CN109522583B - 一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法。本方法首先选定目标区块，搜集基础数据；在此基础上，以流度作为描述储层物性和流体性质的综合特征参数，建立非均质储层模型；考虑临界驱动压力梯度和配产配注方案，建立多层非均质油藏的两相驱替方程组；对两相驱替方程组进行求解，得到波及系数‑非均质程度关系曲线；确定多层油藏开发层系组合的非均质性界限，将各流度差异处于合理范围内的小层组合为一套开发层系，指导后期油藏开发调整和层系组合划分。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，特别涉及一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法。
背景技术
我国陆上石油储层大多数属于河流相沉积，层间非均质性较强。上世纪70年代初期，国内绝大部分油田针对非均质砂岩油田具有油层多、层间物性差异大、层间干扰严重的特点提出了分层开采的方法。
对于多层非均质油藏，开发层系划分的越精细，其总体的最终采收率将越高，但过于精细的开发层系划分，不仅对实际应用的现场工艺技术提出了极大的要求，投入的开发成本也将会增加。所以，将油藏中各个流度差异处于合理范围内的小层组合成同一开发层系，能够大幅度提高纵向各小层的动用程度，是实现油藏整体高效开发的有效措施。因此。科学地确定这一合理的流度非均质性界限是多层油藏开发层系组合的关键。
目前常用于多层开发层系组合的非均质性界限的确定方法主要有两类。第一类是源于中高渗透率油藏的实际开采经验，确定层系划分的临界渗透率级差为3～5。这种方法以渗透率作为参数，忽略了流体性质纵向分布的差异对储层非均质性的影响，并且，对于不同的平均渗透率的储层，层系组合的非均质性界限也应有所差异，故该方法并不具有广泛的普适意义。第二类是基于精细地质模型的油藏数值模拟方法，油藏数值模拟法需在深刻准确认识目标油藏的基础上，依据油藏实际开发历程，展开历史拟合，根据模拟开发结果调整和优化开发层系，其结果的合理性往往严重依赖于油藏模型本身的正确性。
因此，解决多层油藏开发层系组合的非均质性界限的确定方法是复杂多层油气藏开采亟待攻克的技术难点。
发明内容
本发明的目的在于提供一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，通过对建立的多层非均质油藏的两相驱替方程组进行求解得到波及系数-非均质程度理论曲线，从而确定多层油藏开发层系组合的非均质性界限，为后期油藏开发调整和层系组合划分提供理论指导。
为了实现上述目的，本发明提供一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，其方法包括以下步骤：
(1)选定目标区块，搜集基础数据；
(2)根据目标区块各小层的物性及流体性质差异，以流度作为描述储层物性和流体性质的综合特征参数，建立非均质储层模型；
(3)考虑临界驱动压力梯度，建立单层两相驱替方程；根据实际配产配注参数，确定多层两相驱替方程组；
(4)结合各小层内流体的流动和静止判别条件，求解多层非均质油藏的两相驱替方程组；
(5)计算得到目标区块波及系数-非均质程度理论曲线，确定多层油藏开发层系组合的非均质性界限，将各流度差异处于合理范围内的小层组合为一套开发层系，指导后期油藏开发调整和层系组合划分。
所述步骤(1)的具体操作是：根据油田实际情况，搜集目标区块地质、测井、生产等基础数据，包括储层渗透率分布函数、储层孔隙度与渗透率的解释函数、注入流体和地下流体的粘度、配产配注参数、地下流体的驱动压力梯度、不可动流体饱和度等。
所述步骤(2)的具体操作是：根据储层渗透率分布函数、储层孔隙度与渗透率的解释函数及地下流体粘度，采用流度代替渗透率，作为描述储层物性和流体性质的综合特征参数，综合考虑了储层物性和流体性质的影响，建立纵向等效非均质储层模型。
