CN111611704B - 一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质 - Google Patents
一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111611704B CN111611704B CN202010420214.XA CN202010420214A CN111611704B CN 111611704 B CN111611704 B CN 111611704B CN 202010420214 A CN202010420214 A CN 202010420214A CN 111611704 B CN111611704 B CN 111611704B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- curve
- type
- displacement
- series
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 299
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 81
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 70
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 33
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 claims description 16
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 12
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 9
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 6
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 1
- 230000000877 morphologic effect Effects 0.000 abstract description 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 62
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 56
- 238000011161 development Methods 0.000 description 28
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 16
- 230000008859 change Effects 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000004836 empirical method Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
- G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2113/00—Details relating to the application field
- G06F2113/08—Fluids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geometry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Algebra (AREA)
- Computing Systems (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明公开了一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质。水驱系列曲线图版的建立方法包括如下步骤：获取若干个含水率大于预设含水率的缝洞单元的实际累产水及实际累产油数据；选取一个缝洞单元，获得当前缝洞单元对应的甲型水驱特征曲线表达式中各参数的数值；确定当前缝洞单元的类型；选取一个缝洞单元类型，得到表达当前缝洞单元类型含水率与采出程度的关系的拟合曲线；建立水驱系列曲线图版。本发明提供的技术方案将甲型水驱特征曲线与驱替曲线法结合，导出适用于缝洞型油藏的驱替系列曲线；并根据新的驱替系列曲线形态特点进行分类，建立水驱系列图版，解决了传统的驱替系列法及水驱特征曲线法在缝洞型油藏中应用受限的问题。
