CN109577929B - 一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，包括：步骤1：对比注采压力梯度和启动压力梯度的大小，步骤2：确定水平井建立有效驱替的评价时间范围，步骤3：确定经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系，步骤4：确定水平井建立有效驱替定量评价标准。本发明应用待评价水平井单井累产油、单井投资与经济极限基准水平井单井累产油、单井投资之间的关系，确定待评价水平井是否建立有效驱替的一种定量评价方法。从而为超低渗致密油藏合理开发方式及注采参数优化提供依据。

Description

一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法

技术领域

本发明涉及油田开发领域，特别涉及一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的评价方法。

背景技术

超低渗致密储层渗透率一般小于1mD，该类资源的有效开发已成为我国石油工业发展面临的新课题。随着超低渗致密储层渗透率逐步降低，开发品质逐年变差，为了进一步提高单井产量和开发效益，开发井型逐渐由以定向井注水补充能量开发为主向以水平井+体积压裂注水补充能量开发为主转变。注水开发的核心是建立有效驱替系统，实现效益开发，有效驱替应该包含两个方面的含义：一是能够建立驱替系统，注采压力梯度大于启动压力梯度；二是建立的驱替系统是能够实现油藏的效益开发，也就是说在经济上是有效益的。从鄂尔多斯盆地已开发超低渗透油藏经济效益后评价的结果来看，注水仅仅建立驱替系统，或者说对产量的增幅或者稳定影响较小的话，经济上评价没有效益。过去直井开发的储层物性一般较好，初期产量较高，大家一般是把克服启动压力梯度的压力场认为是有效驱动压力系统的评判依据。定向井开发判读有效驱替的常用方法有三种：一是推导注采井间压力梯度分布公式，利用注采井压力分布特征判断注采系统有效性。相关研究学者有胡文瑞(1994)、李恕军(2002)、杨正明(2004)、何贤科(2006)、宋付权(2006)等；二是根据油井产量和含水的变化曲线来判断，一般讲日产油上升，动液面保持平稳或上升油井为Ⅰ类见效井，日产油基本保持平稳，动液面保持平稳或上升为Ⅱ类见效井，日产油下降，动液面保持平稳或上升为Ⅲ类见效井。三是根据单元注采井网的现场测压来判断，随着开发时间的延长，地层压力保持水平抬升或者保持稳定，判断为建立了有效驱替系统。对于是否建立了有效驱替，定向井开发给出的有效驱替判断的标准更多的是一种定性的认识。而且满足以上3个条件中的任何一个，定向井如果初期产量较低，也不能判断为建立了有效驱替系统，因为在经济评价上可能没有效益。

水平井是否建立了有效驱替系统很难借鉴定向井的常用方法，表现在以下3个方面：一是定向井注水开发为两侧驱替，较容易形成水驱受效。二是水平井和定向井注水开发机理有较大的差异性，与定向井注水开发注水井与单条人工裂缝之间水驱不同，水平井注水开发存在注水井与多条人工裂缝之间水驱和人工裂缝之间的溶解气驱两种机理，其中水驱的作用是提高受水驱影响的水平井人工裂缝产量，而溶解气驱由于开发过程中地层压力的下降，溶解气驱影响的水平井人工裂缝产量处于不断下降的状态，同时由于水平井改造规模大，人工压裂入地未返排液量对水平井产量变化特征也有一定的影响。应用较广泛的点注面采的水平井五点开发井网为单侧驱替，边缝易受效，中缝很难受效，整体水驱受效程度受到注采单元大小的影响，因此很难根据注采井间压力梯度分布和油井产量、含水的变化曲线来判断水平井注采系统是否建立了有效驱替。三是受油层展布情况及地形、地貌的影响，水平井在实施过程中，不同水平井注采井网水平段长度差异较大，而定向采油井不存在这一问题。四是目前现场水平井测压不太容易实现。因此水平井没有办法借鉴定向井判断是否建立有效驱替的定性判断方法，何况定向井本身定性判断的方法还存在缺陷。

