CN109322654A - 确定水平井含水率的方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种确定水平井含水率的方法和装置。本发明确定水平井含水率的方法，包括：获取水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率；根据所述水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率，确定水平井含水率。本发明解决了目前以垂直井模型确定水平井的含水率精度不高的问题。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术，尤其涉及一种确定水平井含水率的方法和装置。
背景技术
油田在勘探开发过程中，较多利用注水方法进行油田的开发，油田的含水开发水平已经到达较高的阶段。判别水淹级别、水淹部位和水淹程度，为进行二次乃至三次采油提高采收率提供依据，是油田开发调整工作的重要组成部分。
目前，油水相对渗透率的大小是判别储层产液性质最直接的参数，同时它也是求取含水率的必要参数，并用于确定油藏产液性质，计算水淹层含水率。
现有技术确定水平井含水率的模型是基于垂直井构建的，因此，确定的含水率精度不高。
发明内容
本发明提供一种确定水平井含水率的方法和装置，以解决确定水平井含水率的精度不高的问题。
第一方面，本发明提供一种确定水平井含水率的方法，包括：
获取水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率；
根据所述水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率，确定水平井含水率。
进一步地，上述确定水平井含水率的方法，可以包括：
根据
确定水平井含水率Fw。
进一步地，上述确定水平井含水率的方法，可以包括：
根据
获取多个时刻的水平出口端油相对渗透率Kroeh，通过对多个时刻的Kroeh进行数据回归，得到水平油相对渗透率Kroh。
进一步地，上述确定水平井含水率的方法，可以包括：
根据
获取多个时刻的水平出口端水相对渗透率Krweh，通过对多个时刻的Krweh进行数据回归，得到水平水相对渗透率Krwh。
进一步地，上述确定水平井含水率的方法，可以包括：
根据
获取多个时刻的垂直出口端油相对渗透率Kroev，通过对多个时刻的Kroev进行数据回归，得到垂直油相对渗透率Krov。
进一步地，上述确定水平井含水率的方法，可以包括：
根据
获取多个时刻的垂直出口端水相对渗透率Krwev，通过对多个时刻的Krwev进行数据回归，得到垂直水相对渗透率Krwv。
第二方面，本发明提供一种确定水平井含水率的装置，包括：
获取模块，用于获取水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率；
处理模块，用于根据所述水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率，确定水平井含水率。
进一步地，上述处理模块，具体用于：
根据
确定水平井含水率Fw。
进一步地，上述获取模块，具体用于：
根据
获取多个时刻的水平出口端油相对渗透率Kroeh，通过对多个时刻的Kroeh进行数据回归，得到水平油相对渗透率Kroh。
进一步地，上述获取模块，具体用于：
根据
获取多个时刻的水平出口端水相对渗透率Krweh，通过对多个时刻的Krweh进行数据回归，得到水平水相对渗透率Krwh。
进一步地，上述获取模块，具体用于：
根据
获取多个时刻的垂直出口端油相对渗透率Kroev，通过对多个时刻的Kroev进行数据回归，得到垂直油相对渗透率Krov。
进一步地，上述获取模块，具体用于：
根据
获取多个时刻的垂直出口端水相对渗透率Krwev，通过对多个时刻的Krwev进行数据回归，得到垂直水相对渗透率Krwv。
本发明确定水平井含水率的方法和装置，通过使用水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率进行综合运算，获取水平井含水率，解决目前以垂直井模型确定水平井的含水率精度不高的问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明确定水平井含水率的方法实施例一的流程图；
图2为本发明的一种水平相对渗透率曲线图；
图3-a为本发明的一种水平油相对渗透率数据模型图；
图3-b为本发明的一种水平水相对渗透率数据模型图；
图4为本发明确定水平井含水率的装置实施例一的结构示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
下面以具体地实施例对本发明的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。
图1为本发明确定水平井含水率的方法实施例一的流程示意图，如图1所示，本实施例的方法如下：
S101：获取水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率。
具体地，水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率的获取方法有多种，例如：稳态法与非稳态法。本实施例以非稳态法获取水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率为例，但也可使用其他获取方法，此处不做限制。
本发明实施例所测试的岩心，可以通过如下方式进行预处理：
对岩心按SY 5345—2007《油水相对渗透率测定方法》标准进行处理，并抽空饱和模拟地层水，该饱和模拟地层水按照特定要求配置，例如：配制的NaCl水型，密度为1.09g/cm3，粘度为1.81mPa.s；抽空饱和模拟地层水的岩心用模拟原油进行驱替，模拟原油按照特定要求配置，例如：密度为0.956389g/cm3，粘度为1.94mPa.s；直至达到束缚水条件，然后对岩心进行模拟注水开采直至含水率达到99.9％。期间，注水压差需要根据公式(6)中π1≤0.6确定。
