CN109667568A - 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 - Google Patents
一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109667568A CN109667568A CN201811637039.9A CN201811637039A CN109667568A CN 109667568 A CN109667568 A CN 109667568A CN 201811637039 A CN201811637039 A CN 201811637039A CN 109667568 A CN109667568 A CN 109667568A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- substratum
- bit combination
- layer bit
- breakthrough time
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 289
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 145
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 145
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims abstract description 46
- 206010016256 fatigue Diseases 0.000 claims abstract description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 22
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 abstract description 99
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 17
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 9
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 7
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 2
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Tires In General (AREA)
Abstract
本发明公开了一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置,属于油气田开发工程技术领域。本发明提供的层段组合的确定方法及装置,首先对注水层段进行预设组合,然后基于注水层段中每个小层的见水时间,以“抑制早见水层,促进晚见水层”为目标,确定每个小层的优化注入量,再计算每个预设层位组合方案中的见水时间方差和见水时刻累产油,最后基于见水时间方差和见水时刻累产油,综合评价每个预设层位组合方案。采用该确定方法进行层位组合时,不仅考虑了每个小层的层间差异性,还基于每个小层的优化注入量,进一步评价了每个预设层位组合方案,使得最终确定的层位组合方案更符合油井生产动态,能够达到优化层位组合的目的。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域,特别涉及一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置。
背景技术
在油田水驱开发中,为了避免层间干扰造成注水量分布不均匀,多采用分层注水工艺进行注水。分层注水工艺即是通过在油井中下入封隔器,将差异较大的油层隔开,然后结合配水器进行分层定量配水,由此可最大程度发挥各类油藏的生产能力。
分层注水工艺中的关键问题是如何根据油藏参数、流体物性参数以及对应油井的生产动态进行层位组合。现有技术中,常用的确定方法是以油藏、流体物性等静态参数为主,通过聚类算法、模糊评判算法将近似层位组合在一起。
发明人发现现有技术中至少存在以下问题:
现有的确定方法只基于层间差异确定了层位组合,而实质上油井生产动态是平面、层间与注入量配比的组合优化问题,层位最优结果并不是组合问题的最优结果。
发明内容
基于此,本发明实施例提供了一种结合了层段注入量配比的层段组合的确定方法及装置,可解决上述问题。所述技术方案如下:
具体而言,包括以下的技术方案:
一方面,提供了一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法,包括以下步骤:
确定目标注水井的注水层段,所述注水层段包括n个小层,n为正整数;
将所述n个小层划分为m段,组合得到K个预设层位组合方案,其中,m为小于n的正整数;
根据所述目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间;
根据所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量;
基于所述每个小层的见水时间和所述每个小层的优化注入量,计算每个所述预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油;
根据所述见水时间方差和所述见水时刻累产油,确定所述预设层位组合方案中的最优层位组合方案。
在一种可能的设计中,所述确定目标注水井的注水层段,包括:
获取所述目标注水井的测井数据;
根据所述测井数据,确定所述目标注水井的所述注水层段。
在一种可能的设计中,所述根据所述目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间,包括:
获取所述目标注水井的总注水量,计算平均每个小层的注入量;
获取每个小层的参数信息,结合所述平均每个小层的注入量,基于两相渗流理论,计算每个小层的见水时间。
在一种可能的设计中,所述每个小层的参数信息包括:油相渗透率、水相渗透率、地层原油粘度、地层水粘度、孔隙度、注采井距、渗流截面积。
