CN110424942B - 一种判断特高含水带形成时间的方法及系统 - Google Patents

一种判断特高含水带形成时间的方法及系统 Download PDF

Info

Publication number
CN110424942B
CN110424942B CN201910547496.7A CN201910547496A CN110424942B CN 110424942 B CN110424942 B CN 110424942B CN 201910547496 A CN201910547496 A CN 201910547496A CN 110424942 B CN110424942 B CN 110424942B
Authority
CN
China
Prior art keywords
production
time
data
type water
curve
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.)
Active
Application number
CN201910547496.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN110424942A (zh
Inventor
靳彦欣
史树彬
黄志宏
尹相文
汪云家
陈玉丽
宋岱锋
李福军
唐钢
刘军
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201910547496.7A priority Critical patent/CN110424942B/zh
Publication of CN110424942A publication Critical patent/CN110424942A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110424942B publication Critical patent/CN110424942B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Marine Sciences & Fisheries (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Agronomy & Crop Science (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Economics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Animal Husbandry (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明公开了一种判断特高含水带形成时间的方法及系统，该方法包括：获取生产井的生产数据；利用所述生产井的生产数据绘制丙型水驱曲线，并判断是否符合丙型水驱曲线特征；若符合丙型水驱曲线特征，则基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量；对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间。本发明仅利用油井正常生产的生产数据，因此减少了油井作业对正常生产造成的影响，且加快了判断特高含水带的速度。

Description

一种判断特高含水带形成时间的方法及系统
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种特高含水带形成时间的判断方法，更具体涉及一种仅利用生产动态数据直接判断特高含水带形成时间的方法及系统。
背景技术
我国大部分水驱油田已进入高含水、特高含水开发阶段，而其中很大部分是由于特高含水带窜流造成注水无效循环，影响水驱波及体积，因此判别特高含水带形成显得尤为重要。而目前对于特高含水带形成时间的判断多依赖于直接的经验观察，没有特定具体的判断方法。
因此，需要提供一种能够快速判断特高含水带形成时间的方法。
发明内容
本发明所要解决的技术问题之一是需要提供一种判断特高含水带形成时间的方法，该方法能够快速判断特高含水带形成时间。
为了解决上述技术问题，本申请的实施例首先提供了一种判断特高含水带形成时间的方法，该方法包括：获取生产井的生产数据；利用所述生产井的生产数据绘制丙型水驱曲线，并判断是否符合丙型水驱曲线特征；若符合丙型水驱曲线特征，则基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量；对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间。
根据本发明的一个实施例，所述的生产井的生产数据包括从开井以来的累积产液量和累积产油量。
根据本发明的一个实施例，通过如下表达式计算绘制不同时刻的丙型水驱曲线所需数据：
Figure BDA0002104452670000011
式中：Lpk为k时刻的累积产液量，m3；Npk为k时刻的累积产油量；Ak和Bk为k时刻丙型水驱曲线的拟合系数。
根据本发明的一个实施例，在基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量的步骤中，包括：利用不同时刻的丙型水驱曲线计算拟合系数Bk；基于计算得到的拟合系数Bk得到对应时刻的理论可动油储量。
根据本发明的一个实施例，通过如下表达式计算各个时刻的理论可动油储量：
Figure BDA0002104452670000021
