CN111155974A - 缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，油水的置换首先发生在水体的边缘，再逐步发展到井点处，基于重力差建立油水置换流动模型，将井区划分为多个网格，利用试井解释的溶洞渗透率，计算井区的油水饱和度分布随闷井时间的变化，从而判断油水置换程度，优化闷井期的长短；本发明能更好的描述油水置换基本过程，对含水饱和度在分布形态和变化模式上的预测也更加准确。

Description

缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法

技术领域

本发明涉及缝洞型油藏注水开发领域，尤其涉及缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法。

背景技术

缝洞型油藏的溶洞孔隙尺度大，油水在溶洞内重力分异作用显著，利用该特点形成了缝洞型油藏特有的注水替油工艺，即对单井进行周期注水、闷井置换、吞吐采油。大排量注水补充地层能量后，在井周形成类似径向的水体，人工水体在闷井期依靠重力作用下沉，实现油水的空间置换，再开井采出上部的原油。

注水替油工艺实施的关键参数之一是闷井时间；闷井时间过短，油水置换不足，注入水回吐量高，替油效率低；闷井时间过长，替油效率虽高，但油井的生产时效又低。因此，如何预测油水的置换状态、优化闷井时间成为注水替油工艺设计的关键技术。

发明内容

本发明的目的在于，针对上述问题，提出缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，可有效判断油水置换程度、优化闷井时间。

缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，油水的置换首先发生在水体的边缘，再逐步发展到井点处，基于重力差建立油水置换流动模型，将井区划分为多个网格，利用试井解释的溶洞渗透率，计算井区的含水饱和度分布随闷井时间的变化，从而判断油水置换程度、优化闷井时间。

进一步的，所述油水置换流动模型的建立包括以下步骤：

S1：计算网格i与网格i+1间重力压差产生的横向流动；

S2：建立水体径向流动置换模型，并根据置换模型建立水相的横向流动方程；

S3：将重力流速v_g及其梯度代入水相的横向流动方程，得到饱和度方程。

进一步的，所述步骤S1包括如下子步骤：

S11：计算网格i与网格i+1间液柱重力压差的最大值并平均化；

S12：取平均重力压差为网格间的重力压差；

S13：计算重力压差形成的网格压力梯度和横向压力梯度；

S14：计算重力流速v_g以表示重力压差产生的横向流动。

进一步的，所述网格间液柱重力压差的最大值ΔP_g,max的计算方法为：

ΔP_g,max＝h(ρ_w-ρ_o)g(S_w,i+1-S_w,i)；

所述网格间重力压差ΔP_g计算方法为：

所述网格压力梯度计算方法为：

重力压差形成的横向压力梯度可表示为：

其中，含水饱和度S_w,i用于表示网格i中的油水分布比例，ρ_o为原油密度，ρ_w为注入水密度，h为网格液柱高度，g为重力加速度，Δx为网格步长，x为沿流动方向的距离坐标，P_g为重力压强。

进一步的，所述重力流速v_g的计算方法如下：

其中，k为溶洞等效渗透率，μ_o为原油粘度。

进一步的，所述水体径向流动置换模型是以井点为原点的径向坐标系，在半径r至r+Δr的圆环微元体中，根据物质平衡关系，建立水相的横向流动方程如下：

其中含水饱和度S_w用于表示圆环微元体中油水分布比例，φ为溶洞的孔隙度，t为闷井时间。

进一步的，所述饱和度方程为：

其中

进一步的，计算井区的含水饱和度分布随闷井时间的变化的方法如下：

S41：将饱和度方程离散化并进行第n+1时步的饱和度计算；

S42：对边界条件进行处理。

进一步的，所述步骤S41通过差分法数值求解，将饱和度方程进行离散化，得到：

第n+1时步的饱和度计算方法为：

其中，Δr为网格步长，Δt为时间步长，

为第i网格的第n时步的含水饱和度，

为第i网格的第n+1时步的含水饱和度，网格数量为N，i＝N,N-1,…,3,2,1。

进一步的，所述对边界条件进行处理包括以下子步骤：

S421：当网格i为第1网格时，井筒连通的节点i＝1为内边界节点，与虚拟的井筒节点i＝0之间无流动，取

S422：当网格i为第N网格时，油藏边界连通的节点i＝N为外边界节点，与虚拟的油藏节点i＝N+1之间无流动，取

本发明的有益效果：本方法基于重力差建立油水置换的一维流动模型，能更好的描述油水置换基本过程，对含水饱和度在分布形态和变化模式上的预测更加准确，为判断油水置换程度、优化闷井时间提供了一种更加简洁的技术方案。