在一种可能的设计中,所述根据所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量,包括:
基于所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化配注量比例;
基于所述每个小层的配注量比例,结合所述目标注水井的所述总注水量,确定所述每个小层的优化注入量。
在一种可能的设计中,所述根据所述见水时间方差和所述见水时刻累产油,确定所述预设层位组合方案中的最优层位组合方案,包括:
根据所述见水时间方差,按照所述见水时间方差从小到大的顺序排列,计算每个所述预设层位组合方案的第一次排名;
根据所述见水时刻累产油,按照所述见水时刻累产油从高到底的顺序排列,计算每个所述预设层位组合方案的第二次排名;
将每个所述预设层位组合方案的所述第一次排名和所述第二次排名分别相加,将最小相加值所对应的预设层位组合方案确定为最优层位组合方案。
另一方面,还提供了一种用于分层注水工艺中层段组合的确定装置,所述确定装置包括:
第一确定模块,用于确定目标注水井的注水层段,所述注水层段包括n个小层,n为正整数;
组合模块,用于将所述n个小层划分为m段,组合得到K个预设层位组合方案,其中,m为小于n的正整数;
第一计算模块,用于根据所述目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间;
第二确定模块,用于根据所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量;
第二计算模块,用于基于所述每个小层的见水时间和所述每个小层的优化注入量,计算每个所述预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油;
第三确定模块,用于根据所述见水时间方差和所述见水时刻累产油,确定所述预设层位组合方案中的最优层位组合方案。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括:
本发明实施例提供的层段组合的确定方法及装置,首先对注水层段进行预设组合,然后基于注水层段中每个小层的见水时间,以“抑制早见水层,促进晚见水层”为目标,确定每个小层的优化注入量,再计算每个预设层位组合方案中的见水时间方差和见水时刻累产油,最后基于见水时间方差和见水时刻累产油,综合评价每个预设层位组合方案。采用该确定方法进行层位组合时,不仅考虑了每个小层的层间差异性,还基于每个小层的优化注入量,进一步评价了每个预设层位组合方案,使得最终确定的层位组合方案更符合油井生产动态,能够达到优化层位组合的目的。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案,下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅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为本发明实施例提供的一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法的示意图;
图2为本发明实施例提供的一种用于分层注水工艺中层段组合的确定装置的示意图。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚,下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。除非另有定义,本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。
需要说明的是,本发明实施例提供的层段组合的确定方法及装置,不仅涉及分层注水工艺中基于层间差异的层位组合,还涉及层位组合后各层段的优化注入量配比,也即是说,该方法及装置确定的最优层位组合方案是在考虑优化注入量配比的情况下的最优层位组合方案。
一方面,本发明实施例提供了一种分层注水工艺中层段组合的确定方法,如图1所述,
该确定方法包括以下步骤:
步骤101:确定目标注水井的注水层段,该注水层段包括n个小层,n为正整数;
步骤102:将n个小层划分为m段,组合得到K个预设层位组合方案,其中,m为小于n的正整数;
步骤103:根据目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间;
步骤104:根据每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量;
步骤105:基于每个小层的见水时间和每个小层的优化注入量,计算每个预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油;
步骤106:根据见水时间方差和见水时刻累产油,确定预设层位组合方案中的最优层位组合方案。
本发明实施例提供的层段组合的确定方法,首先对注水层段进行预设组合,然后基于注水层段中每个小层的见水时间,以“抑制早见水层,促进晚见水层”为目标,确定每个小层的优化注入量,再计算每个预设层位组合方案中的见水时间方差和见水时刻累产油,最后基于见水时间方差和见水时刻累产油,综合评价每个预设层位组合方案。采用该确定方法进行层位组合时,不仅考虑了每个小层的层间差异性,还基于每个小层的优化注入量,进一步评价了每个预设层位组合方案,使得最终确定的层位组合方案更符合油井生产动态,能够达到优化层位组合的目的。
可以理解的是,“见水时间”是指从生产到单个生产层注水前缘到达采油井位置所对应的时间;“见水时刻累产油”是指多个生产层合采时,从开始模拟生产到单个生产层最早达到见水时刻时,所对应的全井累产油量。
具体地,对于步骤101,确定目标注水井的注水层段,该注水层段包括n个小层,n为正整数,可包括以下步骤:
步骤1011,获取目标注水井的测井数据;
在实际应用中,可通过测井专业服务公司获取目标注水井的测井数据,常用的测井数据可包括自然电位曲线、自然伽马曲线和电阻曲线等等。
步骤1012,根据测井数据,确定目标注水井的注水层段。
借助电阻曲线能确定目标注水井的含油层段,借助自然电位曲线和自然伽马曲线能得到含油层段中不同砂层的厚度。另外,考虑到目标层段是指满足分层工艺厚度要求的、具有较稳定的泥岩隔夹层的砂层层段,因此,对于厚度不满足要求或不稳定的多个自然小层,可通过平均化处理为一层。
