CN109424354B - 底水油藏单井控制水油体积比的计算方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种底水油藏单井控制水油体积比的计算方法及系统，包括：1)基于油井周围地震发射特征确定油水层有效厚度之和，结合油压资料获得原油水体总体积；2)基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；3)基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式；4)基于第一关系式和第二关系式，求解单井控制水油体积比。采用本发明提供的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法，能够有效地评价底水油藏单井控制水油体积比，从而为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。
Description
技术领域
本发明属于底水油藏开发技术领域，更具体地，涉及一种底水油藏单井控制水油体积比的计算方法及系统。
背景技术
底水油藏由于底水和原油的共同影响，使其单井控制储量和水油体积比的确定都十分困难，而底水油藏单井控制水油体积比的确定对单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定意义重大。目前试图确定底水油藏水油体积比的方法，主要是容积法、静态法和非稳态法三类。
容积法：基于油层厚度和储集层厚度以及其它油藏参数，利用容积法计算水油体积比的方法。如：伍睿，黄兴龙，秦旭升等利用容积法计算了L6区块的水油体积比。
静态法：根据水驱油藏物质平衡理论，基于天然能量开发的物质平衡方程计算水油体积比的方法。如：李生利用静态法计算评价了了大庆外围油田天然会提能量。
非稳态法：根据实际油藏地质静态资料和生产动态资料，结合物质平衡方程，运用非稳定流法计算天然水驱油藏的水油体积比。如游小淼，周瑜，房志伟等利用非稳态流计算了某油田东区Y10油藏的水油体积比。
现有技术存在的问题主要是：容积法计算底水油藏水油体积比，需要精确确定油层厚度和水层厚度，由于生产井一般不会穿过水层，因此通过测井手段难以确定水层厚度，而单纯通过地球物理手段确定油水层厚度的精确不够。静态法和非稳定法均为基于物质平衡理论确定水油体积比的方法，其中单井控制储量的确定是关键，对于底水油藏，由于原油和水体的共同存在，单井控制储量难以准确确定。另外，以上三种方法均从整个油藏角度来计算水油体积比，尚无从单井角度来计算单井控制范围内的水油体积比的方法。
因此，仅靠容积法、静态法和非稳态法，很难准确确定底水油藏单井控制水油体积比的大小。有必要探索一种针对底水油藏单井控制水油体积比的计算方法。
发明内容
本发明针对现有水油体积比计算方法难以准确确定底水油藏单井控制范围内水油体积比的问题，提出一种基于地震发射特征和水驱物质平衡理论的底水油藏单井控制范围内水油体积比的计算方法，建立了底水油藏水油体积比与水体和原油总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，利用此表达式可以准确计算底水油藏单井控制范围内的水油体积比。
根据本发明的一方面，提出了一种底水油藏单井控制水油体积比的计算方法，所述方法可以包括：
1)基于油井周围地震发射特征确定油水层有效厚度之和，结合油压资料获得原油水体总体积；
2)基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；
3)基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得所述原油储量与所述水油体积比的第二关系式；
4)基于所述第一关系式和所述第二关系式，求解单井控制水油体积比。
优选地，所述原油水体总体积的计算公式为：
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；ht为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数。
优选地，所述第一关系式为：
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积。
优选地，所述物质平衡方程式为：
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
优选地，所述第二关系式为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；Ce′为含水区压缩系数。
优选地，所述单井控制水油体积比表示为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
根据本发明的另一方面，提出了一种底水油藏单井控制水油体积比的计算系统，所述系统包括：
存储器，存储有计算机可执行指令；
处理器，运行所述存储器上的计算可执行指令时，所述处理器实现以下步骤：
1)基于油井周围地震发射特征确定油水层有效厚度之和，结合油压资料获得原油水体总体积；
2)基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；
3)基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得所述原油储量与所述水油体积比的第二关系式；
4)基于所述第一关系式和所述第二关系式，求解单井控制水油体积比。
优选地，所述原油水体总体积的计算公式为：
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；ht为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数。
优选地，所述物质平衡方程式为：
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
优选地，所述单井控制水油体积比表示为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
本发明的有益效果在于：基于地震发射特征和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井水油体积比与水体和原油总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制水油体积比的不足，该方法能够有效地评价底水油藏单井控制水油体积比，从而为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法的步骤的流程图。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
实施例1
在该实施例中，根据本发明的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法可以包括：1)基于油井周围地震发射特征确定油水层有效厚度之和，结合油压资料获得原油水体总体积；2)基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；3)基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式；4)基于第一关系式和第二关系式，求解单井控制水油体积比。
该实施例针对现有水油体积比计算方法难以准确确定底水油藏单井控制范围内水油体积比的问题，提出一种基于地震发射特征和水驱物质平衡理论的底水油藏单井控制范围内水油体积比的计算方法，建立了底水油藏水油体积比与水体和原油总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，利用此表达式可以准确计算底水油藏单井控制范围内的水油体积比。
图1示出了根据本发明的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法的步骤的流程图。下面参考图1详细说明根据本发明的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法的具体步骤。
步骤1，基于油井周围地震发射特征，确定油水层有效厚度之和，然后结合油压资料，利用容积法计算获得原油水体总体积。
在一个示例中，原油水体总体积的计算公式为：
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；ht为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数。
步骤2，基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式。
在一个示例中，第一关系式为：