所述步骤(3)的具体操作是：计算过程中恒定流量注入，各小层的两端总压差等于驱替介质流动压差与被驱替介质流动压差之和；在驱替过程中，注采压差是变化的，注入量在各小层的分配随注采压差而发生变化；
所述步骤(3)中两相驱替数学模型不考虑重力作用所导致的层间流体质量交换；不考虑毛细管力作用，驱替过程为活塞式驱替；不考虑驱替过程驱替介质和被驱替介质之间的物理化学反应；不考虑储层物性参数和流体性质随驱替过程而发生的变化。定义临界驱动压力梯度为储层条件下两相驱替过程的最小启动压力梯度。
所述步骤(3)的具体操作是：所建立的多层非均质油藏驱替方程需要考虑临界驱动压力梯度。
单层的两相驱替方程如下：
所述步骤(4)中的求解两相驱替方程组的方法，包括驱替方程组的数值解法及各小层内流体流动或静止的判别方式。
所述步骤(4)中的求解两相驱替方程组的方法，当被驱替介质的流动压力梯度小于其临界驱动压力梯度，该层停止驱替，单层开发结束。计算中依时间步长驱替至模型中被驱替介质不可动为止。累计各层驱替介质所占孔隙体积，计算波及系数；
所述步骤(5)中计算得到目标区块波及系数-非均质程度理论曲线，根据生产开发阶段所需求的波及系数确定多层油藏开发层系组合的非均质性界限，将各流度差异处于合理范围内的小层组合为一套开发层系，指导后期油藏开发调整和层系组合划分。
本发明具有如下优点：
1、层系组合的组合依据判断方法具有和通用方法的独特之处，
2、首次采用流度代替渗透率，综合考虑了储层物性和流体性质的影响，从而建立纵向非均质的储层模型；
3、首次建立含有临界驱动压力梯度的多层非均质油藏的两相驱替方程组，求解得到波及系数-非均质程度理论曲线，确定多层油藏开发层系组合的非均质性界限。
附图说明
图1是纵向等效非均质储层模型。
图2是GJ区块波及系数与流度变异系数的关系曲线。
图3是GJ区块波及系数与流度突进系数的关系曲线。
图4是GJ区块波及系数与流度级差的关系曲线。
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1-4和具体实施例对本发明作进一步的详细描述，但所举实施例不作为对本发明的限定。
以下为GJ区块应用多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法的具体操作步骤。
步骤(1)，选定目标区块，搜集基础数据：本实施例中GJ区块平均原油流度为20×10-3μm-2/mPa·s；储层的渗透率和孔隙度纵向服从正态对数分布；驱替介质为水，粘度为1mPa·s，被驱替介质为原油，粘度为10mPa·s；储层的束缚水饱和度和残余油饱和度为20％；恒定注入流速按照GJ区块实际配产要求设置；原油临界驱动压力梯度由GJ区块实际岩心测得。
步骤(2)，根据目标区块各小层的物性及流体性质差异，以流度作为描述储层物性和流体性质的综合特征参数，建立非均质储层模型：根据GJ区块的储层渗透率和孔隙度纵向分布函数，确定各等效小层的渗透率和孔隙度，结合实际原油粘度，以流度作为描述储层物性和流体性质的综合特征参数，建立100层纵向等效非均质储层模型，如图1所示。
步骤(3)，考虑临界驱动压力梯度，建立单层两相驱替方程；根据实际配产配注参数，确定多层两相驱替方程组：
单层的两相驱替方程如下：
驱替前缘移动距离可表示为：
式中，表示所述非均质油藏第i层孔隙度与平均孔隙度之比，无量纲；Sori表示所述非均质油藏第i层残余油饱和度，无量纲；Swci表示所述非均质油藏第i层束缚水饱和度，无量纲；/>表示所述非均质油藏第i层分流量对注入PV数的积分，无量纲。
步骤(4)，结合各小层内流体的流动和静止判别条件，求解多层非均质油藏的两相驱替方程组：计算恒流速注入过程中各小层流体注入分配的动态变化和总体压差变化过程。当被驱替介质的流动压力梯度小于等于其临界驱动压力梯度时，该层停止驱替，单层开发结束。计算中，依时间步长驱替至模型中被驱替介质不可动为止，即各层X*i均不再随计算的进行而增加。累计各层驱替介质所占孔隙体积，计算波及效率。