Figure BDA0002104452670000022
式中：Rmok为k时刻计算的波及体积，m3；Lpk和Lpk+1分别为k和k+1时的累积产液量，m3；Npk和Npk+1分别为k和k+1时刻的累积产油量，m3；Bk为k时刻丙型曲线的拟合系数。
根据本发明的一个实施例，在对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间的步骤中，包括：基于各个时刻的理论可动油储量确定后期定值；将理论可动油储量的初期数据中首次达到与所述后期定值同一数量级的数据对应的时刻判定为特高含水带形成时间。
根据本发明的一个实施例，将横坐标选取为累积产液量Lp，绘制不同时刻的拟合系数Bk和理论可动油储量Rmok的曲线图；利用所述曲线图来判断特高含水带形成时间。
根据本发明的另一方面，还提供了一种判断特高含水带形成时间的系统，该系统包括：数据获取模块，其获取生产井的生产数据；曲线特征判断模块，其利用所述生产井的生产数据绘制丙型水驱曲线，并判断是否符合丙型水驱曲线特征；理论可动油储量计算模块，其在符合丙型水驱曲线特征时，基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量；形成时间判断模块，其对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间。
根据本发明的一个实施例，所述曲线特征判断模块，其通过如下表达式计算绘制不同时刻的丙型水驱曲线所需数据：
Figure BDA0002104452670000023
式中：Lpk为k时刻的累积产液量，m3；Npk为k时刻的累积产油量；Ak和Bk为k时刻丙型水驱曲线的拟合系数。
根据本发明的一个实施例，所述形成时间判断模块，其执行如下操作：基于各个时刻的理论可动油储量确定后期定值；将理论可动油储量的初期数据中首次达到与所述后期定值同一数量级的数据对应的时刻判定为特高含水带形成时间。
与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：
本发明实施例提供了一种仅利用生产数据判断特高含水带形成时间的方法，通过收集整理现场生产数据，绘制丙型水驱曲线，然后利用丙型水驱曲线参数计算理论水驱可动油储量，最后对比理论可动油储量前后变化判断特高含水带形成时间。本发明实施例仅利用油井正常生产的数据，因此减少了油井作业对正常生产造成的影响，且加快了判断特高含水带的速度。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明的技术方案而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构和/或流程来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请的技术方案或现有技术的进一步理解，并且构成说明书的一部分。其中，表达本申请实施例的附图与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，但并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为本申请实施例的判断特高含水带形成时间的方法的流程示意图。
图2为本申请具体示例一中所用模型的平面图。
图3为本申请具体示例一中的丙型水驱曲线图。
图4为本申请具体示例一中的理论可动储量Rmo的曲线图。
图5为本申请具体示例二中的所给数据的丙型水驱曲线图。
图6为本申请具体示例二中的现场数据的丙型水驱曲线图。
图7为本申请具体示例二中的理论可动储量Rmo的曲线图。
图8为本申请实施例的判断特高含水带形成时间的系统的结构示意图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成相应技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。本申请实施例以及实施例中的各个特征，在不相冲突前提下可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
另外，附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
油藏注水开发过程中，特高含水带是注入水的主流通道，是注入水无效窜流的主要原因，因此判断特高含水带的形成具有重要的意义。特高含水带往往是由于地质原因产生，天然的高渗条带、裂缝都是注水指进的方向，从而形成高渗条带。因此，特高含水带往往会是注水最早突破的位置。为此只需要判断注水最先突破的时间，即可判断特高含水带的形成时间。
目前判断注水突破的方法主要是通过观察含水率变化、化验采出水样等方法来判断，但实际生产过程中由于储层内含水，或是由于生产过程中的地层压力导致孔隙体积减小，从而使原本的束缚水变为可动水而采出，或是由于钻井、完井等措施的不合理导致井内受到工作液入侵均会使含水率曲线与理论计算差异大，从而影响特高含水带形成时间的判断。
本发明实施例的目的在于提供一种方便快速，且在不需要对注采井进行作业的情况下判别注入水突破的方法。在本领域中，水驱曲线是油田上使用的较为常见的一种预测及评价用曲线，而且获取较为方便，可以通过生产数据直接获得。常用的水驱曲线有甲型、乙型和丙型水驱曲线，而甲型和乙型水驱曲线仅在开发中期有较好的线性特征，虽然科研人员分析了其出现的原因并提出了许多修正方法，但也使其变得更为复杂。为此，本申请实施例选用丙型水驱曲线作为研究对象，利用丙型水驱曲线判断特高含水带的形成时间。
图1为本申请实施例的判断特高含水带形成时间的方法流程示意图。下面参考图1来说明该方法的各个步骤。
在步骤S110中，获取生产井的生产数据。
需要说明的是，本步骤所要求的生产数据需要是从开井以来的生产动态数据，一般包括月产液量、月产油量，或者是利用月产液量和月产油量计算得到的从开井以来的累积产液量和累积产油量，从而方便计算丙型水驱曲线，为了使结果更加准确，需要完整的初期生产数据。
在步骤S120中，利用生产井的生产数据绘制丙型水驱曲线。
具体地，利用步骤S110获取的生产数据计算出绘制丙型水驱曲线所需数据，然后针对绘制出的丙型水驱曲线，判断是否符合丙型水驱曲线特征。
在该步骤中，所述丙型水驱曲线方程可以通过如下式(1)得到：
Figure BDA0002104452670000051
式(1)中：Lp为累积产液量，m3；Np为累积产油量；A和B为拟合系数。
更具体说，通过如下表达式计算绘制不同时刻的丙型水驱曲线所需数据(参数)：
Figure BDA0002104452670000052
式中：Lpk为k时刻的累积产液量，m3；Npk为k时刻的累积产油量；Ak和Bk为k时刻丙型水驱曲线的拟合系数。
其中的拟合系数Ak和Bk通过下式计算：
Figure BDA0002104452670000053
Figure BDA0002104452670000054
式中：Lpk和Lpk+1分别为k和k+1时的累积产液量，m3；Npk和Npk+1分别为k和k+1时刻的累积产油量，m3；Bk和Ak为k时刻丙型曲线的拟合系数。
用此方法计算可得到一系列B和A，可做出不同时刻的B和A的变化图。通常计算丙型水驱曲线拟合系数并不会使用这种方法，本发明实施例使用这种方法是为了方便计算不同时刻丙型曲线的变化，并利用此来进行判断。
在绘制得到丙型水驱曲线之后，判断是否符合丙型水驱曲线的曲线特征，若符合，则执行后面的步骤，即步骤S130。否则，结束操作。
在步骤S130中，利用丙型水驱曲线各时刻值计算理论可动油储量。
具体来说，基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量。在该步骤中，首先，利用各个时刻的丙型水驱曲线计算拟合系数Bk；然后，基于计算得到的拟合系数Bk得到对应时刻的理论可动油储量。
优选地，在本步骤中，可以通过如下公式来计算理论可动油储量：
Figure BDA0002104452670000055
式(4)中：Rmok为k时刻计算的波及体积，m3。
此处Rmok的计算方法是利用丙型水驱曲线数据计算可动油公式中当含水率fw达到1时的公式。但因为在初期丙型曲线并非直线，且从丙型水驱曲线的公式推导中发现此时计算的Rmok并没有实际意义，故在本发明中此Rmok仅是一个判断指标并不能作为定量估算水驱可动油的依据。
此时，通常情况下Rmo是一个在前期剧烈波动且数值极高或为负值，后期Rmo趋于平缓，且稳定在一个固定值附近波动。由此从图上判断出特高含水带形成时间Th，位于剧烈波动结束的位置，具体可以以数值和稳定期处于同一数量级的时刻为特高含水带形成时间。
如没有详细的地层数据，在此步即可判断出特高含水带形成时间，即为Th。
其初期数值极高的原因是由丙型水驱曲线固有问题产生的。首先在丙型水驱曲线推导方法上可以发现其直线段，即Rmo不变段，出现在出口端含水率极高的情况下，通过查看丙型水驱曲线推导公式，此推导式为陈元千教授于1995年推导，详见《对纳扎洛夫确定可采储量经验公式的理论推导及应用》(陈元千，石油勘探与开发，1995(3)：63-68)。发现Rmo在推导过程中的精确表达式为：
Figure BDA0002104452670000061
Figure BDA0002104452670000062
式中：Vp为孔隙体积，m3；Sof为原始可动油饱和度，小数；Boi为原油体积压缩系数，可近似为1；Soe为前缘含油饱和度，小数；Sor为残余油饱和度，小数。
可以发现在初期如前缘含水饱和度接近束缚水饱和度时，E值极为接近1，故在计算Rmo时得到的结果为无穷大。
而通过直接观察丙型水驱曲线本身：
Figure BDA0002104452670000063
可以发现如注入水未突破，产出完全不含水时，Lp＝Np此时可计算得A＝1，B＝0，而
Figure BDA0002104452670000064
故Rmo＝∞。
但在实际生产过程中初期不可能完全不含水，由于生产过程中产生的压降会使孔隙体积减小从而挤出地层中原始的含水。且由于初期油井通常并不是稳定生产，故产液、产水也有很大的变化，体现在Rmo上就是前期剧烈的波动。
在步骤S140中，对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间。
需要说明的是，在该步骤中可动油储量并非实际可动油储量，通常丙型曲线直线段可以方便计算出可动油储量，但此仅限为开发后期丙型曲线进入直线段时。而此处是利用同样的计算手段计算的前期的数据，并不能代表可动油储量。
根据本发明实施例，在该步骤中，基于各个时刻的理论可动油储量确定后期定值，判断Rmo进入后期数据的依据为Rmo近乎不变达到一定值，此定值可近似看作油井控制的可动油储量，作为后期定值。然后，将Rmo初期数据首次到达与后期定值同一数量级的数据对应的时刻判断为特高含水带形成时间。或者，将Rmo初期数据首次到达与后期定值同一数量级、接近定值，且不再波动超出定值数量级时，即可判断此点位特高含水带形成时间。
在一个优选的例子中，为了更加直观地判断特高含水带形成时间，可以将横坐标选取为累积产液量Lp，绘制不同时刻的拟合系数Bk和理论可动油储量Rmok的曲线图，然后利用曲线图来判断特高含水带形成时间。
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体示例及附图对本发明的技术方案进行以下详细说明。