水平井开发的优势是初期产量高，为了实现提高水平井单井累产油，进一步提高超低渗致密油藏开发效益的目标，水平井需要建立有效驱替系统，从文献调研来看，目前国内外学者多集中于水平井开发渗流规律和产能等理论方面的研究，对水平井建立有效驱替的评价方法研究较少，矿场试验评价中多用产量高低，或者递减降低幅度大小来定性判断水平井是否建立有效驱替系统，但是水平井建立有效驱替的产量下限是多少，如何定量评价水平井是否建立了有效驱替系统，目前还没有现成的方法。

发明内容

本发明基于渗流场上能够建立驱替系统和经济评价上有效益的原则，提出一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，从而为超低渗致密油藏合理开发方式及注采参数优化提供依据。

为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，包括如下步骤：

步骤1：对比注采压力梯度和启动压力梯度的大小

计算注采压力梯度λzc和启动压力梯度λ数值：

若：λ_zc＜λ，说明不能建立有效驱替，评价井网不具备建立水平井有效驱替的基础；

若：λ_zc＞λ，则说明评价井网具备建立水平井有效驱替的基础，进行下步判断；

步骤2：确定水平井建立有效驱替的评价时间范围

水平井建立有效驱替的评价时间需要大于水线到达人工裂缝边缝的时间；

步骤3：确定经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系

经济极限基准水平井单井累产油与投产时间关系，按照见效较好水平井递减规律和阶梯油价计算标准，反算当水平井内部收益率正好为油田开发最低内部收益率标准时不同投产时间需要的水平井单井累产油，从而得到经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系式：

G_基准＝3410ln(t)+1194

式中，G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

t为水平井单井投产时间，年；

步骤4：确定水平井建立有效驱替定量评价标准

根据经济极限基准水平井单井累产油与单井投产时间关系，以及按照油田开发最低内部收益率标准时水平井单井投资和单井累产油呈正比变化关系建立的基础上，建立了根据待评价水平井单井累产油、单井投资与经济极限基准水平井单井累产油、单井投资之间的关系来评价水平井是否建立有效驱替的关系式：