步骤(5)，计算得到目标区块波及系数-非均质程度理论曲线，确定多层油藏开发层系组合的非均质性界限，将各流度差异处于合理范围内的小层组合为一套开发层系，指导后期油藏开发调整和层系组合划分。
针对GJ区块的实际地质条件，计算得到其波及系数与非均质程度理论曲线(如图2、3、4所示)。根据GJ区块目前生产开发阶段所需求的波及系数，确定其对应的非均质程度界限，从而得到GJ区块分层注水的非均质性划分标准，以此作为油藏开发调整中层系组合的判别依据，从而实现在控制开发成本的同时最大化提高采收率的目的。本实施例中，GJ区块波及系数0.8对应的流度变异系数为0.13，后期油藏开发调整中可接受的流度差异合理范围为流度变异系数不大于0.13，层系重组后的各套开发层系流度变异系数应控制在这一范围内。结合实际矿场试验结果，该方法得到的临界流度变异系数对生产开发起到了良好的指导作用。
Claims (6)
1.一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)选定目标区块，搜集基础数据；
(2)根据目标区块各小层的物性及流体性质差异，以流度作为描述储层物性和流体性质的综合特征参数，建立非均质储层模型；
(3)考虑临界驱动压力梯度，建立单层两相驱替方程；根据实际配产配注参数，确定多层两相驱替方程组；
(4)结合各小层内流体的流动和静止判别条件，求解多层非均质油藏的两相驱替方程组；
(5)计算得到目标区块波及系数-非均质程度理论曲线，确定多层油藏开发层系组合的非均质性界限，将各流度差异处于合理范围内的小层组合为一套开发层系，指导后期油藏开发调整和层系组合划分；
所述步骤(3)中，单层两相驱替方程为
式中，q*i表示所述非均质储层第i层流量与总流量之比，无量纲；A*i表示所述非均质储层第i层流通截面与总截面之比，无量纲；k*i表示所述非均质储层第i层渗透率与平均渗透率之比，无量纲；Mi表示所述非均质储层第i层驱替介质和被驱替介质的流度比，无量纲；X*i表示所述非均质储层第i层驱替长度与总长度之比，无量纲；ΔP*(t)表示所述非均质储层t时刻无量纲总压差，无量纲；G*i表示所述非均质储层第i层无量纲临界驱动压力梯度，无量纲。
2.根据权利要求1所述的一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，其特征在于：所述步骤(1)中的基础数据包括储层渗透率分布函数、储层孔隙度与渗透率的解释函数、注入流体和地下流体的粘度、配产配注参数、地下流体的驱动压力梯度、不可动流体饱和度。
3.根据权利要求1所述的一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，其特征在于：所述步骤(2)中的非均质储层模型，是根据储层渗透率分布函数、储层孔隙度与渗透率的解释函数及地下流体粘度，采用流度代替渗透率，作为描述储层物性和流体性质的综合特征参数，从而建立的纵向等效非均质储层模型。
4.根据权利要求1所述的一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，其特征在于：所述步骤(4)中，多层非均质油藏的两相驱替方程组求解具体包括两相驱替方程组的数值解法及各小层内流体流动或静止的判别方式。
5.根据权利要求4所述的一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，其特征在于：所述各小层内流体流动和静止判别条件，具体为当被驱替介质的流动压力梯度小于等于其临界驱动压力梯度时，该层停止驱替，单层开发结束。
6.根据权利要求1所述的一种用于多层油藏开发层系组合的非均质性界限确定方法，其特征在于：所述步骤(5)中，非均质性界限是根据生产开发阶段所需求的波及系数确定。
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