Description
技术领域
本发明涉及石油开发技术领域，尤其是涉及一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质。
背景技术
国内主要的缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深(5300-7000m)，储集层主要为受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用控制形成的缝洞系统，储集空间以裂缝、溶蚀孔洞、大型洞穴为主，局部缝洞体发育，基质不具有储油能力。缝洞型油藏的缝洞体在纵横向上发育极不规则，空间展布极其复杂。油藏油水关系复杂，受不同缝洞单元的控制，局部存在封存水，同时存在底部活跃的大底水。
油水两相在缝洞中流动包括渗流、管流、空腔流，油井见水具有突变性，而且见水后油井产量出现大幅递减，一般产量损失在50％以上。缝洞型油藏其裂缝、溶洞储层非均质性严重，油气水关系及油藏类型极为复杂，从而造成了含水上升特征千差万别。油藏内部油水流动极不容易达到稳定，油水流动分配不易出现规律性变化，油井产出油水关系变化复杂，其极易受到油藏地质条件和外界条件等多种因素的影响。
认清缝洞型油藏含水变化的特征，建立缝洞型油藏含水评价图版，评价其含水上升的合理性，并找出影响含水上升的因素，以指导生产，形成一套含水评价系统的方法，对实现缝洞型油藏稳产，减缓递减具有重大意义。
传统研究含水上升规律的评价方法主要有驱替系列法和水驱特征曲线法。
驱替系列法是基于陆上油田中髙渗水驱油藏开发中后期含水率与采出程度关系曲线，驱替曲线图版由岩石润湿性和油水粘度比推出，通常用来评价水驱油藏开发效果、指导含水率预测，因此得到广泛应用，理论研究和开发实践表明缝洞型油藏含水上升规律主要受储集体类型、能量等影响，驱替曲线图版无法反映多种因素引起的含水上升规律差异，在实际应用中受到限制。
水驱特征曲线法是公认的经验方法，其应用范围未受过多的限制，它是以累积采油量和油田综合含水率作为基本统计量，水驱曲线主要用于动态预测，可计算采收率、可采储量等。目前，油田广泛使用的水驱曲线包括：甲型曲线、乙型曲线、丙型曲线和丁型曲线。甲型水驱曲线是最基本的水驱曲线。对缝洞型油藏单井来说，其水驱曲线表现为直线段短甚至难以出现稳定直线段，因此水驱特征曲线法在缝洞型碳酸盐岩油藏中的应用也受到限制。
发明内容
有鉴于此，有必要提供一种克服驱替系列法及水驱特征曲线法在缝洞型碳酸盐岩油藏开发中应用受限的技术问题，可指导缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发的图版的建立方法。
第一方面，本发明提供了一种水驱系列曲线图版的建立方法，包括如下步骤：
S1、获取若干个含水率大于预设含水率的缝洞单元的实际累产水及实际累产油数据；
S2、选取一个缝洞单元，将该缝洞单元的实际累产水及实际累产油数据投点到半对数坐标上，再在已投点的半对数坐标上选取稳定直线段，并通过甲型水驱特征曲线表达式对选取的稳定直线段内的各个数据点进行线性回归，以获取线性回归得到的直线的斜率和截距，并将所述斜率和截距代入所述甲型水驱特征曲线表达式中，以获得当前缝洞单元对应的甲型水驱特征曲线表达式中各参数的数值；
S3、根据已确定参数值的甲型水驱特征曲线表达式获取当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线；并将当前缝洞单元的第一驱替理论曲线分别与各个驱替系列曲线进行对比，以确定当前缝洞单元的类型；
S4、选取其他缝洞单元，重复步骤S2和步骤S3，直至所有的缝洞单元的类型均被确定；
S5、选取一个缝洞单元类型，对当前缝洞单元类型求取平均含水率与采出程度的关系的第二驱替理论曲线，分别通过各个所述驱替系列曲线对应的公式对当前缝洞单元类型的第二驱替理论曲线进行拟合，以得到当前缝洞单元类型含水率与采出程度的拟合曲线；
S6、选取其他缝洞单元类型，重复步骤S5，直到获取所有缝洞单元类型含水率与采出程度的拟合曲线，将各个缝洞单元类型含水率与采出程度的拟合曲线绘制在同一坐标系上，以建立水驱系列曲线图版。
第二方面，本发明还提供了一种水驱系列曲线图版的建立设备，包括处理器和存储器；所述存储器上存储有可被所述处理器执行的计算机可读程序；所述处理器执行所述计算机可读程序时实现了本发明提供的水驱系列曲线图版的建立方法中的步骤。