示例1
本示例一提供了仅利用生产数据识别特高含水带形成的方法，其包括以下步骤：
1)具体实施方法
第一步：使用生产动态数据中产液量和产油量计算绘制丙型水驱曲线所需数据，判断是否符合丙型水驱曲线特征，符合的情况下才可以继续进行。
第二步：计算出每一时刻的水驱可动储量Rmo，并判断特高含水带形成时间。
2)具体示例
利用数值模拟软件，建立一维线性模型，应用本发明实施例所提供方法来计算特高含水带形成时间。
所建模型如图2所示，共有21×1×1＝21个网格，网格长度为10m，宽度为5m，厚度为1m。平面渗透率为2000×10-3μm2，纵向渗透率为200×10-3μm2，孔隙度为0.34。流体性质为原油密度967kg/m3，地下原油粘度为4mPa·s，水密度为1000kg/m3，地下水粘度为0.45mPa·s。注采井分别位于两端，定压生产，生产井井底压力为12MPa，定压注入，注入压力为15MPa，初始地层压力13.6MPa。由于数值模拟软件可以直接导出累积产液和累积产油，此处可略去利用月生产数据计算累积数据的过程，生产井累积生产数据如表1所示。
表1不同模拟时刻下累积产油、累积产液及含水率值
Figure BDA0002104452670000071
Figure BDA0002104452670000081
(1)使用表l中数据带计算
Figure BDA0002104452670000082
作出其关于Lp的关系曲线如图3所示。可以发现在后期出现了很好的直线段，说明此模型符合丙型水驱曲线形式。
(2)进一步计算每个时间段内的Bk，使用如下的公式。
Figure BDA0002104452670000083
(3)利用上一步计算得到的Bk，使用如下公式计算Rmok。
Figure BDA0002104452670000084
计算的不同时间段的B和Rmo如表2所示。
表2不同时刻下累积产液、B及Rmo值
时间(天) 累积产液(m<sup>3</sup>) B R<sub>mo</sub>
0 0
1 3.576205 -3.24006E-07 -3086360.52
1 6.16788 -4.24907E-07 -2353457.21
2 9.589592 -4.92943E-07 -2028633.52
4 15.33186 -5.04859E-07 -1980750.69
7 22.54398 -4.09222E-07 -2443663.06
9 31.36431 9.71931E-07 1028879.137
13 42.18163 1.22528E-05 81613.86231
16 54.81926 7.44355E-05 13434.45031
21 69.21612 0.000332569 3006.895419
25 85.12584 0.001197267 835.2358345
30 101.5771 0.003945737 253.4380879
34 120.7912 0.005339627 187.2789828
40 146.0127 0.00570014 175.4342815
47 178.5746 0.005842624 171.155984
60 246.9138 0.005658623 176.7214359
75 341.5882 0.005398515 185.2361116
90 447.1952 0.005148025 194.2492537
120 699.1817 0.00473319 211.2739923
150 991.8793 0.004568407 218.8946607
180 1322.47 0.004503268 222.0609491
210 1686.195 0.004428069 225.8320491
240 2076.614 0.004399352 227.3061826
270 2486.317 0.004421063 226.1899525
300 2909.407 0.004453773 224.5287403
330 3341.884 0.004492739 222.581361
360 3780.814 0.004533498 220.5802209
390 4224.079 0.004572355 218.7056621
420 4670.183 0.004606754 217.0725939
450 5118.098 0.004635258 215.737741
480 5567.134 0.004657526 214.7062753
510 6016.845 0.004673981 213.9503622
540 6466.951 0.004685527 213.4231505
570 6917.281 0.004693258 213.0715844
600 7367.735 0.004698214 212.8468588
630 7818.256 0.004701253 212.7092643
660 8268.813 0.004703071 212.6270296
690 8719.387 0.004704103 212.5803578
720 9169.971 0.004704684 212.5541449
750 9620.559 0.004704998 212.539951
以表的形式表现可能不是十分直观，为方便找出特高含水带形成时间将B和Rmo做图，横坐标选取Lp，如图4所示。由于丙型水驱曲线是以Lp作为各参数的相关量而不是直接与时间相关。这样可以避免由于对油水井作业导致生产井停产而产生的时间断层，从而使数据更加连续。
(4)通过观察图4，我们可以直接观察到Rmo处于低位的位置，然后再到表2中找到相应位置，Rmo数值与最终Rmo第一次处于同一数量级，或初次极为接近时即判断为特高含水带形成，可以判断其特高含水带形成时间为25天到30天之间，累产液量为85m3。
实例二
本示例二提供了仅利用现场生产数据识别特高含水带形成的方法，其包括以下步骤：
1)具体实施方法
第一步：使用生产动态数据中产液量和产油量计算绘制丙型水驱曲线所需数据，判断是否符合丙型水驱曲线特征，符合的情况下才适合继续进行。
第二步：计算出每一时刻的水驱可动储量Rmo，并判断特高含水带形成时间。
2)具体示例
所用实例来自孤东油田堵调试验区的数据，此试验区生产数据较为符合丙型水驱曲线。
试验区地层砂岩发育，总体来说以细、粉细砂岩为主，胶结程度较疏松，粒度中值平均0.14μm，分选中等。平均孔隙度为31.7％，平均渗透率为2323.5×10-3μm2，孔喉半径平均值8.81-11.12μm，均质系数0.38-0.44。总体来说，物性参数各韵律层自上而下，孔隙度增大，渗透率增大，粒度中值增大，渗透率变异系数降低。
单元目前采用212×212m的交错行列式注采井网，实施例的4井组井网基本完善。
选取其中一口生产井使用本方法计算其特高含水带的形成，生产井生产数据如表3所示。
表3一口生产井实际生产数据
Figure BDA0002104452670000101
Figure BDA0002104452670000111
由于现场数据过多，表3只列举出其初期的生产数据，且其最后已达到了基本的稳定状态，也可充分作为判断特高含水带形成的依据。
(1)利用表3中数据计算出累积采油，累积产液，之后用来计算丙型水驱曲线。其结果见表4。
表4累积采油、累积产液及含水率计算结果
Figure BDA0002104452670000121
Figure BDA0002104452670000131
(2)使用表4中数据带计算
Figure BDA0002104452670000132
作出其关于Lp的关系曲线如图5所示。可以发现在后期出现了较好的直线段，如加入之后的生产数据会使直线段更加明显如图6所示，说明此模型符合丙型水驱曲线形式。
(3)进一步计算每个时间段内的Bk，使用如下的公式。
Figure BDA0002104452670000133
(4)利用上一步计算得到的Bk，使用如下公式计算Rmok。
Figure BDA0002104452670000134
计算的不同时间段的B和Rmo如表5所示。
表5不同生产阶段累积产液、B及Rmo值
Figure BDA0002104452670000135
Figure BDA0002104452670000141
以表的形式表现可能不是十分直观，为方便找出特高含水带形成时间将B和Rmo做图，横坐标选取Lp，如图7所示。这样可以减少由于油井刚投产时各种处理措施导致每月产量波动较大从而对数据产生的影响，并且使数据连续性更好。
(5)通过观察图7，可以直接观察到Rmo处于低位的位置，然后再到表5中找到相应位置，Rmo数值与最终Rmo第一次处于同一数量级，或初次极为接近时即判断为特高含水带形成，可以得出此井特高含水带形成时间为1988年10月到1988年11月间，累产液量为6672m3。而之后出现的几个小峰值可以判断为地层中略弱的一些含水带突破在曲线上的反应。
本发明实施例使用丙型水驱曲线，采用累积产油、累积产液作为条件，较含水率数据更加稳定，且丙型水驱曲线作为油田常用评价曲线，仅使用产液、产油数据即可计算获取极为方便，计算快速。而分别通过油藏模型和现场实例的计算，验证了其可实施性及可靠性。对判断特高含水带形成后的进一步处理，如特高含水带性质的分析提供了条件。
根据本发明的另一方面，还提供了一种判断特高含水带形成时间的系统。图8为本申请实施例的判断特高含水带形成时间的系统的结构示意图。如图8所示，该系统包括：数据获取模块80、曲线特征判断模块82、理论可动油储量计算模块84和形成时间判断模块86。数据获取模块80，其获取生产井的生产数据；曲线特征判断模块82，其利用所述生产井的生产数据绘制丙型水驱曲线，并判断是否符合丙型水驱曲线特征；理论可动油储量计算模块84，其在符合丙型水驱曲线特征时，基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量；形成时间判断模块86，其对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间。
该系统的数据获取模块80、曲线特征判断模块82、理论可动油储量计算模块84和形成时间判断模块86能够分别执行上述方法提到的步骤S110、S120、S130和S140的操作，因此不再赘述。
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的处理步骤和功能模块，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
虽然上述示例用于说明本发明在一个或多个应用中的原理，但对于本领域的技术人员来说，在不背离本发明的原理和思想的情况下，明显可以在形式上、用法及实施的细节上作各种修改而不用付出创造性劳动。因此，本发明由所附的权利要求书来限定。

Claims (5)

1.一种判断特高含水带形成时间的方法，该方法包括：
获取生产井的生产数据，所述的生产井的生产数据包括从开井以来的累积产液量和累积产油量；
利用所述生产井的生产数据绘制丙型水驱曲线，并判断是否符合丙型水驱曲线特征；
若符合丙型水驱曲线特征，则基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量；
