CN109002574A - 一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法，基于数学分析和优化理论，综合静态储层因素以及动态开发因素等因素，充分参考和应用取芯、二次解释、已有监测资料等，建立劈分计算方法，并建立合理的分注、配注模型。将分注、配注模型分别形成软件，软件能调用研究区块生产数据库相关数据。通过配注模型计算自动给出区块的每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。本发明将数据显示、业务处理、数据存储分为不同的层面。保持各层之间的相对独立性，特别适合大型系统的开发。一旦用户业务规则发生改变，系统具有良好的适应性，后期修改维护的工作量较小。

Description

一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法

技术领域

本发明涉及油水井开发技术领域，具体是一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法。

背景技术

老油田进入开发后期，油水分布复杂、水驱矛盾突出，平面和纵向非均质性以及错综复杂的大孔道制约了波及体积扩大，导致无效水循环严重，挖潜难度越来越大。目前老油水井存在以下问题：

(1)水驱油藏的开发指标预测是开展油藏注采调整、井网优化的重要依据。中外学者相继提出水驱油藏开发指标预测方法，并不断完善。目前，多层油藏注水开发指标预测方法建立在平面均质的基础上，可预测层间非均质油藏一注一采开发时的生产指标。由于该方法忽略了油藏的平面非均质性和采用注采井组开发的特征，预测的生产指标与实际生产指标偏差较大。

(2)国内如西峰油田、马岭油田等油田均受水敏影响较大，导致注水压力上升过快、油井含水率上升较快、油井产量下降，影响了注水开发效果，使注水开发过程更加复杂。海上油田目标区块目前注水开发已超过十年，由水敏带来的产量递减现象愈加明显，根据常规水驱曲线、产能模型对区块的生产预测等结果与实际生产数据存在较大误差，亟需研究一套针对该区块的考虑水敏后的新型水驱曲线和产能模型，为后续开发预测提供指导.

(3)现有的水平井完井分段策略主要是通过井轨迹、井径、测井渗透率、含油饱和度等完钻资料对水平段划分流动单元，并结合数值模拟手段，确定水平井各流动单元完井参数。Ayesha AL等在研究水平井ICD分段完井时指出水平井分段设计要充分考虑储层非均质性和流体特性。杨雅惠利用层次分析法将渗透率、孔隙度和避水高度等多维指标压缩成一维评价指标，进而把指标值相近的点划分成一段。陈飞飞[4]采用灰色关联分析法，选取水平段储层孔隙度、渗透率、粒径、泥质含量等作为评价指标对水平段储层进行加权评价，并根据各小层的综合评分对水平井分段。陈阳等提出选取测井资料以及测井点对应的水平井轨迹资料作为样本特征进行聚类分析。但这些方法选取指标类型单一，且阈值设置主观性较强，导致分段结果无法准确反映井底出砂非均质性。

(4)岩性识别对于油藏开发中的储层评价十分重要，岩性识别结果是否准确，对后续油藏开发评价有重要的影响。但是岩性通常无法直接从钻井数据中获取。传统的岩性识别技术主要分为两大类：一是采用多种信息定量求取参数建立响应方程。这种方法需依靠专业经验及地区经验来确定骨架参数和区域参数等，它们的取值因人而异，取值范围也不固定。这样，对于缺少经验的测井工作者要想建立测井信息与实际地层特性的准确定量对应关系十分困难。另一方面，由于地层本身的复杂性及测井影响因素的多变性，仅凭经验选取参数所建立的测井响应方程也很难客观反映地层信息，解释效果一般并不理想。二是专业人员根据取心分析、测井和试油资料，应用数据统计方法建立模型进行识别，采用统计分析、模式识别、模糊数学、灰色理论等方法，利用测井信息和若干识别标志对地层的某种特性进行识别，或对地层参数进行预测。这些方法是建立在岩石颗粒均匀排列、孔隙均匀分布的假定基础上，将测井信息与地层岩性等参数作线性研究。由于建立的测井解释模型多为线性模型，进行测井解释所得的结果只能在少数简单地层上吻合程度较好，而在复杂地区的表现与真实地层不一致。

针对多年注水开发的老油、水井分层监测资料少、油藏分层动态分析难度大等问题，有必要开展油水井分层注采劈分、动用状况研究，实现不同储层注入采出的分层认识，从而指导剩余油的量化表征以及大孔道识别研究，从而有针对性的开展措施、调整等提高采收率工作。

发明内容

本发明的目的在于提供一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法，以解决上述背景技术中提出的问题。

为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：

一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法，包括以下步骤：

步骤一：确定合理产能产液：

根据产液能力和年度任务需求确定每个井的合理产液量，根据储层性质落实每个注水井的合理注采比以及每个注水井的合理注水量。

配注模型分层产液量的确定方法：

运用劈分系数法求合理配注量时，根据KH值系数法、动态分析方法以及生产历史拟合方法综合分析，以计算出油水井各单层注水产液情况。

脉冲注水参数的确定：

①注水强度：注水强度依据公式计算：I＝Q/24，Q为P点压力下的注水量，m³/d。

②单井注入量：根据油水井在均质介质中生产时径向流原理，每天注入量用以下公式表达：

式(51)中，Q1为单井注水量，m³/d；

K为油层有效渗透率，μm²；

H为注水层有效厚度，m；

r为油井折算半径，m；

μ为流体粘度，mPa·s；

ΔP为压降，MPa；

R为供给半径，m。

③注入周期：T＝Q₁/I，根据以上确定参数，严格控制脉冲注水，并针对油藏地质特点及水淹程度对参数进行适应调整，提高水驱波及体积，控制含水上升。

步骤二：控制每层注水量。

A、新型产能模型的建立及验证：

在不考虑水敏时，若注水开发，并维持地层压力基本不变时，产油量为：

式(13)中，Qo为产油量，t/d；K为储层渗透率，10-3μm2；kro为油相相对渗透率，小数；S_w出为出口端含水饱和度，小数；h为储层有效厚度，m；Bo为油相体积系数，无因次；μo为原油粘度，mPa·s；Δp为生产压差，MPa；re为泄油半径，m；rw为井筒半径，m；s为表皮系数，小数。

令

引入水敏因子，则考虑水敏后的产量方程可表示为：

Q_o＝αM_wk_ro(S_w出) (15)

由物质平衡方程可得：

式(16)中，Vp为井控范围内的孔隙体积，m3；为平均含水饱和度，小数；t为生产时间，d。

由式(15)和(16)得：

不考虑水敏，油水相渗曲线可表示为：

式中nw为水相指数，no为油相指数。

考虑水敏后油相相对渗透率曲线变为：

式(20)中，no'为考虑水敏后的油相指数。

由式(17)积分可得：

微分后可得：

令

C＝αk_ro(S_wc) (23)

考虑水敏与不考虑水敏时，有：

C'＝C (25)

则式(22)产油量Qo可表示为：

式(26)即为考虑水敏后的新型产能模型。同时根据式(22)可求得递减率为：

对式(22)积分可得累积产油量为：

B、合层劈分单元、分层预测指标：

将影响细分注水层段组合的因素定义为属性集(。

式中：xij(i＝1；2；…n；j＝1；2；…；m)第i个地层的第j个属性；n总地层数；m总属性数；定义对策集为：B＝(b1；b2；b3；…；bt)(t层段组合方案总数)。其中bi(i＝1；2…；t)为按不同渗透率极差、厚度、采出程度、剩余可采储量、隔层条件等把地层划分为K个层段的层段组合的方式，K可以是两段或多段。

a、合层劈分单元：

油藏各处的等效渗透率和等效含油饱和度为：

其中，为油藏(x，y)位置处的等效渗透率，10-3μm2；ki(x，y)为第i小层(x，y)处的渗透率，10-3μm2；hi(x，y)为第i小层(x，y)处的小层厚度，m；为油藏(x，y)位置处的等效含油饱和度；Soi(x，y)为第i小层(x，y)处的含油饱和度；N为纵向小层总数。

合层后的储层参数在注采连线方向的等效参数为：

其中，为第j个注采单元注采连线的等效渗透率，10-3μm2；为第j个注采单元注采连线的等效含油饱和度；Lj为第j个注采单元注采连线的长度，m。

相邻注采单元劈分角度比值计算经验公式为：

其中，θj/θj+1为相邻注采单元j和j+1的劈分角度比值；△Pj为第j个注采单元注采连线的生产压差，0.1MPa。

根据式(3)计算得到的各井组注采劈分角度比值以及总注采连线的角度分布，可以得到油藏各注采单元的劈分角度θ，进而得到油藏的注采单元。

b、分层预测指标：

将劈分得到的油藏注采单元还原成层间非均质油藏，对各小层的平面非均质参数进行等效处理。对注采单元各小层的平面非均质参数等效为注采连线参数。第j个注采单元第i小层的渗透率、孔隙度、含油饱和度和储层厚度等效公式如下：

