CN109667568B - 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

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

一种用于分层注水工艺中层段组合的确定方法及装置

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(f_w～S_w)。

其中，f_w是含水率；μ_o是地层原油粘度；μ_w是地层水粘度；K_ro是油相渗透率；K_rw是水相渗透率；S_w是含水饱和度。

第二步，根据该含水率与含水饱和度曲线(f_w～S_w)，得到油水前缘饱和度S_wf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S_wf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S_wf，应用公式(2)，计算含水率对含水饱和度导数。

其中，f′_w(S_wf)是含水率对含水饱和度导数，f_w(S_wf)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)，S_wf是前缘含水饱和度，S_wc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(S_wf)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 (6)

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，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。

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。

6.一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；所述第三确定模块包括：

第二计算单元，用于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；

第三计算单元，用于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；

第四确定单元，用于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。

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