基于此,可根据测井数据确定包含多个砂层的注水层段,每个砂层可视为小层,即注水层段包括n个小层,n为正整数。
示例地,为了便于后续实际的组合操作,通常可使n的取值范围为[2,20],即n可以取2、3、4、5、6、7等等。即,根据注水层段的自然属性,将注水层段分为2-20层。
对于步骤102,将n个小层划分为m段,组合得到K个预设层位组合方案,其中,m为小于n的正整数;
步骤102实质上是对注水层段中的n个小层的预设组合,即是先列举出可能的K个预设层位组合方案,然后在K个预设层位组合方案优化筛选出最优组合方案。
可以理解的是,将n个层位预期分为m段,相当于在n-1个间隔中任意选择m-1个位置,共有个预设组合方案。
考虑到实际分层注水工艺中所能达到的封隔层数和分注段数,可使m的取值范围是[1,5],即m可以取1、2、3、4、5。
示例地,以n=5,m=3为例(将包括5个小层的注水层段划分为3个注水段),可得到
中预设组合方案。
另外,当m取1时,即是对注水层段进行整层注水,而不进行分层注水。
对于步骤103,根据目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间,可包括以下步骤:
步骤1031,获取目标注水井的总注水量,计算平均每个小层的注入量;
实际应用中,可根据实际生产需要,获取目标注水井的总注水量Q总。示例地,可按照年度或月度计划的产量,获取目标注水井的总注水量Q总,平均每个小层的注入量Q=Q总/n。
步骤1032,获取每个小层的参数信息,结合平均每个小层的注入量,基于两相渗流理论,计算每个小层的见水时间。
具体可根据实验室岩心测量或测井数据反演数据,获取每个小层的参数信息。该参数信息可包括油相渗透率、水相渗透率、地层原油粘度、地层水粘度、孔隙度、注采井距、渗流截面积。
在计算过程中,可根据每个小层的参数信息,分别计算每个小层的见水时间。下面以某个小层的见水时间为例,来具体说明该计算过程。
第一步,根据油相渗透率、水相渗透率,应用公式(1),计算获得含水率与含水饱和度曲线(fw~Sw)。
其中,fw是含水率;μo是地层原油粘度;μw是地层水粘度;Kro是油相渗透率;Krw是水相渗透率;Sw是含水饱和度。
第二步,根据该含水率与含水饱和度曲线(fw~Sw),得到油水前缘饱和度Swf及油水前缘位置x0。
具体地,从最小的Sw为起点对含水率与含水饱和度曲线做切线,切点对应的点即为油水前缘饱和度Swf及油水前缘位置x0。
第三步,基于贝克莱列维而特两相驱油理论,结合油水前缘饱和度Swf,应用公式(2),计算含水率对含水饱和度导数。
其中,f′w(Swf)是含水率对含水饱和度导数,fw(Swf)是前缘饱和度对应的含水率(可根据上述第二步获得的含水率与含水饱和度曲线获得的),Swf是前缘含水饱和度,Swc是束缚水饱和度。
第四步,基于贝克莱列维而特两相驱油理论,结合含水率对含水饱和度导数f′w(Swf)和油水前缘位置x0,应用公式(3),计算见水时间。
其中,T是见水时间,L是注采井距,φ是孔隙度,Q是注入量,A是渗流截面积。
此外,也可根据油藏具体情况,调整使用的参数,进而采用其他方式计算见水时间,本发明实施例对见水时间的计算不做严格限定。
对于步骤104,根据每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量,可包括以下步骤:
步骤1041,基于每个小层的见水时间,确定每个小层的优化配注量比例;
为达到“抑制早见水层,促进晚见水层”的效果,可根据见水时间,来确定每个小层的优化配注量比例。
示例地,可使各个小层的优化配注量比例等于各个小层的见水时间比。
另外,本发明实施例也不排除其他能够实现“抑制早见水层,促进晚见水层”效果的优化配注量比例配置方案。
步骤1042,基于每个小层的配注量比例,结合目标注水井的总注水量,确定每个小层的优化注入量。
根据目标注水井的总注水量和每个小层的配注量比例,即可计算得到每个小层的优化注入量。
对于步骤105,基于每个小层的见水时间和每个小层的优化注入量,计算每个预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油。
下面以包括n小层m段的某一预设层位组合方案为例,对见水时间方差和见水时刻累产油的计算过程做示例性说明,其余预设层位组合方案的计算与之类似。
计算见水时间方差时,针对m段中的每一段,取各小层对应的最小见水时间为该段的见水时间,得到m个见水时间,然后计算该m个见水时间的方差,即为该预设层位组合方案的见水时间方差。
计算见水时刻累产油时,对于m段中的每一段,设定该段的注入量为该段中各小层的优化注入量的累和,该段的产油量为注入量乘以平均含水率,见水时刻累产油即为达到见水时刻时m段的产油量的累和。
对于步骤106,根据见水时间方差和见水时刻累产油,确定预设层位组合方案中的最优层位组合方案,可包括以下步骤:
步骤1061,根据见水时间方差,按照见水时间方差从小到大的顺序排列,计算每个预设层位组合方案的第一次排名;
步骤1062,根据见水时刻累产油,按照见水时刻累产油从高到底的顺序排列,计算每个预设层位组合方案的第二次排名;
步骤1063,将每个预设层位组合方案的第一次排名和第二次排名分别相加,将最小相加值所对应的预设层位组合方案确定为最优层位组合方案。
进一步地,还可以根据实际需要,设置第一次排名和第二次排名的权重,然后计算二者在权重条件下的相加值,并将最小相加值所对应的预设层位组合方案确定为最优层位组合方案。
下面将以长庆姬塬油田某注水井为实例,进一步说明本发明技术方案的实施方式。
(1)根据该注水井的测井数据,确定注水层段,且注水层段包括5个小层(N1-N5);
(2)考虑到实际分层注水工艺限制,将5个小层划分为3段,可组合得到共6(P1-P6)种预设层位组合方案,如表1所示:
表1五层三段的预设层位组合方案
方案序号 | 层位组合 |
P1 | [N1],[N2],[N3,N4,N5] |
P2 | [N1],[N2,N3],[N4,N5] |
P3 | [N1],[N2,N3,N4],[N5] |
P4 | [N1,N2],[N3],[N4,N5] |
P5 | [N1,N2],[N3,N4],[N5] |
P6 | [N1,N2,N3],[N4],[N5] |
(3)根据生产需要,确定目标注水井的总注入量Q总为100m3/d,获取每小层的参数信息如表2所示:
表2各小层参数表
其中,各小层渗流截面积取值注采井距L的1/2乘以小层厚度h。