其中，为第j个注采单元第i小层的等效渗透率，10-3μm2；分别为第j个注采单元第i小层的等效孔隙度、含油饱和度；为第j个注采单元第i小层的等效储层厚度，单位为m。

当多层非均质油藏采用定井底流压生产，第j个注采单元的注采井间压差为：

Δp_j＝p_injj-p_proj (10)

其中，△pj为第j个注采单元注采井间压差，10-1MPa；pinjj为第j个注采单元注水井的井底压力，10-1MPa；pproj为第j个注采单元生产井的井底压力，10-1MPa。

此时，第j个注采单元第i小层的注水量为：

其中，qi，j为第j个注采单元第i小层的注水量，m3/d；Ri，j为第j个注采单元第i小层的渗流阻力，mPa·s/(μm2·cm)。

当多层非均质油藏采用定液量生产，油水井配置相同时，小层渗流阻力越大，注入水进入该小层的液量越少；小层渗流阻力越小，注入水进入该小层的液量越多。第j个注采单元中第i小层的水量劈分系数αi，j为：

其中，Ri，j为第j个注采单元第i小层的渗流阻力。

此时，第j个注采单元第i小层的注水量为：

q_i,j＝α_i,jQ_j (28)

其中，qi，j为第j个注采单元第i小层的注水量，m3/d；Qj为第j个注采单元的总注水量，m3/d。

随着水驱油过程的进行，油藏各小层的渗流阻力不断发生变化。当第j个注采单元第i小层的油井未见水时，注采井间存在油相区和油水两相区；见水后，注采井间仅存在油水两相区。因此，第j个注采单元第i小层的渗流阻力Ri，j为：

其中，rfi，j为第j个注采单元第i层的驱替前缘，m；rw为注水井的半径，m；μo为地层原油粘度，mPa·s；μw为地层水粘度，mPa·s；kro为油相的相对渗透率；krw为水相的相对渗透率；Swc为束缚水饱和度；Swe为出口端含水饱和度。

根据物质平衡原理，注入水在第j个注采单元第i小层单位微元内的水驱油过程满足如下关系：

对上式两边积分，得

当r<Li，j时，第j个注采单元第i小层未见水，此时该小层的含水率为fwi，j＝0；当r≥Li，j时，根据各小层的累积注水量以及含水率和含水饱和度的关系，通过上式可以计算得到第j个注采单元第i小层的出口端含水率。对应生产井的含水率根据与该井相关的注采单元的各小层产水量叠加计算。

c、单井合理配注的实现步骤：

1)应用油藏的地质特征参数及已知的生产动态数据，计算某一油藏或断块的各注水井层向周围各生产井相应储层的劈分系数C_jik。

2)计算某一油藏或断块的各生产井层由周围各注水井相应储层流入的方向液量Q_LJIK。

3)计算某一油藏或断块的各生产井理论产液量Q_LK。

4)计算某一油藏或断块的各生产井层计算生产井的产液剖面R_pjk；

5)计算某一油藏或断块的各生产井层由周围各注水井相应储层流入的方向比例系数R_pjki；

6)根据规划的生产动态数据，计算某一油藏或断块的各注水井的井层注水量Q_iwji

7)计算某一油藏或断块的各注水井的配注量Q_iwi。

d、分注模型研究及技术路线

以分注层段确定条件为依据，将注水井及其分注条件等各项依据进行量化处理，形成条件逻辑关系，进行计算机数学分析给出最优化分注结论，最终形成分注模型。

1)基于物性特征、潜力特征、受益井特征等分注层段的确定：

影响分注层段的确定的因素有：物性特征(渗透率、厚度、隔层分布、裂缝)，潜力特征(剩余油状况)，受益井特征(产油产液及含水情况、高水淹层)

合理分级标准：①隔层有良好的延伸性和稳定性，厚度在3m以上；②层段砂岩厚度最好在8m以内；③层段内渗透率级差不大于3，渗透率变异系数小于0.7；④多层细分注水时，配水器之间距离一般不应小于6m；⑤薄差层尽量单独划分在同一段内，加强注水；⑥对厚度较大，高渗透、高水淹的层尽量细分单卡，控制注水；⑦对层段的细分和重新组合尽量一次到位，减少重复作业。

2)基于数学分析和优化理论，考虑储层物性参数、受益井特征等的分注模型确定，包括注水井层渗透性、注采启动压差、受益井分布、影响因素权重、最优化模型等。

C、水井注水量劈分与油井产液量计算

①渗流阻力计算：

油水井生产时，油水两相渗流阻力系数为：

式中：M_ij——为第j口油井i层措施改造系数，如唐114井区VI油组所有措施井改造效果分析认为：压裂后近期可增产1.89倍，取M_ij＝1.89。

H_ij—为第j口油井i层有效厚度，m；

K_ij—为第j口油井i层有效渗透率，um²；

l_j—为第j口油井与水井的距离，m。

②劈分系数的确定：

注水井的劈分系数的具体数学定义是：该注水井的某一注水层流向周围各生产井相应产液层的水量占该注水井层注入水总量的比例(或百分数)，其数学表达式：

式中：Z_jik为各油井该层与对应注水井的连通状况系数；D_ik为各油井与对应注水井间的井距，m，反映了压力梯度大小以及压力损耗状况；△P_ik为注水井底流动压力与生产井井底流动压力之差，MPa；M_ik为各油井该层改造措施系数；E_k为各油井开采厚度系数，反映了井筒内射开厚度对该层的干扰情况，由全井射开油层厚度大小确定；G_jk为各生产油井渗透率级差系数，反映不同渗透率油层合采时的干扰情况；K_jik、H_jik为注采井间平均地层系数；αik为生产井与注水井问的位置系数，反映周围油井分布的相对位置不均匀而导致其流线的非对称性；β_jik为注水井到各生产井层的渗透率各向异性系数，是该注水井层油井连线方向的渗透率与该井层平均渗透率的比值。

③配注模型研究及技术路线：

劈分方法建立单井配注量模型研究步骤：1)确定油水井的连通关系；2)确定劈分系数；3)建立注水井计算模型；4)采油井计算模型；5)计算单井合理配注。

④水井平面劈分系数的计算：

设油藏有n个小层，各层间无窜流，第i油层内，1口注水井周围有若干口油井同时生产时，注水量向各油井方向的平面分配系数取决于井间的渗流阻力和油井井底流压，油水两相渗流阻力系数分别为R1，R2，…，Rm，第j口油井在该层分配的水量为：

第i层油井分配的水量为：

式中：—第i层上第j口油井分配到的水量，m³；

Pwi—水井在第i层上的井底流压，MPa；

—第j口油井在第i层的井底流压，MPa。

由(2)、(3)可以得到第i层，水井对第j口油井水量的平面劈分系数为：

则第j口油井实际分配到的平面水量为：

⑤水井垂向劈分系数：

有吸水剖面的注水井，水井纵向劈分系数β_i取各层的相对吸水百分量。

没有吸水剖面的注水井，则需要通过计算确定水井纵向劈分系数β_i，在综合考虑水井各小层地层系数和其周围各油井方向渗流阻力系数差异的基础上，设注水井对n个小层注水，则注水井在第i层的垂向劈分系数的表示为：

注水井的分层水量：

式中：M_i—水井第i层措施改造系数；

K_i—水井第i层有效渗透率，um²；

H_i—水井第i层有效厚度，m。

⑥油井产液量计算：

利用上面分层注水量计算结果，计算出注水井各小层在周围每口油井方向上的注水量；然后以油井为中心，将各注水井在该油井方向的分层注水量叠加，即得到油井分层产液量。设油井第i个小层周围有w口水井，每个水井对油井的分配水量为Q_k，则油井第i个小层的分层产液量为：

在上述计算的基础上，根据油井井口实际产液量Qo，对上述计算的分层产液量结果进行修正。设油井射开S个小层，则第i个小层的修正系数为：

修正后的分层产液量为：

Q_oi＝Q_oA_i (61)

⑦软件开发设计方案：

配注软件构架、配注软件的设计界面。将分注、配注模型分别形成软件，软件能调用系统生产数据库相关数据。通过配注模型计算自动给出每个区块的、每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。

a、软件技术构架：

1)软件构架：

本发明中软件采用C/S或者B/S架构，整体框架采取多层分布式网络应用结构。

2)业务构架：

由数据管理、分层分段注水设计和配注量设计三个主要模块组成。由数据管理模块建立与数据库接口，调用系统相关地质数据和生产数据。通过配注模型计算自动给出每个区块的、每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。

⑧配注模型分层产液量确定方法：

运用劈分系数法求合理配注量时，单层产液量无论是对单层合理注采比的求解，还是对后面合理配注量的求解，都具有较大的意义，本研究根据KH值系数法、动态分析方法(产吸剖面资料)以及生产历史拟合方法综合分析，以计算出油水井各单层注水产液情况。

