CN111502651B - 一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法 - Google Patents

一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法，属于缝洞型油藏开发领域；它解决现今无法精细明确缝洞型油藏高压注水过程中的油水流动规律等问题；其技术方案是：综合考虑缝洞型油藏储集体离散分布的特征及裂缝应力敏感效应，推导缝洞型油藏高压注水的离散介质模型；通过对模型注水阶段及生产阶段两套溶洞储集体压力的分析，得出高压注水阶段及生产阶段储集体压力变化特征；通过实例验证，对于缝洞型油藏高压注水井，通过对高压注水及生产过程中部分参数拟合，得出高压注水井在注水及生产过程中的油水流动规律和替油效果评价；本发明对于缝洞型油藏高压注水的研究具有很好的理论和应用价值。

Description

一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法
技术领域
本发明属于缝洞型油藏开发领域，特别涉及一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法。
背景技术
缝洞型油藏与传统的砂岩油藏相比，最突出的特点是其储层由多期构造运动叠合而成，储集空间为大型洞穴、溶蚀孔洞和裂缝，且储集空间分布具有不连续、高度离散的特征，非均质性极强。储层物性差别较大，地层流体在油藏中的流动特征十分复杂。对于缝洞型油藏的开发一般经历以下阶段：（1）天然能量开采阶段，依靠地层及流体的弹性能量开发。该阶段普遍存在地层能量不足，产量递减严重，油井在产水后含水率快速上升的现象；（2）补充能量开采阶段，针对地层能量不足导致油井供液不足的单井采取注水替油。该阶段随着注水替油轮次的增加，注水替油的效果越来越差。
由于缝洞型油藏储集空间分布十分复杂，并且没有典型的双重介质的试井曲线特征。因此更适合将缝洞型油藏内部的多样化介质视为单重非均质性严重的离散介质。离散分布的溶洞储集体使得油井在生产和注水过程中均表现出了多套储集体参与流动的特征。注水过程中，随着注入量的增加，近井储集体压力逐渐增大，连通远井储集体的裂缝由于应力敏感效应使其渗透率逐渐增加，裂缝储集体通过流体的能力增强，注水指示曲线表现出斜率逐渐减小的现象。当压力达到裂缝开启压力时，注水指示曲线斜率突然减小或走平。这些现象反映了部分油藏参数，如储集体大小、储集体压力、流体交换指数、裂缝应力敏感参数等。
目前针对缝洞型油藏的高压注水离散介质模型相关研究较少，无法明确缝洞型油藏高压注水过程中的多类型储集体的压力变化和油水流动规律，更无法考虑离散分布特征、裂缝应力敏感效应等多因素的影响。
发明内容
本发明目的是：为了解决现今缝洞型油藏的高压注水离散介质模型相关研究不深入，无法明确缝洞型油藏高压注水过程中的多类型储集体的压力变化等问题，本发明综合考虑储集体的离散分布特征及裂缝应力敏感效应，提出高压注水的离散介质模型，根据研究实例井注水阶段及生产阶段参数拟合离散介质模型，明确高压注水阶段及注水后生产阶段的压力变化和油水流动规律。
为实现上述目的，本发明提供了一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法，该方法包括下列步骤：
第一，设定油井钻遇一套溶洞储集体，一套溶洞储集体大小为N 1 ，通过裂缝储集体与二套溶洞储集体相连，二套溶洞储集体大小为N 2 ，两套溶洞储集体通过裂缝储集体相连通；
第二，产量或注入量等于一套溶洞储集体弹性能释放或储存的液量和两套溶洞储集体的流体交换量之和，表示为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE002
（1）
其中，q(t)为t时刻的油井产量或注入量；d为微分符号；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE004
为两套溶洞储集体间的流体交换量；C t1为一套溶洞储集体综合压缩系数，单位为MPa-1；t为生产时间；p 1 为一套溶洞储集体的初始压力；
两套溶洞储集体间的流体交换量
Figure 657070DEST_PATH_IMAGE004
表示为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE005
（2）
其中，k(p f (t))为裂缝储集体在压力为p f 时对应的渗透率；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE007
为裂缝储集体在一套储集体初始压力p 1下的渗透率；J为两套溶洞储集体混合流体交换指数；p 1(t)、p 2(t)为一、二套溶洞储集体生产t时间后的压力，单位为MPa；
流体进行交换后，二套溶洞储集体压力变化表示为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE009
（3）
