CN108920852A - 一种特低渗油藏注采井距的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，包括以下步骤：计算注水井周围压力分布及极限注水半径；计算采油井周围压力分布及极限泄油半径；确定注采井距：极限注水半径与极限泄油半径之和即为注采井距。本发明求得的注采井距充分考虑了特低渗油藏的渗流特征以及注水开发的生产实际，为油田开发提供了可靠依据。

Description

一种特低渗油藏注采井距的确定方法

技术领域

本发明属于特低渗油藏技术领域，具体地说，涉及一种特低渗油藏注采井距的确定方法。

背景技术

目前国内特低渗油藏注采井距计算方法研究主要有以下4个方面的特点：第一，目前国内大部分研究是仅考虑单相流情况：现有计算方法多根据一源一汇渗流理论，仅考虑单相流条件下，获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式，得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距。而实际上，低渗透油藏开发过程中，油藏中流体渗流为两相流，流体之间的相互影响，不同相流体与储层岩石相互作用以及在孔喉中流动均存在差异，对建立有效的驱替压力梯度有重要影响。仅考虑单相流而不考虑多相流动，计算结果与实际情况有很大的差距，对于指导油田开发具有不利影响。

第二，目前的研究表明，特低渗油藏的压敏效应比较严重，当油藏地层上覆压力增加时，储层孔隙会发生变形，但孔隙度变化程度不大，而地层孔隙喉道会因此拉长变细，进而油藏的渗透性急剧减小，并且压敏效应造成的渗透性变化具有不可恢复性。在生产过程中，地层压力会不断降低，在地层上覆压力的作用下，相当于岩石骨架受到了额外的压力，会使储层的渗透率急剧降低，从而降低特低渗油藏的开发效果。

目前对启动压力梯度测定及描述的研究很少，多数是采用稳定法即测定流速-压差法得出拟启动压力梯度。实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式，通过改变岩心两端的驱替压差，得到不同驱替压差下的体积流量，处理得到的实验数据，得到“压差一流量”的关系曲线，再利用曲线在坐标轴上的截距来求取岩心的启动压力梯度。大量实验表明，启动压力梯度与油藏渗透率和流体粘度比呈幂函数关系，若地层流体粘度保持不变，地层渗透率越小，启动压力梯度就越大。

多数研究认为低渗油藏启动压力梯度是一定值，并未考虑启动压力梯度随位置而变化的情况，并且很少考虑压敏效应与启动压力的共同作用。目前的注采井距研究采用的方法多是直接引入启动压力梯度，启动压力梯度是渗透率的函数，直接带入注采井距推导公式，并且把启动压力梯度看成定值。这种方法忽略油藏开发过程中储层物性条件的动态变化，对于注采井距一旦确定很难调整的情况来说，不利于油田后续的持续效益开发。

第三，并未考虑随着开采进行，开发措施的实施等对岩石流体物性参数的影响。实际注水开发过程中，地层中为油水两相流，相对渗透率曲线对两相渗流规律有着重要影响，从而影响注采井距，而油田的实际开发措施，比如，加入表面活性剂改变相对渗透率曲线，进而改变储层渗流特征。

第四，目前的研究多认为注水井波及半径与油井泄油半径相同。根据等产量一源一汇稳定径向流渗流理论，若要建立有效驱替压差，注采井连线上的驱替压力梯度均要大于启动压力梯度，而注采井连线中点处的驱替压力梯度最小，因此仅需中点处驱替压力梯度大于启动压力梯度即可。依据这种思路求得注采井距忽略了油井方向动用范围与注水井的差异性。实际生产中发现，注水井波及半径远大于生产井泄油半径。

综上所述，由于低渗油藏储量丰度小，渗透率较低，存在启动压力梯度，压敏，以及开发过程中储层岩石流体物性的变化，导致很难建立有效的驱替压差，后期井网调整困难；另外，油藏开发过程中实际为两相流，目前考虑两相流研究注采井距为空白。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，本发明求得的注采井距充分考虑了特低渗油藏的渗流特征以及注水开发的生产实际，为油田开发提供了可靠依据。