附图说明

图1是本发明网格间油水组成不同时的重力差示意图；

图2是本发明微元体Δr环中的物质平衡关系图；

图3是本发明闷井期水饱和度分布随时间的变化图；

图4是本发明井点的含水饱和度随闷井时间的变化图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。

缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，油水的置换首先发生在水体的边缘，再逐步发展到井点处，基于重力差建立油水置换流动模型，将井区划分为多个网格，利用试井解释的溶洞渗透率，计算井区的含水饱和度分布随闷井时间的变化，从而判断油水置换程度、优化闷井时间。

所述油水置换流动模型的目的在于建立数学模型以描述油水置换基本过程，其通过基本油水置换模型和水体径向流动置换模型得到油水置换的水饱和度方程，如图1所示的基本油水置换模型，假设注水期近井区的水已经沉降到溶洞底部，以相邻2个网格来分析油水的置换流动，以含水饱和度S_w,i形式表示网格i中的油水分布比例，原油的密度为ρ_o，注入水的密度为ρ_w，网格液柱高度为h，g为重力加速度，则网格间液柱重力压差的最大值为：

ΔP_g,max＝h(ρ_w-ρ_o)g(S_w,i+1-S_w,i)；

取平均重力压差为网格间压差：

由重力压差形成的网格压力梯度为：

其中，Δx为网格步长。

重力压差形成的横向压力梯度可表示为：

其中，x为沿流动方向的距离坐标。

利用达西定律近似描述重力压差产生的横向流动，称为重力流速v_g：

其中，k为溶洞等效渗透率，μ_o为原油粘度。由于网格净流出的水等于净流入的油，油相的流动性相对较差，油相的流动能力控制了流体的交换速度，因此，这里用油的粘度μ_o来计算重力流速。

如图2所示的微元体Δr环中的物质平衡关系，是以井点为原点的径向坐标系中，在半径r至r+Δr的圆环微元体中，建立的水体径向流动置换模型，该模型中根据物质平衡关系：流入质量-流出质量＝内部的质量变化率，建立水相的横向流动方程为：

其中，φ为溶洞的孔隙度，t为闷井时间。

展开水相的横向流动方程，忽略Δr的二阶、三阶项，将其简化为：

其中重力流速v_g及其梯度表示为：

将重力流速v_g及其梯度代入水相的横向流动方程得：

整理得闷井期人工水体的分布方程，即饱和度方程为：

取

简化为：

计算井区的含水饱和度分布随闷井时间的变化的方法如下：

S1：将饱和度方程离散化并进行第n+1时步的饱和度计算；

S2：对边界条件进行处理。

饱和度方程难以解析求解，可通过差分法数值求解。将饱和度方程离散化得到：

其中，Δr为网格步长，Δt为时间步长，

为第i网格的第n时步的水饱和度，

为第i网格的第n+1时步的水饱和度，网格数量为N。

第n+1时步的饱和度计算方法为：

所述边界条件处理包括：

S21：井筒连通的节点i＝1为内边界节点，与虚拟的井筒节点i＝0之间无流动，取

S22：油藏边界连通的节点i＝N为外边界节点，与虚拟的油藏节点i＝N+1之间无流动，取

当取实用单位制时，渗透率k为μm²；油藏厚度h为m；流体密度为kg/m³；流体粘度为mPa.s；时间t为天。系数C的计算方式为：

在一个具体实施例中，取溶洞等效渗透率为5μm²，液柱高度20m，溶洞孔隙度45％，原油粘度5mPa.s，原油密度850kg/m³，注入水密度1150kg/m³，时间步长0.02天，网格步长2m，注水期水淹的网格数量10，网格总数量15，对应的注水量11310m³、溶洞体积25447m³。

根据第n+1时步的饱和度计算方法计算出闷井期0天～90天的含水饱和度分布曲线如图3所示，井点的含水饱和度随闷井时间的变化曲线如图4所示。

图3反映出置换流动首先发生在水体边缘，逐步向井筒端延伸；初期油水高度差异大、置换速度高，后期随水体的下降，油水高度差变小、置换速度下降；井筒端即井点处的水体置换最晚，井点的含水饱和度相对其它位置最高；长期闷井后含水饱和度分布将变成水平线。