式中，CR为水平井建立有效驱替评价值，无量纲；

G_评价为待评价水平井单井累产油，t；

G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

EVW为待评价水平井单井投资，万元；

TVW为经济极限基准水平井单井投资，万元；

若：CR>1，则说明该井建立了有效驱替；

若：CR<1，则说明该井没有建立有效驱替。

作为本发明的进一步改进，步骤1中，采用五点井网计算注采压力梯度，依据平面径向流下，等产量一源一汇主流线上注采压力梯度计算公式：

式中，λ_zc为注采压力梯度，MPa/m；

p_w为油井井底流压，MPa；

p_e为注水井井底流压，MPa；

l_z为注水井到人工裂缝中缝间的距离，m；

r_w为井筒半径，m；

s为排距，m；

p为水平井端部到人工裂缝中缝间的距离，m；

d为半井距，m；

f_z为人工裂缝中缝半缝长，m；

其中d、s、p和f_z参数依据井网参数和压裂参数确定。

作为本发明的进一步改进，步骤1中，启动压力梯度λ数值根据实际测试结果得到启动压力梯度与岩心渗透率之间的关系式进行计算。

作为本发明的进一步改进，步骤2具体包括以下步骤：

2.1)确定水线推进速度

不同储层渗透率下水线推进速度，采用数值模拟和动态监测相结合的方法，确定不同储层的水线推进速度，并建立经验关系式；

2.2)确定水线到达人工裂缝边缝的时间

根据五点井网计算水线推进速度，假定水线均匀推进，则水线到达人工裂缝边缝的时间计算公式如下：

式中，T_b为水线推进到人工裂缝边缝的时间，d；

l_b为注水井到人工裂缝边缝间的距离，m；

v_水为水线推进速度，m/d；

s为排距，m；

d为半井距，m；

f_b为人工裂缝边缝半缝长，m；

其中d、s、f_b参数依据井网参数和压裂参数确定；

2.3)确定水平井建立有效驱替的评价时间

水平井建立有效驱替的评价时间需要大于水线到达人工裂缝边缝的时间。

作为本发明的进一步改进，步骤3中，根据矿场统计法筛选见效较好水平井递减规律，得到见效较好水平井单井日产油如下：

式中，Q为水平井单井日产油，t/d；

t为水平井单井投产时间，年。

作为本发明的进一步改进，步骤4中，

对于某一固定水平井，当内部收益率为油田开发最低内部收益率标准时，对于不同的单井投资反算出单井累产油，从而建立水平井单井投资与单井累产油的关系，从评价结果得出，水平井单井投资与单井累产油呈线性关系：

Q_15年＝4.87Y+2466

式中，Q_15年为水平井15年末单井累产油，t；

Y为水平井单井投资，万元。

作为本发明的进一步改进，步骤4中，油田开发最低内部收益率标准为6％。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

本发明从源头上进一步提高超低渗致密油藏水平井开发效益，通过充分利用矿场生产数据，提供的一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，该方法以注水井距人工裂缝中缝之间的注采压力梯度大于启动压力梯度和投产时间大于水线推进到人工裂缝边缝时间为前提，以基准井投资和内部收益率为6％的经济极限水平井单井累产油与投产时间的关系为评价基准，应用待评价水平单井累产油、单井投资与经济极限基准水平井单井累产油、单井投资之间的关系，确定待评价水平井是否建立有效驱替的一种定量评价方法。从而为超低渗致密油藏合理开发方式及注采参数优化提供依据。

附图说明

图1本发明超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法流程图；

图2五点井网注采压力梯度计算示意图；

图3不同储层渗透率下水线推进速度；

图4五点井网水线推进速度计算示意图；

图5注水开发水平井开发效果分类图；

图6见效较好水平井单井日产油及递减变化规律；

图7经济极限基准水平井单井累产油与投产时间关系；

图8水平井单井投资与单井累产油的关系。

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明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本发明进一步详细说明。

如图1所述，本发明一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，包括如下步骤：

步骤1：对比注采压力梯度和启动压力梯度的大小

001：确定注采压力梯度

如图2所示，五点井网注采压力梯度计算示意图，依据平面径向流下，等产量一源一汇主流线上注采压力梯度计算公式：

式中，λ_zc为注采压力梯度，MPa/m；

p_w为油井井底流压，MPa；

p_e为注水井井底流压，MPa；

l_z为注水井到人工裂缝中缝间的距离，m；

r_w为井筒半径，m；

s为排距，m；

p为水平井端部到人工裂缝中缝间的距离，m；

d为半井距，m；

f_z为人工裂缝中缝半缝长，m；

其中d、s、p和f_z参数依据井网参数和压裂参数确定。

002：确定启动压力梯度

依据鄂尔多斯盆地启动压力梯度室内实验测试分析结果，得到鄂尔多斯盆地启动压力梯度与岩心渗透率之间的关系式。

λ＝0.0151k^-1.024 (2)

式中，λ为启动压力梯度，MPa/m；

k为岩心渗透率，10^-3μm²。

对于其他油田，可根据实际测试结果得到启动压力梯度与岩心渗透率之间的关系式。

003：对比注采压力梯度和启动压力梯度的大小

由步骤001和步骤002计算注采压力梯度λzc和启动压力梯度λ数值，若：λ_zc＜λ，说明不能建立有效驱替，评价井网不具备建立水平井有效驱替的基础。

若：λ_zc＞λ，则说明评价井网具备建立水平井有效驱替的基础，可以进行下步判断。

步骤2：确定水平井建立有效驱替的评价时间范围

001：确定水线推进速度

水平井开发存在注水驱替和拟弹性溶解气驱两种机理，初期以拟弹性溶解气驱开发为主，同时受水平井压裂存地液量的影响。因此评价水平井是否建立有效驱替系统，水平井投产一定时间后才具备判断的基础。

如图3所示，不同储层渗透率下水线推进速度，采用数值模拟和动态监测相结合的方法，确定了鄂尔多斯盆地不同储层的水线推进速度，并建立经验关系式：

v_水＝0.557ln(k)+1.521 (3)