为了解决上述技术问题，本发明公开了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，包括以下步骤：

步骤1、计算注水井周围压力分布及极限注水半径；

步骤2、计算采油井周围压力分布及极限泄油半径；

步骤3、确定注采井距：极限注水半径与极限泄油半径之和即为注采井距。

可选地，所述的步骤1中的计算注水井周围压力分布及极限注水半径具体为：

注水井周围压力分布表达式如下：

式中，λ为油层不考虑压敏条件下流体的流度，μm²/(mPa·s)；μ_o为油相粘度，mPa·s；μ_w为水相粘度，mPa·s；α为压敏系数，10^-5Pa^-1；r_w为井径，cm；r_e为供给半径，cm，为未知量；P_wf为注水井井底压力，10⁵Pa；P_i为原始地层压力，10⁵Pa，c为与产量相关的常数；

从注水井井底到油水前缘的两相渗流区，取

代入式(1)求解两相区压力分布；

从油水前缘到无穷远处的单相油区，取

代入式(1)求解单相油区压力分布；

考虑油水两相流动对注采井距的影响，其中，两相启动压力梯度的计算采用

G＝ms_w+n (4)

式中，S_w为含水饱和度，小数；

某一渗透率下的两相启动压力梯度计算步骤为：

首先，求取束缚水饱和度下两相启动压力梯度，当S_w＝S_wc时，G_两相＝G_o；

其次，求取残余油饱和度下两相启动压力梯度，当S_w＝1-S_or时，G_两相＝G_w；

G_w代入水粘度值进行计算，G_o代入油粘度值进行计算；将上面两组数据代入式(4)求出m，n；

考虑两相流度的计算

λ是两相流度，即

渗透率k已在压敏效应影响下发生改变，其值得计算，在压力分布模型中已经作了修正；

由于并不考虑油水粘度的变化，这里仅考虑式(2)中右侧括号内这一乘子项的处理方法；

λ是k_rw，k_ro的函数，而k_rw，k_ro是含水饱和度S_w的函数，对相渗曲线采用指数模型进行表征：

将式(6)代入式(5)得λ(S_w)；

采用统一自变量的方法，即将被积函数转化为距离变量r得函数；显然等饱和度面移动方程描述了距离变量r与含水饱和度S_w的一一对应关系：

由于f_w′表达式过于复杂，不能直接推导出s_w∝r的表达式，本发明采用数值方法，即三次样条插值法求出s_w∝r关系，进而确定λ与r的一一对应关系；所以，据此得出注水井周围不同径向距离处的流度；

为考虑动态启动压力梯度，采用数值迭代法求取注水井周围压力分布；

地层中任意位置启动压力梯度计算公式：

数值迭代计算地层压力分布步骤如下：

选取一个微小距离增量△r，在区间(r_w,r_w+△r)上，地层渗透率为常量，启动压力梯度不变，由式(1)知

此区间上的启动压力梯度值取上游压力p(r_w)带入式(8)进行计算，代入式(9)进行计算p(r_w+△r)的值，对于p(r_w+2△r)的计算，将r_w+Δr看作井径，p(r_w+△r)看作井底流压，进而依据式(1)即求出p(r_w+2△r)，以此类推，即求出p(r_w+n△r)，进而求出以生产井为中心的径向上的压力分布；

求得注水井周围的地层压力分布规律后，压力等于地层压力的点距注水井的距离为极限注水半径R_w。

可选地，步骤2中的计算采油井周围压力分布及极限泄油半径具体为：

采油井区仅考虑为油相单相渗流，考虑启动压力梯度与压敏效应后，油井周围压力分布表达式为

式中，D为与产量相关的常数；

同样采取数值迭代法求得采油井周围压力分布，压力等于地层压力的点距采油井的径向距离为极限泄油半径R_o。

与现有技术相比，本发明可以获得包括以下技术效果：

1)考虑油水两相渗流条件：

在油水两相流情况下，注水井区考虑为油水两相渗流区、单相油流动渗流区，油井区考虑为单相油渗流，定义了两相流度与单相流度的比值，研究了不同相渗曲线的流动能力特征，以两相渗流理论为基础，推导了注水井区与采油井区的压力分布计算方法，并给出了注采井距计算方法。