通过测试得到的各小层油相渗透率、水相渗透率的部分数据,示例地如下表2-1-2-5所示:
表2-1 N1小层的油相渗透率和水相渗透率
表2-2 N2小层的油相渗透率和水相渗透率
表2-3 N3小层的油相渗透率和水相渗透率
表2-4 N4小层的油相渗透率和水相渗透率
表2-5 N5小层的油相渗透率和水相渗透率
根据应用公式(1)-(3),结合上述数据,可计算得到,N1-N5五个层的见水时间分别为110天、108天、414天、1938天、749天;
(4)根据N1-N5的见水时间,确定N1-N5的优化配注量比例为110:108:414:1939:749,结合目标注水井的总注入量Q总,可得到N1-N5中每个小层的优化注入量,为3m3/d,3m3/d,12m3/d,59m3/d,23m3/d(一般取整数)。
(5)根据N1-N5的见水时间和优化注入量,可计算得到P1-P6预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油,如表3所示:
表3 P1-P6预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油及排名
(6)根据见水时间方差的排名(第一次排名)和见水时刻累产油的排名(第二次排名),将最小排名相加值所对应的预设层位组合方案P3确定为最优层位组合方案。
由此可得到包括该注水井的层位组合和注入量的最优层段组合方案,即是将该注水井的注水层段按[N1],[N2,N3,N4],[N5]进行层位组合,且使[N1]层位的注入量为3m3/d,[N2,N3,N4]层位的注入量为74m3/d,[N5]层位的注入量为23m3/d。
另一方面,本发明实施例还提供了一种用于分层注水工艺中层段组合的确定装置,如图2所示,该确定装置包括:
第一确定模块201,用于确定目标注水井的注水层段,注水层段包括n个小层,n为正整数;
组合模块202,用于将n个小层划分为m段,组合得到K个预设层位组合方案,其中,m为小于n的正整数;
第一计算模块203,用于根据目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间;
第二确定模块204,用于根据每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量;
第二计算模块205,用于基于每个小层的见水时间和每个小层的优化注入量,计算每个预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油;
第三确定模块206,用于根据见水时间方差和见水时刻累产油,确定预设层位组合方案中的最优层位组合方案。
可选地,该第一确定模块201,包括:
第一获取单元,用于获取目标注水井的测井数据;
第一确定单元,用于根据所述测井数据,确定目标注水井的所述注水层段。
可选地,该第一计算模块203,包括:
第二获取单元,用于获取目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息;
第一计算单元,用于计算平均每个小层的注入量和每个小层的见水时间。
可选地,该第二确定模块204,包括:
第二确定单元,用于基于每个小层的见水时间,确定每个小层的优化配注量比例;
第三确定单元,用于基于每个小层的配注量比例,结合目标注水井的总注水量,确定每个小层的优化注入量。
可选地,第三确定模块206,包括:
第二计算单元,用于根据见水时间方差,按照见水时间方差从小到大的顺序排列,计算每个预设层位组合方案的第一次排名;
第三计算单元,用于根据见水时刻累产油,按照见水时刻累产油从高到底的顺序排列,计算每个预设层位组合方案的第二次排名;
第四确定单元,用于将每个预设层位组合方案的第一次排名和第二次排名分别相加,将最小相加值所对应的预设层位组合方案确定为最优层位组合方案。
本发明实施例提供的层段组合的确定装置不仅考虑了每个小层的层间差异性,还基于每个小层的优化注入量,进一步评价了每个预设层位组合方案,使得最终确定的层位组合方案更符合油井生产动态,能够达到优化层位组合的目的。
需要说明的是,上述实施例提供的层段组合确定装置在确定层段组合时,仅以上述各功能模块的划分进行举例说明,实际应用中,可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成,即将装置的内部结构划分成不同的功能模块,以完成以上描述的全部或者部分功能。另外,上述实施例提供的层段组合的确定装置与层段组合的确定方法实施例属于同一构思,其具体实现过程详见方法实施例,这里不再赘述。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成,也可以通过程序来指令相关的硬件完成,所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中,上述提到的存储介质可以是只读存储器,磁盘或光盘等。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案,并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内,所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本发明的保护范围。
Claims (7)
1.一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法,其特征在于,包括以下步骤:
确定目标注水井的注水层段,所述注水层段包括n个小层,n为正整数;
将所述n个小层划分为m段,组合得到K个预设层位组合方案,其中,m为小于n的正整数;
根据所述目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间;
根据所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量;
基于所述每个小层的见水时间和所述每个小层的优化注入量,计算每个所述预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油;
根据所述见水时间方差和所述见水时刻累产油,确定所述预设层位组合方案中的最优层位组合方案。
2.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述确定目标注水井的注水层段,包括:
获取所述目标注水井的测井数据;
根据所述测井数据,确定所述目标注水井的所述注水层段。
3.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述根据所述目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间,包括:
获取所述目标注水井的总注水量,计算平均每个小层的注入量;
获取每个小层的参数信息,结合所述平均每个小层的注入量,基于两相渗流理论,计算每个小层的见水时间。
4.根据权利要求3所述的确定方法,其特征在于,所述每个小层的参数信息包括:油相渗透率、水相渗透率、地层原油粘度、地层水粘度、孔隙度、注采井距、渗流截面积。
5.根据权利要求3所述的确定方法,其特征在于,所述根据所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量,包括:
基于所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化配注量比例;
基于所述每个小层的配注量比例,结合所述目标注水井的所述总注水量,确定所述每个小层的优化注入量。
6.根据权利要求1所述的确定方法,其特征在于,所述根据所述见水时间方差和所述见水时刻累产油,确定所述预设层位组合方案中的最优层位组合方案,包括:
根据所述见水时间方差,按照所述见水时间方差从小到大的顺序排列,计算每个所述预设层位组合方案的第一次排名;
根据所述见水时刻累产油,按照所述见水时刻累产油从高到底的顺序排列,计算每个所述预设层位组合方案的第二次排名;
将每个所述预设层位组合方案的所述第一次排名和所述第二次排名分别相加,将最小相加值所对应的预设层位组合方案确定为最优层位组合方案。
7.一种用于分层注水工艺中层段组合的确定装置,其特征在于,所述确定装置包括:
第一确定模块,用于确定目标注水井的注水层段,所述注水层段包括n个小层,n为正整数;
组合模块,用于将所述n个小层划分为m段,组合得到K个预设层位组合方案,其中,m为小于n的正整
第一计算模块,用于根据所述目标注水井的总注水量和每个小层的参数信息,计算等注入量条件下的每个小层的见水时间;
第二确定模块,用于根据所述每个小层的见水时间,确定每个小层的优化注入量;
第二计算模块,用于基于所述每个小层的见水时间和所述每个小层的优化注入量,计算每个所述预设层位组合方案的见水时间方差和见水时刻累产油;
第三确定模块,用于根据所述见水时间方差和所述见水时刻累产油,确定所述预设层位组合方案中的最优层位组合方案。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811637039.9A CN109667568B (zh) | 2018-12-29 | 2018-12-29 | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 |
PCT/CN2019/090304 WO2020133929A1 (zh) | 2018-12-29 | 2019-06-06 | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811637039.9A CN109667568B (zh) | 2018-12-29 | 2018-12-29 | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN109667568A true CN109667568A (zh) | 2019-04-23 |
CN109667568B CN109667568B (zh) | 2021-05-11 |
Family
ID=66147680
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201811637039.9A Active CN109667568B (zh) | 2018-12-29 | 2018-12-29 | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN109667568B (zh) |
WO (1) | WO2020133929A1 (zh) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110162867A (zh) * | 2019-05-16 | 2019-08-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 注水井分层配注水量计算新方法 |
WO2020133929A1 (zh) * | 2018-12-29 | 2020-07-02 | 中国石油大学(华东) | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111622724A (zh) * | 2020-07-11 | 2020-09-04 | 西南石油大学 | 一种分层注水层段配注量计算和优化的方法 |
CN111927410A (zh) * | 2020-08-06 | 2020-11-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井-藏协同分注测试调节设计方法 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5881811A (en) * | 1995-12-22 | 1999-03-16 | Institut Francais Du Petrole | Modeling of interactions between wells based on produced watercut |
US7369979B1 (en) * | 2005-09-12 | 2008-05-06 | John Paul Spivey | Method for characterizing and forecasting performance of wells in multilayer reservoirs having commingled production |
