CN110939432A - 一种特高含水期油藏含水率预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种特高含水期油藏含水率预测方法，包括如下步骤：S1判断油藏是否为注水保压开发,若油藏是注水保压开发，进入下一步；S2初步判断油藏的含水率，若含水率大于90％，进入下一步；S3圈定油藏的水驱控制地质储量No，从而确定可动油储量Nom；S4根据油藏注采平衡获得累积注入水量，将可动油储量和累积注入水量带入含水率公式，从而得到油藏在特高含水期的含水率。本方法在油藏特高含水期，产液量稳定条件下，根据注采平衡关系确定累积注入水量，利用B型含水率预测公式中累积注入水量‑含水率关系预测含水率，解决了现有模型拟合参数多、而且存在多解性的问题。
Description
技术领域
本发明是关于一种特高含水期油藏含水率预测方法，属于油藏开发技术领域。
背景技术
近年来随着国际油价的飙升，国内原油需求的快速增长，我国各油藏总体进入特高含水开发阶段，特高含水开发阶段的含水率通常在90％以上。由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出。因此对特高含水期油藏开发过程中的动态指标进行研究、预测就显得十分必要。尤其是油藏开发过程中的含水率变化对油藏的产油量、采油速度等都有很大的影响。但特高含水期油藏的含水率上升缓慢，使得在此阶段预测含水率难度大。
目前，特高含水期油藏含水率预测方法主要有三类：增长曲线法、水驱特征曲线法和含水率模型法。这三种预测方法虽然都可以在一定程度上对特高含水期油藏的含水率进行预测，但其在应用过程中还存在很多问题。对于增长曲线法，常用的增长曲线包括Usher、Logistic和Gompertz等，此类增长曲线需要拟合的参数多，而且存在多解性的问题。对于水驱特征曲线法，Peng Liu et al.(A new combined solution model to predict watercut in water flooding hydrocarbon reservoirs，Peng Liu et al.，InternationalJournal of Hydrogen Energy，Vol 42(29)，18685-18690，2017年7月)基于常规水驱特征曲线建立的含水率预测模型能够预测特高含水期的含水率，但需要首先预测累产油量，而预测累产油量本身就很难实现。对于应用渗流原理建立的含水率预测模型，杨仁锋等(水驱油藏新型含水率预测模型研究，杨仁锋等，水动力学研究与进展A辑，第27卷第6期，713-719，2012年11月)提出的含水率模型主要基于中-高含水期油水相对渗透率比值的对数与含水饱和度线性关系,不适用于特高含水期。赵艳武等(水驱油藏特高含水期含水率预测模型，赵艳武等，特种油气藏，第23卷第5期，110-113,2016年10月)提出的适用于特高含水期油藏的含水率模型结构复杂，需要拟合的参数多，且同样存在多解性问题。
综上所述，现有技术中还不存在一种能够简单、方便、精确预测特高含水期油藏含水率的方法。
发明内容
针对上述现有技术的不足，本发明的目的是提供一种特高含水期油藏含水率预测方法，该方法根据注采平衡关系确定累积注入水量，利用累积注入水量-含水率关系预测含水率，解决了现有模型拟合参数多、而且存在多解性的问题。
为实现上述目的，本发明提供了一种特高含水期油藏含水率预测方法，包括如下步骤：S1判断油藏是否为注水保压开发，若油藏是注水保压开发，进入下一步；S2初步判断油藏的含水率，若含水率大于预定值，进入下一步；S3圈定油藏的水驱控制地质储量No，从而确定可动油储量Nom；S4根据油藏注采平衡获得累积注入水量，根据可动油储量和累积注入水量计算特高含水期油藏含水率。
进一步，若油藏生产过程中，油井的生产制度、增产措施或水驱动用储量发生变化时，待生产动态稳定后，重新进行步骤S1-S4的操作。
进一步，特高含水期油藏含水率的计算公式如下：
其中，fw是特高含水期的含水率，Nom是可动油储量，Wi是累积注入水量，u1、u2、v1和v2均为常数。
进一步，特高含水期油藏含水率的计算公式通过将下式：