按流动系数KH/μ值进行分配。设n个层，层间无窜流，总产液量Q，则分层产液量分别为Q₁,Q₂……Q_n，则

因

则各层产液量为

动态分析方法以及生产历史拟合方法都是借助现场已有的测试资料(产液剖面测试、压力测试)，通过分析液量及压力的变化情况，结合地层参数，来判断各层的产液能力，可作为KH系数法的补充，以提高结果的准确程度。

⑨注采井的P-Q图解决配注模型研究中油水井连通关系的判断：

通过应用注水井的累计注入压力与累计注入量的关系图即P-Q图以及生产井的累计流压和累积产液量关系图即P-Q图，并结合注水井压力降落试井、生产井压力恢复试井可以有效地分析注水开发动态对裂缝的影响及及其规律。应用试井的双对数压力导数图和结合SLPD图(二阶压力导数图)，可以有效地诊断生产动态对油水井裂缝的影响情况。

每口注水井可以获得P-Q图，测试液面和流压的生产井可以获得P-Q图。尽管不是每口井都进行试井，但每个注采单元里都有典型的试井资料就可以，这样可以通过已知的试井模型和通过测井和生产数据获得油藏参数，在计算机上进行试井，得到所有井的双对数压力导数图和SLPD图，然后分析出注水动态对裂缝的影响，进而分析油水井之间的注采连通关系。

⑩利用试井压力资料计算单井注采比。

D、分注模型研究及技术路线：

以分注层段确定条件为依据，将注水井及其分注条件等各项依据进行量化处理，形成条件逻辑关系，进行计算机数学分析给出最优化分注结论，最终形成分注模型。

a、水平井完井防砂分段策略：

具体分段流程如下：①将水平段分为若干等长的微元段；②依据油藏渗流和井筒管流耦合模型，计算水平井产液剖面，并将产液速率代入到底水油藏水平井见水时间计算式，计算各微元段见水时间；③根据水平井出砂临界生产压差模型，计算各微元段出砂临界生产压差，表征开采初期水平井各微元段出砂风险；④引入多维有序聚类法，确定分段位置及最优分段数，将出砂临界生产压差和见水时间相近的微元段划分为同一完井单元。

I、基本原理与步骤：

多维有序聚类的原理是先将全部样品视为一段，在分段必须相邻的限制条件下定义了损失函数，按照使段内离差平方和最小、段间离差平方和最大的分段原则逐渐增加分段。利用多维有序聚类算法对水平井分段的具体步骤如下：

i、构建分段指标矩阵：

将水平井分为n个等长的微元段{x₁,x₂,…x_n}，选取各微元段出砂临界生产压差和见水时间作为分段指标，构成分段指标矩阵X：

式中，CDP_i为第i微元段出砂临界生产压差，MPa；T_i为第i微元段见水时间，day。

为消除分段指标量纲不同的影响，对指标无量纲化处理：

式中，x′_ij为无量纲后的指标值，x_max,j是第j个指标中的最大值。

ii、定义段直径：

设某一完井单元P包含i到j的微元段{x_(i),x_(i+1),…x_(j)}(i＜j)，记为P＝{i,i+1,…,j}。该完井单元的均值为：

用D(i,j)表示该完井单元的直径，则可记为：

iii、定义损失函数：

有序聚类的实质就是找到某一组分段位置，使得各完井单元的总离差平方和最小，定义损失函数为：

损失函数值越小，表明完井单元内部差异越小，之间差距越大。使损失函数值最小的分段方法就是最优分段，即：

iv、b(n,k)的递推公式：

n个水平井微元段分成k个完井单元的最优分段方法是建立在n-1个水平井微元段分成k-1个完井单元的最优分段基础上的，因此利用递推公式可以得到最佳分段方法：

当b^*(n,k)达到极小值时，得到n个水平井微元段分为k个完井单元的最佳分法。

v、确定最优分段数：

根据分段结果，绘制损失函数b^*(n,k)随分段数k变化的曲线b^*(n,k)-k，该曲线拐点处所对应的分段数即为最优分段数。

II、水平井分段指标计算：

i、水平井出砂临界压差计算模型：

取井壁处微元段为研究对象，进行受力分析，斜井井周微元受力示意图请参阅图5。

得到井眼柱坐标系下井周围岩应力为：

将柱坐标系下的井周围岩应力转化成主应力形式，得到井周岩石单元有效主应力为：

通过比较σ_r，σ_1m，σ_2m大小，确定最大主应力：σ₁＝max{σ_r，σ_1m，σ_2m}，最小主应力：σ₃＝min{σ_r,σ_1m,σ_2m}，中间主应力σ₂＝median{σ_r,σ_1m,σ_2m}。

本发明选用Mogi-Coulomb准则判断岩石是否发生屈服破坏，表达式如下：

式中：

当岩石所受的应力σ₁，σ₂及σ₃满足式(41)时，井壁骨架发生破坏，地层出砂，此时井底流压为P_w为出砂临界井底流压。储层出砂临界生产压差CDP计算式为：

CDP＝P_p-P_w (44)

ii、底水油藏水平井见水时间计算方法：

底水油藏水平井见水时间计算式为：

根据势的叠加原理和等效井径原理，可得底水油藏水平井不同位置处流量与压力的关系：

式中：

水平井筒中的压降主要由3部分组成：井筒摩擦压降、加速度压降以及重力压降，因此水平段变质量流动压降为：

根据体积流量平衡与压力连续性条件，建立油藏渗流与井筒管流耦合模型，采用迭代法进行数值求解，可得水平段的产液速率q，将产液速率q代入底水油藏水平井见水时间计算式可以计算各井段见水时间t。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：本发明将数据显示、业务处理、数据存储分为不同的层面。保持各层之间的相对独立性，特别适合大型系统的开发。一旦用户业务规则发生改变，系统具有良好的适应性，后期修改维护的工作量较小。与传统模式的不足之处就在于系统开发的难度较大，且没有统一的开发标准。本项目主要由数据管理、分层分段注水设计和配注量设计三个主要模块组成。由数据管理模块建立与数据库接口，调用系统相关地质数据和生产数据。通过配注模型计算自动给出每个区块的、每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。建立一套“动态配水管理系统”来实现动态配水工作的系统化、程序化，以便对油田注水开发配水配注过程进行动态实时跟踪分析，帮助专业人员发现、分析和解决问题，服务于生产，提高工作效率。

附图说明

图1为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中新型产能模型流程图。

图2为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中将小层各开发相关参数进行直径处理后进行优化组合的原理图。

图3为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中属性参数处理流程示意图。

图4为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中分注模型技术流程图。

图5为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中斜井井周微元受力示意图。

图6为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中动态配水管理系统图。

图7为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中利用试井压力资料计算单井注采比的示意图。

图8为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中劈分系数方法求解配注量技术路线图。

图9为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中分注模型软件使用流程图。

图10为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中MVC关系图。

图11为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中软件典型区块试用流程图。

图12为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中单层产液量计算方法示意图。

图13为多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法中注水井P-Q分析示意图。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本专利的技术方案作进一步详细地说明。

请参阅图1-7，本发明提供一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法。针对低渗砂岩油藏存在注水困难，驱油效率较低等问题，脉冲注水能够明显改善其开发效果。通过改变脉冲注水参数(如脉冲压力、周期等)，可提高样品的驱油效率。对多参数进行论证后认为注2停2的方式可最大程度上提高试验区的最终采收率。并且脉冲注水时间越早，采出程度会逐渐提高，但提高幅度有限。一般共进行了两个周期，每个周期分为三个阶段：第一阶段为水井开注，油井关井，注水补充能量；第二阶段为水井停注，油井继续关井，使注入水充分进入基质，裂缝与基质间物质交换；第三个阶段为水井继续停注，油井开抽生产。

脉冲注水机理：注水开发低渗透砂岩油藏，注入水会先通过渗透率较高的部位，经过注入水长期的流动冲刷，就会造成此部分的渗透率逐渐升高，形成窜流通道；而在低渗透部位，由于注入水的渗流较为困难，注入水推进速度较为缓慢，从而此部分区域的原油就未能被波及，而脉冲注水可以扩大注水波及体积、减少层间矛盾。脉冲注水通过周期性地改变注水量，在地层中造成不稳定的压力状态，地层中压力周期性升高和降低，从而产生附加压差；造成地层中压力场的不稳定分布，压力差产生附加窜流，受毛细管力作用和水动力效应，地层中流体的反向流动使被锁孔道打开，残余油被驱替出来。

