CN110130860A - 碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，包括步骤一，根据注水井与采油井之间流体渗流等效为流管中的流动，建立堵剂调驱物理模型；步骤二，根据堵剂调驱物理模型，堵剂前缘和堵剂后缘位置，堵剂段塞在多孔介质中的运移轨迹，建立堵剂渗流的数学模型；步骤三，根据堵剂渗流数学模型及堵剂注入过程，确定调驱过程中的流量及注入压力；步骤四，根据注水井控制周边控制的多口受效采油井数量、油井含水率变化，以及步骤二、步骤三中堵剂渗流数学模型、调驱流量及压力，确定堵剂调驱措施后的油田区块增油量及采收率。该确定方法准确可靠，实用性强。

Description

碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法

技术领域

本发明属于油田注水开发调驱技术领域，涉及堵剂的渗流研究，尤其是一种碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法。

背景技术

碳酸盐岩油藏储集空间以洞穴为主，其次为裂缝、溶蚀孔隙。裂缝为地层流体主要的渗流通道，流体在储层多孔介质中流动类似于管流。同时由于注入水的长期冲刷作用，容易破坏储层的岩石颗粒胶结结构，形成类似“大孔道”的结构。随着开采进入中后期，注入水沿着储层优势通道突进，导致油井含水率超过80％，甚至部分生产井含水率高达95％，严重影响了油田的注水开发效果。油田区块高含水问题引起成注入水驱无效或低效循环，导致油田区块采收率下降，剩余油分布变得更加复杂，同时也会引起采出水处理费用增加、管柱腐蚀加重等一系列问题。

针对油田注入水快速突进、含水率上升快等问题，油藏管理者大多数采取调剖、调驱的稳油控水工艺措施。调研发现国内外学者设计发明了不同类型的调剖调驱堵剂体系，比如微生物类、微球类、泡沫类和凝胶类等堵剂；研究人员多数集中于调驱技术的堵剂配方、筛选研究，对堵剂在储层多孔介质中渗流规律和油藏工程方法表征方向研究较为缺乏。

因此在考虑堵剂的粘度变化和封堵机理基础上，针对堵剂调驱渗流规律和措施效果评价的油藏工程方法研究成为一种必要。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足之处，运用流体渗流力学，建立一套堵剂调驱的渗流模型及效果动态预测方法，利用现场注入压力、注水量等动态数据进行调驱指标预测，解决堵剂调驱措施后油田区块水驱控制程度增加幅度、井组增油量变化及区块含水率等复杂油藏参数评价的难题。。

本发明解决技术问题所采用的技术方案是：

一种碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，包括如下步骤：

步骤一，根据地层渗流力学将注采井之间流体渗流近似等效为流管中的流动，建立流管物理模型；

步骤二，根据流管物理模型的几何关系及流体渗流达西定律，考虑堵剂段塞在多孔介质中运移前缘、后缘位置，建立堵剂调驱渗流的数学模型；

步骤三，根据堵剂注入过程中节点压力分布，确定深部调驱过程中的注采压力平衡方程模型，得到堵剂通过注水井注入目标储层过程中的注入压力；

步骤四，根据注水井控制周边生产井的物质平衡关系，确定每个流管流量，再根据步骤三得到的注入压力及每个流管流量确定压力、流量守恒方程组；

步骤五，根据步骤四中流量守恒方程组确定的流管流量及注入压力，进行堵剂调驱措施后井组增油量预测，以及确定增加的可采储量。

而且，根据所述流管物理模型，确定流体在流管中的流量q，表达式如下：

式中，K为储层渗透率，h为储层厚度，μ为流体粘度，S(x)为流管的截面积，P为流管压力，a为流管圆弧的角度，L为注采井间井距。

而且，所述的前缘、后缘位置的表达式为：

式中，L_fi(t)、L_bi(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，T₁为堵剂注入结束时间，T₂为堵剂推进结束时间，h为储层厚度，a为流管圆弧的角度，L为注采井间井距，S为流管的截面积，r_w为井口半径。

而且，所述的堵剂通过注水井注入目标储层过程中的注入压力为：

式中：P_wht为堵剂井口注入压力，P_i为第i口油井的储层压力，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，K_i为第i口油井对应流管i渗透率，S(x)为流管的截面积，R_F表示调剖堵剂的阻力系数，ρ_t为堵剂的密度，H为调驱层段的深度，q为堵剂的注入速度，μ为流体粘度，μ_s为堵剂的运动粘度，d为油管直径，g为重力加速度，f、m为摩阻系数，取值与流体流态有关，L_fi(t)、L_bi(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，h为储层厚度。