带入新B型水驱特征曲线：
中得出；其中，Np是累产油量。
进一步，步骤S1中注水保压开发要求为：边底水水体倍数小于20倍，注水量无漏失，注采比始终趋近于1.0，且油藏在开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力。
进一步，步骤S3中油井的水驱控制地质储量No为：注入水所能够波及到的水驱控制范围内的原油地质储量，原油地质储量通过水驱控制范围内的原油体积表示；油藏的水驱控制储量为油藏内所有油井的水驱控制地质储量之和。
进一步，油井的水驱控制范围确定方法是：油井与其对应注水井之间水驱能波及到的范围为水驱控制范围；油井与其非对应注水井或其他油井之间的水驱控制范围按水驱控制范围的半径计算。
进一步，水驱控制范围的半径采用如下方法得出：取待测油井到与其对应的注水井之间的距离作为井间距离；与待测油井相邻、连通且与待测油井的距离小于等于一个井间距离的油井，取油井和待测油井之间的距离的一半作为水驱控制范围的半径；与待测油井相邻、连通且与待测油井的距离大于一个井间距离的油井，取井间距离的一半作为水驱控制范围的半径。
进一步，根据水驱控制地质储量No和驱油效率ED，确定水驱可动油储量Nom：
Nom＝NoED；
Soi是原始含油饱和度；Sor是残余油饱和度；Swc是束缚水饱和度。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本方法在油藏特高含水期，产液量稳定条件下，根据注采平衡关系确定累积注入水量，利用B型含水率预测公式中累积注入水量-含水率关系预测含水率，解决了现有模型拟合参数多、而且存在多解性的问题。2、本发明中含水率仅与累积注入水量、水驱可动油储量有关，不依赖于地质认识，解决了因储层认识不清导致的油藏数值模拟预测的不确定性以及数值模拟方法过程复杂、成本高、周期长等问题。3、在生产制度、增产措施或水驱动用储量发生调整后，本发明中方法可以根据实际生产数据更新调整拟合系数，简单、方便、快速、精确地进行含水率预测。
附图说明
图1是本发明一实施例中新B型水驱特征曲线特高含水期拟合图；
图2是本发明一实施例中含水率预测公式的含水率预测结果图。
具体实施方式
以下结合附图来对本发明进行详细的描绘。然而应当理解，附图的提供仅为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。在本发明的描述中，需要理解的是，所用到的术语仅仅是用于描述的目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
实施例一
本实施例提供了一种特高含水期油藏含水率预测方法，包括如下步骤：S1判断油藏是否为注水保压开发,若油藏是注水保压开发，进入下一步；S2初步判断油藏的含水率，若含水率大于预定值，该预定值通常为90％，进入下一步；S3圈定油藏的水驱控制地质储量No，从而确定可动油储量Nom；S4根据油藏注采平衡获得累积注入水量，将可动油储量和累积注入水量带入下式：
从而得到油藏在特高含水期的含水率，其中，fw是特高含水期的含水率，Nom是可动油储量，Wi是累积注入水量，u1、u2、v1和v2均为常数。本实施例中方法在油藏特高含水期，产液量稳定条件下，根据注采平衡关系确定累积注入水量，利用B型含水率预测公式中累积注入水量-含水率关系预测含水率，解决了现有模型拟合参数多、且存在多解性的问题。而且特高含水期油藏含水率的计算公式中含水率仅与累积注入水量、水驱可动油储量有关，不依赖于储层结构，解决了因储层认识不清导致的油藏数值模拟预测的不确定性以及数值模拟方法过程复杂、成本高、周期长等问题。
其中，步骤S1中注水保压开发要求为：边底水水体倍数小于20倍，注水量无漏失，注采比始终趋近于1.0，且油藏在开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力。此处，注采比趋近于1.0是指注采比可以略大于1.0或略小于1.0，也可以正好是1.0。