脉冲压力：脉冲注水中脉冲压力的变化会影响原油的驱替，经过大量实验研究表明，脉冲注水的压力变化幅度最好为1.4～2倍。

脉冲周期：脉冲压力，脉冲次数不改变的情形下，脉冲周期变长，驱油效率会随着脉冲周期呈现一个先增加后减小的趋势，故要把握好脉冲注水周期已达到最优的驱油效率。

脉冲次数：当脉冲次数增加时，油藏的驱油效率也会逐渐增加。

在注水开采的条件下，波及系数和驱油效率是最关键的两个因素，因此，采用某种方法提高波及系数和驱替效率，就可以提高原油采收率。

脉冲注水方式能提高非均质油藏的开发效果：

导压系数：

G_t＝G_P+S₀C₀+S_WC_W

毛管压力梯度：

式(49)和(50)中：Ct为油藏综合压缩系数；

μ为液体的粘度；

Φ为油藏岩石孔隙度；

K为油藏岩石渗透率；

C_P、C_Q、C_W分别为岩石孔隙油水压缩系数；

Pc(Sw)为毛管压力；

So、Sw分别为油水饱和度；

l为长度。

由式(49)可以看出：非均质油藏注水开发后，高渗水淹部分K大μ小(水的粘度)Ct小(因高渗水淹部分So小，Sw大而Co>>Cw)高渗部分导压系数大；相反，低渗部分含油部分K小，μ大(油的粘度)Ct较大。故低渗含油部分导压系数小。又由(50)式看出：在油水接触面上(高渗与低渗的接触面上，高渗部分是水，低渗部分是油)，饱和度梯度(δSwδl)最大，故毛管压力梯度最大，对于水湿油藏来说，在油水接触面上易将高渗水淹部分中的水自发吸入低渗部分排驱油。

多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法，包括以下步骤：

步骤一：确定合理产能产液。

根据产液能力和年度任务需求确定每个井的合理产液量，根据储层性质落实(含合层和分层产液量，需要控制无效循环通道)每个注水井的合理注采比(含合层和分层注采比)以及每个注水井的合理注水量(含合层和分层注水量)。

配注模型分层产液量的确定方法：

运用劈分系数法求合理配注量时，单层产液量无论是对单层合理注采比的求解，还是对后面合理配注量的求解，都具有较大的意义，根据KH值系数法、动态分析方法(产吸剖面资料)以及生产历史拟合方法综合分析，以计算出油水井各单层注水产液情况。

脉冲注水参数的确定：

①注水强度：注水强度依据公式计算：I＝Q/24，Q为P点压力下的注水量，m³/d。

②单井注入量：根据油水井在均质介质中生产时径向流原理，每天注入量用以下公式表达：

式(51)中，Q1为单井注水量，m³/d；

K为油层有效渗透率，μm²；

H为注水层有效厚度，m；

r为油井折算半径，m；

μ为流体粘度，mPa·s；

ΔP为压降，MPa；

R为供给半径，m。

③注入周期：T＝Q₁/I，根据以上确定参数，严格控制脉冲注水，并针对油藏地质特点及水淹程度对参数进行适应调整，提高水驱波及体积，控制含水上升。

步骤二：控制每层注水量。请参阅图1。

A、新型产能模型的建立及验证：

在不考虑水敏时，若注水开发，并维持地层压力基本不变时，产油量为：

式(13)中，Qo为产油量，t/d；K为储层渗透率，10-3μm2；kro为油相相对渗透率，小数；S_w出为出口端含水饱和度，小数；h为储层有效厚度，m；Bo为油相体积系数，无因次；μo为原油粘度，mPa·s；Δp为生产压差，MPa；re为泄油半径，m；rw为井筒半径，m；s为表皮系数，小数。

令

引入水敏因子，则考虑水敏后的产量方程可表示为：

Q_o＝αM_wk_ro(S_w出) (15)

由物质平衡方程可得：

式(16)中，Vp为井控范围内的孔隙体积，m3；为平均含水饱和度，小数；t为生产时间，d。

由式(15)和(16)得：

不考虑水敏，油水相渗曲线可表示为：

式中nw为水相指数，no为油相指数。

考虑水敏后油相相对渗透率曲线变为：

式(20)中，no'为考虑水敏后的油相指数。

由式(17)积分可得：

微分后可得：

令

C＝αk_ro(S_wc) (23)

考虑水敏与不考虑水敏时，有：

C'＝C (25)

则式(22)产油量Qo可表示为：

式(26)即为考虑水敏后的新型产能模型。同时根据式(22)可求得递减率为：

对式(22)积分可得累积产油量为：

B、合层劈分单元、分层预测指标：

将影响细分注水层段组合的因素定义为属性集(包括渗透率、厚度、采出程度、剩余可采储量等)。

式中：xij(i＝1；2；…n；j＝1；2；…；m)第i个地层的第j个属性；n总地层数；m总属性数；定义对策集为：B＝(b1；b2；b3；…；bt)(t层段组合方案总数)。其中bi(i＝1；2…；t)为按不同渗透率极差、厚度、采出程度、剩余可采储量、隔层条件等把地层划分为K个层段的层段组合的方式，K可以是两段或多段，具体根据井筒分层工艺决定。

以属性相近为原则的各类因素组合，即就是将属性相近的小层归属到同一个层段内，各类组合综合考虑后越相近的组合即就是最优组合，后期人为的可以根据模型给出的不同决策因素下的最优组合根据现场情况合理的进行改动。

将小层各开发相关参数进行直径处理后进行优化组合的原理请参阅图2。

设定各层段组合方案的某一个指标为决策目标，组合属性直径值越小方案越优。属性参数处理流程请参阅图3。

a、合层劈分单元：

为了能够劈分油藏的注采单元，需将油藏的层间储层物性参数进行等效处理，将其转换成单层非均质油藏。影响油藏注采单元劈分的地质因素主要有渗透率和含油饱和度。考虑渗透率的层间非均质性，油藏各处的等效渗透率和等效含油饱和度为：

其中，为油藏(x，y)位置处的等效渗透率，10-3μm2；ki(x，y)为第i小层(x，y)处的渗透率，10-3μm2；hi(x，y)为第i小层(x，y)处的小层厚度，m；为油藏(x，y)位置处的等效含油饱和度；Soi(x，y)为第i小层(x，y)处的含油饱和度；N为纵向小层总数。

影响油藏注采单元劈分的储层参数主要是注采连线储层层数，因此，合层后的储层参数在注采连线方向的等效参数为：

其中，为第j个注采单元注采连线的等效渗透率，10-3μm2；为第j个注采单元注采连线的等效含油饱和度；Lj为第j个注采单元注采连线的长度，m。

相邻注采单元劈分角度比值计算经验公式为：

其中，θj/θj+1为相邻注采单元j和j+1的劈分角度比值；△Pj为第j个注采单元注采连线的生产压差，0.1MPa。

根据式(3)计算得到的各井组注采劈分角度比值以及总注采连线的角度分布，可以得到油藏各注采单元的劈分角度θ，进而得到油藏的注采单元。

b、分层预测指标：

将劈分得到的油藏注采单元还原成层间非均质油藏，为了能够预测各小层的生产动态，需对各小层的平面非均质参数进行等效处理。由于油藏开发指标主要受注采连线的储层参数影响，因此，对注采单元各小层的平面非均质参数等效为注采连线参数。第j个注采单元第i小层的渗透率、孔隙度、含油饱和度和储层厚度等效公式如下：

其中，为第j个注采单元第i小层的等效渗透率，10-3μm2；分别为第j个注采单元第i小层的等效孔隙度、含油饱和度；为第j个注采单元第i小层的等效储层厚度，单位为m。

当多层非均质油藏采用定井底流压生产，第j个注采单元的注采井间压差为：

Δp_j＝p_injj-p_proj (10)

其中，△pj为第j个注采单元注采井间压差，10-1MPa；pinjj为第j个注采单元注水井的井底压力，10-1MPa；pproj为第j个注采单元生产井的井底压力，10-1MPa。

此时，第j个注采单元第i小层的注水量为：

其中，qi，j为第j个注采单元第i小层的注水量，m3/d；Ri，j为第j个注采单元第i小层的渗流阻力，mPa·s/(μm2·cm)。

当多层非均质油藏采用定液量生产，油水井配置相同时，小层渗流阻力越大，注入水进入该小层的液量越少；小层渗流阻力越小，注入水进入该小层的液量越多。第j个注采单元中第i小层的水量劈分系数αi，j为：

其中，Ri，j为第j个注采单元第i小层的渗流阻力。

此时，第j个注采单元第i小层的注水量为：

q_i,j＝α_i,jQ_j (28)

其中，qi，j为第j个注采单元第i小层的注水量，m3/d；Qj为第j个注采单元的总注水量，m3/d。

随着水驱油过程的进行，油藏各小层的渗流阻力不断发生变化。当第j个注采单元第i小层的油井未见水时，注采井间存在油相区和油水两相区；见水后，注采井间仅存在油水两相区。因此，第j个注采单元第i小层的渗流阻力Ri，j为：

其中，rfi，j为第j个注采单元第i层的驱替前缘，m；rw为注水井的半径，m；μo为地层原油粘度，mPa·s；μw为地层水粘度，mPa·s；kro为油相的相对渗透率；krw为水相的相对渗透率；Swc为束缚水饱和度；Swe为出口端含水饱和度。

