CN109933899A - 一种水驱老油田周期注水开发周期计算图版确定方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及油气田开发工程技术领域，特别是涉及一种老油田周期注水开发时根据注采量确定停注半周期和注水半周期的方法。该方法包括：(1)采用含水率公式和综合压缩系数公式计算不同含水饱和度对应的含水率和综合压缩系数；(2)根据步骤1中建立的含水率与含水饱和度关系曲线确定不同含水率对应的含水饱和度，并进一步确定该含水饱和度对应的综合压缩系数；(3)油藏产油量用采油速度表示，根据公式计算不同采油速度和不同含水率对应的停注半周期计算图版(附图4)；(4)水井注水量用注采比表示，根据公式计算不同注采比和不同含水率对应的注水半周期计算图版(附图5)。

Description

一种水驱老油田周期注水开发周期计算图版确定方法
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域，特别是涉及一种在老油田周期注水开发时确定注水半周期和停注半周期的计算图版确定方法。
背景技术
水驱老油田进入高含水开发期，经过长期注水开发，地层中形成固定的水流通道，如何通过注采调整，改变地下压力场，改变水驱方向，提高产油量是低油价条件下水驱老油田降本增效的重点和难点。周期注水开发技术是指在井网相对固定情况下，不额外增加投资、成本，通过周期性的注水，从而改变地下流场，达到降水增油、降本增效目的的技术，具有低投入、易实施、见效快的技术优势，是低油价下水驱油藏提质增效的一种主要手段。
影响周期注水效果的主要参数是注水半周期、停注半周期和注采强度。注水半周期、停注半周期和注采强度是相互关联的，现有的注水半周期和停注半周期的确定方法没有考虑注采强度的影响，而且没有考虑不同开发阶段的影响，导致确定的注水半周期和停注半周期适应性差。本发明考虑不同开发阶段参数的变化和注采强度，发明了一种确定注水半周期和停注半周期的计算图版确定方法，将极大的提高水驱老油田的开发效果。
发明内容
本发明的目的是提供一种水驱老油田周期注水开发时确定注水半周期和停注半周期的计算图版确定方法。本发明考虑不同开发阶段参数的变化和注采强度，发明了一种确定注水半周期和停注半周期的确定方法。
本发明所采用的技术方案是：
周期注水时一个周期由注水半周期和停注半周期组成，油井的采液量保持不变。用含水率表示不同开发阶段，用采油速度表示油井采液强度，用注采比表示水井注水强度。
1.计算不同含水饱和度对应的含水率和综合压缩系数
运用公式(式中，fw(sw)为含水率；μw、μo分别为油藏条件下的水与油的粘度，mPa·s；krw(sw)、kro(sw)分别为水与油的相对渗透率)，得到含水率与含水饱和度的关系曲线；
运用公式(式中，Ct为综合压缩系数，MPa-1；Co为原油压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Cf为地层压缩系数，MPa-1；为孔隙度，So为含油饱和度；Sw为含水饱和度)计算不同含水饱和度对应的压缩系数，得到综合压缩系数随含水饱和度变化曲线。
2、计算停注半周期
在该半周期地层压力不断降低，为避免出现井底严重脱气，以地层压力不能降至饱和压力为界限。
在停注半周期，油井生产，水井停注，用公式(式中，fw为含水率；A为油藏面积，m2；h为油层厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa-1；β为采油速度，％；Boi为原油体积系数；N为地质储量，m3；PR为目前地层压力，MPa；Pb为饱和压力，MPa)计算水井停注半周期。
3、计算注水半周期
在注水半周期，水井注水，油井保持生产，地层压力逐渐升高，地层压力最高以原始地层压力为界限。
采用公式(式中，fw为含水率；A为油藏面积，m2；h为油层厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa-1；β为采油速度，％；Boi为原油体积系数；N为地质储量，m3；Pi为原始地层压力，MPa；Pb为饱和压力，MPa；α为注采比)计算注水半周期。
本发明对水驱老油田具有广泛的适应性，采用本发明确定的注水半周期和停注半周期进行开发将极大的提高水驱老油田的开发效果。
附图说明：
图1为油水相对渗透率曲线
图2为含水率随含水饱和度变化曲线
图3为综合压缩系数随含水饱和度变化曲线
图4不同含水率下停注半周期随采油速度变化计算图版
图5不同含水率下注水半周期随注采比变化计算图版
具体实施方式
为了进一步说明本发明，下文作详细说明。
已知某油藏地质储量N＝11.6101×104m3，，含油面积A＝15.177×104m2，油层厚度h＝4m，孔隙度水相压缩系数Cw＝4.5×10-4MPa-1；原油压缩系数Co＝9.5×10- 3MPa-1，岩石压缩系数Cf＝3.0×10-4MPa-1，原油体积系数Boi＝1.2，原始地层压力Pi＝21MPa，饱和压力Pb＝6.0MPa，目前地层压力PR＝16MPa，油藏条件下油的粘度μo＝7.6mPa·s，地层水粘度μw＝0.7mPa·s，油水相对渗透率曲线如图1所示。具体实施步骤如下：
步骤1、采用公式(式中，fw(sw)为含水率；μw、μo分别为油藏条件下的水与油的粘度，mPa·s；krw(sw)、kro(sw)分别为水与油的相对渗透率)，得到含水率与含水饱和度的关系曲线，如图2所示；
采用公式(式中，Ct为综合压缩系数，MPa-1；Co为原油压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Cf为地层压缩系数，MPa-1；为孔隙度，So为含油饱和度，Sw为含水饱和度)计算不同含水饱和度对应的综合压缩系数，如图3所示；
步骤2、根据步骤1中建立的含水率与含水饱和度关系曲线确定含水率80％时的含水饱和度为0.43，并根据步骤1中建立的不同含水饱和度对应的综合压缩系数曲线确定含水饱和度为0.43时对应的综合压缩系数为1.7×10-3MPa-1。
步骤3、根据公式(式中，fw为含水率；A为油藏面积，m2；h为油层厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa-1；β为采油速度，％；Boi为原油体积系数；N为地质储量，m3；PR为目前地层压力，MPa；Pb为饱和压力，MPa)计算不同采油速度对应的停注半周期；在含水率80％时给定采油速度范围为1～6％计算得到的停注半周期如图4所示；
步骤4、依次改变含水率为85％，90％，95％，98％，重复步骤2～3，得到不同含水率下不同采油速度对应的停注半周期计算图版，如图4所示；
步骤5、给定含水率为80％，重复步骤2；
步骤6、根据公式(式中，fw为含水率；A为油藏面积，m2；h为油层厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa-1；β为采油速度，％；Boi为原油体积系数；N为地质储量，m3；Pi为原始地层压力，MPa；Pb为饱和压力，MPa；α为注采比)计算不同注采比下的注水半周期；在含水率80％时给定注采比范围为1.6～2.2计算得到的注水半周期如图5所示；
步骤7、依次改变含水率为85％，90％，95％，98％，重复步骤5～6，得到不同含水率下不同注采比对应的注水半周期计算图版，如图5所示。