2)同时考虑压敏效应与动态启动压力梯度：

本发明准确理解并综合考虑启动压力与压敏效应对油气渗流的影响，对特低渗油藏渗流规律的深入研究。

目前认识，启动压力梯度存在，导致特低渗油井存在最大动用半径，只要沿程最小压力梯度超过油藏启动压力梯度，即可渗流。启动压力梯度是油藏渗透率的函数，前人均是直接引入，认为启动压力梯度是静态值，本发明考虑为渗透率的函数，渗透率随开采时间和位置而变化，动态引入，即启动压力梯度随开采时间和位置进行变化。

当然，实施本发明的任一产品并不一定需要同时达到以上所述的所有技术效果。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1是本发明注水井周围压力分布模型分区计算示意图；

图2是本发明压力迭代计算示意图；

图3是本发明特低渗油藏注采井距的计算过程；

图4是本发明油田相对渗透率曲线；

图5是本发明采油井压力波及区域压力分布；

图6是本发明相渗曲线3不同累积注水量下水井区压力分布；

图7是本发明不同累积注水量水井周围压力分布。

具体实施方式

以下将配合实施例来详细说明本发明的实施方式，藉此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题并达成技术功效的实现过程能充分理解并据以实施。

本发明的研究思路为：

(1)考虑动态启动压力梯度对注采井距的影响

目前认识，启动压力梯度存在，导致特低渗油井存在最大动用半径，只要沿程最小压力梯度超过油藏启动压力梯度，即可渗流。文献调研可知，启动压力梯度是油藏渗透率的函数，前人均是直接引入，认为启动压力梯度是静态值，这里应考虑为渗透率的函数，渗透率随开采时间和位置而变化，动态引入，即启动压力梯度随开采时间和位置进行变化，研究其对注采井距的影响。

(2)考虑压敏效应对注采井距的影响

特低渗油藏存在压敏效应，由于开采进行，油藏压力下降，上覆岩石压力对渗透率影响效果较大。文献调研可知，油藏渗透率是油藏压力下降值的函数，并且呈幂函数关系。

特低渗油田开发实践知注水井波及半径远大于油井泄油半径。驱替试验研究表明：注水井有效波及半径可达油井的1.5-2.5倍。目前的研究方法多认为注水井波及半径与泄油半径相等，所以应分别计算注水井波及半径和生产井泄油半径。通过综合考虑压敏与启动压力的影响，采用油藏工程方法计算生产井周围压力降落曲线，计算流体动用范围，研究生产井泄油半径计算公式，并在此基础上研究渗透率变化，动态启动压力如何影响泄油半径，形成评价图版。注水井波及半径类似进行研究。

(3)两相流条件下注采井距计算

采用渗流力学理论，以B-L两相流理论为基础，建立复杂条件下注采井距计算模型，模型考虑以下因素：压敏效应对注采井距的影响；启动压力梯度对注采井距影响，压敏与启动压力如何同时考虑；油水两相流渗透率因素，两相流情形下储层物性参数的变化规律。

基于此，本发明公开了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，在多因素影响下的注采井距，考虑注采井周围由于压敏效应造成的压力分布差异性，把注水井与采油井分别建立压力计算模型。注水井区分为油水两相渗流区，单相油渗流区，采油井区为单相油渗流区。为此，对于注水井区，利用两相流数学表达，经数学推导得压力分布模型，计算注水井压力波及范围，对于采油井区考虑为单相油流动，经数学推导得采油井区压力分布模型，计算压力波及范围，注水井与采油井压力波及范围之和即为极限注采井距；