根据物质平衡原理，注入水在第j个注采单元第i小层单位微元内的水驱油过程满足如下关系：

对上式两边积分，得

当r<Li，j时，第j个注采单元第i小层未见水，此时该小层的含水率为fwi，j＝0；当r≥Li，j时，根据各小层的累积注水量以及含水率和含水饱和度的关系，通过上式可以计算得到第j个注采单元第i小层的出口端含水率。对应生产井的含水率根据与该井相关的注采单元的各小层产水量叠加计算。根据含水率和含水饱和度的关系，得到目前各注采单元各小层的剩余油饱和度，从而计算得到油藏的采出程度。

c、单井合理配注的实现步骤：

1)应用油藏的地质特征参数及已知的生产动态数据，计算某一油藏或断块的各注水井层向周围各生产井相应储层的劈分系数C_jik。

2)计算某一油藏或断块的各生产井层由周围各注水井相应储层流入的方向液量Q_LJIK。

3)计算某一油藏或断块的各生产井理论产液量Q_LK。

4)计算某一油藏或断块的各生产井层计算生产井的产液剖面R_pjk；

5)计算某一油藏或断块的各生产井层由周围各注水井相应储层流入的方向比例系数R_pjki；

6)根据规划的生产动态数据，计算某一油藏或断块的各注水井的井层注水量Q_iwji

7)计算某一油藏或断块的各注水井的配注量Q_iwi。

d、分注模型研究及技术路线

以分注层段确定条件为依据，将注水井及其分注条件等各项依据进行量化处理，形成条件逻辑关系，进行计算机数学分析给出最优化分注结论，最终形成分注模型。

只需要将注水井及其周边的一些底层情况给予数字化描述，再依据油田开发层系划分为原则进行，把量化处理的参考因素进行科学合理的运算，便可得出最优结果。分注模型软件使用流程图请参阅图9。分注模型技术流程图请参阅图4，图4中相关标准和条件参数可根据工艺技术发展情况及采油厂实际情况做相应调整。

1)基于物性特征、潜力特征、受益井特征等分注层段的确定：

影响分注层段的确定的因素有：物性特征(渗透率、厚度、隔层分布、裂缝)，潜力特征(剩余油状况)，受益井特征(产油产液及含水情况、高水淹层)

合理分级标准：①隔层有良好的延伸性和稳定性，厚度在3m以上；②层段砂岩厚度最好在8m以内；③层段内渗透率级差不大于3，渗透率变异系数小于0.7；④多层细分注水时，配水器之间距离一般不应小于6m；⑤薄差层尽量单独划分在同一段内，加强注水；⑥对厚度较大，高渗透、高水淹的层尽量细分单卡，控制注水；⑦对层段的细分和重新组合尽量一次到位，减少重复作业。分注层段性质确定依据如下表：

2)基于数学分析和优化理论，考虑、储层物性参数、受益井特征等的分注模型确定，包括注水井层渗透性、注采启动压差、受益井分布、影响因素权重、最优化模型等。

C、水井注水量劈分与油井产液量计算

①渗流阻力计算：

在综合考虑油水井各小层的油层条件(油层厚度、渗透率、原油粘度)和开发条件(注采井距、生产压差、改造措施)的基础上来进行产量劈分。油水井生产时，油水两相渗流阻力系数为：

式中：M_ij——为第j口油井i层措施改造系数，如唐114井区VI油组所有措施井改造效果分析认为：压裂后近期可增产1.89倍，取M_ij＝1.89。

H_ij—为第j口油井i层有效厚度，m；

K_ij—为第j口油井i层有效渗透率，um²；

l_j—为第j口油井与水井的距离，m。

②劈分系数的确定：

注水井的劈分系数的具体数学定义是：该注水井的某一注水层流向周围各生产井相应产液层的水量占该注水井层注入水总量的比例(或百分数)，其数学表达式：

式中：Z_jik为各油井该层与对应注水井的连通状况系数；D_ik为各油井与对应注水井间的井距，m，反映了压力梯度大小以及压力损耗状况；△P_ik为注水井底流动压力与生产井井底流动压力之差，MPa；M_ik为各油井该层改造措施系数；E_k为各油井开采厚度系数，反映了井筒内射开厚度对该层的干扰情况，由全井射开油层厚度大小确定；G_jk为各生产油井渗透率级差系数，反映不同渗透率油层合采时的干扰情况；K_jik、H_jik为注采井间平均地层系数；αik为生产井与注水井问的位置系数，反映周围油井分布的相对位置不均匀而导致其流线的非对称性；β_jik为注水井到各生产井层的渗透率各向异性系数，是该注水井层油井连线方向的渗透率与该井层平均渗透率的比值。

老油田进入开发后期，油水分布复杂，注入水的长期冲刷使得地层物性参数变化较大，本次研究应用取芯、二次解释、已有监测资料使用试井解释软件对测试资料进行二次解释，确定D_ik、M_ik、G_jk、K_jik、H_jik、β_jik等地层参数，获得更加精确的劈分系数。

动态配水管理系统将数据显示、业务处理、数据存储分为不同的层面，保持各层之间的相对独立性，特别适合大型系统的开发。一旦用户业务规则发生改变，系统具有良好的适应性，后期修改维护的工作量较小。动态配水管理系统主要由数据管理、分层分段注水设计和配注量设计三个主要模块组成。由数据管理模块建立与数据库接口，调用系统相关地质数据和生产数据。通过配注模型计算自动给出每个区块的、每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。实现动态配水工作的系统化、程序化，以便对油田注水开发配水配注过程进行动态实时跟踪分析，帮助专业人员发现、分析和解决问题，服务于生产，提高工作效率。动态配水管理系统请参阅图6。

③配注模型研究及技术路线：

劈分方法建立单井配注量模型研究步骤：1)确定油水井的连通关系；2)确定劈分系数；3)建立注水井计算模型；4)采油井计算模型；5)计算单井合理配注。劈分系数方法求解配注量技术路线图请参阅图8。

④水井平面劈分系数的计算：

设油藏有n个小层，各层间无窜流，第i油层内，1口注水井周围有若干口油井同时生产时，注水量向各油井方向的平面分配系数取决于井间的渗流阻力和油井井底流压，油水两相渗流阻力系数分别为R1，R2，…，Rm，第j口油井在该层分配的水量为：

第i层油井分配的水量为：

式中：—第i层上第j口油井分配到的水量，m³；

Pwi—水井在第i层上的井底流压，MPa；

—第j口油井在第i层的井底流压，MPa。

由(2)、(3)可以得到第i层，水井对第j口油井水量的平面劈分系数为：

则第j口油井实际分配到的平面水量为：

⑤水井垂向劈分系数：

有吸水剖面的注水井，水井纵向劈分系数β_i取各层的相对吸水百分量。

没有吸水剖面的注水井，则需要通过计算确定水井纵向劈分系数β_i，在综合考虑水井各小层地层系数和其周围各油井方向渗流阻力系数差异的基础上，设注水井对n个小层注水，则注水井在第i层的垂向劈分系数的表示为：

注水井的分层水量：

式中：M_i—水井第i层措施改造系数；

K_i—水井第i层有效渗透率，um²；

H_i—水井第i层有效厚度，m。

⑥油井产液量计算：

利用上面分层注水量计算结果，计算出注水井各小层在周围每口油井方向上的注水量；然后以油井为中心，将各注水井在该油井方向的分层注水量叠加，即得到油井分层产液量。设油井第i个小层周围有w口水井，每个水井对油井的分配水量为Q_k，则油井第i个小层的分层产液量为：

在上述计算的基础上，根据油井井口实际产液量Qo，对上述计算的分层产液量结果进行修正。设油井射开S个小层，则第i个小层的修正系数为：

修正后的分层产液量为：

Q_oi＝Q_oA_i (61)

⑦软件开发设计方案：

配注软件构架、配注软件的设计界面。将分注、配注模型分别形成软件，软件能调用系统生产数据库相关数据。通过配注模型计算自动给出每个区块的、每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。

a、软件技术构架：

1)软件构架：

本发明中软件采用C/S或者B/S架构，整体框架采取多层分布式网络应用结构，MVC关系图请参阅图10。多层开发模式具有很明显的优点，它将数据显示、业务处理、数据存储分为不同的层面。保持各层之间的相对独立性，特别适合大型系统的开发。一旦用户业务规则发生改变，系统具有良好的适应性，后期修改维护的工作量较小。与传统模式的不足之处就在于系统开发的难度较大，且没有统一的开发标准。

2)业务构架：

本项目主要由数据管理、分层分段注水设计和配注量设计三个主要模块组成。由数据管理模块建立与数据库接口，调用系统相关地质数据和生产数据。通过配注模型计算自动给出每个区块的、每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。建立一套“动态配水管理系统”来实现动态配水工作的系统化、程序化，以便对油田注水开发配水配注过程进行动态实时跟踪分析，帮助专业人员发现、分析和解决问题，服务于生产，提高工作效率。请参阅图6。

