+Cw(Pw-Pw0)]
式中,ρo0为原始油密度(g/cm3),ρw0为原始水密度(g/cm3),Co为油相压缩系数;Cw为水相压缩系数,Cφ为岩石综合压缩系数,Po为油相压力(MPa),Pw为水相压力(MPa),Po0为初始油相压力(MPa),Pw0为初始水相压力(MPa);
毛管力方程的表达式为:
式中,Pc为毛管力,σ为表面张力(MPa),θ为润湿角;φo为油藏原始孔隙度;J(Sw)为J函数。
饱和度方程的表达式为:
So+Sw=1
式中,So为含油饱和度,Sw为含水饱和度。
实际油藏的边界条件和初始条件为:
油藏边界封闭,在水域边界上压力为0;油藏边界定压,t=0时,各点压力为原始地层压力;
底水砂岩油藏水平井模型的数学模型的表达式为:
ρo=ρo0[1+Co(Po-Po0)],
ρw=ρw0[1+Cw(Pw-Pw0)],
So+Sw=1,
步骤S104,根据底水砂岩油藏水平井模型的数学模型,推导得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干基本量和参量,并根据方程分析法得到底水砂岩油藏水平井模型的若干相似准数。
底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干基本量为油藏模型长度x、油藏模型宽度y、油藏模型厚度z、水平井水平段距油藏底水长度H、水平井水平段长度L和油藏开发时长t;底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干参量为油藏渗透率K、油藏孔隙度φ、油藏原始孔隙度φo、油密度ρo、水密度ρw、油相渗透率Kro、水相渗透率Krw、油粘度μo、水粘度μw、油相压力Po、水相压力Pw、重力加速度g、水侵系数k2、地层压力和井底流压之差△P、摩阻因子f、水平井水平段末端压力Pw’(L)、水平井水平段始端压力Pw’、井筒半径rw、水平井水平段末端流量qh(x)、原始油密度ρo0、原始水密度ρw0、油相压缩系数Co、水相压缩系数Cw、岩石综合压缩系数Cφ、毛管力Pc、表面张力σ、润湿角θ、残余油饱和度Sor、剩余水饱和度Srw和流量q;
底水砂岩油藏水平井模型的若干相似准数包括:
共32个相似准数。
步骤S105,分析底水砂岩油藏水平井模型中所有相似准数的敏感性,根据每一个相似准数的敏感性确定构建物理模拟实验过程中相似准数的拟合顺序,构建物理模拟模型时,若干相似准数的拟合顺序为:首先拟合第三几何相似准数π3、第一压力梯度相似准数π5、第二压力梯度相似准数π6、第一定态水侵相似准数π24、第二定态水侵相似准数π25、第三定态水侵相似准数π26、第一井筒内压力场分布相似准数π27、第二井筒内压力场分布相似准数π28、第三井筒内压力场分布相似准数π29、第四井筒内压力场分布相似准数π30、第五井筒内压力场分布相似准数π31、第六井筒内压力场分布相似准数π32;然后拟合第一储层物性相似准数π7、第五储层物性相似准数π11、第十二储层物性相似准数π18、第十三储层物性相似准数π19、第一生产动态相似准数π22、第二生产动态相似准数π23、第二储层物性相似准数π8;最后拟合第一几何相似准数π1、第二几何相似准数π2、时间相似准数π4、第三储层物性相似准数π9、第四储层物性相似准数π10、第六储层物性相似准数π12、第七储层物性相似准数π13、第八储层物性相似准数π14、第九储层物性相似准数π15、第十储层物性相似准数π16、第十一储层物性相似准数π17、第十四储层物性相似准数π20、第十五储层物性相似准数π21。
其次,根据柯静方程变形式和迂曲度模型得到K=φ-0.5/8,由此可知油藏渗透率K比油藏孔隙度更敏感,因此先考虑拟合含有油藏渗透率K的相似准数,后拟合含油藏孔隙度的相似准数,根据首先需拟合的相似准数所涉及的参量,推及含有相同参量的相似准数可知,随后需拟合的相似准数为第一储层物性相似准数π7、第五储层物性相似准数π11、第十二储层物性相似准数π18、第十三储层物性相似准数π19、第一生产动态相似准数π22、第二生产动态相似准数π23、第二储层物性相似准数π8;