包括以下步骤：

步骤1、对于注水井，除了考虑压敏效应以外，压力分布计算模型还需考虑油水两相流。

注水井周围压力分布表达式如下：

式中，λ为油层不考虑压敏条件下流体的流度，μm²/(mPa·s)；μ_o为油相粘度，mPa·s；μ_w为水相粘度，mPa·s；α为压敏系数，10^-5Pa^-1；r_w为井径，cm；r_e为供给半径，cm，为未知量；P_wf为注水井井底压力，10⁵Pa；P_i为原始地层压力，10⁵Pa，c为与产量相关的常数。

从注水井井底到油水前缘的两相渗流区，取

代入式(1)求解两相区压力分布。

从油水前缘到无穷远处的单相油区，取

代入式(1)求解单相油区压力分布。

①考虑油水两相流动对注采井距的影响。其中，两相启动压力梯度的计算采用

G＝ms_w+n (4)

式中，S_w为含水饱和度，小数。

某一渗透率下的两相启动压力梯度计算步骤为：

首先，求取束缚水饱和度下两相启动压力梯度，当S_w＝S_wc时，G_两相＝G_o；

其次，求取残余油饱和度下两相启动压力梯度，当S_w＝1-S_or时，G_两相＝G_w；G_w代入水粘度值进行计算，G_o代入油粘度值进行计算。将上面两组数据代入式(4)可求出m，n。

②考虑两相流度的计算

λ是两相流度，即

渗透率k已在压敏效应影响下发生改变，其值得计算，在压力分布模型中已经作了修正。

由于并不考虑油水粘度的变化，这里仅讨论式(2)中右侧括号内这一乘子项的处理方法。

可知λ是k_rw，k_ro的函数，而k_rw，k_ro是含水饱和度S_w的函数，本发明对相渗曲线采用指数模型进行表征：

将式(6)代入式(5)可得λ(S_w)。

本发明采用统一自变量的方法，即将被积函数转化为距离变量r得函数。显然等饱和度面移动方程描述了距离变量r与含水饱和度S_w的一一对应关系：

由于f_w′表达式过于复杂，不能直接推导出s_w∝r的表达式，本发明采用数值方法，即三次样条插值法求出s_w∝r关系，进而确定λ与r的一一对应关系。所以，据此可以得出注水井周围不同径向距离处的流度。

为考虑动态启动压力梯度，本发明采用数值迭代法求取注水井周围压力分布。

地层中任意位置启动压力梯度计算公式：

数值迭代计算地层压力分布步骤如下：

选取一个微小距离增量△r，在区间(r_w,r_w+△r)上，地层渗透率为常量，启动压力梯度不变，由式(1)可知

此区间上的启动压力梯度值取上游压力p(r_w)带入式(8)进行计算，代入式(9)进行计算p(r_w+△r)的值，对于p(r_w+2△r)的计算，将r_w+Δr看作井径，p(r_w+△r)看作井底流压，进而依据式(1)即可求出p(r_w+2△r)，以此类推，即可求出p(r_w+n△r)，进而求出以生产井为中心的径向上的压力分布，压力迭代求解示意图如图2所示。

求得注水井周围的地层压力分布规律后，压力等于地层压力的点距注水井的距离为极限注水半径R_w。

步骤2、采油井区仅考虑为油相单相渗流，考虑启动压力梯度与压敏效应后，油井周围压力分布表达式为

式中，D为与产量相关的常数。

同样采取数值迭代法求得采油井周围压力分布，压力等于地层压力的点距采油井的径向距离为极限泄油半径R_o。

极限注采井距为极限注水半径与极限泄油半径之和。

使用matlab数学计算软件，编制数值计算程序形成注采井距计算软件。

基本数据输入之后，分别计算极限泄油半径与极限注水半径，二者之和即为注采井距。如图3所示，如果计算得到极限泄油半径为64.58m，极限注水半径为92.07m，对二者求和则得到注采井距156.64m。

下面结合具体的实验数据进行说明：

(1)区块相关数据

①储层数据：某含油区块，其原始数据如下：原始地层渗透率

k_i＝2.8×10^-3μm²，孔隙度φ＝0.15，地层厚度h＝6m，原始地层压力P_i＝20MPa；油相粘度为1.45mPa·s，水相粘度为0.45mPa·s。