其中，C t2为二套溶洞储集体综合压缩系数，单位为MPa-1；p 2 为二套溶洞储集体的初始压力；
裂缝储集体内的混合流体交换指数表示为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE011
（4）
其中，
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE013
为油和水的粘度，单位为mPa·s；f w为通过裂缝储集体的水相分流量；J 0 为交换指数，表征溶洞储集体间的单位压降原油日交换量；
应力敏感渗透率变化倍数采用指数式变化规律式，表示为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE015
（5）
初始条件为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE017
；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE019
；
边界条件为：q(t)；
其中，
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE021
为应力敏感系数； p 0为裂缝储集体的初始压力；p f (t)为裂缝储集体t时刻的压力；
第三，采用数值方法求解上述模型，将式1和式3写为向前差分格式，分别得到式6与式7：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE023
（6）
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE025
（7）
其中，Δt为t时刻的时间微元增量；
第四，联立式2和式6得到一套溶洞储集体压力表达方程为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE027
（8）
联立式2和式7得到二套溶洞储集体压力表达方程为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE029
（9）
第五，输入各时间段小时注入量或产液量，通过式8和式9即可求得各溶洞储集体压力随累计注水量或累计产液量的变化关系。
上述一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法中，所述的油井钻遇一套溶洞储集体是指油井仅钻遇一套溶洞储集体，而一套溶洞储集体通过裂缝储集体与二套溶洞储集体相连。
上述一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法中，所述的裂缝储集体内的相对渗透率曲线为对角线型。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）综合考虑储集体的离散分布特征及裂缝应力敏感效应多因素影响，模型精确度更高；（2）可得出高压注水阶段及注水后生产阶段的压力变化和油水流动规律，针对缝洞型油藏具有较高的生产指导意义；（3）拟合效果好，可推广性强。
附图说明
在附图中：
图1是缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法的流程图。
图2是溶洞-裂缝-溶洞模型示意图。
图3是注水阶段累计注水量与两套储集体压力关系示意图。
图4是生产阶段累计产液量与两套储集体压力关系示意图。
图5是TH10339CH井第四轮注水指示曲线示意图。
图6是TH10339CH井第四轮注水过程中井底压力与累计注入量的关系示意图。
图7是TH10339CH井第四轮注水过程中井底压力与累计注入时间关系示意图。
图8是TH10339CH井第四轮注水后生产过程中井底压力与累产液关系示意图。
图9是TH10339CH井第四轮注水后生产过程中井底压力与累计生产时间关系示意图。
具体实施方式
下面结合实施方式和附图对本发明做进一步说明。
本发明提供了一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法，图1为本方法的流程图，该方法包括下列步骤，
首先对实施高压注水的某缝洞型油藏的地质特征、储集体特征、注水动态特征、生产动态特征进行分析；
然后综合考虑储集体的离散分布特征、裂缝应力敏感效应建立高压注水的离散介质模型，模型建立的步骤如下，
为了表征溶洞系统在空间中离散分布对流动过程的影响，将连通性较好的溶洞系统视为同一套溶洞储集体，各套储集体间通过渗透率较低的裂缝相连通，如图2所示。并做如下假设：
（1）溶洞储集体物性和连通性较好，视为等势体；
（2）井底压力与一套储集体压力相等；
（3）溶洞系统间通过渗透率相对较低且具有应力敏感效应的裂缝储集体连通；
（4）忽略裂缝储集体体积；
（5）压力波在裂缝储集体中的传播时间忽略不计。
在注水过程中，流体经井筒流入溶洞1储集体中，由于忽略压力波在裂缝中的传播时间，两套溶洞储集体间同时进行流体交换。生产过程与注水过程相反，流体从溶洞1储集体中经井筒流出，两套溶洞储集体间同时进行流体交换。