式中，v_水为水线推进速度，m/d；

k为储层岩心渗透率，10^-3μm²。

对于其他油田，可以用同样方法得到不同储层水线推进速度经验关系式。

002：确定水线到达人工裂缝边缝的时间

如图4所示，五点井网水线推进速度计算示意图，假定水线均匀推进，则水线到达人工裂缝边缝的时间计算公式如下：

式中，T_b为水线推进到人工裂缝边缝的时间，d；

l_b为注水井到人工裂缝边缝间的距离，m；

v_水为水线推进速度，m/d；

s为排距，m；

d为半井距，m；

f_b为人工裂缝边缝半缝长，m；

其中d、s、f_b参数依据井网参数和压裂参数确定。

003：确定水平井建立有效驱替的评价时间

水平井建立有效驱替的评价时间需要大于水线到达人工裂缝边缝的时间。

步骤3：确定经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系

001：确定注水见效水平井生产规律

水平井生产规律的确定以评价区块注水见效较好且占比较多水平井的递减规律为基础。根据鄂尔多斯注水开发区水平井生产情况，水平井注水见效程度的划分按照以下原则进行：以同类储层自然能量开发水平井单井百米累产油为下限，以注水开发水平井单井最高百米累产油(即见效最好的注水开发水平井)为上限，将两者相同投产时间下的单井累产油差值按照3等分的原则，分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类井(图5)。

见效最好注水开发水平井的选取有两种方法：一是矿场统计法，此种情况应用于矿场注水开发水平井井数较多且投产时间大于注水见效时间的区块。二是数值模拟法，此种情况应用于矿场开发试验井较少或者投产时间较短或者不存在开发效果最好的水平井的情况。

本发明根据矿场统计法，按照以下五个标准筛选鄂尔多斯盆地注水开发区见效最好水平井：

一是注采井网完整；

二是水平井单段初期日产油大于1.5t/d；

三是投产时间大于注水见效时间，且单井百米累产油及单井百米日产油大于水平井见效程度定量评价的产量下限；

四是单井日产油保持稳定或者年递减最小；

五是注水开发水平井中单井百米累产油和单井百米日产油达到最大。

根据鄂尔多斯盆地矿场实践，Ⅰ类井由于注水补充能量后，水平井单井累产油增加的幅度大，年递减较小，经济效益评价结果的结果也很好，水平井建立有效驱替系统的效果很明显，但所占比例较小。Ⅲ类井由于注水补充能量后，水平井单井累产油增加的幅度小，年递减大，经济效益评价结果达不到集团公司油田开发类项目下限的要求。Ⅱ类水平井注水开发后有一定效果，递减较大，所占井比例较高，具有很强的代表性，因此见效较好水平井的递减规律为Ⅱ类水平井递减规律，从拟合已投产水平井单井日产油变化来看(图6)，见效较好水平井符合双曲递减规律。

根据Ⅱ类水平井实际生产情况和递减规律，见效较好水平井单井日产油如下：

式中，Q为水平井单井日产油，t/d；

t为水平井单井投产时间，年。

002：确定经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系

基准水平井定义为井深2000m，水平段长度400m，改造段数8段的体积压裂五点井网水平井，此水平井总投资为1634.5万元(包含水平井钻井、压裂，注水井钻井，以及地面等费用)。定义中国石油天然气集团公司油田开发最低内部收益率标准6％为基准水平井为经济极限基准水平井。

如图7所示，经济极限基准水平井单井累产油与投产时间关系，按照见效较好水平井递减规律(公式5)和中国石油天然气集团公司阶梯油价(第1年50美元，第2、3年60美元，第4年以后都是70美元)计算标准，通过石油工业建设项目油气开发经济评价软件，反算当水平井内部收益率正好为6％时不同投产时间需要的水平井单井累产油，从而得到经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系式(公式6)。

G_基准＝3410ln(t)+1194 (6)