第三方面，本发明还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现了本发明提供的水驱系列曲线图版的建立方法中的步骤。
与现有技术相比，本发明提出的技术方案的有益效果是：通过回归甲型水驱曲线的稳定直线段，即地下稳定水驱阶段，求取其斜率和截距，从而做出表达含水率与采出程度的关系的第一理论关系曲线，根据曲线形态与驱替系列曲线的相似度对含水率与采出程度的第一理论关系曲线进行分类，再对每一类曲线对应的含水率数据进行平均处理，得到表达平均含水率与采出程度的关系的第二驱替理论曲线，再通过各个所述驱替系列曲线对应的公式对第二驱替理论曲线进行拟合，以得到表达含水率与采出程度的关系的拟合曲线，从而建立水驱系列曲线图版。本发明提供的技术方案将甲型水驱特征曲线与驱替曲线法结合，导出适用于缝洞型油藏的驱替系列曲线；并根据新的驱替系列曲线形态特点进行分类，建立含水率与采出程度关系曲线图版即水驱系列图版，解决了传统的驱替系列法及水驱特征曲线法在缝洞型碳酸盐岩油藏开发中应用受限的技术问题，可指导缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发。
附图说明
图1是本发明提供的水驱系列曲线图版的建立方法的一实施例的流程示意图；
图2是本发明的一实施例中S48缝洞单元内单井水驱曲线图；
图3是本发明的一实施例中T705缝洞单元水驱曲线图；
图4是图1中获取当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线的方法的流程示意图；
图5是图1中确定当前缝洞单元的类型的方法的流程示意图；
图6是本发明的一实施例中“凹S”型定量化拟合图；
图7是本发明的一实施例中水驱系列曲线图版；
图8是本发明的一实施例中各个缝洞单元采出程度与含水上升率关系图；
图9是本发明的一实施例中“S”型含水率-采出程度理论与实际对比图；
图10是本发明的一实施例中缝洞油藏缝洞单元的驱替系列法对比图；
图11是本发明水驱系列曲线图版的建立程序的较佳实施例的运行环境示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
请参照图1，本发明提供了一种水驱系列曲线图版的建立方法，包括如下步骤：
S1、获取若干个含水率大于预设含水率的缝洞单元的实际累产水及实际累产油数据。本实施例中，从缝洞型油藏地质油藏特点以及实际开发现状出发，选取含水率大于40％的33个典型缝洞单元为研究对象，这样的缝洞单元开发时间长，且没有大的调整措施，油水流动较稳定。
S2、选取一个缝洞单元，将该缝洞单元的实际累产水及实际累产油数据投点到半对数坐标上，再在已投点的半对数坐标上选取稳定直线段，并通过甲型水驱特征曲线表达式对选取的稳定直线段内的各个数据点进行线性回归，以获取线性回归得到的直线的斜率和截距，并将所述斜率和截距代入所述甲型水驱特征曲线表达式中，以获得当前缝洞单元对应的甲型水驱特征曲线表达式中各参数的数值。需要指出的是：对缝洞型油藏单井来说，其水驱曲线表现为直线段短，甚至难以出现稳定直线段(请参照图2)，但一个由多口单井组成的缝洞单元的水驱曲线就有规律，有稳定直线段(请参照图3)，稳定直线段的意义是表示此阶段油水流动趋于稳定。
具体地，所述甲型水驱特征曲线表达式为：
lgWp＝A1+B1Np
其中，
式中，A1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的截距；B1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的斜率；D、E均为参数；m为第一油水渗流特征参数；n为第二油水渗流特征参数；Wp为累计产水量，104m3；Np为累计产油量，104t；No为原油储量，104t；μo为原油的粘度，mPa.s；Bo为原油的体积系数；Bw为水的体积系数；ρo为原油的密度，kg/m3；ρw为水的密度，kg/m3；Swi为原始含水饱和度，％；Sor为残余油饱和度，％。
在应用时，获取线性回归得到的直线的斜率B1和截距A1，并将所述斜率B1和截距A1的数值代入所述甲型水驱特征曲线表达式中，以获得当前缝洞单元对应的甲型水驱特征曲线表达式中各参数的数值。
S3、根据已确定参数值的甲型水驱特征曲线表达式获取表达当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线；并将当前缝洞单元的第一驱替理论曲线分别与各个驱替系列曲线进行对比，以确定当前缝洞单元的类型。其中，各个所述驱替系列曲线的表达式请参照表1：