其中，σow为油水界面张力，K为空气渗透率，φ为孔隙度，ΔP为注水压差。
具体地，步骤S101中水的粘度与油的粘度可以通过实验测量得到，水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率可以通过Johnson-Bossler-Naumann(以下简称JBN)方法计算并进行数据回归得到。
其中，获取水平出口端油相对渗透率的一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的水平出口端油相对渗透率Kroeh；
其中，Voh为水平累积产油量，Vth为水平累积注水量；
Vph为水平岩样孔隙体积；
Kh为水平岩样空气渗透率，Ah为水平岩样截面积，ΔPh(t)为t时刻水平岩样两端压差，μo为油的粘度，Lh为水平岩样长度，Qh(t)为t时刻水平出口端流量。
其中，获取水平出口端水相对渗透率的一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的水平出口端水相对渗透率Krweh；
其中，Kroeh由公式(2)获取，μw为水的粘度，fwh为水平含水率，foh为水平含油率。
其中，所述获取垂直出口端油相对渗透率的一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的垂直出口端油相对渗透率Kroev；
其中，Vov为垂直累积产油量，Vtv为垂直累积注水量；
Vpv为垂直岩样孔隙体积；
Kv为垂直岩样空气渗透率，Av为垂直岩样截面积，ΔPv(t)为t时刻垂直岩样两端压差，Lv为垂直岩样长度，Qv(t)为t时刻垂直出口端流量。
其中，所述获取垂直出口端水相对渗透率一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的垂直出口端水相对渗透率Krwev；
其中，Kroev由公式(4)获取，fwv为垂直含水率，fov为垂直含油率。
具体的，在对岩心进行模拟注水开采过程中，计算并记录不同时刻对应的Kroeh、Krweh、Kroev、Krwev、Sweh及Swev，并绘制Kroeh、Krweh与Sweh，Kroev、Krwev与Swev的相对渗透率曲线图。
其中，根据
获得多个时刻的水平出口端含水饱和度Sweh；
其中，Swih为水平束缚水饱和度，
其中，根据
获得多个时刻的垂直出口端含水饱和度Swev；
其中，Swiv为垂直束缚水饱和度，
其中，以测量东河砂岩井为例，经上述处理得到Kroeh、Krweh与Sweh的一种可能的相对渗透率曲线图如图2所示，图2为本发明的一种水平相对渗透率曲线图。
进一步的，设
其中，Sorh为水平残余油饱和度，Sorv为垂直残余油饱和度。
对Kroeh、Krweh、Kroev、Krwev、Sweh及Swev数据回归后，可以得到水平出口端油相对渗透率计算模型、水平出口端水相对渗透率计算模型、垂直出口端油相对渗透率计算模型、垂直出口端水相对渗透率计算模型。
其中，以测量东河砂岩井为例，由图2对应的数据，可以得到图3-a及图3-b所示的数据模型图，图3-a为本发明的一种水平油相对渗透率数据模型图，图3-b为本发明的一种水平水相对渗透率数据模型图。对图3-b进行数据回归，可以得到东河砂岩井的水平水相对渗透率Krwh计算模型(13)，对图3-a进行数据回归，可以得到东河砂岩井的水平油相对渗透率Kroh计算模型(14)，如下公式所示：
Krwh＝1.0168S1h 2.4222 R2＝0.9928 (13)
Kroh＝0.5679S2h 1.5404 R2＝0.9307 (14)
其中，R为相关性。
使用公式(13)可以通过S1h获得对应的Krwh；使用公式(14)可以通过S2h获得对应的Kroh。
进一步的，通过S1v获得对应的垂直水相对渗透率Krwv及通过S2v获得对应的垂直油相对渗透率Krov的方法与上述过程类似，在此不再赘述。
S102：根据所述水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率，确定水平井含水率。
其中，步骤S102一种可能的实现方式为：
根据
确定水平井含水率Fw；
其中，Kroh由实际岩心得到的类似公式(14)的水平油相对渗透率Kroh计算模型获取，Krwh由实际岩心得到的类似公式(13)的水平水相对渗透率Krwh计算模型获取，Krov与Krwv的获取方式与上述描述类似，此处不再赘述。
本实施例，通过使用水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率进行综合运算，获取水平井含水率，解决目前以垂直井模型确定水平井的含水率精度不高的问题。
本发明上述实施例所示的确定水平井含水率可应用于砂岩储层水平井含水率。
图4为本发明确定水平井含水率的装置实施例一的结构示意图，如图4所示，本实施例的装置包括：
获取模块21、用于获取水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率。
其中，水的粘度与油的粘度可以通过实验测量得到，水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率可以通过JBN方法计算得到。
可选的，获取水平出口端油相对渗透率的一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的水平出口端油相对渗透率Kroeh；
公式(2)中各参数的具体含义同本发明确定水平井含水率的方法实施例一中的描述，此处不再赘述。
可选的，获取水平出口端水相对渗透率的一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的水平出口端水相对渗透率Krweh；
公式(3)中各参数的具体含义同本发明确定水平井含水率的方法实施例一中的描述，此处不再赘述。
可选的，获取垂直出口端油相对渗透率的一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的垂直出口端油相对渗透率Kroev；
公式(4)中各参数的具体含义同本发明确定水平井含水率的方法实施例一中的描述，此处不再赘述。
