CN111520136A - 考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及的是考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法，它包括：选择一个典型注采井组为研究对象，典型注采井组内含有1口注水井和n口采油井，n口采油井分散于1口注水井周围；计算典型注采井组第j个注采层段碾平厚度：计算典型注采井组内注水井与采油井之间的等效井距：计算典型注采井组第j个注采层段各方向平均绝对渗透率：计算典型注采井组内注采层段各方向油水两相相对渗透率：计算注水井第j个注采层段配注量；计算注水井在各注采层段的配产压差；计算各注采层段附加启动压差；计算典型注采井组各注采层段堵塞器嘴后压力。本发明能够有效缓解多油层注水开发油藏层间非均质矛盾及调整吸水剖面，实现精细分层配注。

Description

考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法

技术领域

本发明涉及的是油田生产中注水井分层配注技术领域，具体涉及的是考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法。

背景技术

大部分水驱油田进入开发中后期时，随着注水冲刷储层非均质性日益严重。在注水开发多油层油藏过程中，需要考虑层间非均质性和层间矛盾，精细划分流动单元，制定个性化配注方案。目前注水井定量注水方式无法真正实现分层定量，其主要原因是注采系统中注入端定量而采出端不定量，即注采系统处于非平衡状态。因此为使层间各类油层得到均衡动用，就必须建立分层有效驱动压力体系并对分层注入压力进行动态监测，实现分层定压注水并采取切实可行的分层调整及挖潜措施，从而提高整个油田的开发水平。

利用预置电缆智能配注系统进行测调作业时，通常只有当注水压力达到或超过某一临界值时，多孔介质中的流体才会开始流动，启动压力即为使多孔介质中流体开始流动时的压力(参见附图3)。注水井的启动压力监测对于设计高效配注方案具有重要意义。传统的注水井堵塞器嘴后压力均基于等值渗流阻力方法确定，计算时并未考虑注水启动压力梯度的影响，因此利用该方法设计的配注方案在开发非均质性强的多层系油藏时，某些启动压力梯度大的注水层段由于注入压力的限制根本无法实现动用，无法实现注水井精细分层配注的目的。

常规注水井分层配水方案是基于等值渗流阻力方法采用公式(1)计算获得，该计算方法未考虑注水启动压力梯度的影响。

其中，q_j—注水井在第j个注采层段配注量，m³/d；

—注水井在第j个注采层段各方向平均渗透率，μm²；

—注水井各注采层段各方向平均水相相对渗透率，无因次；

—平均含水饱和度，％；

—第j个注采层段对应的碾平厚度，m；μ_w—注入水粘度，mPa·s；B_w—注入水体积系数，m³/m³；r_e—注水井与采油井之间的等效井距，m；r_w—注水井井眼半径，m；s—表皮系数，无因次；Δp_j—注水井在第j个注采层段平均注采压差，即第j个注采层段嘴后压力与注采井组各采油井井底流压平均值之差，MPa。

随着分层注水技术的发展，注水井预置电缆智能配注测调系统在开发多层系油层应用越来越广泛。预置电缆智能配注测调结果表明：注水井注采层段内存在注水启动压力，当注水压力低于注水启动压力时，层段不吸水导致无法有效动用该层段内原油，因此有必要修正现有的基于等值渗流阻力原理的配产配注方法。

发明内容

本发明的目的是提供考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法，这种考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法用于解决多油层注水开发油藏无法实现精细分层配注的问题。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：这种考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法包括如下步骤：

(1)选择一个典型注采井组为研究对象，典型注采井组内含有1口注水井和n口采油井，n口采油井分散于1口注水井周围，n大于1的自然数；

(2)计算所述典型注采井组第j个注采层段碾平厚度：

其中，

—注采井组第j个注采层段对应的碾平厚度，m；h_0,j—注采井组内注水井第j个注采层段对应的有效厚度，m；h_i,j—注采井组内第i口采油井第j个注采层段对应的有效厚度，m；n—注采井组内采油井总数；

(3)计算所述典型注采井组内注水井与采油井之间的等效井距：

其中，r_e—等效井距，m；r_i—注水井与第i个采油井之间的距离，mn；

(4)计算所述典型注采井组第j个注采层段各方向平均绝对渗透率：

其中，

—注采井组内注水井在第j个注采层段内各采油井方向平均绝对渗透率，μm²；

—注采井组内注水井第j个注采层段与第i口采油井方向平均绝对渗透率，μm²；

(5)计算所述典型注采井组内注采层段各方向油水两相相对渗透率：

(6)基于等值渗流阻力原理，计算注水井第j个注采层段配注量q_j：

①计算注水井第j个注采层段对应的渗流阻力

②计算注水井第j个注采层段对应的劈分系数w_j：

其中，m—注水井注采层段总数；

③计算注水井在第j个注采层段对应的配注量q_j：

q_j＝Q·w_j (10)

其中，Q—注水井总配注量，m³/d；w_j—注水井第j个注采层段劈分系数，％；

(7)基于公式(8)、(9)和(10)，计算注水井在第j个注采层段的配产压差：

(8)基于注水井预置电缆智能配注测调数据，计算由注水启动压力梯度引起的各注采层段附加启动压差Δp_th,j，若所述典型注采井组未进行预置电缆智能配注测调，需要采用研究区块内相邻智能测调注采井组的智能测调数据计算附加启动压差，其过程如下：

①计算相邻智能测调注采井组第j个注采层段由于注水启动压力引起的附加启动压差Δp_th,j,in：

其中，Δp_th,j,in—智能测调注采井组第j个注采层段附加启动压差，MPa；k_ew,j,in—智能测调注采井组第j个注采层段水相有效渗透率，μm²；智能测调注采井组第j个注采层段的注水启动压力p_j,in和分层配注量q_j,in由预置电缆智能配注测调系统测定获得；

②计算所述智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度：

其中，G_j,in—智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度，MPa/m；n_in—智能测调注采井组内采油井总数；

③计算所述典型注采井组注水井在第j个注采层段附加启动压差Δp_th,j：

Δp_th,j＝G_j,in·r_e (14)

(9)基于公式(2)、(11)和(14)，同时结合所述典型注采井组内各采油井平均井底流压数据，计算给出考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力：

上述方案中计算所述典型注采井组内注采层段各方向油水两相相对渗透率的方法：

①基于所述典型注采井组内油-水相渗数据，建立油相、水相相对渗透率、含水率与含水饱和度之间的关系曲线，其中含水率计算公式如下：

其中，

—注采井组采油井平均含水率，％；

—平均含水饱和度，％；μ_o—地层原油粘度，mPa·s；μ_w—注入水粘度，mPa·s；

—注采井组内注水井各注采层段各方向平均水相相对渗透率，无因次；

—注采井组内注水井各注采层段各方向平均油相相对渗透率，无因次；

②根据典型注采井组目前开采状态，计算井组内各采油井平均含水率：

其中，q_o,i—第i个采油井目前产油量，m³/d；q_t,i—第i个采油井目前总产液量，m³/d；

③根据建立的含水率与含水饱和度变化关系和所述典型注采井组内采油井平均含水率，确定典型注采井组内目前平均含水饱和度，基于水相相对渗透率与含水饱和度变化关系曲线，，计算给出目前含水率条件下对应的水相相对渗透率

本发明具有以下有益效果：

1、本发明修正目前现有的基于等值渗流阻力原理的配产配注方法，利用本发明设计的分层配注方案能够有效缓解多油层注水开发油藏层间非均质矛盾及调整吸水剖面，最终实现提高注水利用率及提高储层纵向动用程度。