WO2009154500A1 (en) * | 2008-06-19 | 2009-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Method for optimizing reservoir production analysis |
CN102953713A (zh) * | 2011-08-18 | 2013-03-06 | 中国石油大学(华东) | 一种底水油藏水平井分段控水完井设计方法 |
CN104234673A (zh) * | 2014-07-30 | 2014-12-24 | 中国石油大学 | 考虑层间干扰的多层油藏分层配注方法 |
CN106801596A (zh) * | 2015-11-26 | 2017-06-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 海上注水井注水层段划分的新方法 |
CN108446831A (zh) * | 2018-02-24 | 2018-08-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种考虑经济性的多层系分压合求选层方法 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2380523C1 (ru) * | 2008-07-23 | 2010-01-27 | Николай Иванович Парийчук | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи |
CN105626010B (zh) * | 2016-03-16 | 2017-11-17 | 中国石油大学(华东) | 一种分段注水井中注水层段合理划分方法 |
CN105888633B (zh) * | 2016-06-20 | 2017-06-27 | 中国石油大学(华东) | 分层注水层段配注量确定方法 |
RU2669322C1 (ru) * | 2017-06-06 | 2018-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Конкорд" | Способ определения перспективных участков и оптимальных технологических параметров для применения циклического заводнения |
CN109002574B (zh) * | 2018-06-06 | 2022-11-22 | 西安石油大学 | 一种多层油藏脉冲周期注水开发指标预测方法 |
CN109667568B (zh) * | 2018-12-29 | 2021-05-11 | 中国石油大学(华东) | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 |
-
2018
- 2018-12-29 CN CN201811637039.9A patent/CN109667568B/zh active Active
-
2019
- 2019-06-06 WO PCT/CN2019/090304 patent/WO2020133929A1/zh active Application Filing
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5881811A (en) * | 1995-12-22 | 1999-03-16 | Institut Francais Du Petrole | Modeling of interactions between wells based on produced watercut |
US7369979B1 (en) * | 2005-09-12 | 2008-05-06 | John Paul Spivey | Method for characterizing and forecasting performance of wells in multilayer reservoirs having commingled production |
WO2009154500A1 (en) * | 2008-06-19 | 2009-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Method for optimizing reservoir production analysis |
CN102953713A (zh) * | 2011-08-18 | 2013-03-06 | 中国石油大学(华东) | 一种底水油藏水平井分段控水完井设计方法 |
CN104234673A (zh) * | 2014-07-30 | 2014-12-24 | 中国石油大学 | 考虑层间干扰的多层油藏分层配注方法 |
CN106801596A (zh) * | 2015-11-26 | 2017-06-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 海上注水井注水层段划分的新方法 |
CN108446831A (zh) * | 2018-02-24 | 2018-08-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种考虑经济性的多层系分压合求选层方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
王波: "高含水油田分层注水优化研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技I辑》 * |
赵丽莎等: "多层非均质油藏定压驱替效率计算方法", 《特种油气藏》 * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2020133929A1 (zh) * | 2018-12-29 | 2020-07-02 | 中国石油大学(华东) | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 |