第一，设定油井钻遇一套溶洞储集体，一套溶洞储集体大小为N 1 ，通过裂缝储集体与二套溶洞储集体相连，二套溶洞储集体大小为N 2 ，两套溶洞储集体通过裂缝储集体相连通；
第二，产量或注入量等于一套溶洞储集体弹性能释放或储存的液量和两套溶洞储集体的流体交换量之和，表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE030
（1）
其中，q(t)为t时刻的油井产量或注入量；d为微分符号；
Figure 183998DEST_PATH_IMAGE004
为两套溶洞储集体间的流体交换量；C t1为一套溶洞储集体综合压缩系数，单位为MPa-1；t为生产时间；p 1 为一套溶洞储集体的初始压力；
两套溶洞储集体间的流体交换量
Figure 760473DEST_PATH_IMAGE004
表示为：
Figure 703152DEST_PATH_IMAGE005
（2）
其中，k(p f (t))为裂缝储集体在压力为p f 时对应的渗透率；
Figure DEST_PATH_IMAGE031
为裂缝储集体在一套储集体初始压力p 1下的渗透率；J为两套溶洞储集体混合流体交换指数；p 1(t)、p 2(t)为一、二套溶洞储集体生产t时间后的压力，单位为MPa；
流体进行交换后，二套溶洞储集体压力变化表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE032
（3）
其中，C t2为二套溶洞储集体综合压缩系数，单位为MPa-1；p 2 为二套溶洞储集体的初始压力；
裂缝储集体内的混合流体交换指数表示为：
Figure 376579DEST_PATH_IMAGE011
（4）
其中，
Figure 236257DEST_PATH_IMAGE013
为油和水的粘度，单位为mPa·s；f w为通过裂缝储集体的水相分流量；J 0 为交换指数，表征溶洞储集体间的单位压降原油日交换量；
应力敏感渗透率变化倍数采用指数式变化规律式，表示为：
Figure 34449DEST_PATH_IMAGE015
（5）
初始条件为：
Figure 30087DEST_PATH_IMAGE017
；
Figure 246436DEST_PATH_IMAGE019
；
边界条件为：q(t)；
其中，
Figure 302117DEST_PATH_IMAGE021
为应力敏感系数； p 0为裂缝储集体的初始压力；p f (t)为裂缝储集体t时刻的压力；
第三，采用数值方法求解上述模型，将式1和式3写为向前差分格式，分别得到式6与式7：
Figure 836872DEST_PATH_IMAGE023
（6）
Figure 370621DEST_PATH_IMAGE025
（7）
其中，Δt为t时刻的时间微元增量；
第四，联立式2和式6得到一套溶洞储集体压力表达方程为：
Figure 690744DEST_PATH_IMAGE027
（8）
联立式2和式7得到二套溶洞储集体压力表达方程为：
Figure 402480DEST_PATH_IMAGE029
（9）
第五，输入各时间段小时注入量或产液量，通过式8和式9即可求得各溶洞储集体压力随累计注水量或累计产液量的变化关系。
进一步的，所述的油井钻遇一套溶洞储集体是指油井仅钻遇一套溶洞储集体，而一套溶洞储集体通过裂缝储集体与二套溶洞储集体相连。
进一步的，所述的裂缝储集体内的相对渗透率曲线为对角线型。
对注水阶段的离散介质模型进行分析，在注水阶段，注入水从井筒流入一套储集体，一套储集体的大小为10×104m3，初始压力为55MPa。注水过程中流体通过裂缝从一套储集体流入二套储集体，连接两套储集体间的裂缝具有应力敏感效应，裂缝的闭合压力为80MPa。二套储集体的大小为50×104m3，初始压力为65MPa。注水阶段的基础模型参数如表1所示。
表
Figure DEST_PATH_IMAGE034
注水阶段基础模型参数表
参数 值 参数 值
注水量<i>q</i>，m<sup>3</sup>/h 15 <i>μ</i><sub><i>w</i></sub>，mPa·s 1
<i>N</i><sub><i>1</i></sub>，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 10 <i>μ</i><sub><i>o</i></sub>，mPa·s 30
<i>N</i><sub><i>2</i></sub>，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 50 <i>α</i>，无因次 0.3
<i>C</i><sub><i>t1</i></sub>、<i>C</i><sub><i>t2</i></sub>，MPa<sup>-1</sup> 0.001273 <i>p</i><sub><i>0</i></sub>，MPa 80