2、本发明在油田开发进行分层注水作业时，通过预置电缆智能配注测调系统测定注水井各小层注水启动压力，利用平面径向流产能计算公式确定各小层注水启动压力梯度，修正目前现有的基于等值渗流阻力原理的配产配注方法，计算给出分层注水堵塞器嘴后合理压力，以提高各小层的动用程度，改善非均质油层水驱整体开发效果。

附图说明

图1典型注采井组系统内注水井和采油井位示意图；

图2研究区块典型注采井组油-水相渗曲线；

图3注水井各小层压力和流量智能测调结果(ZS-2小层)。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步的说明：

如图1所示，这种考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法包括以下步骤：

(1)选择一个新典型注采井组为研究对象，注水井和采油井位示意图参见附图1，井组内含有1口注水井和n口采油井。

(2)注采层段碾平厚度按照如下公式计算：

其中，

—注采井组第j个注采层段对应的碾平厚度，m；h_0,j—井组内注水井第j个注采层段对应的有效厚度，m；h_i,j—井组内第i口采油井第j个注采层段对应的有效厚度，m；n—注采井组内采油井总数。

(3)注采井组内注水井与采油井之间的等效井距计算公式如下：

其中，r_e—等效井距，m；r_i—注水井与第i个采油井之间的距离，m。

(4)注采层段各方向平均绝对渗透率计算公式如下：

其中，

—井组内注水井在第j个注采层段内各采油井方向平均绝对渗透率，μm²；

—井组内注水井第j个注采层段与第i口采油井方向平均绝对渗透率，μm²。

(5)井组内注采层段各方向油水两相相对渗透率计算过程如下：

①基于注采井组内油-水相渗数据，建立油相、水相相对渗透率、含水率与含水饱和度之间的关系曲线。其中含水率计算公式如下：

其中，

—注采井组采油井平均含水率，％；

—平均含水饱和度，％；μ_o—地层原油粘度，mPa·s；μ_w—注入水粘度，mPa·s；

—井组内注水井各注采层段各方向平均水相相对渗透率，无因次；

—井组内注水井各注采层段各方向平均油相相对渗透率，无因次。

②根据典型注采井组目前开采状态，计算井组内各采油井平均含水率：

其中，q_o,i—第i个采油井目前产油量，m³/d；q_t,i—第i个采油井目前总产液量，m³/d。

③根据建立的含水率与含水饱和度变化关系和井组内采油井平均含水率，即可确定目前典型注采井组内平均含水饱和度。基于水相相对渗透率与含水饱和度变化关系曲线，可计算给出目前含水率条件下对应的水相相对渗透率

(6)基于等值渗流阻力原理，计算注水井第j个注采层段配注量q_j，过程如下：

①计算注水井第j个注采层段对应的渗流阻力

式中：B_w—注入水体积系数，m³/m³；r_e—注水井与采油井之间的等效井距，m；r_w—注水井井眼半径，m；s—表皮系数，无因次；

②计算注水井第j个注采层段对应的劈分系数w_j：

其中，m—注水井注采层段总数。

③计算注水井在第j个注采层段对应的配注量q_j：

q_j＝Q·w_j (10)

其中，Q—注水井总配注量，m³/d；w_j—注水井第j个注采层段劈分系数，％。

(7)基于公式(8)、(9)和(10)，计算注水井在第j个注采层段的配产压差：

(8)基于注水井预置电缆智能配注测调数据，计算由注水启动压力梯度引起的各注采层段附加启动压差Δp_th,j。需要指出的是：若研究注采井组未进行预置电缆智能配注测调，此时需要采用研究区块内相邻井组智能测调数据计算附加启动压差，其过程如下：

①计算相邻智能测调注采井组第j个注采层段由于注水启动压力引起的附加启动压差Δp_th,j,in：

其中，Δp_th,j,in—智能测调注采井组第j个注采层段附加启动压差，MPa；k_ew,j,in—智能测调注采井组第j个注采层段水相有效渗透率，μm²；其余参数含义与公式(1)相同，下标“in”代表智能测调注采井组参数。智能测调注采井组第j个注采层段的注水启动压力p_j,in和分层配注量q_j,in由预置电缆智能配注测调系统测定获得。