而且，所述的压力、流量守恒方程组为：

写成矩阵形式：

式中：

采用Matlab矩阵编程求解得各流管的流量及注入压力

式中：P_wht为堵剂井口注入压力，P_i为第i口油井的储层压力，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，μ为流体粘度，K_i为第i口油井对应流管i渗透率，S(x)为流管的截面积，R_F表示调剖堵剂的阻力系数，ρ_t为堵剂的密度，H为调驱层段的深度，q为堵剂的注入速度，μ_s为堵剂的运动粘度，d为油管直径，g为重力加速度，f、m为摩阻系数，取值与流体流态有关，L_fi(t)、L_bi(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，h为储层厚度，q_w为注水井的注入量，M为流动阻力系数，N为注水井周边受效油井的数量。

而且，根据步骤五确定的流管流量确定堵剂调驱措施后的井组增油量△Q_o，表达式如下：

式中：T₃为堵剂失效时间，T₂为堵剂推进结束时间，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，L为注采井间井距，fw为含水率，N为注水井周边受效油井的数量。

而且，根据调驱措施前后累积产液量参数，绘制水驱特征曲线：

lgW_p＝a+bN_p

式中：W_p为累积产水量，N_p为累积产液量，a是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合截距，b是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合斜率。

而且，调驱措施后增加的可采储量：

ΔN_pR＝N_pR1-N_pR2

式中；a₁、b₁、a₂、b₂表示相关系数，无因次，N_pR1为含水率fw＝98％时堵剂深部调驱后的可采储量，N_pR2为含水率fw＝98％时常规水驱的可采储量。

而且，调驱措施后增加的最终采收率为：

式中：R_e表示初期原油的采出程度；N表示地质储量。

本发明的优点和积极效果是：

1、本发明利用渗流力学方法将注水井与采油井之间的注采关系简化为一源一汇的关系，建立物理流管模型表征了堵剂在储层深部的运移规律，直接将现场注入压力、注水量等动态数据代入到堵剂调驱渗流数学模型进行堵剂深部调驱增油效果预测，简单实用高效，解决油田区块采取堵剂调驱措施后井组增油量变化、区块可采储量增加量等复杂油藏参数评价的难题。

2、本发明弥补了碳酸盐岩储层堵剂深部调驱效果预测方法的空白，为评价堵剂深部调驱技术增油效果提供了一种技术手段，同时有利于堵剂深部调驱工艺方案的设计优化，极大促进了堵剂调驱技术在碳酸盐岩储层油田中的推广应用。

附图说明

图1为叶形流管模型示意图；

图2为堵剂调驱运移模型示意图；

图3为堵剂注入压力系统示意图；

图4为E10井组受益油井示踪剂产出曲线图；

图5为调驱后井组日增油预测图；

图6为水驱效果改善程度评价图。

具体实施方式

下面结合附图并通过具体实施例对本发明作进一步详述，以下实施例只是描述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。

注采井之间流体渗流轨迹可近似等效为流管中的流动，根据地层流体渗流力学注水井与采油井简化为一源一汇之间的关系，如图1所示：

在图1中，注采井间井距L简化为流管的长度，由叶型流管几何参数关系可得流管的轨迹方程为：

式中：a为圆弧的角度，x为流管轨迹的x轴坐标值，y为流管轨迹的y轴坐标值。

由式(1)可得到流管截面半径r(x)为：

则流管的截面积S(x)为：

由流体渗流达西定律可知在每个横截面上，流体沿流管流动的流量均相等，均等于q：

式中：q为流体流量，单位为m³/s；K表示储层渗透率，单位为mD；h为储层厚度，单位为m；μ为注入流体粘度，单位为mPa·S；r_w为井口半径，单位为m；P为流管压力，单位为MPa。

由式(4)可得储层中驱替压差Δp为：

则流管的渗透率K为：

基于上述流管模型的几何关系及流体达西定律，建立调驱堵剂在储层渗流过程中的数学模型。模型假设条件为：

(1)注采井之间流体质点的移动，采用流管模型进行模拟，流管参数为上述成果中计算所得；

(2)堵剂开始注入时间为0，堵剂注入结束时间为T₁，堵剂推进结束时间为T₂；

(3)堵剂段塞在流管中运移，后缘位置为L_b(t)，前缘位置为L_f(t)；

(4)注入过程中，注水井注入速度q_w及生产井井底压力P_i已知；

(5)第i口油井对应流管i流量为q_i(t)。物理模型示意图如图2所示。

对于非段塞段的流体流量符合常规流体渗流规律：

式中：L_f(t)、L_b(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，单位为m。

对于堵剂段塞段在储层孔隙的运移轨迹，需综合考虑堵剂阻力系数的影响：

式中：R_F表示调剖堵剂的阻力系数，无因次。

根据线性渗流规律：堵剂前缘和堵剂后缘轨迹的运移方程符合以下模型

注水井中堵剂注入压力流程示意图如3所示。

由井筒节点压力分析可得注采压力平衡方程为：

P_wht＝δP_f+ΔP+P_i-P_ht (10)

式中：P_wht为堵剂井口注入压力，单位为MPa；P_ht为堵剂在井筒中的液柱压力，单位为MPa；δP_f为堵剂在井筒中的摩阻，单位为MPa；ΔP为驱替压差，单位为MPa；P_i为第i口油井的储层压力，单位为MPa。

堵剂在井筒中的液柱压力P_ht及摩阻δP_f为：

式中：ρ_t为堵剂的密度，单位为g/cm³；H为调驱层段的深度，单位为m；q为堵剂的注入速度，单位为m³/s；μ_s为堵剂的运动粘度，单位为m²/s；d为油管直径，单位为m；f、m为摩阻系数，取值与流体流态有关。

储层驱替压差ΔP为：

将P_ht、ΔP、δP_f的计算公式代入式(10)，整理得出堵剂注入过程中的压力为：

令注水井所控制的若干生产井的流线流量之和等于注入量，则流量守恒方程如下式：

q₁(t)+q₂(t)+…+q_N(t)＝q_w (14)

式(13)、(14)离散化后注采能力方程、流量守恒方程组为：

由式(15)写成矩阵形式：

式中：

利用式(9)显式迭代求解出的堵剂前后缘位置，然后代入到(16)，采用Matlab矩阵编程求解可得t+1时间步各流管的流量及注入压力。

调驱增油量预测

显示求解堵剂运移方程式(9)，使用t时间步的流管流量计算获得堵剂前后缘位置L_bi、L_fi，然后代入到式(16)系数矩阵中，通过矩阵的隐式求解，获得注水井控制的周边多口受效油井调驱后的产量q_i`(i＝1···N)。

假设调驱后各生产井含水率不变，则在有效期内增油量为：

式中：堵剂失效时间为T₃，单位是d；Q₀表示t时间步内的累计产出量，单位是m³。

根据调驱措施前后累积产液量参数，绘制水驱特征曲线：

lgW_p＝a+bN_p (18)

式中：W_p为累积产水量，单位是m³；N_p为累积产液量，单位是m³。a是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合截距，b是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合斜率。

取f_w＝98％，若采取调驱措施，由式(18)可计算调驱措施影响的可采储量为

若不采取调驱控制注入水突进措施时可采储量为

式中；a₁、b₁、a₂、b₂表示相关系数，无因次。

因此调驱措施后增加的可采储量：

ΔN_pR＝N_pR1-N_pR2 (21)

而增加的最终采收率为

式中：R_e表示初期原油的采出程度，单位是％；N表示地质储量，单位是m³。

应用实施例：

YZ11-3油田为一个中高渗的油藏，采用注水开发方式，部分井因注入水的长期冲刷引起储层多孔介质孔形成高渗条带，导致平面非均质性增强。E10井为其油田区块的一口注水井，2015年3月投注，原始储层渗透率为450.8mD，日平均注水量为530m³/d，为周边井区补充地层能量及注水驱油。经过2年的注水周期，周边部分油井含水率突然上涨，由55％上升90％。

2018年4月E10井示踪剂测试结果，与周边油井示踪剂监测结果如图4所示。

通过示踪剂解释得到E10井组的优势通道参数如表1所示。

表1E10井组示踪剂测试解释结果表

通过示踪剂解释得到E10井组的优势通道参数表明：E10井组主要连通井对B06H井趾端、D28H趾端、G3井、P4H跟端，其中与G3井、P04H跟端发育强窜流优势通道，与示踪剂解释结果一致。

目前注水井E10的受效方向较少，各方向上的对应注入分配更加不均衡，优势渗流通道消耗了主要的注入水量，急需进行调驱改善注水利用率。因此根据E10井的优势通道发育情况采取降水控油的调驱措施，减少G3、P04H、D28H方向的窜流，提高C01、T30H井的产液。