CN110162867A (zh) * | 2019-05-16 | 2019-08-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 注水井分层配注水量计算新方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN109667568B (zh) | 2021-05-11 |
WO2020133929A1 (zh) | 2020-07-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109667568A (zh) | 一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置 | |
Clarkson et al. | Optimization of coalbed-methane-reservoir exploration and development strategies through integration of simulation and economics | |
CN109162682B (zh) | 一种超低渗透油藏精细分层注水方法 | |
Corbett et al. | Limitations in numerical well rest modelling of fractured carbonate rocks | |
CN102741855A (zh) | 用于将并行模拟模型分区的方法和系统 | |
CN106499370A (zh) | 井组同步分注分采的分层采油井各层段产液量计算方法及装置 | |
Dehane et al. | Comparison of the performance of vertical and horizontal wells in gas-condensate reservoirs | |
Sennhauser et al. | A practical numerical model to optimize the productivity of multistage fractured horizontal wells in the cardium tight oil resource | |
Quirk et al. | Integration of Microseismic Data, Fracture and Reservoir Simulation into the Development of Fractured Horizontal Wells in the Cardium Formation-A Tight Oil Case Study | |
CN115618768A (zh) | 一种储气库有效储气空间计算方法 | |
Mavor et al. | Analysis of coal gas reservoir interference and cavity well tests | |
Killough et al. | The Prudhoe Bay Field: simulation of a complex reservoir | |
Gong et al. | Prediction of interwell connectivity and interference degree between production wells in a tight gas reservoir | |
Xu et al. | Efficient development method for high-viscosity, complex fault-block reservoir | |
Feng et al. | Water-injection optimization for a complex fluvial heavy-oil reservoir by integrating geological, seismic, and production data | |
Toro-Rivera et al. | Well test interpretation in a heterogeneous braided fluvial reservoir | |
Suri et al. | Injectivity of frac-packed wells: A case study of the guando field | |
Platon et al. | Full Integrated Model as a Tool for Strategy Evaluation of the Greenfield | |
Walser et al. | Making mature shale gas plays commercial: Process vs. natural parameters | |
Dehane et al. | Performance of Horizontal Wells in Gas-Condensate Reservoirs, Djebel Bissa Field, Algeria | |
Alqahtani et al. | GOR Performance for Tight Unconventional Wells with Layer-wise Fluid Heterogeneity | |
Clayton et al. | Ubit field rejuvenation: a case history of reservoir management of a giant oil field, offshore Nigeria | |
Simon et al. | An improved method for the determination of pseudo-relative permeability data for stratified systems | |
CN114718529B (zh) | 油藏分层注水界限划分方法 | |
Chambers et al. | Characterization of a carbonate reservoir with pressure-transient tests and production logs: Tengiz field, Kazakhstan |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |