CN111241651A - 新型水驱图版的制作方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种新型水驱图版的制作方法，包括以下步骤：步骤10、获取油藏的平均油水相对渗透率数据、相渗特征参数和地层油水粘度值，计算理论驱油效率；步骤20、对平均油水相对渗透率数据回归处理，建立油水相对渗透率比与出口端含水饱和度的关系，同时建立岩心理论采出程度与出口端含水饱和度的关系；步骤30、建立岩心规模驱替情况下含水率与理论采出程度的关系预测模型，并获得理论采收率值；步骤40、根据理论采收率值，建立宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型；步骤50、根据步骤40的求取结果，绘制水驱图版。本发明提出了新型水驱图版的制作方法和流程，提高了传统图版的可靠性和预测精度。

Description

新型水驱图版的制作方法

技术领域

本发明涉及油藏工程技术领域，具体涉及一种新型水驱图版的制作方法。

背景技术

目前水驱油田开发应用比较广泛的水驱图版是童宪章在上世纪七十年代末和八十年代初提出的童氏图版以及后来国内一些学者在童氏图版基础上提出的改进或修正图版。但由于童氏图版及改进或修正图版均为利用现场生产资料分析统计得到的经验水驱预测模型而建立的，随着国内水驱开发实践的不断扩展和深入，特别是近20年以来，低渗透油田开发规模逐渐增大，受当时统计样本资料代表性及数量的制约，童氏图版及其改进或修正图版存在的问题对水驱油藏的不适应性也逐渐凸显，主要有两个方面：1、童氏图版在低采收率油藏的初含水大于零，低含水期的含水上升规律与理论和实际不符；2、童氏图版预测的采收率普遍变大，特别是对低/特低渗透油藏。因此，需要建立和制作一种基于油水两相渗流理论的新型水驱图版，能够体现水驱油田自身的客观水驱规律，提高水驱图版含水上升规律的符合度和采收率预测的精度。

发明内容

本发明提供了一种新型水驱图版的制作方法，以达到提高水驱图版的可靠性和准确性的目的。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种新型水驱图版的制作方法，包括以下步骤：步骤10、获取油藏的平均油水相对渗透率数据、相渗特征参数和地层油水粘度值，计算理论驱油效率；步骤20、对平均油水相对渗透率数据回归处理，建立油水相对渗透率比与出口端含水饱和度的关系，同时建立岩心理论采出程度与出口端含水饱和度的关系；步骤30、建立岩心规模驱替情况下含水率与理论采出程度的关系预测模型，并获得理论采收率值；步骤40、根据理论采收率值，建立宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型；步骤50、根据步骤40的求取结果，绘制水驱图版。

进一步地，相渗特征参数包括原始含水饱和度S_wi、原始含油饱和度S_oi和残余油饱和度S_or，步骤10还包括通过公式E_d＝(1-S_or-S_wi)/S_oi计算理论驱油效率。

进一步地，油藏平均油水相对渗透率数据包括含水饱和度数据S_w、油相相对渗透率数据K_ro和水相相对渗透率数据K_rw，步骤20中：油水相对渗透率比与出口端含水饱和度的关系为

其中a、b为常系数，e为自然对数的底数。

进一步地，步骤20中：岩心理论采出程度与出口端含水饱和度的关系为

其中R^*为理论采出程度。

进一步地，步骤30中：岩心规模驱替情况下含水率与理论采出程度的关系预测模型为

f_w为含水率，u_w为地层水粘度，u_o为地层原油粘度。

进一步地，步骤40中：宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型为

其中，C₁、C₂为常系数，

为理论采收率，E_R为实际采收率。

进一步地，步骤40中：

进一步地，步骤40中：

进一步地，步骤40中：

本发明的有益效果是，本发明基于油水两相渗流理论，建立了水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型，提出了新型水驱图版的制作方法和流程，提高了传统图版的可靠性和预测精度。