表1驱替系列法表达式
注：式中，R为采出程度，％；fw为含水率，％；A、B、a、b均为参数。
具体地，请参照图4，根据已确定参数值的甲型水驱特征曲线表达式获取当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线的方法包括如下步骤：
S311、根据已确定参数值的甲型水驱特征曲线表达式，通过累产水计算公式计算出当前缝洞单元的理论累产水；
所述累产水计算公式为：
其中，Wp为累计产水量，104m3；Np为累计产油量，104t；A1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的截距，B1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的斜率。
S312、根据采出程度计算公式及含水率计算公式计算当前缝洞单元在各个阶段的采出程度和含水率；
所述采出程度计算公式为：
式中：R为采出程度，％；Npi为第i阶段累计产油量，104t；No为原油储量，104t，i为大于0的自然数；
所述含水率计算公式为：
式中：fw为含水率，％；Npi为第i阶段累计产油量，104t；Np(i+1)为第i+1阶段累计产油量，104t；Wpi为第i阶段累计产水量，104m3；Wp(i+1)为第i+1阶段累计产水量，104m3；ΔNpi为阶段累计增产油量，104t；ΔWpi为阶段累计增产水量，104m3，i为大于0的自然数。
S313、根据计算出的当前缝洞单元在各个阶段的采出程度和含水率，获取表达当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线。
具体地，请参照图5，所述步骤S3中，确定当前缝洞单元的类型的方法包括如下步骤：
S321、通过各个所述驱替系列曲线对应的公式分别对当前缝洞单元的第一驱替理论曲线进行拟合，并分别求取当前缝洞单元的第一驱替理论曲线与各个所述驱替系列曲线的相似度；
S322、比较当前缝洞单元的第一驱替理论曲线与各个所述驱替系列曲线的相似度，筛选出与当前缝洞单元的第一驱替理论曲线相似度最大的驱替系列曲线，判断筛选出的驱替系列曲线与当前缝洞单元的第一驱替理论曲线的相似度与预设相似度的数值大小关系，若筛选出的驱替系列曲线与当前缝洞单元的第一驱替理论曲线的相似度大于预设相似度，则将当前缝洞单元划分为筛选出的驱替系列曲线类型，否则，则将当前缝洞单元划分为无规律型，优选地，所述预设相似度为90％。
S4、重复步骤S2和步骤S3，直至所有的缝洞单元的类型均被确定。本实施例中，33个缝洞单元的类型如表2所示：
表2典型缝洞单元含水变化规律统计表
S5、选取一个缝洞单元类型，根据当前缝洞单元类型求取表达平均含水率与采出程度的关系的第二驱替理论曲线，并分别通过各个所述驱替系列曲线对应的公式对当前缝洞单元类型的第二驱替理论曲线进行拟合，以得到表达当前缝洞单元类型含水率与采出程度的关系的拟合曲线，即通过其所对应的驱替系列曲线公式对当前缝洞单元类型的第二驱替理论曲线进行拟合，以得到表达当前缝洞单元类型含水率与采出程度的关系的拟合曲线。本实施例中，以“凹S”型曲线为例，介绍缝洞单元水驱系列曲线定量化拟合过程。在直角坐标系中，绘制fw与lnR关系曲线(请参照图6)，二者呈很好的线性关系，经线性回归，求得直线截距A为0.0167，斜率B为0.6657，相关系数为0.9451。最终得到“凹S”型水驱系列含水率与采出程度关系公式为:
lnR＝0.6657fw+0.0167
S6、重复步骤S5，直到获取所有缝洞单元类型的表达含水率与采出程度的关系的拟合曲线，将各个缝洞单元类型的表达含水率与采出程度的关系的拟合曲线绘制在同一坐标系上，以建立水驱系列曲线图版。本实施例中，各个缝洞单元类型含水率与采出程度的拟合曲线的表达式及相关系数请参照表3，最终建立的水驱系列曲线图版请参照图7。
表3不同缝洞单元类型含水率与采出程度关系拟合曲线
| 缝洞单元类型 | 曲线 | 相关系数 |
| 凹S | lnR＝0.6657f<sub>w</sub>+0.0167 | 0.9451 |
| S | R＝10.807ln(f<sub>w</sub>/1-f<sub>w</sub>)+31.349 | 0.9900 |
| 凸S | ln(1-R)＝0.2365ln(1-f<sub>w</sub>)+72.169 | 0.9572 |
| 凸 | R＝-2.2114ln(1-f<sub>w</sub>)+13.145 | 0.9361 |
水驱系列曲线图版中每一条曲线代表不同类型水驱油藏含水上升规律，反映了不同类型水驱油藏含水上升规律的差异。因此，应用该图版评价含水上升规律和指导开发效果评价。具体可以用于以下几项研究：