含水饱和度分布的计算结果表明：本案所建立的数学模型即饱和度方程描述了油水置换基本过程，计算的饱和度分布形态、变化模式正常。

利用预测的井点含水饱和度及饱和度下降率随闷井时间变化曲线，可以辅助优选闷井时间，如图4所示，闷井9天含水饱和度下降率达到最大值，此后含水饱和度下降率逐步变小，3倍的下降率最大值时间以后，井点的含饱和度变化缓慢，饱和度下降率低于最大值的1/2，该规律在不同参数下的计算情况类似。因此，从时效上考虑推荐最优闷井时间为3倍下降率最大值时间。

本方案提出一种预测缝洞型油藏注水替油的井区油水置换状态的计算方法，基于重力差建立油水置换流动模型，将井区划分为多个网格，利用试井解释的溶洞渗透率，计算井区的油水饱和度分布随闷井时间的变化，从而判断油水置换程度，优化闷井期的长短；能更好的描述油水置换基本过程，对含水饱和度在分布形态和变化模式上的预测也更加准确。

以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书界定。

Claims (10)

1.缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，基于重力差建立油水置换流动模型，将井区划分为多个网格，利用试井解释的溶洞渗透率，计算井区的含水饱和度分布随闷井时间的变化，从而判断油水置换程度、优化闷井时间。

2.根据权利要求1所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述油水置换流动模型的建立包括以下步骤：

S1：计算网格i与网格i+1间重力压差产生的横向流动；

S2：建立水体径向流动置换模型，并根据置换模型建立水相的横向流动方程；

S3：将重力流速v_g及其梯度代入水相的横向流动方程，得到饱和度方程。

3.根据权利要求2所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述步骤S1包括如下子步骤：

S11：计算网格i与网格i+1间液柱重力压差的最大值并平均化；

S12：取平均重力压差为网格间的重力压差；

S13：计算重力压差形成的网格压力梯度和横向压力梯度；

S14：计算重力流速v_g以表示重力压差产生的横向流动。

4.根据权利要求3所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述网格间液柱重力压差的最大值的计算方法为：ΔP_g,max＝h(ρ_w-ρ_o)g(S_w,i+1-S_w,i)；

所述网格间重力压差计算方法为：

所述网格压力梯度计算方法为：

重力压差形成的横向压力梯度可表示为：

其中，含水饱和度S_w,i用于表示网格i中的油水分布比例，ρ_o为原油密度，ρ_w为注入水密度，h为网格液柱高度，g为重力加速度，Δx为网格步长，x为沿流动方向的距离坐标，P_g为重力压强。

5.根据权利要求4所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述重力流速v_g的计算方法如下：

其中，k为溶洞等效渗透率，μ_o为原油粘度。

6.根据权利要求2所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述水体径向流动置换模型是以井点为原点的径向坐标系，在半径r至r+Δr的圆环微元体中，根据物质平衡关系，建立水相的横向流动方程如下：

其中，含水饱和度S_w用于表示圆环微元体中的油水分布比例，φ为溶洞的孔隙度，t为闷井时间。

7.根据权利要求6所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述饱和度方程为：

其中

8.根据权利要求1或7所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，计算井区的含水饱和度分布随闷井时间的变化的方法如下：

S41：将饱和度方程离散化并进行第n+1时步的饱和度计算；

S42：对边界条件进行处理。

9.根据权利要求8所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述步骤S41通过差分法数值求解，将饱和度方程进行离散化，得到：

第n+1时步的饱和度计算方法为：

其中，Δr为网格步长，Δt为时间步长，

为第i网格的第n时步的含水饱和度，

为第i网格的第n+1时步的含水饱和度，网格数量为N，i＝N,N-1,…,3,2,1。

10.根据权利要求9所述的缝洞型油藏注水替油的油水置换状态预测方法，其特征在于，所述对边界条件进行处理包括以下子步骤：

S421：当网格i为第1网格时，井筒连通的节点i＝1为内边界节点，与虚拟的井筒节点i＝0之间无流动，取

S422：当网格i为第N网格时，油藏边界连通的节点i＝N为外边界节点，与虚拟的油藏节点i＝N+1之间无流动，取

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