可选的，获取垂直出口端水相对渗透率一种可能的实现方式：
根据
获取多个时刻的垂直出口端水相对渗透率Krwev；
公式(5)中各参数的具体含义同本发明确定水平井含水率的方法实施例一中的描述，此处不再赘述。
进一步的，得到水平水相对渗透率Krwh计算模型、水平油相对渗透率Kroh计算模型、垂直水相对渗透率Krwv计算模型及垂直油相对渗透率Krov计算模型，具体过程同本发明确定水平井含水率的方法实施例一中的描述，此处不再赘述。
处理模块22、用于根据所述水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率，确定水平井含水率。
可选的，模块22还用于：
根据
确定水平井含水率Fw；
公式(1)中各参数的具体含义同本发明确定水平井含水率的方法实施例一中的描述，此处不再赘述。
本实施例的装置，可以用于执行图1所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。
本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种确定水平井含水率的方法，其特征在于，包括：
获取水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率；
根据
确定水平井含水率Fw；
其中，μw为水的粘度，μo为油的粘度，Kroh为水平油相对渗透率，Krwh为水平水相对渗透率，Krov为垂直油相对渗透率，Krwv为垂直水相对渗透率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取水平油相对渗透率，包括：
根据
获取多个时刻的水平出口端油相对渗透率Kroeh；
其中，Voh为水平累积产油量，Vth为水平累积注水量；
Vph为水平岩样孔隙体积；
Kh为水平岩样空气渗透率，Ah为水平岩样截面积，ΔPh(t)为t时刻水平岩样两端压差，Lh为水平岩样长度，Qh(t)为t时刻水平出口端流量。
通过对多个时刻的Kroeh进行数据回归，得到水平油相对渗透率Kroh。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述获取水平水相对渗透率，包括：
根据
获取多个时刻的水平出口端水相对渗透率Krweh；
其中，fwh为水平含水率，foh为水平含油率；
通过对多个时刻的Krweh进行数据回归，得到水平水相对渗透率Krwh。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取垂直油相对渗透率，包括：
根据
获取多个时刻的垂直出口端油相对渗透率Kroev；
其中，Vov为垂直累积产油量，Vtv为垂直累积注水量；
Vpv为垂直岩样孔隙体积；
Kv为垂直岩样空气渗透率，Av为垂直岩样截面积，ΔPv(t)为t时刻垂直岩样两端压差，Lv为垂直岩样长度，Qv(t)为t时刻垂直出口端流量；
通过对多个时刻的Kroev进行数据回归，得到垂直油相对渗透率Krov。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述获取垂直水相对渗透率，包括：
根据
获取多个时刻的垂直出口端水相对渗透率Krwev；
其中，fwv为垂直含水率，fov为垂直含油率。
通过对多个时刻的Krwev进行数据回归，得到垂直水相对渗透率Krwv。
6.一种确定水平井含水率的装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率；
处理模块，用于根据所述水的粘度、油的粘度、水平油相对渗透率、水平水相对渗透率、垂直油相对渗透率和垂直水相对渗透率，确定水平井含水率；
其中，所述处理模块具体用于
根据
确定水平井含水率Fw；
其中，μw为水的粘度，μo为油的粘度，Kroh为水平油相对渗透率，Krwh为水平水相对渗透率，Krov为垂直油相对渗透率，Krwv为垂直水相对渗透率。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述获取模块具体用于
根据
获取多个时刻的水平出口端油相对渗透率Kroeh；
其中，Voh为水平累积产油量，Vth为水平累积注水量；
Vph为水平岩样孔隙体积；
Kh为水平岩样空气渗透率，Ah为水平岩样截面积，ΔPh(t)为t时刻水平岩样两端压差，Lh为水平岩样长度，Qh(t)为t时刻水平出口端流量。
通过对多个时刻的Kroeh进行数据回归，得到水平油相对渗透率Kroh。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述获取模块具体用于
根据
获取多个时刻的水平出口端水相对渗透率Krweh；
其中，fwh为水平含水率，foh为水平含油率。
通过对多个时刻的Krweh进行数据回归，得到水平水相对渗透率Krwh。
9.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述获取模块具体用于
根据
获取多个时刻的垂直出口端油相对渗透率Kroev；
其中，Vov为垂直累积产油量，Vtv为垂直累积注水量；
Vpv为垂直岩样孔隙体积；
Kv为垂直岩样空气渗透率，Av为垂直岩样截面积，ΔPv(t)为t时刻垂直岩样两端压差，Lv为垂直岩样长度，Qv(t)为t时刻垂直出口端流量；
通过对多个时刻的Kroev进行数据回归，得到垂直油相对渗透率Krov。
10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述获取模块具体用于
根据
获取多个时刻的垂直出口端水相对渗透率Krwev；
其中，fwv为垂直含水率，fov为垂直含油率。
通过对多个时刻的Krwev进行数据回归，得到垂直水相对渗透率Krwv。
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- 2017-07-31 CN CN201710642502.8A patent/CN109322654B/zh active Active
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