1)含水上升类型和特征研究
对含水大于40％的33个典型缝洞单元的五种水驱系列曲线类型，即“凹S”型、“S”型、“凸S”型、“凸”型和“厂”字型，从油藏地质和动态特征研究其含水变化规律(请参照表2及图8)。
从分类结果来看，“S”型和“凸S”型是缝洞型单元含水变化规律的主体类型，有19个单元，地质储量10963.8×104t，分别占分析单元的57.6％和75.2％，其次是“凸”型和“凹S”型，有10个单元，地质储量3120.3×104t，分别占30.3％和21.4％，“厂”字型和无规律单元较少，由此说明绝大部分多井单元含水上升基本正常。
①“凹S”型和“S”型含水类型
这种含水类型钻遇储集体为裂缝溶洞型储层，见水井多为底水沿裂缝迂廻推进型和有致密段遮挡的径向见水型。这种含水类型的主要特点是：无水和低含水期相对较长，一般为1—3年，生产状况比较稳定，含水上升率低于4％，油井产量月平均递减一般低于2％，低含水期采出程度大于10％，采出程度大于10％以后含水缓慢上升。
“凹S”型采出程度大于40％以后才进入高含水期，最大含水上升率2％左右；“S”型采出程度大于20％以后才进入高含水期，最大含水上升率4％左右；
②“凸S”型含水类型
这种类型以钻遇溶洞裂缝型储层的油井为主，溶洞规模相对较小，裂缝发育。油井见水为底水沿裂缝迂廻推进型为主。主要特点是，无水期较短，见水后含水上升速度也比较快，无水和低含水采油期一般为1—2年，低含水期含水上升率平均为9.8％，采出程度在5％-10％之间含水快速上升，采出程度在15％左右就进入高含水期，最大含水上升率8％左右；产量平均月递减为2％-10％。
③“凸”型和“厂”字型含水类型
该类型单元钻遇含油饱和度较低的裂缝小溶洞型储层为主，或者是由多条溶缝和溶洞组成的缝洞组合体，且产层处于低部位，距离油水界面比较近，随着上部缝洞储集体油水的不断产出，下部水体会沿着新的溶缝或溶洞推进到井底，形成暴性水淹，使油井含水突发上升。
主要特点是油井见水后含水上升快，油井的无水和低含水期很短，一般低于1年，有时只有几天，甚至没有低含水期，油井一投产就进入中含水期。“凸”型：无和低含水采油期很短，产量平均月递减一般大于10％，采出程度低于5％时含水就快速上升，采出程度在8％左右就进入高含水期，最大含水上升率15％左右。
“厂”字型，基本没有无水采油期，属暴性水淹型。
④无规律含水类型
此类缝洞单元主要为储量规模较小单元，由于储层复杂和措施的影响，含水变化缺乏规律性。该类型单元一般缝洞体发育不规则，油体被分隔，所以会出现间歇含水变化特征，无整体变化规律。
从上面分析各类曲线的油藏特征和动态特征，得出缝洞型油藏的水驱系列曲线的特殊性。它不同于反映粘度不同的驱替系列曲线，缝洞型油藏的水驱系列曲线是储层结构、组合方式以及多种复杂驱动力的影响。
2)水驱开发效果评价
由于水驱特征曲线形态即为油藏特性和油水渗流特征的反映，因此，应用其甲型水驱特征曲线公式，根据其稳定直线段的斜率与截距，计算得到的水驱系列曲线，与实际数据对比，就能判断水驱开发效果。甲型水驱曲线的稳定直线段反应缝洞单元的开发方式不变，生产形势相对稳定、水驱规律较明显，无重大措施调整，即油水流动规律稳定。由稳定直线段得到的水驱系列曲线图版才能反映地下油水流动的规律，才能更好的评价水驱效果。
将缝洞单元实际含水率与采出程度关系曲线绘制到水驱系列曲线图版上，评价单元水驱开发效果。在相同采出程度下，如果实际曲线低于图版曲线，表示实际单元含水上升速度低于同一类型单元平均开发水平，含水控制较好，开发效果较好；如果实际曲线接近图版曲线，含水变化正常，表明开发效果一般；如果实际曲线髙于图版曲线，表明含水上升不正常，开发效果相对较差。
对比结果，“凹S”型、“S”型和“凸S”型含水单元，中低含水期实际与理论曲线基本吻合，含水变化正常，开发效果一般；但大部分单元中高含水期后，实际与理论曲线有一定差距，含水上升不正常，说明开发矛盾突出(请参见图9)。“凸”型“厂”字型含水变化单元，实际与理论差别比较大，含水上升不合理，开发效果相对较差，应加大剖面测试与卡堵水措施力度，控制含水快速上升。
并且，相比较而言，水驱系列法较驱替系列法(请参见图10)吻合程度高，这也再次证实本发明中的水驱系列图版更适合于缝洞型油藏的含水合理性和水驱开发效果评价。
3)含水变化影响因素分析
前面研究得出水驱系列理论曲线图版代表不同含水类型，反映不同的储集体类型、规模和驱动力是含水变化的主要影响因素。并且前面已经提到，缝洞型油藏的甲型水驱曲线表现为多段式，或难以出现稳定直线段，这正是储集体多样，油水关系复杂，即地质特性和流动特性的反应，所以通过甲型水驱曲线可分析含水的影响因素。它去除了时间的影响，比简单的实际动态曲线更能反映地下情况。因此将水驱系列曲线图版与甲型水驱曲线结合研究含水上升影响因素。