将上述相似准数拟合后,再拟合实现几何相似、时间相似、压缩性相似和润滑性相似的相似准数,即实现几何相似、时间相似、压缩性相似、润湿性相似的相似准数在上述相似准数拟合后尽量拟合,可适当放宽。
综上所述,构建物理模拟模型时,首先拟合第三几何相似准数π3、第一压力梯度相似准数π5、第二压力梯度相似准数π6、第一定态水侵相似准数π24、第二定态水侵相似准数π25、第三定态水侵相似准数π26、第一井筒内压力场分布相似准数π27、第二井筒内压力场分布相似准数π28、第三井筒内压力场分布相似准数π29、第四井筒内压力场分布相似准数π30、第五井筒内压力场分布相似准数π31、第六井筒内压力场分布相似准数π32;然后拟合第一储层物性相似准数π7、第五储层物性相似准数π11、第十二储层物性相似准数π18、第十三储层物性相似准数π19、第一生产动态相似准数π22、第二生产动态相似准数π23、第二储层物性相似准数π8;最后拟合第一几何相似准数π1、第二几何相似准数π2、时间相似准数π4、第三储层物性相似准数π9、第四储层物性相似准数π10、第六储层物性相似准数π12、第七储层物性相似准数π13、第八储层物性相似准数π14、第九储层物性相似准数π15、第十储层物性相似准数π16、第十一储层物性相似准数π17、第十四储层物性相似准数π20、第十五储层物性相似准数π21。
步骤S106,结合实验室条件,将实际油藏参数代入到每一个相似准数的表达式中按照拟合顺序对相似准数进行拟合,确定需构建的物理模拟实验模型的各参数;实验条件包括实验所需时间、模型的大小和最大驱替压力等。
首先确定在实验室条件下有所限制的参量,如模型的大小、实验所需时间、最大驱替压力等,在此基础上根据敏感性,按优先次序拟合相似准数,确定构建物理模型的各个参数值,在两个相似准数无法同时拟合时,优先拟合敏感性强的,敏感性较弱的可适当放宽,尽量贴近即可。
步骤S107,根据确定的物理模拟实验模型的参数,构建物理模拟实验模型,该物理模拟实验模型与实际油藏满足相似性原理,即物理模拟实验模型与目标油藏相似,两者的油水运动规律相同,利用物理模拟实验模型进行实际油藏的物理模拟实验。
下面给出本发明的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法的实施例,结合实施例对上述构建方法进行举例说明。
实施例1:
某一油藏B为一局部发育的低幅断背斜油藏,油藏B的油藏类型为底水、低幅断背斜、中-高孔、中-高渗砂岩油藏,其驱动类型以底水驱为主,以弹性驱为次,目前油藏B的动用含油面积为13.26km2,地质储量为1061×104t,标定采收率为44.6%,可采储量为473.2×104t,区块日产液水平为2050t/d,平均单井日产液为48.8t/d,日产油水平为408.0t/d,平均单井日产油为9.7t/d,综合含水为80.1%,采油速度为1.38%,累产油为298×104t,采出程度为28.1%,油藏B的其他基础数据见表1:
表1油藏B的其他基础数据
油藏B内一生产井A001H为水平井,该水平井的井位油层厚度为17.1m,避水高度为15.3m,水平段长度为215.19m,该水平井自2005年5月5日投产,累产液总计23万吨,累产油总计8.15万吨,目前,日产液为59吨,日产油为5.3吨,含水率为91%,该水平井与相临井之间无明显的井间干扰,井控半径约为200m。
利用本发明提供的构建方法构建与油藏B相似的物理模拟实验模型,在实验室条件下,构建的物理模拟实验模型应控制在长×宽×高为60cm×60cm×20cm,实验时间设计为15天,以方便操作。
结合实验室条件,将油藏B的参数代入到每一个相似准数的表达式中按照拟合顺序对相似准数进行拟合,首先拟合实现避水高度相似和动力相似的相似准数,即第三几何相似准数π3、第一压力梯度相似准数π5、第二压力梯度相似准数π6,物理模拟实验模型的油密度取与油藏B的原油地下密度相同,为0.7573g/cm3,水密度取与油藏B的水密度相同,为0.96g/cm3,实验室条件下,设计避水高度为4cm,经计算可得,物理模拟实验模型的压力差为2.63Kpa。
然后拟合实现井筒内压力场分布相似的相似准数,即第三定态水侵相似准数π26、第一井筒内压力场分布相似准数π27、第二井筒内压力场分布相似准数π28、第三井筒内压力场分布相似准数π29、第四井筒内压力场分布相似准数π30、第五井筒内压力场分布相似准数π31、第六井筒内压力场分布相似准数π32,摩阻因子因此摩阻因子f受流量和井壁粗糙度影响,设计物理模拟实验模型的井筒直径rw为0.002m,水平段长度L为0.2m,因在实际模拟中很难模拟井筒摩阻,因此取模型水平井井根端和井趾端的压力与实际油藏水平井井根端和井趾端相似,则经计算可得模型水平井井根端处流压应取10.025Kpa,水平井井趾端流压应取11.725Kpa,模型地层压力应取12.655Kpa。
然后拟合实现定态水侵相似的相似准数,即第一定态水侵相似准数π24和第二定态水侵相似准数π25,物理模拟实验模型的油粘度由油藏B的原油地下粘度按实验的温度、压力条件折算得到,为6.72mPa·s,水粘度同样由油藏B的地层水粘度按实验的温度、压力条件折算得到,为0.9mPa·s,渗透率取与油藏B的空气渗透率相同,为600×10-3μm2,水相相对渗透率取与油藏B的相同,为0.234,经计算可知,物理模拟实验模型中常数A为油藏B的1/382,水侵系数K2为油藏B的5/8。
然后拟合实现流体相似和饱和度相似的相似准数,即第五储层物性相似准数π11、第十二储层物性相似准数π18和第十三储层物性相似准数π19,在拟合定态水侵相似的过程中,已将物理模拟实验模型中的油粘度、水粘度、油密度、水密度取与油藏B的相同,而物理模拟实验模型的含油饱和度、含水饱和度也取与油藏B的相同,分别为57%和42%。
然后拟合实现几何相似和时间相似的相似准数,即第一几何相似准数π1、第二几何相似准数π2、第三几何相似准数π3和时间相似准数π4,依据上述拟合的相似准则和实验室实际条件,设计的物理模拟实验模型长度为60cm,宽度为60cm,高度为20cm,油层厚为5cm。经计算可知物理模拟实验模型的日产油约为42.37g/d。
然后拟合实现润湿性相似的相似准数,即第十四储层物性相似准数π20和第十五储层物性相似准数π21,由于油藏B的润湿角θ和J(Sw)函数很难确定,因此可考虑适当放宽,满足储层中性条件即可。
最后拟合实现压缩性相似的相似准数,即第三储层物性相似准数π9、第四储层物性相似准数π10、第六储层物性相似准数π12、第七储层物性相似准数π13、第八储层物性相似准数π14、第九储层物性相似准数π15、第十储层物性相似准数π16和第十一储层物性相似准数π17,在油藏B中,由于底水压力降落不明显,压缩性主要体现在弹性能释放过程和定态水侵中,前面已拟合定态水侵相似,因此此处可适当放宽对压缩性的拟合,在实验条件允许的情况下尽量拟合即可。
综上所述,对油藏B构建的物理模拟实验模型是长度为60cm、宽度为60cm、高度为20cm、油层厚度为5cm的长方体油藏模型,该模型的井筒直径为2mm,长度为36cm,避水高度为4cm,储层渗透率为600×10-3μm2,孔隙度为21,含油饱和度为57%,含水饱和度42%,模型底水压力和油层压力为13Kpa,水平井井根端流压为10Kpa左右,水平井井趾段流压为12Kpa左右,模型的油粘度为6.72mPa·s,油密度为0.7573g/cm3,水粘度为0.9mPa·s,水密度为0.96g/cm3实验所需时间约为15天,排量约为42.37g/d。
本发明提供的构建方法对水侵量和井筒摩阻的模拟进行了改进,本发明通过引入定态水侵理论作为水侵量的模拟依据,引入井筒内压力损失方程作为井筒摩阻和避水高度的模拟依据推导出一套底水砂岩油藏水平井模型的相似准则,解决了构建底水砂岩油藏水平井模型的物理模拟实验模型时相似准数较多、且无法全部同时拟合的问题;利用本发明提供的相似准则,能够设计与实际油藏更为相似的物理模拟实验模型,进而进行更为精确的油藏物理模拟实验。
在不冲突的情况下,本文中上述实施例及实施例中的特征可以相互结合。
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,所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,其特征在于,包括以下步骤:
S101,获取底水砂岩油藏水平井模型的基本特点;
S102,根据所述底水砂岩油藏水平井模型的基本特点,建立物理模拟实验的基本假设条件;
S103,根据所述物理模拟实验的基本假设条件选择描述底水砂岩油藏水平井模型的若干方程,这些方程包括连续性方程、渗流运动方程和井筒内压力损失方程,将这些方程与压缩性方程、毛管力方程、实际油藏的初始条件和边界条件结合,得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型;
S104,根据所述底水砂岩油藏水平井模型的数学模型,推导得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干基本量和参量,并根据方程分析法得到底水砂岩油藏水平井模型的若干相似准数;
S105,分析所述底水砂岩油藏水平井模型中所有相似准数的敏感性,根据每一个相似准数的敏感性确定构建物理模拟实验过程中相似准数的拟合顺序;
S106,结合实验室条件,将实际油藏参数代入到每一个相似准数的表达式中按照所述拟合顺序对相似准数进行拟合,确定需构建的物理模拟实验模型的各参数;
S107,根据所述确定的物理模拟实验模型的各参数,构建物理模拟实验模型,利用所述物理模拟实验模型进行实际油藏的物理模拟实验。
2.如权利要求1所述的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,其特征在于,步骤S101中,所述底水砂岩油藏水平井模型的基本特点包括:油藏底水能量充足,底水压力基本保持不变;考虑水平井井筒摩阻对水脊形态的影响;考虑避水高度对物理模拟结果的影响。
3.如权利要求1所述的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,其特征在于,步骤S102中,所述物理模拟实验的基本假设条件包括:岩石中流体流动满足非线性渗流方程;油藏条件下为等温渗流;底水水体巨大,底水上侵为定态水侵;考虑井筒摩阻造成的压力损失;考虑毛管力和重力的影响;储层内油、水、岩石均可压缩;油、水的粘度不变;在整个渗流体系中束缚水饱和度和残余油饱和度是均匀的。
4.如权利要求1所述的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,其特征在于,步骤S103中,连续性方程的表达式为:
式中,ρo为油密度(g/cm3),ρw为水密度(g/cm3),vo为油相的渗流速度,vw为水相的渗流速度,φ为油藏孔隙度,t为油藏开发时长(d),We为水侵量,We的表达式为We=A+K2△Pt,A为常数,K2为水侵系数,水侵系数K2表示单位时间单位压降下油藏中的水体,△P为地层压力和井底流压之差;
渗流运动方程的表达式为:
式中,K为油藏渗透率(mD),Kro为油相渗透率(mD),Krw为水相渗透率(mD),μo为油粘度(mPa.s),μw为水粘度(mPa.s),为油的压降;为水的压降;
水平井井筒内压力损失方程的表达式为:
式中,P’w(x)为水平井井筒内压力损失(MPa),P’w为水平井水平段始端压力(MPa),L为水平井水平段长度(m),ρ为井筒内液体密度(g/cm3),rw为井筒半径(m),q(x)为水平井水平段流量(L/d),qh(x)为水平井水平段末端流量(L/d),f为摩阻因子,摩阻因子的表达式为Re为雷诺数,b为与井壁粗糙度相关的常数;