②生产条件如下：拟采用注水开发方式，水井井底压力为30MPa，油井井底压力10MPa，注水井与采油井流量7.8m³/d。

③启动压力梯度与压敏数据：启动压力梯度参数(a，b)为(0.027，0.435)；压敏系数α＝0.01MPa^-1。

④相渗数据：为研究不同相渗曲线对注采井距的影响，该区块使用两组相渗曲线如图4：

利用形成的油水两相条件下的井距计算方法，计算注采井距。

采用区块基本数据，采油井区考虑为油相单相渗流，采用泄油半径计算方法，研究其压力波及区域。经计算，生产压差为10MPa下，其压力波及半径为69m，压力分布如图5：

采用地层数据和生产数据，对两种相渗曲线分别计算注水井区的压力分布。

(1)对于相渗曲线3，分别计算累计注水量依次为0m³，204.6m³，810.4m³，1817.3m³，时的注水井区压力波及范围，注水井区压力分布图如图6。对应两相区半径依次为0m，10m，20m，30m，计算的水井压力波及半径依次为96m，156m，169m，178m。随着累积注水量的逐渐增加，两相区范围随之增加，当累积注水量达46191m³时，注水井压力波及区全部为油水两相渗流，注水井波及半径增至最大，此时的注水井波及半径为极限波及半径，经计算，为251m。

表1相渗曲线3不同累积注水量下注采井距

由计算结果可知，对于相渗曲线3来说，随着累积注水量的增加，两相区范围逐渐扩大，注采井距逐渐增大，说明在该相渗条件下，油藏中流体阻力小于单相油流动，随着水驱的进行，相当于减小了地层中的阻力。从图6压力分布曲线来看，两相区内的压力降落速度小于单相油流动情况，尤其在近井区域压力降落速度明显减小；随着累计注水量增加，水井区压力波及范围增加幅度较小，考虑两相渗流情况与不考虑两相流动情况差别较大。当注水井区全为油水两相流，注水井压力波及半径即为两相区半径，注采井距随着累积注水量的增加而增加的趋势，即在不同的生产阶段存在不同的注采井距。

(2)对于相渗曲线4，累积注水量分别为0m³，87m³，344m³，745m³，对应两相区半径分别为0m，10m，20m，30m。计算得注水井压力波及范围分别为96m，39m，33m，30m，注水井周围压力分布如图7所示。当累积注水量达745m³时，压力波及区域全为两相区，注水井压力波及半径最小，此时的压力波及范围是在相渗曲线4条件下的最小极限波及半径。

相渗曲线4计算注采井距结果如下：

表2相渗曲线4不同累积注水量注采井距计算结果

由计算结果可知，对于相渗曲线4来说，随着累积注水量的增加，两相区范围逐渐扩大，注采井距逐渐减小，说明在该相渗条件下，油藏中流体阻力大于单相油流动，随着水驱的进行，相当于增大了地层中的阻力。从图7压力分布曲线来看，两相区内的压力降落速度大于单相油流动情况；随着累计注水量增加，水井区压力波及范围减小，减小幅度很小，考虑两相渗流情况与不考虑两相流动情况差别较大。

由以上的计算结果可知，累计注水量是影响注采井控制区域的重要因素，随着水驱的进行，累积注水量的增加，注水井控制半径时逐渐变化的，因此，在不同的水驱阶段也对应不同的注采井距，在实际生产过程中可以根据油田现场实际生产需要采用某一注水阶段的水井压力波及半径作为注采井距的依据，比如，对于相渗曲线3情形，可以采用累积注水量为1264m³时，注采井距为243m，在注水初始阶段，此井距不能在注采井间建立有效驱替，可以先采取增大生产压差的方式进行生产，使两相渗流区增大至一定范围，再恢复至既定生产压差进行生产。

