CN108681638B - 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

一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108681638B
CN108681638B CN201810469983.1A CN201810469983A CN108681638B CN 108681638 B CN108681638 B CN 108681638B CN 201810469983 A CN201810469983 A CN 201810469983A CN 108681638 B CN108681638 B CN 108681638B
Authority
CN
China
Prior art keywords
reservoir
water
horizontal well
oil
pressure
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201810469983.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN108681638A (zh
Inventor
刁友鹏
潘琳
陈叔阳
李文平
周桥
王虓
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Geosciences
Original Assignee
China University of Geosciences
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Geosciences filed Critical China University of Geosciences
Priority to CN201810469983.1A priority Critical patent/CN108681638B/zh
Publication of CN108681638A publication Critical patent/CN108681638A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN108681638B publication Critical patent/CN108681638B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G06F17/10—Complex mathematical operations
    • G06F17/11—Complex mathematical operations for solving equations, e.g. nonlinear equations, general mathematical optimization problems

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

一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法
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：
Figure BDA0001662965490000031
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：
Figure BDA0001662965490000032
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)，
Figure BDA0001662965490000033
为油的压降；
Figure BDA0001662965490000034
为水的压降；
水平井井筒内压力损失方程的表达式为：
Figure BDA0001662965490000035
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
Figure BDA0001662965490000036
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]，
Figure BDA0001662965490000041
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：
Figure BDA0001662965490000042
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：
Figure BDA0001662965490000043
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：
Figure BDA0001662965490000044
Figure BDA0001662965490000045
Figure BDA0001662965490000046
ρo＝ρo0[1+Co(Po-Po0)]，
ρw＝ρw0[1+Cw(Pw-Pw0]，
Figure BDA0001662965490000051
Figure BDA0001662965490000052
So+Sw＝1，
Figure BDA0001662965490000053
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：
Figure BDA0001662965490000054
Figure BDA0001662965490000061
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：
Figure BDA0001662965490000081
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：
Figure BDA0001662965490000091
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)，
Figure BDA0001662965490000092
为油的压降；
Figure BDA0001662965490000093
为水的压降；
水平井井筒内压力损失方程的表达式为：
Figure BDA0001662965490000094
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
Figure BDA0001662965490000095
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)]
Figure BDA0001662965490000096
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：
Figure BDA0001662965490000097
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：
Figure BDA0001662965490000101
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：
Figure BDA0001662965490000102
Figure BDA0001662965490000103
Figure BDA0001662965490000104
ρo＝ρo0[1+Co(Po-Po0)]，
ρw＝ρw0[1+Cw(Pw-Pw0)]，
Figure BDA0001662965490000105
Figure BDA0001662965490000106
So+Sw＝1，
Figure BDA0001662965490000107
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：
Figure BDA0001662965490000111
Figure BDA0001662965490000121
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
Figure BDA0001662965490000151
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
Figure BDA0001662965490000161
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 (4)

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；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；
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；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；
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S103中，连续性方程的表达式为：
Figure FDA0002374922330000021
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+K2ΔPt，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，ΔP为地层压力和井底流压之差；
渗流运动方程的表达式为：
Figure FDA0002374922330000022
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)，
Figure FDA0002374922330000023
为油的压降；
Figure FDA0002374922330000024
为水的压降；
水平井井筒内压力损失方程的表达式为：
Figure FDA0002374922330000025
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
Figure FDA0002374922330000031
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)]，
Figure FDA0002374922330000032
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：
Figure FDA0002374922330000033
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：
Figure FDA0002374922330000034
P|t＝0＝Pi；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：
Figure FDA0002374922330000035
Figure FDA0002374922330000041
Figure FDA0002374922330000042
ρo＝ρo0[1+Co(Po-Po0)]，
ρw＝ρw0[1+Cw(Pw-Pw0]，
Figure FDA0002374922330000043
Figure FDA0002374922330000044
So+Sw＝1，
Figure FDA0002374922330000045
P|t＝0＝Pi。
3.如权利要求2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ΔP、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：
Figure FDA0002374922330000051
所述相似准数的数量为32个。
4.如权利要求3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。
CN201810469983.1A 2018-05-16 2018-05-16 一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法 Expired - Fee Related CN108681638B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810469983.1A CN108681638B (zh) 2018-05-16 2018-05-16 一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810469983.1A CN108681638B (zh) 2018-05-16 2018-05-16 一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN108681638A CN108681638A (zh) 2018-10-19
CN108681638B true CN108681638B (zh) 2020-07-07