对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间；
通过如下表达式计算绘制不同时刻的丙型水驱曲线所需数据：
Figure FDA0003456463030000011
式中：Lpk为k时刻的累积产液量，m3；Npk为k时刻的累积产油量；Ak和Bk为k时刻丙型水驱曲线的拟合系数；
在基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量的步骤中，包括：利用不同时刻的丙型水驱曲线计算拟合系数Bk；基于计算得到的拟合系数Bk得到对应时刻的理论可动油储量；
通过如下表达式计算各个时刻的理论可动油储量：
Figure FDA0003456463030000012
Figure FDA0003456463030000013
式中：Rmok为k时刻计算的波及体积，m3；Lpk和Lpk+1分别为k和k+1时的累积产液量，m3；Npk和Npk+1分别为k和k+1时刻的累积产油量，m3；Bk为k时刻丙型曲线的拟合系数；
在对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间的步骤中，包括：基于各个时刻的理论可动油储量确定后期定值；将理论可动油储量的初期数据中首次达到与所述后期定值同一数量级的数据对应的时刻判定为特高含水带形成时间。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
将横坐标选取为累积产液量Lp，绘制不同时刻的拟合系数Bk和理论可动油储量Rmok的曲线图；
利用所述曲线图来判断特高含水带形成时间。
3.一种判断特高含水带形成时间的系统，执行如权利要求1-2中任一项所述的方法，该系统包括：
数据获取模块，其获取生产井的生产数据；
曲线特征判断模块，其利用所述生产井的生产数据绘制丙型水驱曲线，并判断是否符合丙型水驱曲线特征；
理论可动油储量计算模块，其在符合丙型水驱曲线特征时，基于不同时刻的丙型水驱曲线计算各个时刻的理论可动油储量；
形成时间判断模块，其对比理论可动油储量初期和后期数据，判断特高含水带形成时间。
4.根据权利要求3所述的系统，其特征在于，所述曲线特征判断模块，其通过如下表达式计算绘制不同时刻的丙型水驱曲线所需数据：
Figure FDA0003456463030000021
式中：Lpk为k时刻的累积产液量，m3；Npk为k时刻的累积产油量；Ak和Bk为k时刻丙型水驱曲线的拟合系数。
5.根据权利要求3或4所述的系统，其特征在于，所述形成时间判断模块，其执行如下操作：
基于各个时刻的理论可动油储量确定后期定值；
将理论可动油储量的初期数据中首次达到与所述后期定值同一数量级的数据对应的时刻判定为特高含水带形成时间。
CN201910547496.7A 2019-06-24 2019-06-24 一种判断特高含水带形成时间的方法及系统 Active CN110424942B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910547496.7A CN110424942B (zh) 2019-06-24 2019-06-24 一种判断特高含水带形成时间的方法及系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910547496.7A CN110424942B (zh) 2019-06-24 2019-06-24 一种判断特高含水带形成时间的方法及系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110424942A CN110424942A (zh) 2019-11-08
CN110424942B true CN110424942B (zh) 2022-05-03

Family

ID=68409452

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910547496.7A Active CN110424942B (zh) 2019-06-24 2019-06-24 一种判断特高含水带形成时间的方法及系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110424942B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110939432B (zh) * 2019-12-06 2022-11-15 中海石油(中国)有限公司 一种特高含水期油藏含水率预测方法

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7059180B2 (en) * 2002-06-10 2006-06-13 Saudi Arabian Oil Company Water cut rate of change analytic method
US20080167849A1 (en) * 2004-06-07 2008-07-10 Brigham Young University Reservoir Simulation
US8646525B2 (en) * 2010-05-26 2014-02-11 Chevron U.S.A. Inc. System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir
US20120330553A1 (en) * 2011-06-27 2012-12-27 Board Of Regents, The University Of Texas System Method for generating a general enhanced oil recovery and waterflood forecasting model
CN104912528B (zh) * 2014-03-10 2018-01-09 中国石油化工股份有限公司 一种特高含水期水驱特征曲线拐点判识方法
CN104141490B (zh) * 2014-07-17 2016-08-31 中国石油天然气股份有限公司 有水气藏单井水侵情况判断及气井产量控制方法和装置
EP3361044B1 (en) * 2014-08-22 2020-02-12 Chevron U.S.A. Inc. Flooding analysis tool and method thereof
CN104680244B (zh) * 2014-12-24 2018-05-04 中国石油天然气股份有限公司 一种油气田产能预测方法及装置
CN105587298B (zh) * 2015-12-17 2017-11-07 西南石油大学 多流管模式的水驱油井含水率反演方法
US10282385B2 (en) * 2015-12-22 2019-05-07 Xiangzeng Wang Estimation of oil recovery in foam flooded hydrocarbon reservoirs
CN109594968B (zh) * 2017-09-28 2022-04-12 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气多段压裂水平井压后裂缝参数评价方法及系统
CN109033508B (zh) * 2018-06-14 2021-07-30 中国石油天然气股份有限公司 一种油藏含水率及含水上升率的确定方法和装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN110424942A (zh) 2019-11-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108830020B (zh) 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法
CN104345133B (zh) 一种注入流体渗漏、窜流机理及防控方法的数值分析方法
Raghavan et al. Well-test analysis for vertically fractured wells
Daal et al. Optimization of hydraulically fractured wells in irregularly shaped drainage areas
CN110439502B (zh) 一种油藏水驱带分析方法
CN104695928A (zh) 一种裂缝性致密油藏直井体积改造产能评价方法
Wang et al. Numerical simulation of preformed particle gel flooding for enhancing oil recovery
CN111810101B (zh) 一种水驱油藏动态分析方法及装置
CN105631754B (zh) 一种确定海外油田的产量剖面数据的方法和装置
CN105386751A (zh) 一种基于油藏渗流模型的水平井测井产能预测方法
CN110374562B (zh) 一种油藏堵调方法
CN110424942B (zh) 一种判断特高含水带形成时间的方法及系统
CN105298483A (zh) 一种获得注水过程中储层综合伤害的方法及装置
Wang et al. Influence of stress and formation water properties on velocity sensitivity of lignite reservoir using simulation experiment
CN104632150B (zh) 海上油田不同井组合理产液量确定的方法
CN107288595B (zh) 一种注水利用率的评价方法
CN113503158A (zh) 页岩气储层焖井时间与产量关系的预测分析方法
CN109710965A (zh) 一种水平井人工压裂裂缝参数有效性的评价方法
CN107478507B (zh) 一种泥页岩脆-延过渡带确定方法
CN113326465B (zh) 油藏开发动态分析方法及装置
CN112696194A (zh) 一种确定特高含水油藏可动油饱和度的方法
Mao et al. Nanocellulose-regulated robust particle-gel for conformance improvement in fractured tight reservoirs: A mechanistic investigation of transport behavior and EOR performance in fracture models
CN116084901A (zh) 压裂井全生命周期压后生产制度调控方法及装置
CN113027399A (zh) 一种基于微观流动模拟获取高含水区块水驱曲线方法
CN115573689A (zh) 稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法

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