3)软件系统现场应用方案：

分层配注量化模型在典型区块进行应用，在应用过程中进行调试并修正，最终形成一套实用的数学模型及计算机模型软件。

将设计好的分层配注优化软件在典型区块进行应用，在应用过程中，对试验井组的产液量、吸水量、地层压力保持程度、压力恢复速度等进行动态监测，进而分析注水利用率及见效情况，从而对软件进行调试并修正，进而形成一套实用的数学模型及计算机模型软件。软件典型区块试用流程图请参阅图11。

⑧配注模型分层产液量确定方法：

运用劈分系数法求合理配注量时，单层产液量无论是对单层合理注采比的求解，还是对后面合理配注量的求解，都具有较大的意义，本研究根据KH值系数法、动态分析方法(产吸剖面资料)以及生产历史拟合方法综合分析，以计算出油水井各单层注水产液情况。单层产液量计算方法请参阅图12。

按流动系数KH/μ值进行分配。设n个层，层间无窜流，总产液量Q，则分层产液量分别为Q₁,Q₂……Q_n，则

因

则各层产液量为

动态分析方法以及生产历史拟合方法都是借助现场已有的测试资料(产液剖面测试、压力测试)，通过分析液量及压力的变化情况，结合地层参数，来判断各层的产液能力，可作为KH系数法的补充，以提高结果的准确程度。

⑨注采井的P-Q图解决配注模型研究中油水井连通关系的判断：

通过应用注水井的累计注入压力与累计注入量的关系图即P-Q图以及生产井的累计流压和累积产液量关系图即P-Q图，并结合注水井压力降落试井、生产井压力恢复试井可以有效地分析注水开发动态对裂缝的影响及及其规律。应用试井的双对数压力导数图和结合SLPD图(二阶压力导数图)，可以有效地诊断生产动态对油水井裂缝的影响情况。

每口注水井可以获得P-Q图，测试液面和流压的生产井可以获得P-Q图。尽管不是每口井都进行试井，但每个注采单元里都有典型的试井资料就可以，这样可以通过已知的试井模型和通过测井和生产数据获得油藏参数，在计算机上进行试井，得到所有井的双对数压力导数图和SLPD图，然后分析出注水动态对裂缝的影响，进而分析油水井之间的注采连通关系。注水井P-Q分析示意图请参阅图13。

⑩利用试井压力资料计算单井注采比。请参阅图7。

D、分注模型研究及技术路线

以分注层段确定条件为依据，将注水井及其分注条件等各项依据进行量化处理，形成条件逻辑关系，进行计算机数学分析给出最优化分注结论，最终形成分注模型。我们只需要将注水井及其周边的一些底层情况给予数字化描述，再依据油田开发层系划分为原则进行，把量化处理的参考因素进行科学合理的运算，便可得出最优结果。

a、水平井完井防砂分段策略：

针对水平段出砂状况非均质的特点，以出砂临界生产压差表征水平井段在生产初期的出砂风险，同时考虑生产后期储层见水对出砂的影响，确立以井段“出砂风险与见水时间相近，位置相邻”为原则的分段策略。具体分段流程如下：①将水平段分为若干等长的微元段；②依据油藏渗流和井筒管流耦合模型，计算水平井产液剖面，并将产液速率代入到底水油藏水平井见水时间计算式，计算各微元段见水时间；③根据水平井出砂临界生产压差模型，计算各微元段出砂临界生产压差，表征开采初期水平井各微元段出砂风险；④引入多维有序聚类法，确定分段位置及最优分段数，将出砂临界生产压差和见水时间相近的微元段划分为同一完井单元。

I、基本原理与步骤：

多维有序聚类的原理是先将全部样品视为一段，在分段必须相邻的限制条件下定义了损失函数，按照使段内离差平方和最小、段间离差平方和最大的分段原则逐渐增加分段。利用多维有序聚类算法对水平井分段的具体步骤如下：

i、构建分段指标矩阵：

将水平井分为n个等长的微元段{x₁,x₂,…x_n}，选取各微元段出砂临界生产压差和见水时间作为分段指标，构成分段指标矩阵X：

式中，CDP_i为第i微元段出砂临界生产压差，MPa；T_i为第i微元段见水时间，day。

为消除分段指标量纲不同的影响，对指标无量纲化处理：

式中，x′_ij为无量纲后的指标值，x_max,j是第j个指标中的最大值。

ii、定义段直径：

设某一完井单元P包含i到j的微元段{x_(i),x_(i+1),…x_(j)}(i＜j)，记为P＝{i,i+1,…,j}。该完井单元的均值为：

用D(i,j)表示该完井单元的直径，则可记为：

iii、定义损失函数：

有序聚类的实质就是找到某一组分段位置，使得各完井单元的总离差平方和最小，定义损失函数为：

损失函数值越小，表明完井单元内部差异越小，之间差距越大。使损失函数值最小的分段方法就是最优分段，即：

iv、b(n,k)的递推公式：

n个水平井微元段分成k个完井单元的最优分段方法是建立在n-1个水平井微元段分成k-1个完井单元的最优分段基础上的，因此利用递推公式可以得到最佳分段方法：

当b^*(n,k)达到极小值时，得到n个水平井微元段分为k个完井单元的最佳分法。

v、确定最优分段数：

根据分段结果，绘制损失函数b^*(n,k)随分段数k变化的曲线b^*(n,k)-k，该曲线拐点处所对应的分段数即为最优分段数。

II、水平井分段指标计算：

i、水平井出砂临界压差计算模型：

取井壁处微元段为研究对象，进行受力分析，斜井井周微元受力示意图请参阅图5。

得到井眼柱坐标系下井周围岩应力为：

将柱坐标系下的井周围岩应力转化成主应力形式，得到井周岩石单元有效主应力为：

通过比较σ_r，σ_1m，σ_2m大小，确定最大主应力：σ₁＝max{σ_r，σ_1m，σ_2m}，最小主应力：σ₃＝min{σ_r,σ_1m,σ_2m}，中间主应力σ₂＝median{σ_r,σ_1m,σ_2m}。

本发明选用Mogi-Coulomb准则判断岩石是否发生屈服破坏，表达式如下：

式中：

当岩石所受的应力σ₁，σ₂及σ₃满足式(41)时，井壁骨架发生破坏，地层出砂，此时井底流压为P_w为出砂临界井底流压。储层出砂临界生产压差CDP计算式为：

CDP＝P_p-P_w (44)

ii、底水油藏水平井见水时间计算方法：

底水油藏水平井见水时间计算式为：

根据势的叠加原理和等效井径原理，可得底水油藏水平井不同位置处流量与压力的关系：

式中：

水平井筒中的压降主要由3部分组成：井筒摩擦压降、加速度压降以及重力压降，因此水平段变质量流动压降为：

根据体积流量平衡与压力连续性条件，建立油藏渗流与井筒管流耦合模型，采用迭代法进行数值求解，可得水平段的产液速率q，将产液速率q代入底水油藏水平井见水时间计算式可以计算各井段见水时间t。

本发明采用合层劈分单元、分层预测指标，首先对油藏层间非均质参数等效处理，将油藏转化为单层非均质油藏，应用经验公式劈分注采单元；然后将其还原成多层非均质注采单元，对各小层平面非均质参数等效处理，将注采单元转化为平面均质、层间非均质单元；最后应用物质平衡原理和Buckley-Leveret水驱油理论，预测各注采单元的含水率、采出程度等开发指标，进而得到整个油藏的开发指标。

本发明通过考虑水敏对相渗曲线的影响，对常规水驱曲线进行改进，推导出考虑水敏后的新型水驱曲线，然后结合现场实际生产数据，验证了新型水驱曲线的合理性。同时，建立了考虑水敏后的新型产能模型，其计算结果同油藏数值模拟方法计算结果对比，误差在合理的范围内，验证了新型产能模型的正确性。

本发明首先利用基于Mogi-Coulomb准则的出砂临界生产压差模型计算水平段沿程出砂临界生产压差；然后利用油藏-井筒耦合模型和底水油藏水平井见水时间计算式得到水平段沿程见水时间。最后选取出砂临界生产压差和见水时间作为分段指标，将fisher最优分割和多维有序聚类结合，提出了根据水平井沿程出砂状况进行分段的方法。

本发明首先对原始的测井曲线数据进行数据处理，得到具有十维特征值的测井数据作为实验数据集，然后采用K-means、MeanShift和DBSCAN聚类模型对实验数据进行聚类，再通过人工标注的方法，最终得到有岩性标签的测井数据，实现岩性的预分类。相比于传统的以线性数学作为运算基础的测井数据处理方法，聚类分析算法提高了分类识别的准确度，识别结果更加接近于储层的真实特性，具有分类能力良好和自适应性强且易于部署的优点。

本发明预期达到成果分析：

(1)基于数学分析和优化理论，综合静态储层因素(油层厚度、渗透率、原油黏度等)以及动态开发因素(注采井距、生产压差、改造措施)等因素，充分参考和应用取芯、二次解释、已有监测资料等，建立劈分计算方法，并建立合理的分注、配注模型。