本发明的水驱规律预测模型和新型图版采用油藏自身实测的相渗资料，因此能够客观描述水驱油藏开发全过程的水驱规律，解决了现有传统图版不能适应中低含水阶段的的局限性问题。

利用现场资料，通过与传统童氏图版及改进图版对比，新型水驱图版对无水期和低含时期水驱规律预测的符合程度和采收率预测的精度均提高到90％以上。

本发明图版增强了利用水驱图版评价水驱效果的合理可靠性，能够直观体现实际生产与理论水驱规律和极限采收率的差异，便于发现开发存在问题、提出合理开发技术对策和制定开发目标。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1为本发明实施例新型水驱图版的制作方法的流程示意图；

图2是本发明实施例中Q617-Q5井岩心规模水驱规律预测结果与实验结果对比图；

图3是本发明实施例中昆北切12区块新型水驱图版及与实际含水变化状况对比图；

图4是本发明实施例中王窑加密试验区块新型水驱图版及与实际含变化状况对比图。

图中附图标记：1、计算结果连线；2、实际结果连线；3、Q12-10-8井的含水率变化；4、昆北切12区块的含水率变化；5、王窑加密试验区裂缝驱实际含水率变化；6、王窑加密试验区实际含水率变化；7、王窑加密试验区基质驱实际含水率变化。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。

如图1所示，本发明提供了一种新型水驱图版的制作方法，包括以下步骤：

步骤10、获取油藏的平均油水相对渗透率数据、相渗特征参数和地层油水粘度值；

步骤20、对平均油水相对渗透率数据回归处理，建立油水相对渗透率比与出口端含水饱和度的关系，同时建立岩心理论采出程度与出口端含水饱和度的关系；

步骤30、建立岩心规模驱替情况下含水率与理论采出程度的关系预测模型，并获得理论采收率值；

步骤40、根据理论采收率值，建立宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型；

步骤50、根据步骤40的求取结果，绘制水驱图版。

本发明实施例基于油水两相渗流理论，建立了水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型，提出了新型水驱图版的制作方法和流程，提高了传统图版的可靠性和预测精度。

具体地，步骤10包括：收集整理油藏所有岩样的油水相对渗透率实验数据，结合油藏储层参数，采用均一化处理，得到油藏平均油水相对渗透率数据(含水饱和度数据S_w、油相相对渗透率数据K_ro和水相相对渗透率数据K_rw)、相渗特征参数(原始含水饱和度S_wi、原始含油饱和度S_oi和残余油饱和度S_or)，和地层油水粘度值(地层原油粘度值μ_o、地层水粘度值μ_w)，并通过公式E_d＝(1-S_or-S_wi)/S_oi计算理论驱油效率。

进一步地，步骤20中：对油水相对渗透率数据回归处理，并建立油水相对渗透率比与出口端含水饱和度的关系

其中a、b为常系数，e为自然对数的底数。利用巴克利李维特(Buckley-Leverett)前沿推进方程和楔形(Weldge)平均含水饱和度方程，建立岩心理论采出程度与出口端含水饱和度的关系

其中S_w为含水饱和度(小数)，R^*为理论采出程度(小数)。

步骤30中：根据两相渗流理论和达西直线渗流定律，建立岩心规模驱替情况下含水率与理论采出程度的关系预测模型

其中f_w为含水率(小数)，u_w为地层水粘度(mPa.s)，u_o为地层原油粘度(mPa.s)。本发明可利用该模型预测岩心规模驱替情况下含水率随理论采出程度的变化规律。

步骤40中：根据行业标准，定义f_w＝0.98时的采出程度为水驱采收率，按步骤30中岩心规模驱替情况下水驱规律预测模型计算求取的水驱采收率定义为理论极限采收率

对应水驱波及系数为100％，不同水驱采收率对应不同水驱波及体积，由此建立宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型为