Claims (5)

1.水驱老油田周期注水开发周期计算图版确定方法，包括以下步骤：
步骤1、采用公式(式中，fw(sw)为含水率；μw、μo分别为油藏条件下的水与油的粘度，mPa·s；krw(sw)、kro(sw)分别为水与油的相对渗透率)，得到含水率与含水饱和度的关系曲线，如图2所示；
采用公式(式中，Ct为综合压缩系数，MPa-1；Co为原油压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Cf为地层压缩系数，MPa-1；为孔隙度，So为含油饱和度，Sw为含水饱和度)计算不同含水饱和度对应的综合压缩系数，如图3所示；
步骤2、根据步骤1中建立的含水率与含水饱和度关系曲线确定给定含水率时的含水饱和度，并根据步骤1中建立的不同含水饱和度对应的综合压缩系数曲线确定该含水饱和度对应的综合压缩系数。
步骤3、根据公式(式中，fw为含水率；A为油藏面积，m2；h为油层厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa-1；β为采油速度，％；Boi为原油体积系数；N为地质储量，m3；PR为目前地层压力，MPa；Pb为饱和压力，MPa)计算给定含水率时不同采油速度对应的停注半周期；
步骤4、依次改变不同的含水率，重复步骤2～3，得到不同含水率下不同采油速度对应的停注半周期计算图版；
步骤5、给定某含水率，重复步骤2；
步骤6、根据公式(式中，fw为含水率；A为油藏面积，m2；h为油层厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa-1；β为采油速度，％；Boi为原油体积系数；N为地质储量，m3；Pi为原始地层压力，MPa；Pb为饱和压力，MPa；α为注采比)计算给定含水时不同注采比下的注水半周期；
步骤7、依次改变含水率，重复步骤5～6，得到不同含水率下不同注采比对应的注水半周期计算图版。
2.根据权利要求1所述的水驱老油田周期注水开发周期计算图版确定方法，其特征在于，在步骤1中，利用油田的相对渗透率曲线，计算得到不同含水饱和度对应的含水率，并根据相对渗透率曲线中含水饱和度的变化范围，计算该变化范围内不同含水饱和度对应的综合压缩系数。
3.根据权利要求1或2所述的水驱老油田周期注水开发周期计算图版确定方法，其特征在于，在步骤2中，给定某含水率，利用步骤1中的计算结果确定含水饱和度及对应的综合压缩系数。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的水驱老油田周期注水开发周期计算图版确定方法，在步骤3中，根据油田目前产液量确定采油速度的范围，增加适应性。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的水驱老油田周期注水开发周期计算图版确定方法，在步骤6中，根据油田目前水井注水能力和油井产液量确定注采比的范围，增加适应性。
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