(2)将分注、配注模型分别形成软件，软件能调用研究区块生产数据库相关数据。通过配注模型计算自动给出区块的每口井、每个层的配注量。通过分注模型计算，自动给出注水井分注层段。

(3)根据实际生产数据对分层配注量化模型不断调试并修正，最终形成一套实用的数学模型及计算机模型软件。并以扶余油田西18-3示范区、新立油田Ⅲ区块为重点区块进行成果的推广应用。

根据分注及配注模型构建的动态配水管理系统可达到以下指标：

(1)人机交互性好，提供友好操作界面；

(2)时实性—系统能快速响应用户的指令，具体响应速度小于15秒；

(3)可靠性—系统性能稳定可靠，具有强大的容错性和处理异常的能力；

(4)可维护性—系统采用分布式多层结构，系统维护、升级方便灵活，能满足软件功能扩展的需要；

(5)系统采用合适计算机语言开发，实现不同版本的操作系统上进行应用。

本发明通过在区块动静态资料的收集、整理，充分利用区块取芯资料、测井及二次解释资料、生产动态、井史，以及产吸剖面、测压、示踪剂等监测资料；以渗流力学为基础，以井组内注采平衡为依据，综合静态储层因素以及动态开发因素，建立了劈分计算方法。

上面对本专利的较佳实施方式作了详细说明，但是本专利并不限于上述实施方式，在本领域的普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本专利宗旨的前提下作出各种变化。

Claims (2)

1.一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一：确定合理产能产液：

根据产液能力和年度任务需求确定每个井的合理产液量，根据储层性质落实每个注水井的合理注采比以及每个注水井的合理注水量；

配注模型分层产液量的确定方法：

运用劈分系数法求合理配注量时，根据KH值系数法、动态分析方法以及生产历史拟合方法综合分析，以计算出油水井各单层注水产液情况；

脉冲注水参数的确定：

①注水强度：注水强度依据公式计算：I＝Q/24，Q为P点压力下的注水量，m³/d；

②单井注入量：根据油水井在均质介质中生产时径向流原理，每天注入量用以下公式表达：

式(51)中，Q1为单井注水量，m³/d；

K为油层有效渗透率，μm²；

H为注水层有效厚度，m；

r为油井折算半径，m；

μ为流体粘度，mPa·s；

ΔP为压降，MPa；

R为供给半径，m；

③注入周期：T＝Q₁/I，根据以上确定参数，严格控制脉冲注水，并针对油藏地质特点及水淹程度对参数进行适应调整，提高水驱波及体积，控制含水上升；

步骤二：控制每层注水量；

A、新型产能模型的建立及验证：

在不考虑水敏时，若注水开发，并维持地层压力基本不变时，产油量为：

式(13)中，Qo为产油量，t/d；K为储层渗透率，10-3μm2；kro为油相相对渗透率，小数；S_w出为出口端含水饱和度，小数；h为储层有效厚度，m；Bo为油相体积系数，无因次；μo为原油粘度，mPa·s；Δp为生产压差，MPa；re为泄油半径，m；rw为井筒半径，m；s为表皮系数，小数；

令

引入水敏因子，则考虑水敏后的产量方程可表示为：

Q_o＝αM_wk_ro(S_w出) (15)

由物质平衡方程可得：

式(16)中，Vp为井控范围内的孔隙体积，m3；为平均含水饱和度，小数；t为生产时间，d；

由式(15)和(16)得：

不考虑水敏，油水相渗曲线可表示为：

式中nw为水相指数，no为油相指数；

考虑水敏后油相相对渗透率曲线变为：

式(20)中，no'为考虑水敏后的油相指数；

由式(17)积分可得：

微分后可得：

令

C＝αk_ro(S_wc) (23)

考虑水敏与不考虑水敏时，有：

C'＝C (25)

则式(22)产油量Qo可表示为：

式(26)即为考虑水敏后的新型产能模型；同时根据式(22)可求得递减率为：

对式(22)积分可得累积产油量为：

B、合层劈分单元、分层预测指标：

将影响细分注水层段组合的因素定义为属性集(；

式中：xij(i＝1；2；…n；j＝1；2；…；m)第i个地层的第j个属性；n总地层数；m总属性数；定义对策集为：B＝(b1；b2；b3；…；bt)(t层段组合方案总数)；其中bi(i＝1；2…；t)为按不同渗透率极差、厚度、采出程度、剩余可采储量、隔层条件等把地层划分为K个层段的层段组合的方式，K可以是两段或多段；

a、合层劈分单元：

油藏各处的等效渗透率和等效含油饱和度为：

其中，为油藏(x，y)位置处的等效渗透率，10-3μm2；ki(x，y)为第i小层(x，y)处的渗透率，10-3μm2；hi(x，y)为第i小层(x，y)处的小层厚度，m；为油藏(x，y)位置处的等效含油饱和度；Soi(x，y)为第i小层(x，y)处的含油饱和度；N为纵向小层总数；

合层后的储层参数在注采连线方向的等效参数为：

其中，为第j个注采单元注采连线的等效渗透率，10-3μm2；为第j个注采单元注采连线的等效含油饱和度；Lj为第j个注采单元注采连线的长度，m；

相邻注采单元劈分角度比值计算经验公式为：

其中，θj/θj+1为相邻注采单元j和j+1的劈分角度比值；△Pj为第j个注采单元注采连线的生产压差，0.1MPa；

根据式(3)计算得到的各井组注采劈分角度比值以及总注采连线的角度分布，得到油藏各注采单元的劈分角度θ，进而得到油藏的注采单元；

b、分层预测指标：

将劈分得到的油藏注采单元还原成层间非均质油藏，对各小层的平面非均质参数进行等效处理；对注采单元各小层的平面非均质参数等效为注采连线参数；第j个注采单元第i小层的渗透率、孔隙度、含油饱和度和储层厚度等效公式如下：

其中，为第j个注采单元第i小层的等效渗透率，10-3μm2；分别为第j个注采单元第i小层的等效孔隙度、含油饱和度；为第j个注采单元第i小层的等效储层厚度，单位为m；

当多层非均质油藏采用定井底流压生产，第j个注采单元的注采井间压差为：

Δp_j＝p_injj-p_proj (10)

其中，△pj为第j个注采单元注采井间压差，10-1MPa；pinjj为第j个注采单元注水井的井底压力，10-1MPa；pproj为第j个注采单元生产井的井底压力，10-1MPa；

此时，第j个注采单元第i小层的注水量为：

其中，qi，j为第j个注采单元第i小层的注水量，m3/d；Ri，j为第j个注采单元第i小层的渗流阻力，mPa·s/(μm2·cm)；

当多层非均质油藏采用定液量生产，油水井配置相同时，小层渗流阻力越大，注入水进入该小层的液量越少；小层渗流阻力越小，注入水进入该小层的液量越多；第j个注采单元中第i小层的水量劈分系数αi，j为：

其中，Ri，j为第j个注采单元第i小层的渗流阻力；

此时，第j个注采单元第i小层的注水量为：

q_i,j＝α_i,jQ_j (28)

其中，qi，j为第j个注采单元第i小层的注水量，m3/d；Qj为第j个注采单元的总注水量，m3/d；

随着水驱油过程的进行，油藏各小层的渗流阻力不断发生变化；当第j个注采单元第i小层的油井未见水时，注采井间存在油相区和油水两相区；见水后，注采井间仅存在油水两相区；因此，第j个注采单元第i小层的渗流阻力Ri，j为：

其中，rfi，j为第j个注采单元第i层的驱替前缘，m；rw为注水井的半径，m；μo为地层原油粘度，mPa·s；μw为地层水粘度，mPa·s；kro为油相的相对渗透率；krw为水相的相对渗透率；Swc为束缚水饱和度；Swe为出口端含水饱和度；