②计算智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度：

其中，G_j,in—智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度，MPa/m；n_in—智能测调注采井组内采油井总数。

③计算研究目标典型注采井组注水井在第j个注采层段附加启动压差Δp_th,j：

Δp_th,j＝G_j,in·r_e (14)

(9)基于公式(2)、(11)和(14)，同时结合井组内各采油井平均井底流压数据，计算给出考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后合理压力设计结果：

计算注水井在第j个注采层段配产压差时，需要考虑井组内注水井在该注采层段内由注水启动压力梯度引起的附加启动压差，最终给出合理的堵塞器嘴后压力。考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后合理压力计算公式如下：

其中，p_np,j—井组内注水井在第j个注采层段堵塞器嘴后压力，MPa；

—井组内各采油井平均井底流压，MPa；Δp_th,j—井组内注水井在第j个注采层段附加启动压差，MPa。

利用基于等值渗流阻力原理的传统配产配注方法计算注采层段平均注采压差时未考虑参数Δp_th,j的影响。

实施例1：

(1)选择大庆油田某区块典型注采井组为研究对象，该井组内包含1口注水井和4口采油井，注水井组内共划分成7个注采层段。该区块典型注采井组油-水相渗曲线和含水率曲线参见附图2。典型注采井组内注水井和采油井基本参数如表1所示。

表1典型注采井组基本参数

(2)计算注水井在各注采层段的配产压差。

具体地，以注水井设计总配注量100m³/d为基础，计算了注水井与采油井间等效井距、井组内采油井采出端平均含水率、注采系统内水相相对渗透率、各注采层段对应的渗流阻力、劈分系数和配注量。基于上述参数计算结果，给出了注水井在各注采层段的配产压差，计算结果如表2所示。

表2典型注采井组各小层配注量和配产压差计算结果

(3)计算各注采层段附加启动压差。

由预置电缆智能配注测调系统测定的相邻注采井组各小层的压力和流量动态变化见附图3(以ZS-2小层为例)。由附图3分析可知，当ZS-2小层开始吸水时，对应的套管压力为该小层的吸水启动压力。以此类推确定了智能测调注采井组各小层的注水启动压力，各小层注水启动压力和流量统计结果如表3所示。

表3智能测调注采井组各小层注水启动压力和流量统计结果

智能测调注采井组内注水井和采油井基本参数如表4所示。

表4智能测调注采井组基本参数

具体地，基于预置电缆智能配注测调系统测定的注水井各小层的启动压力和流量数据并结合表4智能测调注采井组基本参数，计算了注采井组内各注采层段启动压力梯度，进而获得目标典型井组各注采层段对应的附加启动压差，计算结果如表5所示。

(4)计算典型井组各注采层段堵塞器嘴后压力。

基于获得的典型井组各注采层段的配产压差、各采油井平均井底流压和各注采层段附加启动压差结果，最终计算给出了考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后合理压力设计结果，如表5所示。

表5典型井组各注采层段附加启动压差和嘴后压力计算结果

由表2、表3和表5数据分析可知：ZS-2和ZS-3注水小层实际注入水量比设计配注水量偏高，这是由于注水开发冲刷作用已形成优势渗流通道，调整堵塞器嘴后压力使其低于注水启动压力，对该注水层段采取限制措施。ZS-7注水小层实际注入水量未达到设计配注水量，需要调整堵塞器嘴后压力使其高于注水启动压力，对该注水层段采取加强措施。堵塞器嘴后压力调整结果与目前典型井组需要采取的措施一致，证明本方法计算的堵塞器嘴后具有实际应用价值。

Claims (2)