2018年7月对E10井组采取调驱措施，E10井调驱工艺及油藏方案参数如表2所示。

表2 E10井堵剂调驱油藏及工艺参数

将示踪剂测试解释结果表1和调驱油藏及工艺参数表2中参数代入到式(16)、式(17)中进行求解，得到调驱后井组增油量如图5所示。

通过计算日增油量如图5所示，初期日增油19方/天，有效期内E10井组累增油5750m³。

同时利用式(18)评价本井调驱开发效果的水驱特征曲线如图6所示。

图6中线性回归参数a₁＝2.55、b₁＝－63.48，a₂＝3.07，b₂＝－70，根据式(21)、(22)计算调驱措施后增加的可采储量N＝2.23×10⁴m³，增加的采收率△R_e＝3.2％。

以上所述的仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：包括如下步骤：

步骤一，根据地层渗流力学将注采井之间流体渗流近似等效为流管中的流动，建立流管物理模型；

步骤二，根据流管物理模型的几何关系及流体渗流达西定律，考虑堵剂段塞在多孔介质中运移前缘、后缘位置，建立堵剂调驱渗流的数学模型；

步骤三，根据堵剂注入过程中节点压力分布，确定深部调驱过程中的注采压力平衡方程模型，得到堵剂通过注水井注入目标储层过程中的注入压力；

步骤四，根据注水井控制周边生产井的物质平衡关系，确定每个流管流量，再根据步骤三得到的注入压力及每个流管流量确定压力、流量守恒方程组；

步骤五，根据步骤四中流量守恒方程组确定的流管流量及注入压力，进行堵剂调驱措施后井组增油量预测，以及确定增加的可采储量。

2.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：根据所述流管物理模型，确定流体在流管中的流量q，表达式如下：

式中，K为储层渗透率，h为储层厚度，μ为流体粘度，S(x)为流管的截面积，P为流管压力，a为流管圆弧的角度，L为注采井间井距。

3.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：所述的前缘、后缘位置的表达式为：

式中，L_fi(t)、L_bi(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，T₁为堵剂注入结束时间，T₂为堵剂推进结束时间，h为储层厚度，a为流管圆弧的角度，L为注采井间井距，S为流管的截面积，r_w为井口半径。

4.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：所述的堵剂通过注水井注入目标储层过程中的注入压力为：

式中：P_wht为堵剂井口注入压力，P_i为第i口油井的储层压力，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，K_i为第i口油井对应流管i渗透率，S(x)为流管的截面积，R_F表示调剖堵剂的阻力系数，ρ_t为堵剂的密度，H为调驱层段的深度，q为堵剂的注入速度，μ为流体粘度，μ_s为堵剂的运动粘度，d为油管直径，g为重力加速度，f、m为摩阻系数，取值与流体流态有关，L_fi(t)、L_bi(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，h为储层厚度。

5.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：所述的压力、流量守恒方程组为：

写成矩阵形式：

式中：

采用Matlab矩阵编程求解得各流管的流量及注入压力

式中：P_wht为堵剂井口注入压力，P_i为第i口油井的储层压力，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，μ为流体粘度，K_i为第i口油井对应流管i渗透率，S(x)为流管的截面积，R_F表示调剖堵剂的阻力系数，ρ_t为堵剂的密度，H为调驱层段的深度，q为堵剂的注入速度，μ_s为堵剂的运动粘度，d为油管直径，g为重力加速度，f、m为摩阻系数，取值与流体流态有关，L_fi(t)、L_bi(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，h为储层厚度，q_w为注水井的注入量，M为流动阻力系数，N为注水井周边受效油井的数量。

6.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：根据步骤五确定的流管流量确定堵剂调驱措施后的井组增油量△Q_o，表达式如下：

式中：T₃为堵剂失效时间，T₂为堵剂推进结束时间，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，L为注采井间井距，fw为含水率，N为注水井周边受效油井的数量。

7.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：根据调驱措施前后累积产液量参数，绘制水驱特征曲线：

lgW_p＝a+bN_p

式中：W_p为累积产水量，N_p为累积产液量，a是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合截距，b是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合斜率。

8.根据权利要求7所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：

调驱措施后增加的可采储量：

ΔN_pR＝N_pR1-N_pR2

式中；a₁、b₁、a₂、b₂表示相关系数，无因次，N_pR1为含水率fw＝98％时堵剂深部调驱后的可采储量，N_pR2为含水率fw＝98％时常规水驱的可采储量。

9.根据权利要求8所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：调驱措施后增加的最终采收率为：

式中：R_e表示初期原油的采出程度；N表示地质储量。