压缩性方程的表达式为:
ρo=ρo0[1+Co(Po-Po0)],
ρw=ρw0[1+Cw(Pw-Pw0)],
式中,ρo0为原始油密度(g/cm3),ρw0为原始水密度(g/cm3),Co为油相压缩系数;Cw为水相压缩系数,Cφ为岩石综合压缩系数,Po为油相压力(MPa),Pw为水相压力(MPa),Po0为初始油相压力(MPa),Pw0为初始水相压力(MPa);
毛管力方程的表达式为:
式中,Pc为毛管力,σ为表面张力(MPa),θ为润湿角;φo为油藏原始孔隙度;J(Sw)为J函数。
饱和度方程的表达式为:
So+Sw=1
式中,So为含油饱和度,Sw为含水饱和度。
实际油藏的边界条件和初始条件为:
油藏边界封闭,在水域边界上压力为0;油藏边界定压,t=0时,各点压力为原始地层压力;
底水砂岩油藏水平井模型的数学模型的表达式为:
ρo=ρo0[1+Co(Po-Po0)],
ρw=ρw0[1+Cw(Pw-Pw0],
So+Sw=1,
5.如权利要求4所述的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,其特征在于,步骤S104中,底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干基本量为油藏模型长度x、油藏模型宽度y、油藏模型厚度z、水平井水平段距油藏底水长度H、水平井水平段长度L和油藏开发时长t;底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干参量为油藏渗透率K、油藏孔隙度φ、油藏原始孔隙度φo、油密度ρo、水密度ρw、油相渗透率Kro、水相渗透率Krw、油粘度μo、水粘度μw、油相压力Po、水相压力Pw、重力加速度g、水侵系数k2、地层压力和井底流压之差△P、摩阻因子f、水平井水平段末端压力P’w(L)、水平井水平段始端压力P’w、井筒半径rw、水平井水平段末端流量qh(x)、原始油密度ρo0、原始水密度ρw0、油相压缩系数Co、水相压缩系数Cw、岩石综合压缩系数Cφ、毛管力Pc、表面张力σ、润湿角θ、残余油饱和度Sor、剩余水饱和度Srw和流量q;
所述底水砂岩油藏水平井模型的若干相似准数包括:
所述相似准数的数量为32个。
6.如权利要求5所述的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法,其特征在于,步骤S105中,构建物理模拟模型时,若干相似准数的拟合顺序为:首先拟合第三几何相似准数π3、第一压力梯度相似准数π5、第二压力梯度相似准数π6、第一定态水侵相似准数π24、第二定态水侵相似准数π25、第三定态水侵相似准数π26、第一井筒内压力场分布相似准数π27、第二井筒内压力场分布相似准数π28、第三井筒内压力场分布相似准数π29、第四井筒内压力场分布相似准数π30、第五井筒内压力场分布相似准数π31、第六井筒内压力场分布相似准数π32;然后拟合第一储层物性相似准数π7、第五储层物性相似准数π11、第十二储层物性相似准数π18、第十三储层物性相似准数π19、第一生产动态相似准数π22、第二生产动态相似准数π23、第二储层物性相似准数π8;最后拟合第一几何相似准数π1、第二几何相似准数π2、时间相似准数π4、第三储层物性相似准数π9、第四储层物性相似准数π10、第六储层物性相似准数π12、第七储层物性相似准数π13、第八储层物性相似准数π14、第九储层物性相似准数π15、第十储层物性相似准数π16、第十一储层物性相似准数π17、第十四储层物性相似准数π20、第十五储层物性相似准数π21。
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