根据物质平衡原理，注入水在第j个注采单元第i小层单位微元内的水驱油过程满足如下关系：

对上式两边积分，得

当r<Li，j时，第j个注采单元第i小层未见水，此时该小层的含水率为fwi，j＝0；当r≥Li，j时，根据各小层的累积注水量以及含水率和含水饱和度的关系，通过上式可以计算得到第j个注采单元第i小层的出口端含水率；对应生产井的含水率根据与该井相关的注采单元的各小层产水量叠加计算；

c、单井合理配注的实现步骤：

1)应用油藏的地质特征参数及已知的生产动态数据，计算某一油藏或断块的各注水井层向周围各生产井相应储层的劈分系数C_jik；

2)计算某一油藏或断块的各生产井层由周围各注水井相应储层流入的方向液量Q_LJIK；

3)计算某一油藏或断块的各生产井理论产液量Q_LK；

4)计算某一油藏或断块的各生产井层计算生产井的产液剖面R_pjk；

5)计算某一油藏或断块的各生产井层由周围各注水井相应储层流入的方向比例系数R_pjki；

6)根据规划的生产动态数据，计算某一油藏或断块的各注水井的井层注水量Q_iwji

7)计算某一油藏或断块的各注水井的配注量Q_iwi；

d、分注模型研究及技术路线：

以分注层段确定条件为依据，将注水井及其分注条件等各项依据进行量化处理，形成条件逻辑关系，进行计算机数学分析给出最优化分注结论，最终形成分注模型；

1)基于物性特征、潜力特征、受益井特征等分注层段的确定；

2)基于数学分析和优化理论，考虑储层物性参数、受益井特征等的分注模型确定；C、水井注水量劈分与油井产液量计算：

①渗流阻力计算：

油水井生产时，油水两相渗流阻力系数为：

式中：M_ij——为第j口油井i层措施改造系数，如唐114井区VI油组所有措施井改造效果分析认为：压裂后近期可增产1.89倍，取M_ij＝1.89；

H_ij—为第j口油井i层有效厚度，m；

K_ij—为第j口油井i层有效渗透率，um²；

l_j—为第j口油井与水井的距离，m；

②劈分系数的确定：

注水井的劈分系数的具体数学定义是：该注水井的某一注水层流向周围各生产井相应产液层的水量占该注水井层注入水总量的比例(或百分数)，其数学表达式：

式中：Z_jik为各油井该层与对应注水井的连通状况系数；D_ik为各油井与对应注水井间的井距，m，反映了压力梯度大小以及压力损耗状况；△P_ik为注水井底流动压力与生产井井底流动压力之差，MPa；M_ik为各油井该层改造措施系数；E_k为各油井开采厚度系数，反映了井筒内射开厚度对该层的干扰情况，由全井射开油层厚度大小确定；G_jk为各生产油井渗透率级差系数，反映不同渗透率油层合采时的干扰情况；K_jik、H_jik为注采井间平均地层系数；αik为生产井与注水井问的位置系数，反映周围油井分布的相对位置不均匀而导致其流线的非对称性；β_jik为注水井到各生产井层的渗透率各向异性系数，是该注水井层油井连线方向的渗透率与该井层平均渗透率的比值；

③配注模型研究及技术路线：

劈分方法建立单井配注量模型研究步骤：1)确定油水井的连通关系；2)确定劈分系数；3)建立注水井计算模型；4)采油井计算模型；5)计算单井合理配注；

④水井平面劈分系数的计算：

设油藏有n个小层，各层间无窜流，第i油层内，1口注水井周围有若干口油井同时生产时，注水量向各油井方向的平面分配系数取决于井间的渗流阻力和油井井底流压，油水两相渗流阻力系数分别为R1，R2，…，Rm，第j口油井在该层分配的水量为：

第i层油井分配的水量为：

式中：—第i层上第j口油井分配到的水量，m³；

Pwi—水井在第i层上的井底流压，MPa；

—第j口油井在第i层的井底流压，MPa；

由(2)、(3)可以得到第i层，水井对第j口油井水量的平面劈分系数为：

则第j口油井实际分配到的平面水量为：

⑤水井垂向劈分系数：

有吸水剖面的注水井，水井纵向劈分系数β_i取各层的相对吸水百分量；

没有吸水剖面的注水井，则需要通过计算确定水井纵向劈分系数β_i，在综合考虑水井各小层地层系数和其周围各油井方向渗流阻力系数差异的基础上，设注水井对n个小层注水，则注水井在第i层的垂向劈分系数的表示为：

注水井的分层水量：

式中：M_i—水井第i层措施改造系数；

K_i—水井第i层有效渗透率，um²；

H_i—水井第i层有效厚度，m；

⑥油井产液量计算：

利用上面分层注水量计算结果，计算出注水井各小层在周围每口油井方向上的注水量；然后以油井为中心，将各注水井在该油井方向的分层注水量叠加，即得到油井分层产液量；设油井第i个小层周围有w口水井，每个水井对油井的分配水量为Q_k，则油井第i个小层的分层产液量为：

在上述计算的基础上，根据油井井口实际产液量Qo，对上述计算的分层产液量结果进行修正；设油井射开S个小层，则第i个小层的修正系数为：

修正后的分层产液量为：

Q_oi＝Q_oA_i (61)

⑧配注模型分层产液量确定方法：

运用劈分系数法求合理配注量时，根据KH值系数法、动态分析方法以及生产历史拟合方法综合分析，以计算出油水井各单层注水产液情况；

按流动系数KH/μ值进行分配；设n个层，层间无窜流，总产液量Q，则分层产液量分别为Q₁,Q₂……Q_n，则

因

则各层产液量为

⑨注采井的P-Q图解决配注模型研究中油水井连通关系的判断；

⑩利用试井压力资料计算单井注采比；

D、分注模型研究及技术路线：

以分注层段确定条件为依据，将注水井及其分注条件等各项依据进行量化处理，形成条件逻辑关系，进行计算机数学分析给出最优化分注结论，最终形成分注模型；

a、水平井完井防砂分段策略：

I、基本原理与步骤：

多维有序聚类的原理是先将全部样品视为一段，在分段必须相邻的限制条件下定义了损失函数，按照使段内离差平方和最小、段间离差平方和最大的分段原则逐渐增加分段；利用多维有序聚类算法对水平井分段的具体步骤如下：

i、构建分段指标矩阵：

将水平井分为n个等长的微元段{x₁,x₂,…x_n}，选取各微元段出砂临界生产压差和见水时间作为分段指标，构成分段指标矩阵X：

式中，CDP_i为第i微元段出砂临界生产压差，MPa；T_i为第i微元段见水时间，day；

为消除分段指标量纲不同的影响，对指标无量纲化处理：

式中，x′_ij为无量纲后的指标值，x_max,j是第j个指标中的最大值；

ii、定义段直径：

设某一完井单元P包含i到j的微元段{x_(i),x_(i+1),…x_(j)}(i＜j)，记为P＝{i,i+1,…,j}；该完井单元的均值为：

用D(i,j)表示该完井单元的直径，则可记为：

iii、定义损失函数：

有序聚类的实质就是找到某一组分段位置，使得各完井单元的总离差平方和最小，定义损失函数为：

损失函数值越小，表明完井单元内部差异越小，之间差距越大；使损失函数值最小的分段方法就是最优分段，即：

iv、b(n,k)的递推公式：

n个水平井微元段分成k个完井单元的最优分段方法是建立在n-1个水平井微元段分成k-1个完井单元的最优分段基础上的，因此利用递推公式可以得到最佳分段方法：

当b^*(n,k)达到极小值时，得到n个水平井微元段分为k个完井单元的最佳分法；

v、确定最优分段数：

根据分段结果，绘制损失函数b^*(n,k)随分段数k变化的曲线b^*(n,k)-k，该曲线拐点处所对应的分段数即为最优分段数；

II、水平井分段指标计算：

i、水平井出砂临界压差计算模型：

取井壁处微元段为研究对象，进行受力分析，斜井井周微元受力示意图请参阅图5；

得到井眼柱坐标系下井周围岩应力为：

将柱坐标系下的井周围岩应力转化成主应力形式，得到井周岩石单元有效主应力为：

通过比较σ_r，σ_1m，σ_2m大小，确定最大主应力：σ₁＝max{σ_r，σ_1m，σ_2m}，最小主应力：σ₃＝min{σ_r,σ_1m,σ_2m}，中间主应力σ₂＝median{σ_r,σ_1m,σ_2m}；

通过Mogi-Coulomb准则判断岩石是否发生屈服破坏，表达式如下：

式中：

当岩石所受的应力σ₁，σ₂及σ₃满足式(41)时，井壁骨架发生破坏，地层出砂，此时井底流压为P_w为出砂临界井底流压；储层出砂临界生产压差CDP计算式为：

CDP＝P_p-P_w (44)

ii、底水油藏水平井见水时间计算方法：

底水油藏水平井见水时间计算式为：

根据势的叠加原理和等效井径原理，可得底水油藏水平井不同位置处流量与压力的关系：

其中：

式中：

水平井筒中的压降主要由3部分组成：井筒摩擦压降、加速度压降以及重力压降，因此水平段变质量流动压降为：

根据体积流量平衡与压力连续性条件，建立油藏渗流与井筒管流耦合模型，采用迭代法进行数值求解，可得水平段的产液速率q，将产液速率q代入底水油藏水平井见水时间计算式可以计算各井段见水时间t。

2.根据权利要求1所述的多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法，其特征在于，所述水平井完井防砂分段策略具体分段流程如下：①将水平段分为若干等长的微元段；②依据油藏渗流和井筒管流耦合模型，计算水平井产液剖面，并将产液速率代入到底水油藏水平井见水时间计算式，计算各微元段见水时间；③根据水平井出砂临界生产压差模型，计算各微元段出砂临界生产压差，表征开采初期水平井各微元段出砂风险；④引入多维有序聚类法，确定分段位置及最优分段数，将出砂临界生产压差和见水时间相近的微元段划分为同一完井单元。