式中，G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

t为水平井单井投产时间，年。

步骤4：确定水平井建立有效驱替定量评价标准

如图8所示，水平井单井投资与单井累产油的关系，水平井单井累产油不仅与是否建立有效驱替有关，也与水平段长度、压裂改造规模等参数有关，为消除水平段长度、压裂改造规模对产量的影响，考虑水平段长度、压裂改造规模与单井投资成正相关的关系，借助经济评价软件，对于某一固定水平井，当内部收益率为6％时，对于不同的单井投资反算出单井累产油，从而建立单井投资与单井累产油的关系。从评价结果可以看出，水平井单井投资与单井累产油呈线性关系(公式7)。

Q_15年＝4.87Y+2466 (7)

式中，Q_15年为水平井15年末单井累产油，t；

Y为水平井单井投资，万元。

根据经济极限基准水平井单井累产油与投产时间关系，以及内部收益为6％时水平井单井投资和单井累产油呈正比变化关系建立的基础上，建立了根据待评价水平井单井累产油、单井投资与经济极限基准水平井单井累产油、单井投资之间的关系来评价水平井是否建立有效驱替的关系式。

式中，CR为水平井建立有效驱替评价值，无量纲；

G_评价为待评价水平井单井累产油，t；

G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

EVW为待评价水平井单井投资，万元；

TVW为经济极限基准水平井单井投资，1634.5万元。

若：CR>1，则说明该井建立了有效驱替。

若：CR<1，则说明该井没有建立有效驱替。

矿场实例

华庆长6油藏主要为注水开发油藏，随着油藏品质的逐年变差，为提高单井产量，逐渐采用水平井注水开发。本发明以华庆长6油藏QP13和CP53-11井为例，评价注水开发水平井是否建立了有效驱替。

QP13井采用五点井网注水开发，注水井井底流压为39.8MPa，油井井底流压7.2MPa，水平段长度439m，排距140m，井距600m，水平井端部到人工裂缝中缝间的距离为180m，采用哑铃型布缝方式，人工裂缝中缝半缝长为300m，人工裂缝边缝半缝长90m。

CP53-11井采用五点井网注水开发，注水井井底流压为39.8MPa，油井井底流压7.2MPa，水平段长度695m，排距160m，井距500m，水平井端部到人工裂缝中缝间的距离为320m，采用哑铃型布缝方式，人工裂缝中缝半缝长为250m，人工裂缝边缝半缝长100m。

步骤1：对比注采压力梯度和启动压力梯度的大小

001：确定注采压力梯度

依据平面径向流下，等产量一源一汇主流线上注采压力梯度计算公式如下：

式中，λ_zc为注采压力梯度，MPa/m；

p_w为油井井底流压，MPa；

p_e为注水井井底流压，MPa；

l_z为注水井到人工裂缝中缝间的距离，m；

r_w为井筒半径，m；

s为排距，m；

p为水平井端部到人工裂缝中缝间的距离，m；

d为半井距，m；

f_z为人工裂缝中缝半缝长，m；

其中d、s、p和f_z参数依据井网参数和压裂参数确定。

根据提供的各参数计算得到QP13和CP53-11的注采压力梯度分别为0.102MPa/m、0.068MPa/m。

002：确定启动压力梯度

华庆长6储层岩芯分析结果表明，华庆长6储层渗透率为0.37mD，根据公式(2)计算得到华庆长6启动压力梯度为0.0418MPa/m。

λ＝0.0151k^-1.024 (2)

式中，λ为启动压力梯度，MPa/m；

k为岩心渗透率，mD。

003：对比注采压力梯度和启动压力梯度的大小

根据公式1和公式2计算的注采压力梯度和启动压力梯度数值，QP13和CP53-11井的注采压力梯度均大于启动压力梯度，说明QP13和CP53-11评价井网具备建立水平井有效驱替的基础，可以进行下步判断。

步骤2：确定水平井建立有效驱替的评价时间

001：确定水线推进速度

水平井开发存在注水驱替和拟弹性溶解气驱两种机理，受水平井压裂存地液量的影响，初期以拟弹性溶解气驱开发为主，因此评价水平井是否建立有效驱替系统，水平井投产一定时间后才具备判断的基础。