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积。
具体地，原油水体总体积为原油水体总体积之和：
N′＝No+Nw (6)
引入水油体积比Rwo，公式(6)变为：
N′＝No+Nw＝No+No·Rwo＝No·(1+Rwo) (7)
进一步化简得到第一关系式：
步骤3，基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式。
在一个示例中，根据水驱油藏物质平衡理论，利用天然能量开发，累计产量折算目前地层压力水平下的地下体积等于油藏内油水以及岩石孔隙弹性膨胀量加上边水及相应孔隙弹性膨胀量，建立物质平衡方程式为：
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
而水油体积比为
原油地下采出程度为
采水程度
将公式(8)、公式(9)和公式(10)代入公式(3)，得：
Ro+Rw＝(Ct+C′eRwo)Δp (11)
化简得，水油体积比为
在一个示例中，将公式(9)和公式(10)式带入公式(12)，第二关系式为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数。
步骤4，基于第一关系式和第二关系式，求解单井控制水油体积比。
具体地，联立公式(4)和公式(2)，得：
公式(13)为一组二元一次方程组，通过联立可以求解得到单井控制水油体积比Rwo的表达式。
在一个示例中，单井控制水油体积比表示为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
本实施例基于地震发射特征和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井水油体积比与水体和原油总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制水油体积比的不足，该方法能够有效地评价底水油藏单井控制水油体积比，从而为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。
本应用示例基于地震发射特征和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井水油体积比与水体和原油总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制水油体积比的不足，该方法能够有效地评价底水油藏单井控制水油体积比，从而为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
实施例2
根据本发明的实施例，提供了一种底水油藏单井控制水油体积比的计算系统，系统包括：存储器，存储有计算机可执行指令；处理器，运行存储器上的计算可执行指令时，处理器实现以下步骤：
1)基于油井周围地震发射特征，确定油水层有效厚度之和，然后结合油压资料，利用容积法计算获得原油水体总体积；
2)基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；
3)基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得原油储量与水油体积比的第二关系式；
4)基于第一关系式和第二关系式，求解单井控制水油体积比。
该实施例针对现有水油体积比计算方法难以准确确定底水油藏单井控制范围内水油体积比的问题，提出一种基于地震发射特征和水驱物质平衡理论的底水油藏单井控制范围内水油体积比的计算方法，建立了底水油藏水油体积比与水体和原油总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，利用此表达式可以准确计算底水油藏单井控制范围内的水油体积比。
在一个示例中，原油水体总体积为：
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；ht为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数。
在一个示例中，物质平衡方程式为：
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
在一个示例中，单井控制水油体积比表示为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
本实施例基于地震发射特征和水驱物质平衡理论，建立的底水油藏单井水油体积比与水体和原油总体积、产油量、产水量、原油性质参数及储层物性参数之间的表达式，克服常规方法不能准确计算底水油藏单井控制水油体积比的不足，该方法能够有效地评价底水油藏单井控制水油体积比，从而为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (7)
1.一种底水油藏单井控制水油体积比的计算方法，其特征在于，该方法包括：
1)基于油井周围地震发射特征确定油水层有效厚度之和，结合油压资料获得原油水体总体积；
2)基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；
3)基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得所述原油储量与所述水油体积比的第二关系式；
4)基于所述第一关系式和所述第二关系式，求解单井控制水油体积比；其中，所述原油水体总体积的计算公式为：
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；ht为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数，Ct为含油区综合压缩系数；
所述第一关系式为：
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积。
2.根据权利要求1所述的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法，其中，所述物质平衡方程式为：
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
3.根据权利要求1所述的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法，其中，所述第二关系式为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数。
4.根据权利要求1所述的底水油藏单井控制水油体积比的计算方法，其中，所述单井控制水油体积比表示为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
5.一种底水油藏单井控制水油体积比的计算系统，其特征在于，所述系统包括：
存储器，存储有计算机可执行指令；
处理器，运行所述存储器上的计算可执行指令时，所述处理器实现以下步骤：
1)基于油井周围地震发射特征确定油水层有效厚度之和，结合油压资料获得原油水体总体积；
2)基于水油体积比的定义，建立原油储量与水油体积比的第一关系式；
3)基于水驱油藏物质平衡理论，建立物质平衡方程式，获得所述原油储量与所述水油体积比的第二关系式；
4)基于所述第一关系式和所述第二关系式，求解单井控制水油体积比；其中，所述原油水体总体积的计算公式为：
其中，N'表示原油水体总体积；N0为原油储量；Nw为水体储量；A为含油面积；ht为油水层有效厚度之和；φ为有效孔隙度；Swc为地层束缚水饱和度；ρ'为油和水混合体的密度；B'为油和水混合体的体积系数，Ct为含油区综合压缩系数；
所述第一关系式为：
其中，No表示原油储量；Rwo为水油体积比；N'为原油水体总体积。
6.根据权利要求5所述的底水油藏单井控制水油体积比的计算系统，其中，所述物质平衡方程式为：
其中，Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρw为地层水密度；No为原油储量；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Ct为含油区综合压缩系数；Δp为油藏平均压力降；Nw为水体储量；Bwi为原始地层压力下原油体积系数；C′e为含水区压缩系数。
7.根据权利要求5所述的底水油藏单井控制水油体积比的计算系统，其中，所述单井控制水油体积比表示为：
其中，Rwo表示水油体积比；Np为累计产油量；Bo为目前地层压力下原油体积系数；Boi为原始地层压力下原油体积系数；Δp为油藏平均压力降；Ct为含油区综合压缩系数；C′e为含水区压缩系数；Wp为产水量；Bw为目前地层压力下原油体积系数；ρo为地面原油；ρw为地层水密度；N'为原油水体总体积。
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