通过对单元以及单井的水驱特征曲线分析发现，“S”型含水类型单元以钻遇裂缝溶洞型储层的油井为主，溶洞规模相对较大；井间连通程度一般，其裂缝与油井和水体迂廻沟通或有致密段遮挡；天然能量较强。如S48缝洞单元，单井甲型水驱曲线以直线为主，且较长，反映水驱能量较强，缝洞较发育，测井解释隔夹层发育，见水后，单元含水形态缓慢上升，为“S”型。
“凸S”型含水类型单元以钻遇溶洞裂缝型储层的油井为主，溶洞规模相对较小，裂缝发育。油井见水为底水沿裂缝迂廻推进型为主，底水沿垂直裂缝锥进型的极少，井间连通程度较好，天然能量较充足。单井甲型水驱曲线直线段整体较短，水驱能量一般，水体沿断裂突破，含水上升较快。
“凸”型或“厂”字型含水类型单元钻遇含油饱和度较低的裂缝小溶洞型储层为主，或者是由多条溶缝和溶洞组成的缝洞组合体，且产层处于低部位，距离油水界面比较近，随着上部缝洞储集体油水的不断产出，下部水体会沿着新的溶缝或溶洞推进到井底，形成暴性水淹，使油井含水突发上升。单井甲型水驱曲线直线段较短，水驱能量较弱，为缝-孔洞储集体，开井高含水，含水上升快，带水生产。特点是无、低含水期短，长期高含水生产。
需要说明的是，缝洞型油藏含水上升与粘度关系不大。统计研究表明，33个典型单元，稀油单元一般含水上升快甚至暴性水淹，占总稀油单元的62.5％，而稠油和超稠油单元含水上升一般较慢，缓慢上升占总稠油单元的57％(除去含水上升无规律单元)。稠油区含水上升较慢，水体总体表现不活跃，与理论相悖，原因是，油藏底部存在沥青垫或隔夹层，它是油藏中的有机隔层/非生产层，或者是与储集体的组合、油水连通程度有关。同时也说明缝洞型油藏含水影响因素是多因素综合作用的结果，具有复杂性。
在此，用水驱系列图版应用于含水变化研究，得出缝洞型油藏含水变化的影响主要因素为储集体类型、储集体的发育程度、以及组合方式和能量大小。
应当理解的是，虽然图1、图4和图5的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，这些步骤可以以其它的顺序执行。
如图11所示，基于上述水驱系列曲线图版的建立方法，本发明还相应提供了一种水驱系列曲线图版的建立设备，所述水驱系列曲线图版的建立设备可以是移动终端、桌上型计算机、笔记本、掌上电脑及服务器等计算设备。该水驱系列曲线图版的建立设备包括处理器10、存储器20及显示器30。图11仅示出了水驱系列曲线图版的建立设备的部分组件，但是应理解的是，并不要求实施所有示出的组件，可以替代的实施更多或者更少的组件。
所述存储器20在一些实施例中可以是所述水驱系列曲线图版的建立设备的内部存储单元，例如水驱系列曲线图版的建立设备的硬盘或内存。所述存储器20在另一些实施例中也可以是所述水驱系列曲线图版的建立设备的外部存储设备，例如所述水驱系列曲线图版的建立设备上配备的插接式硬盘，智能存储卡(Smart Media Card,SMC)，安全数字(Secure Digital,SD)卡，闪存卡(Flash Card)等。进一步地，所述存储器20还可以既包括水驱系列曲线图版的建立设备的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器20用于存储安装于所述水驱系列曲线图版的建立设备的应用软件及各类数据，例如所述安装水驱系列曲线图版的建立设备的程序代码等。所述存储器20还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。在一实施例中，存储器20上存储有水驱系列曲线图版的建立程序40，该水驱系列曲线图版的建立程序40可被处理器10所执行，从而实现本申请各实施例的水驱系列曲线图版的建立方法。
所述处理器10在一些实施例中可以是一中央处理器(Central Processing Unit,CPU)，微处理器或其他数据处理芯片，用于运行所述存储器20中存储的程序代码或处理数据，例如执行所述水驱系列曲线图版的建立方法等。
所述显示器30在一些实施例中可以是LED显示器、液晶显示器、触控式液晶显示器以及OLED(Organic Light-Emitting Diode，有机发光二极管)触摸器等。所述显示器30用于显示在所述水驱系列曲线图版的建立设备的信息以及用于显示可视化的用户界面。所述水驱系列曲线图版的建立设备的部件10-30通过系统总线相互通信。