1.一种考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法，其特征在于：

一、选择一个典型注采井组为研究对象，典型注采井组内含有1口注水井和n口采油井，n口采油井分散于1口注水井周围，n为大于1的自然数；

二、计算所述典型注采井组第j个注采层段碾平厚度：

其中，

—注采井组第j个注采层段对应的碾平厚度，m；h_0,j—注采井组内注水井第j个注采层段对应的有效厚度，m；h_i,j—注采井组内第i口采油井第j个注采层段对应的有效厚度，m；n—注采井组内采油井总数；

三、计算所述典型注采井组内注水井与采油井之间的等效井距：

其中，r_e—等效井距，m；r_i—注水井与第i个采油井之间的距离，mn；

四、计算所述典型注采井组第j个注采层段各方向平均绝对渗透率：

其中，

—注采井组内注水井在第j个注采层段内各采油井方向平均绝对渗透率，μm²；

—注采井组内注水井第j个注采层段与第i口采油井方向平均绝对渗透率，μm²；

五、计算所述典型注采井组内注采层段各方向油水两相相对渗透率：

六、基于等值渗流阻力原理，计算注水井第j个注采层段配注量q_j：

①计算注水井第j个注采层段对应的渗流阻力

②计算注水井第j个注采层段对应的劈分系数w_j：

其中，m—注水井注采层段总数；

③计算注水井在第j个注采层段对应的配注量q_j：

q_j＝Q·w_j (10)

其中，Q—注水井总配注量，m³/d；w_j—注水井第j个注采层段劈分系数，％；

七、基于公式(8)、(9)和(10)，计算注水井在第j个注采层段的配产压差：

八、基于注水井预置电缆智能配注测调数据，计算由注水启动压力梯度引起的各注采层段附加启动压差Δp_th,j，若所述典型注采井组未进行预置电缆智能配注测调，需要采用研究区块内相邻智能测调注采井组的智能测调数据计算附加启动压差，其过程如下：

①计算相邻智能测调注采井组第j个注采层段由于注水启动压力引起的附加启动压差Δp_th,j,in：

其中，Δp_th,j,in—智能测调注采井组第j个注采层段附加启动压差，MPa；k_ew,j,in—智能测调注采井组第j个注采层段水相有效渗透率，μm²；智能测调注采井组第j个注采层段的注水启动压力p_j,in和分层配注量q_j,in由预置电缆智能配注测调系统测定获得；

②计算所述智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度：

其中，G_j,in—智能测调注采井组第j个注采层段启动压力梯度，MPa/m；n_in—智能测调注采井组内采油井总数；

③计算所述典型注采井组注水井在第j个注采层段附加启动压差Δp_th,j：

Δp_th,j＝G_j,in·r_e (14)

九、基于公式(2)、(11)和(14)，同时结合所述典型注采井组内各采油井平均井底流压数据，计算给出考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力：

2.根据权利要求1所述的考虑注水启动压力梯度的堵塞器嘴后压力计算方法，其特征在于：所述的计算所述典型注采井组内注采层段各方向油水两相相对渗透率的方法：

①基于所述典型注采井组内油-水相渗数据，建立油相、水相相对渗透率、含水率与含水饱和度之间的关系曲线，其中含水率计算公式如下：

其中，

—注采井组采油井平均含水率，％；

—平均含水饱和度，％；μ_o—地层原油粘度，mPa·s；μ_w—注入水粘度，mPa·s；

—注采井组内注水井各注采层段各方向平均水相相对渗透率，无因次；

—注采井组内注水井各注采层段各方向平均油相相对渗透率，无因次；

②根据典型注采井组目前开采状态，计算井组内各采油井平均含水率：

其中，q_o,i—第i个采油井目前产油量，m³/d；q_t,i—第i个采油井目前总产液量，m³/d；

③根据建立的含水率与含水饱和度变化关系和所述典型注采井组内采油井平均含水率，确定典型注采井组内目前平均含水饱和度，基于水相相对渗透率与含水饱和度变化关系曲线，计算给出目前含水率条件下对应的水相相对渗透率

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