Family

ID=63805604

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201810469983.1A Expired - Fee Related CN108681638B (zh) 2018-05-16 2018-05-16 一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN108681638B (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109598099B (zh) * 2019-01-23 2022-11-29 中国石油大学(华东) 一种考虑油藏与井筒耦合的双管sagd长水平井均匀注汽数值模拟方法
CN111101936B (zh) * 2019-12-30 2023-06-30 中国地质大学（武汉） 一种模拟垮塌堆积储集体底水驱动采油的实验装置
CN112417787B (zh) * 2020-11-26 2021-06-29 北京科技大学 非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置及方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5049738A (en) * 1988-11-21 1991-09-17 Conoco Inc. Laser-enhanced oil correlation system
CN101942991A (zh) * 2010-06-30 2011-01-12 中国石油大学(北京) 裂缝各向异性油藏注水开发可预测物理模型建立方法
CN105888631A (zh) * 2016-05-10 2016-08-24 中国海洋石油总公司 一种裂缝性稠油油藏热水驱物理模拟相似准数的确定方法

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101476458B (zh) * 2008-12-03 2010-12-08 刘其成 一种油藏开发模拟系统、油藏模型本体及其数据处理方法
CN103452540B (zh) * 2013-09-18 2016-01-13 张方礼 边水稠油油藏蒸汽驱二维比例物理模拟装置及其使用方法
US9470086B2 (en) * 2013-12-18 2016-10-18 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Inflow performance relationship for horizontal wells producing oil from multi-layered heterogeneous solution gas-drive reservoirs
CN103835708A (zh) * 2014-02-25 2014-06-04 中国海洋石油总公司 一种油气田类比开发指标定量预测方法
CN105156102B (zh) * 2015-09-28 2018-02-27 中国石油大学(北京) 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5049738A (en) * 1988-11-21 1991-09-17 Conoco Inc. Laser-enhanced oil correlation system
CN101942991A (zh) * 2010-06-30 2011-01-12 中国石油大学(北京) 裂缝各向异性油藏注水开发可预测物理模型建立方法
CN105888631A (zh) * 2016-05-10 2016-08-24 中国海洋石油总公司 一种裂缝性稠油油藏热水驱物理模拟相似准数的确定方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN108681638A (zh) 2018-10-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20210164345A1 (en) A Flow Simulation and Transient Well Analysis Method Based on Generalized Tube Flow and Percolation Coupling
CN108681638B (zh) 一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法
Bažant et al. Why fracking works
Lohman Definitions of selected ground-water terms--revisions and conceptual refinements
CN104533370A (zh) 压裂水平井油藏、裂缝、井筒全耦合模拟方法
CN106223938B (zh) 数字化岩心流动模拟分析方法和装置
CN102383783B (zh) 一种分析缝洞型油藏孔洞间油水流动特征的方法
CN105822302A (zh) 一种基于井地电位法的油水分布识别方法
Li et al. Analysis of hydraulic fracturing and reservoir performance in enhanced geothermal systems
CN109684685B (zh) 一种多分支井水合物降压开采条件下的产能及储层稳定性分析方法
Muccino et al. Toward an improved understanding of multiphase flow in porous media
CN109884269A (zh) 岩心自发渗吸采收率预测方法及系统
CN103776739B (zh) 罗伯逊－斯蒂夫流体在多孔介质中的启动压力梯度的预测方法
Bech et al. Modeling of gravity-imbibition and gravity-drainage processes: analytic and numerical solutions
Prasun et al. Determination and implication of ultimate water cut in well-spacing design for developed reservoirs with water coning
Li et al. Water Liberating/Sealing effects on shale gas Extraction: A fully coupled multidomain and multiphysics model
CN113255247B (zh) 一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法
Zhou et al. Investigation of initial water mobility and its effects on SAGD performance in bitumen reservoirs and oil sands
Xiao et al. Gas-well water breakthrough time prediction model for high-sulfur gas reservoirs considering sulfur deposition
Tong et al. A Novel Intermittent Gas Lifting and Monitoring System Toward Liquid Unloading for Deviated Wells in Mature Gas Field
Bažant et al. Recent advances in global fracture mechanics of growth of large hydraulic crack systems in gas or oil shale: a review
CN115217467A (zh) 多重介质底水气藏水平井底水突破时间的确定方法、装置
Rahman et al. Modeling time-dependent pore pressure due to capillary and chemical potential effects and resulting wellbore stability in shales
CN112270430A (zh) 潜山油藏底水锥进范围预测方法和装置
Peng et al. A generalized compositional model for naturally fractured reservoirs

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20200707

Termination date: 20210516