<i>J</i><sub><i>0</i></sub>，m<sup>3</sup>/（d·MPa） 50 <i>p</i><sub><i>1</i></sub>，MPa 55
<i>f</i><sub><i>w</i></sub>，无因次 0.5 <i>p</i><sub><i>2</i></sub>，MPa 65
表
Figure 972001DEST_PATH_IMAGE034
模型储集空间取值和斜率计算对比表
模型取值 拟合结果 相对误差，%
溶洞1储集空间，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 10 10.33 3.33
溶洞2储集空间，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 50 50.41 0.82
以表1中所列参数为基础模型，进行求解，结果如图3所示。注水过程中的压力变化主要表现为三个阶段：
（1）一套储集体弹性阶段：一套储集体压力快速上升，由于裂缝交换指数较小，二套储集体压力变化微弱；此阶段一套储集体压力与累计注水量曲线的斜率基本可反映一套储集体的大小，对该阶段曲线进行拟合，可得一套储集体大小相对误差为3.33%，见表2；
（2）一套储集体向二套储集体持续供液阶段：随着累计注水量的增加，一套储集体压力曲线出现拐点，此时裂缝渗透率开始大幅度增加；此阶段一套储集体压力上升变缓，二套储集体压力开始快速上升。此阶段反映裂缝储集体流体交换指数及应力敏感关系；
（3）两套储集体压力同步上升阶段：随着累计注水量的继续增加，两套储集体压力开始同步上升，此时两套储集体压力与累计注水量曲线的斜率反映了两套储集体大小的总和，对此阶段曲线拟合，可得二套储集体大小相对误差为0.82%，见表2；
在生产阶段，流体从一套储集体流出井筒，一套储集体的大小为10×104m3，初始压力为90MPa。生产过程中流体通过裂缝从二套储集体流入一套储集体，连接两套储集体间的裂缝具有应力敏感效应，裂缝的闭合压力为80MPa；二套储集体的大小为50×104m3，初始压力为90MPa。注水阶段的基础模型参数表如表3所示。
表3 生产阶段基础模型参数表
参数 值 参数 值
产液量<i>q</i>，m<sup>3</sup>/h 15 <i>μ</i><sub><i>w</i></sub>，mPa·s 1
<i>N</i><sub><i>1</i></sub>，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 10 <i>μ</i><sub><i>o</i></sub>，mPa·s 30
<i>N</i><sub><i>2</i></sub>，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 50 <i>α</i>，无因次 0.3
<i>C</i><sub><i>t1</i></sub>、<i>C</i><sub><i>t2</i></sub>，MPa-1 0.001273 <i>p</i><sub><i>0</i></sub>，MPa 80
<i>J</i><sub><i>0</i></sub>，m<sup>3</sup>/（d·MPa） 50 <i>p</i><sub><i>1</i></sub>，MPa 90
<i>f</i><sub><i>w</i></sub>，无因次 0.5 <i>p</i><sub><i>2</i></sub>，MPa 90
由图4可得生产阶段压力变化主要分为二个阶段：
（1）两套储集体压力同时下降阶段：随着累产液量的增加，两套储集体压力同时下降。随着一套储集体压力不断下降，裂缝的渗透率也不断下降，则二套储集体向一套储集体供液能力减弱，一套储集体压力下降逐渐增快；
（2）一套储集体弹性阶段：当一套储积体压力下降至裂缝闭合压力80MPa附近，此时二套储集体基本不再给一套储集体供液。此阶段二套储集体压力基本不变，一套储集体压力快速下降。
再以TH10339CH井缝洞型油藏高压注水井为例进行说明，TH10339CH井进行5轮次注水替油作业，其中第4轮为高压注水，通过本发明对第4轮注水替油过程进行拟合分析。
2016年4月，TH10339CH井进行第4轮注水替油，累计注水9360.6m3，注水指示曲线如图5所示。
针对第4轮注水替油，对注水过程中的井底压力与累计注入量、注水过程中的井底压力与累计注入时间、生产过程中井底压力与累产液以及生产过程中井底压力与累计生产时间进行拟合，拟合结果如图6~图9所示，注水拟合参数如表4所示。
表4 第4轮注水拟合参数表
参数 注水阶段 生产阶段
<i>N</i><sub><i>1</i></sub>，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 8.5 8.5
<i>N</i><sub><i>2</i></sub>，10<sup>4</sup>m<sup>3</sup> 70 70
<i>p</i><sub><i>1</i></sub>，MPa 40 73