其中，C₁、C₂为常系数，

为理论采收率(小数)，E_R为采收率(小数)。

其中，

给定含水率值0～1，数据间隔0.02；给定采收率值

数据间隔0.1或0.05，最大值

利用步骤40中的宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型，计算得到不同采收率下的多组含水率与采出程度变化数据，最后对计算所得数据进行边界处理，即f_w＝0时，令R＝0；f_w＝1时，令R＝E_D×E_R/E_R ^T。

步骤50中：采用普通直角坐标系，X轴为采出程度R值，取值区间0.1～E_R^T，刻度间隔0.1或0.05，最大值E_R ^T；Y轴为含水率f_w值，取值区间0～1，刻度间隔0.2或0.1。根据上述计算求取的不同采收率下的含水率与采出程度变化数据组，绘制相应含水率与采出程度变化曲线并以不同颜色区分，在不同采收率曲线上标注对应采收率数字符号，由此完成基于油水两相渗流理论的新型水驱图版的制作。

下面根据具体实施例进行说明：

青海昆北油田切12区块和长庆安塞油田王窑加密试验区分别是具有代表性的特低渗透砂砾岩、砂岩油藏，平均渗透率分别为1×10^-3μm²、2.4×10^-3μm²，动态标定采收率分别为10％、21％。

采用本发明方法，制作以上两个代表性区块水驱图版，具体步骤如下：

第一步：针对切12区块24块和王窑加密试验区18块相渗实验数据，建立相渗特征参数与渗透率关系，利用平均相渗处理方法，得到两个区块的平均油水相对渗透率数据(S_w、K_ro、K_rw)和相渗特征参数(S_wi、S_oi、S_or)，再从油水性质测试资料得到地层油水粘度值(μ_o、μ_w)，利用相渗特征参数及公式计算E_D，切12区块S_wi＝0.343、S_oi＝0.657、S_or＝0.362、μ_o＝2.7、μ_w＝0.54、E_D＝0.449；王窑加密试验区S_wi＝0.38、S_oi＝0.62、S_or＝0.32，μ_o＝1.97，μ_w＝0.4、E_D＝0.484。

第二步：对油藏平均油水相对渗透率数据回归处理，建立油水相对渗透率比与出口端含水饱和度关系

切12区：a＝10⁷,b＝30.27；王窑加密试验区：a＝10⁸,b＝37.01。

第三步：根据切12区块典型井Q12-10-8井Q5岩心相渗数据，利用岩心规模含水率与理论采出程度的关系预测模型，建立了Q12-10-8井岩心规模含水率与理论采出程度的关系预测模型：

利用该模型预测Q12-10-8井岩心规模情况下含水率与理论采出程度的关系曲线并与该岩心水驱油实验结果进行对比，计算结果连线1与实测结果连线2的分布如图2所示。在图2中横坐标为采出程度，纵坐标为含水率。计算结果与实测结果含水率变化趋势基本一致，相对误差<3％，证明所建岩心规模水驱规律预测模型是可靠的。

第四步：根据切12区块和王窑加密试验区平均油水相对渗透率及相渗特征参数据，利用宏观油藏含水率与理论采出程度的关系预测模型公式，求取两个区块实际油藏的极限采收率

和建立不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型，切12区块：

王窑加密试验区：

第五步：给定含水率值0～1，数据间隔0.02；切12区块给定采收率值0.05、0.1、0.2、0.3、0.419共5个数值；王窑加密试验区给定采收率值0.1、0.2、0.3、0.355共4个数值，利用上面第四步中的两个区块的含水率与采出程度关系预测模型，计算得到不同采收率下的含水率～采出程度变化数据，其中切12区块5组，王窑加密试验区4组。各组数据边界处理，即f_w＝0时，令R＝0；f_w＝1时，令R＝0.449；王窑加密试验区:令R＝0.484。