步骤S3中油井水驱控制地质储量No为：注入水所能够波及到的水驱控制范围内的原油地质储量，原油地质储量通过水驱控制范围内的原油体积表示。油藏的水驱控制储量为油藏内所有油井的水驱控制地质储量之和。油井的水驱控制范围确定方法是：油井与其对应注水井之间水驱能波及到的范围为水驱控制范围；油井与其非对应注水井或其他油井之间的水驱控制范围按水驱控制范围的半径计算。非对应注水井是指除了与待测油井对应注水井以外的其他注水井。其他油井是指除了待测油井以外的其他油井。
其中，水驱控制范围的半径采用如下方法得出：取待测油井到与其对应的注水井之间的距离作为井间距离；与待测油井相邻、连通且与待测油井的距离小于等于一个井间距离的油井，取油井和待测油井之间的距离的一半作为水驱控制范围的半径；与待测油井相邻、连通且与待测油井的距离大于一个井间距离的油井，取井间距离的一半作为水驱控制范围的半径。
根据圈定水驱控制地质储量No和驱油效率ED，确定水驱可动油储量Nom：
Nom＝NoED (3)
Soi是原始含油饱和度；Sor是残余油饱和度；Swc是束缚水饱和度。
本实施例中特高含水期油藏含水率的计算公式(1)具体推导过程如下：
特高含水期油水相对渗透率比值的关系式如下：
式中：Kro为油的相对渗透率，Krw为水的相对渗透率，Swd为归一化含水饱和度，m、n为系数。
Swd表达式为：
式中：Swe为出口端含水饱和度，Swc为束缚水饱和度，Sor为残余油饱和度。
在油田特高含水期，地层平均含水饱和度可用出口端含水饱和度代替，原油采出程度可以表示为：
式中，R为采出程度，Np为累产油量，N为地质储量，
为平均含水饱和度。
极限驱油效率ED为：
可动油储量Nom可表示为：Nom＝NED (3)
将式(2)、(3)、(6)代入式(5)，可得：
水油比WOR与出口端含水饱和度Swe的关系式为：
式中：WOR为水油比；QW为日产水量；QO为日产油量；μo为地层原油粘度；μw为地层水粘度；Bo为地层原油体积系数；Bw为地层水体积系数；c，d为与储层和流体物性相关的常数。
将式(4)代入式(8)，得：
式中：m、n为系数。
已知含油率可以表示为：fo＝1-fw＝dNp/dLp，故地面条件下水油比与地面含油率的关系式为：
在特高含水阶段，式(10)可以简化为：
将公式(8)、(11)代入公式(9)，整理可得：
对公式(12)两边积分，整理可得：
对于注水保压开发油藏，在注采平衡条件下有：
LpBL＝WiBw (14)
式中：BL为地层液体积系数；Wi为累积注入水量。
将式(14)代入式(13)并对两边取常对数，可得：
令常数u1＝ln[(NommμoBo)/(μwBw(n-1))]-ln[Bw/BL]，常数v1＝1-n，则新B型水驱特征曲线方程可简化为：
u1、v1是常数。将油藏的实际动态实时的累积注入水量和累产油量，带入公式(16)中进行线性拟合，得到u1、v1。
由于，累积注入水量Wi与含水率fw不直接相关，且在石油开采过程中，累产水量、累产油量都很难精确预测，其准确性依赖于选择的模型是否合理，以及是否能准确预测截止点含水率值。为了增加含水率预测的可靠性，应当选择容易测量或者预测的量作为变量。故本实施例引用了另一种水驱特征曲线方程，为了将其与本实施例中的新B型水驱特征曲线方程相区别，故将其命名为王型水驱特征曲线方程，其具体形式如下式：
其中Wp是累产水量，u2、v2是常数。将油藏的实际动态实时的累产水量和累产油量，带入公式(17)中进行线性拟合，得到u2、v2。
由式(17)可以导到累产油与含水率的关系式为：
将公式(18)带入公式(16)中得到含水率公式：
若油藏生产过程中，油井的生产制度、增产措施或水驱动用储量发生变化时，待生产动态稳定后，重新进行步骤S1-S4的操作。
实施例二
本实施例以M油藏为例，对实施例一中技术方案进行进一步说明和实验验证。应用新B型水驱特征曲线对M油藏特高含水期含水率在91.3％-94.5％范围内(M油藏的开采时间为12年-15年)的1-Np/Nom和Wi指标进行拟合，见图1。如图1所示，M油藏特高含水期的1-Np/Nom和Wi指标基本上位于含水率在91.3％-94.5％拟合的新B型水驱特征曲线上。