<i>p</i><sub><i>2</i></sub>，MPa 65 73
<i>J</i>，m<sup>3</sup>/（d·MPa） 9.872 0.411
<i>α</i>，无因次 0.389 0.389
<i>p</i><sub><i>0</i></sub>，MPa 81 81
注水阶段和生产阶段流体交换指数分别为9.872m3/（d·MPa）和0.411m3/（d·MPa）。根据流体交换指数的定义可判断注水过程中两套储集体水相交换量（水相分流率）大于生产过程中两套储集体油相交换量（油相分流率），即注入过程大量水通过裂缝储集体进入二套储集体，生产过程主要是原油通过裂缝储集体向近井供液。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）综合考虑储集体的离散分布特征及裂缝应力敏感效应多因素影响，模型精确度更高；（2）可得出高压注水阶段及注水后生产阶段的压力变化和油水流动规律，针对缝洞型油藏具有较高的生产指导意义；（3）拟合效果好，可推广性强。
最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (2)

1.一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
第一，设定油井仅钻遇一套溶洞储集体，一套溶洞储集体大小为N 1 ，通过裂缝储集体与二套溶洞储集体相连，二套溶洞储集体大小为N 2 ，两套溶洞储集体通过裂缝储集体相连通；
第二，产量或注入量等于一套溶洞储集体弹性能释放或储存的液量和两套溶洞储集体的流体交换量之和，表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE002
（1）
其中，q(t)为t时刻的油井产量或注入量；d为微分符号；
Figure DEST_PATH_IMAGE004
为两套溶洞储集体间的流体交换量；C t1为一套溶洞储集体综合压缩系数，单位为MPa-1；t为生产时间；p 1 为一套溶洞储集体的初始压力；
两套溶洞储集体间的流体交换量
Figure 472607DEST_PATH_IMAGE004
表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE005
（2）
其中，k(p f (t))为裂缝储集体在压力为p f 时对应的渗透率；
Figure DEST_PATH_IMAGE007
为裂缝储集体在一套储集体初始压力p 1下的渗透率；J为两套溶洞储集体混合流体交换指数；p 1(t)、p 2(t)为一、二套溶洞储集体生产t时间后的压力，单位为MPa；
流体进行交换后，二套溶洞储集体压力变化表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE009
（3）
其中，C t2为二套溶洞储集体综合压缩系数，单位为MPa-1；p 2 为二套溶洞储集体的初始压力；
裂缝储集体内的混合流体交换指数表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE011
（4）
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE013
为油和水的粘度，单位为mPa·s；f w为通过裂缝储集体的水相分流量；J 0 为交换指数，表征溶洞储集体间的单位压降原油日交换量；
应力敏感渗透率变化倍数采用指数式变化规律式，表示为：
Figure DEST_PATH_IMAGE015
（5）
初始条件为：
Figure DEST_PATH_IMAGE017
；
Figure DEST_PATH_IMAGE019
；
边界条件为：q(t)；
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE021
为应力敏感系数； p 0为裂缝储集体的初始压力；p f (t)为裂缝储集体t时刻的压力；
第三，采用数值方法求解上述模型，将式1和式3写为向前差分格式，分别得到式6与式7：
Figure DEST_PATH_IMAGE023
（6）
Figure DEST_PATH_IMAGE025
（7）
其中，Δt为t时刻的时间微元增量；
第四，联立式2和式6得到一套溶洞储集体压力表达方程为：
Figure DEST_PATH_IMAGE027
（8）
联立式2和式7得到二套溶洞储集体压力表达方程为：
Figure DEST_PATH_IMAGE029
（9）
第五，输入各时间段小时注入量或产液量，通过式8和式9即可求得各溶洞储集体压力随累计注水量或累计产液量的变化关系。
2.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏高压注水离散介质模型的研究方法，其特征在于：所述的裂缝储集体内的相对渗透率曲线为对角线型。
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