采用数值模拟和动态监测相结合的方法，确定了鄂尔多斯盆地不同储层的水线推进速度，并建立经验关系式：

v_水＝0.557ln(k)+1.521 (3)

式中，v_水为水线推进速度，m/d；

k为储层岩心渗透率，10^-3μm²。

华庆长6储层渗透率为0.37mD，根据公式(3)计算得到华庆长6(QP13、CP53-11)水线推进速度为0.97m/d。

002：确定水线到达人工裂缝边缝的时间

假定水线均匀推进，则水线到达人工裂缝边缝的时间计算公式如下：

式中，T_b为水线推进到人工裂缝边缝的时间，d；

lb为注水井到人工裂缝边缝间的距离，m；

v_水为水线推进速度，m/d；

s为排距，m；

d为半井距，m；

f_b为人工裂缝边缝半缝长，m；

根据提供的各参数计算得到QP13和CP53-11井水线到达人工裂缝边缝的时间为321d和283d。

003：确定水平井建立有效驱替的评价时间

水平井建立有效驱替的评价时间需要大于水线到达人工裂缝边缝的时间。

QP13和CP53-11井分别于2011年5月22日和2012年7月20日投产，该两口水平井生产321d和283d后才具备评价是否建立有效驱替。

步骤3：确定经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系

001：确定注水见效水平井生产规律

根据鄂尔多斯盆地矿场实践，见效较好水平井单井日产油如下：

式中，Q为水平井单井日产油，t/d；

t为水平井单井投产时间，年。

002：确定经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系

基准水平井定义为井深2000m，水平段长度400m，改造段数8段的体积压裂五点井网水平井，此时水平井总投资为1634.5万元(包含钻井、压裂和地面等费用)。定义内部收益率为6％(中国石油天然气集团公司油田开发最低内部收益率标准)时的基准水平井为经济极限基准水平井。

按照见效较好水平井递减规律(公式5)和中国石油天然气集团公司阶梯油价(第1年50美元，第2、3年60美元，第4年以后都是70美元)计算标准，通过石油工业建设项目油气开发经济评价软件，反算当水平井内部收益率正好为6％时不同生产时间需要的水平井单井累产油，从而得到经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系式(公式6)。

G_基准＝3410ln(t)+1194 (6)

式中，G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

t为水平井单井投产时间，年。

根据公式(6)计算不同投产时间下经济极限基准水平井单井累产油，如表1所示。

表1经济极限基准水平井不同年份单井累产油

步骤4：确定水平井建立有效驱替定量评价标准

根据经济极限基准水平井单井累产油与投产时间关系，以及水平井单井投资和单井累产油呈正比变化关系建立的基础上，建立了根据待评价水平井单井累产油、单井投资与经济极限基准水平井单井累产油、单井投资之间的关系来评价水平井是否建立有效驱替的关系式。

式中，CR为水平井建立有效驱替评价值，无量纲；

G_评价为待评价水平井单井累产油，t；

G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

EVW为待评价水平井单井投资，万元；

TVW为经济极限基准水平井单井投资，1634.5万元。

根据实际情况，QP13钻井压裂投资1045.8万元，地面投资404.1万元，总投资1449.9万元；CP53-11钻井压裂投资1261.0万元，地面投资351.1万元，总投资1612.1万元。