根据含水率在91.3％-94.5％范围内的生产指标拟合王型水驱特征曲线，应用公式(1)中预测M油藏在特高含水期的含水率，含水率预测结果及误差分析见图2。如图2所示，在含水率94.5％-98％范围内，预测含水率的相对误差随着累产油量增加而增大，预测含水率的相对误差均小于0.5％，说明特高含水期新B型含水率预测公式含水率预测精度较高，解决了特高含水期含水率预测难度大的问题。
上述各实施例仅用于说明本发明，各部件的结构、尺寸、设置位置及形状都是可以有所变化的，例如各部件的外观尺寸、固定方式、引线方式和组装后的几何结构，在本发明技术方案的基础上，凡根据本发明原理对个别部件进行的改进和等同变换，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (9)
1.一种特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1判断油藏是否为注水保压开发，若所述油藏是注水保压开发，进入下一步；
S2初步判断油藏的含水率，若所述含水率大于预定值，进入下一步；
S3圈定油藏的水驱控制地质储量No，从而确定可动油储量Nom；
S4根据油藏注采平衡获得累积注入水量，根据所述可动油储量和累积注入水量计算所述特高含水期油藏含水率。
2.如权利要求1所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，若油藏生产过程中，油井的生产制度、增产措施或水驱动用储量发生变化时，待生产动态稳定后，重新进行所述步骤S1-S4的操作。
3.如权利要求1所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，所述特高含水期油藏含水率的计算公式如下：
其中，fw是特高含水期的含水率，Nom是可动油储量，Wi是累积注入水量，u1、u2、v1和v2均为常数。
4.如权利要求3所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，所述特高含水期油藏含水率的计算公式通过将下式：
带入新B型水驱特征曲线：
中得出；其中，Np是累产油量。
5.如权利要求1-4任一项所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，所述步骤S1中注水保压开发要求为：边底水水体倍数小于20倍，注水量无漏失，注采比始终趋近于1.0，且油藏在开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力。
6.如权利要求1-4任一项所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，所述步骤S3中油井的水驱控制地质储量No为：注入水所能够波及到的水驱控制范围内的原油地质储量，所述原油地质储量通过所述水驱控制范围内的原油体积表示；油藏的水驱控制储量为油藏内所有油井的水驱控制地质储量之和。
7.如权利要求6所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，油井的水驱控制范围确定方法是：所述油井与其对应注水井之间水驱能波及到的范围为水驱控制范围；所述油井与其非对应注水井或其他油井之间的水驱控制范围按水驱控制范围的半径计算。
8.如权利要求7所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，所述水驱控制范围的半径采用如下方法得出：
取待测油井到与其对应的注水井之间的距离作为井间距离；
与所述待测油井相邻、连通且与所述待测油井的距离小于等于一个所述井间距离的油井，取所述油井和待测油井之间的距离的一半作为所述水驱控制范围的半径；
与所述待测油井相邻、连通且与所述待测油井的距离大于一个所述井间距离的油井，取所述井间距离的一半作为所述水驱控制范围的半径。
9.如权利要求8所述的特高含水期油藏含水率预测方法，其特征在于，根据所述水驱控制地质储量No和驱油效率ED，确定水驱可动油储量Nom：
Nom＝NoED；
Soi是原始含油饱和度；Sor是残余油饱和度；Swc是束缚水饱和度。
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