相渗曲线对注采井距的影响较大，因此，在开发过程中，注入表面活性剂改变相渗特征，减小流体在地层中的流动阻力，对建立有效驱替，扩大生产井距至关重要。

上述说明示出并描述了发明的若干优选实施例，但如前所述，应当理解发明并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除，而可用于各种其他组合、修改和环境，并能够在本文所述发明构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离发明的精神和范围，则都应在发明所附权利要求的保护范围内。

Claims (3)

1.一种特低渗油藏注采井距的确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、计算注水井周围压力分布及极限注水半径；

步骤2、计算采油井周围压力分布及极限泄油半径；

步骤3、确定注采井距：极限注水半径与极限泄油半径之和即为注采井距。

2.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述的步骤1中的计算注水井周围压力分布及极限注水半径具体为：

注水井周围压力分布表达式如下：

式中，λ为油层不考虑压敏条件下流体的流度，μm²/(mPa·s)；μ_o为油相粘度，mPa·s；μ_w为水相粘度，mPa·s；α为压敏系数，10^-5Pa^-1；r_w为井径，cm；r_e为供给半径，cm，为未知量；P_wf为注水井井底压力，10⁵Pa；P_i为原始地层压力，10⁵Pa，c为与产量相关的常数；

从注水井井底到油水前缘的两相渗流区，取

代入式(1)求解两相区压力分布；

从油水前缘到无穷远处的单相油区，取

代入式(1)求解单相油区压力分布；

考虑油水两相流动对注采井距的影响，其中，两相启动压力梯度的计算采用

G＝ms_w+n (4)

式中，S_w为含水饱和度，小数；

某一渗透率下的两相启动压力梯度计算步骤为：

首先，求取束缚水饱和度下两相启动压力梯度，当S_w＝S_wc时，G_两相＝G_o；

其次，求取残余油饱和度下两相启动压力梯度，当S_w＝1-S_or时，G_两相＝G_w；

G_w代入水粘度值进行计算，G_o代入油粘度值进行计算；将上面两组数据代入式(4)求出m，n；

考虑两相流度的计算

λ是两相流度，即

渗透率k已在压敏效应影响下发生改变，其值得计算，在压力分布模型中已经作了修正；

由于并不考虑油水粘度的变化，这里仅考虑式(2)中右侧括号内这一乘子项的处理方法；

λ是k_rw，k_ro的函数，而k_rw，k_ro是含水饱和度S_w的函数，对相渗曲线采用指数模型进行表征：

将式(6)代入式(5)得λ(S_w)；

采用统一自变量的方法，即将被积函数转化为距离变量r得函数；显然等饱和度面移动方程描述了距离变量r与含水饱和度S_w的一一对应关系：

由于f_w′表达式过于复杂，不能直接推导出s_w∝r的表达式，本发明采用数值方法，即三次样条插值法求出s_w∝r关系，进而确定λ与r的一一对应关系；所以，据此得出注水井周围不同径向距离处的流度；

为考虑动态启动压力梯度，采用数值迭代法求取注水井周围压力分布；

地层中任意位置启动压力梯度计算公式：

数值迭代计算地层压力分布步骤如下：

选取一个微小距离增量△r，在区间(r_w,r_w+△r)上，地层渗透率为常量，启动压力梯度不变，由式(1)知

此区间上的启动压力梯度值取上游压力p(r_w)带入式(8)进行计算，代入式(9)进行计算p(r_w+△r)的值，对于p(r_w+2△r)的计算，将r_w+Δr看作井径，p(r_w+△r)看作井底流压，进而依据式(1)即求出p(r_w+2△r)，以此类推，即求出p(r_w+n△r)，进而求出以生产井为中心的径向上的压力分布；

求得注水井周围的地层压力分布规律后，压力等于地层压力的点距注水井的距离为极限注水半径R_w。

3.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，步骤2中的计算采油井周围压力分布及极限泄油半径具体为：

采油井区仅考虑为油相单相渗流，考虑启动压力梯度与压敏效应后，油井周围压力分布表达式为

式中，D为与产量相关的常数；

同样采取数值迭代法求得采油井周围压力分布，压力等于地层压力的点距采油井的径向距离为极限泄油半径R_o。