QP13和CP53-11井不同年份单井累产油如表2所示。

表2 QP13和CP53-11不同年份单井累产油

根据公式(8)，从生产第2年开始计算QP13和CP53-11井建立有效驱替评价值，结果如表3所示。

表3 QP13和CP53-11建立有效驱替评价值

根据建立有效驱替评价值可以看出，QP13可以很好的建立有效驱替，CP53-11没有建立有效驱替。

以上的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1：对比注采压力梯度和启动压力梯度的大小

计算注采压力梯度λzc和启动压力梯度λ数值：

若：λ_zc＜λ，说明不能建立有效驱替，评价井网不具备建立水平井有效驱替的基础；

若：λ_zc＞λ，则说明评价井网具备建立水平井有效驱替的基础，进行下步判断；

步骤2：确定水平井建立有效驱替的评价时间范围

水平井建立有效驱替的评价时间需要大于水线到达人工裂缝边缝的时间；

步骤3：确定经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系

经济极限基准水平井单井累产油与投产时间关系，按照见效较好水平井递减规律和阶梯油价计算标准，反算当水平井内部收益率正好为油田开发最低内部收益率标准时不同投产时间需要的水平井单井累产油，从而得到经济极限基准水平井单井累产油与投产时间的关系式：

G_基准＝3410ln(t)+1194

式中，G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

t为水平井投产时间，年；

步骤4：确定水平井建立有效驱替定量评价标准

根据经济极限基准水平井单井累产油与投产时间关系，以及按照油田开发最低内部收益率标准时水平井单井投资和单井累产油呈正比变化关系建立的基础上，建立了根据待评价水平井单井累产油、单井投资与经济极限基准水平井单井累产油、单井投资之间的关系来评价水平井是否建立有效驱替的关系式：

式中，CR为水平井建立有效驱替评价值，无量纲；

G_评价为待评价水平井单井累产油，t；

G_基准为经济极限基准水平井单井累产油，t；

EVW为待评价水平井单井投资，万元；

TVW为经济极限基准水平井单井投资，万元；

若：CR>1，则说明该井建立了有效驱替；

若：CR<1，则说明该井没有建立有效驱替。

2.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，其特征在于，步骤1中，采用五点井网计算注采压力梯度，依据平面径向流下，等产量一源一汇主流线上注采压力梯度计算公式：

式中，λ_zc为注采压力梯度，MPa/m；

p_w为油井井底流压，MPa；

p_e为注水井井底流压，MPa；

l_z为注水井到人工裂缝中缝间的距离，m；

r_w为井筒半径，m；

s为排距，m；

p为水平井端部到人工裂缝中缝间的距离，m；

d为半井距，m；

f_z为人工裂缝中缝半缝长，m；

其中d、s、p和f_z参数依据井网参数和压裂参数确定。

3.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，其特征在于，步骤1中，启动压力梯度λ数值根据实际测试结果得到启动压力梯度与岩心渗透率之间的关系式进行计算。

4.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，其特征在于，步骤2具体包括以下步骤：

2.1)确定水线推进速度

不同储层渗透率下水线推进速度，采用数值模拟和动态监测相结合的方法，确定不同储层的水线推进速度，并建立经验关系式；

2.2)确定水线到达人工裂缝边缝的时间

根据五点井网计算水线推进速度，假定水线均匀推进，则水线到达人工裂缝边缝的时间计算公式如下：

式中，T_b为水线推进到人工裂缝边缝的时间，d；

l_b为注水井到人工裂缝边缝间的距离，m；

v_水为水线推进速度，m/d；

s为排距，m；

d为半井距，m；

f_b为人工裂缝边缝半缝长，m；

其中d、s、f_b参数依据井网参数和压裂参数确定；

2.3)确定水平井建立有效驱替的评价时间

水平井建立有效驱替的评价时间需要大于水线到达人工裂缝边缝的时间。

5.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，其特征在于，步骤3中，根据矿场统计法筛选见效较好水平井递减规律，得到见效较好水平井单井日产油如下：

式中，Q为水平井单井日产油，t/d；

t为水平井单井投产时间，年。

6.根据权利要求1或5所述的一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，其特征在于，步骤4中，

对于某一固定水平井，当内部收益率为油田开发最低内部收益率标准时，对于不同的单井投资反算出单井累产油，从而建立水平井单井投资与单井累产油的关系，从评价结果得出，水平井单井投资与单井累产油呈线性关系：

Q_15年＝4.87Y+2466

式中，Q_15年为水平井15年末单井累产油，t；

Y为水平井单井投资，万元。

7.根据权利要求1所述的一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法，其特征在于，步骤4中，油田开发最低内部收益率标准为6％。

Images