第六步：采用普通直角坐标系，X轴为采出程度R值，切12区块取值区间0.1～0.419，刻度间隔0.1，最大值0.419；王窑加密试验区取值区间0.1～0.355，刻度间隔0.1，最大值0.355；Y轴为含水率f_w值，取值区间0～1，刻度间隔0.2；根据第五步计算求取切12区块5组、王窑加密试验区4组含水率～采出程度变化数据，绘制不同采收率下含水率与采出程度变化曲线，不同曲线以不同颜色区分，并在曲线上标注对应采收率数字符号，由此完成切12区块、王窑加密试验区的新型水驱图版，最后在新型水驱图版中绘制油藏或典型井、不同驱动类型实际含水～采出程度变化曲线，以便对比和评价开发效果，见图3和图4。在图3和图4中横坐标均为采出程度，纵坐标均为含水率变化f_w值。Q12-10-8井的含水率变化3和昆北切12区块的含水率变化4分布如图3所示。王窑加密试验区裂缝驱含水率变化5、区块综合含水率变化6和基质驱含水率变化7分布如图4所示。

结合油藏实际开采资料，把新型水驱图版与传统童氏及其改进图版进行了对比分析，新型水驱图版能够适应水驱油藏的开采全过程，预测水驱规律与实际开采状况的符合度以及预测采收率的精度均达到90％以上，比传统图版提高了40％以上。

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：

本发明基于油水两相渗流理论，建立了水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型，提出了新型水驱图版的制作方法和流程，提高了传统图版的可靠性和预测精度。

本发明的水驱规律预测模型和新型图版采用油藏自身实测的相渗资料，因此能够客观描述水驱油藏开发全过程的水驱规律，解决了现有传统图版不能适应中低含水阶段的的局限性问题。

利用现场资料，通过与传统童氏图版及改进图版对比，新型水驱图版对无水期和低含时期水驱规律预测的符合程度和采收率预测的精度均提高到90％以上。

本发明图版增强了利用水驱图版评价水驱效果的合理可靠性，能够直观体现实际生产与理论水驱规律和极限采收率的差异，便于发现开发存在问题、提出合理开发技术对策和制定开发目标。

以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术方案之间、技术方案与技术方案之间均可以自由组合使用。

Claims (9)

1.一种新型水驱图版的制作方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤10、获取油藏的平均油水相对渗透率数据、相渗特征参数和地层油水粘度值，计算理论驱油效率；

步骤20、对所述平均油水相对渗透率数据回归处理，建立油水相对渗透率比与出口端含水饱和度的关系，同时建立岩心理论采出程度与所述出口端含水饱和度的关系；

步骤30、建立岩心规模驱替情况下含水率与理论采出程度的关系预测模型，并获得理论采收率值；

步骤40、根据所述理论采收率值，建立宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型；

步骤50、根据步骤40的求取结果，绘制水驱图版。

2.根据权利要求1所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述相渗特征参数包括原始含水饱和度S_wi、原始含油饱和度S_oi和残余油饱和度S_or，所述步骤10还包括通过公式E_d＝(1-S_or-S_wi)/S_oi计算所述理论驱油效率。

3.根据权利要求2所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述油藏平均油水相对渗透率数据包括含水饱和度数据S_w、油相相对渗透率数据K_ro和水相相对渗透率数据K_rw，所述步骤20中：

油水相对渗透率比与出口端含水饱和度的关系为

其中a、b为常系数，e为自然对数的底数。

4.根据权利要求3所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述步骤20中：

所述岩心理论采出程度与所述出口端含水饱和度的关系为

其中R^*为理论采出程度。

5.根据权利要求4所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述步骤30中：岩心规模驱替情况下含水率与理论采出程度的关系预测模型为

其中f_w为含水率，u_w为地层水粘度，u_o为地层原油粘度。

6.根据权利要求5所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述步骤40中：

宏观水驱油藏不同采收率下含水率与采出程度关系预测模型为

其中，C₁、C₂为常系数，

为理论采收率，E_R为实际采收率。

7.根据权利要求6所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述步骤40中：

8.根据权利要求6所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述步骤40中：

9.根据权利要求6所述的新型水驱图版的制作方法，其特征在于，所述步骤40中：

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