在一实施例中，当处理器10执行所述存储器20中水驱系列曲线图版的建立程序40时实现如上述实施例所述的水驱系列曲线图版的建立方法中的步骤，由于上文已对水驱系列曲线图版的建立方法进行详细描述，在此不再赘述。
综上所述，本发明通过回归甲型水驱曲线的稳定直线段，即地下稳定水驱阶段，求取其斜率和截距，从而做出含水率与采出程度的第一理论关系曲线，根据曲线形态与驱替系列曲线的相似度对含水率与采出程度的第一理论关系曲线进行分类，再对每一类曲线对应的含水率数据进行平均处理，得到平均含水率与采出程度的关系的第二驱替理论曲线，再通过各个所述驱替系列曲线对应的公式对第二驱替理论曲线进行拟合，以得到含水率与采出程度的拟合曲线，从而建立水驱系列曲线图版。本发明提供的技术方案将甲型水驱特征曲线与驱替曲线法结合，导出适用于缝洞型油藏的驱替系列曲线；并根据新的驱替系列曲线形态特点进行分类，建立含水率与采出程度关系曲线图版即水驱系列图版，解决了传统的驱替系列法及水驱特征曲线法在缝洞型碳酸盐岩油藏开发中应用受限的技术问题，可指导缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发。
当然，本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关硬件(如处理器，控制器等)来完成，所述的程序可存储于一计算机可读取的存储介质中，该程序在执行时可包括如上述各方法实施例的流程。其中所述的存储介质可为存储器、磁碟、光盘等。
以上所述本发明的具体实施方式，并不构成对本发明保护范围的限定。任何根据本发明的技术构思所做出的各种其他相应的改变与变形，均应包含在本发明权利要求的保护范围内。
Claims (10)
1.一种水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、获取若干个含水率大于预设含水率的缝洞单元的实际累产水及实际累产油数据；
S2、选取一个缝洞单元，将该缝洞单元的实际累产水及实际累产油数据投点到半对数坐标上，再在已投点的半对数坐标上选取稳定直线段，并通过甲型水驱特征曲线表达式对选取的稳定直线段内的各个数据点进行线性回归，以获取线性回归得到的直线的斜率和截距，并将所述斜率和截距代入所述甲型水驱特征曲线表达式中，以获得当前缝洞单元对应的甲型水驱特征曲线表达式中各参数的数值；
S3、根据已确定参数值的甲型水驱特征曲线表达式获取表达当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线；并将当前缝洞单元的第一驱替理论曲线分别与各个驱替系列曲线进行对比，以确定当前缝洞单元的类型；
S4、重复步骤S2和步骤S3，直至所有的缝洞单元的类型均被确定；
S5、选取一个缝洞单元类型，根据当前缝洞单元类型求取表达平均含水率与采出程度的关系的第二驱替理论曲线，并分别通过各个所述驱替系列曲线对应的公式对当前缝洞单元类型的第二驱替理论曲线进行拟合，以得到表达当前缝洞单元类型含水率与采出程度的关系的拟合曲线；
S6、重复步骤S5，直到获取所有缝洞单元类型的表达含水率与采出程度的关系的拟合曲线，将各个缝洞单元类型的表达含水率与采出程度的关系的拟合曲线绘制在同一坐标系上，以建立水驱系列曲线图版。
2.如权利要求1所述的水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，所述预设含水率为40％。
3.如权利要求1所述的水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，所述甲型水驱特征曲线表达式为：
lg Wp＝A1+B1Np
其中，
式中，A1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的截距；B1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的斜率；D、E均为参数；m为第一油水渗流特征参数；n为第二油水渗流特征参数；Wp为累计产水量；Np为累计产油量；No为原油储量；μo为原油的粘度；Bo为原油的体积系数；Bw为水的体积系数；ρo为原油的密度；ρw为水的密度；Swi为原始含水饱和度；Sor为残余油饱和度。
4.如权利要求3所述的水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，所述步骤S3中，根据已确定参数值的甲型水驱特征曲线表达式获取表达当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线的方法包括如下步骤：
S311、根据已确定参数值的甲型水驱特征曲线表达式，通过累产水计算公式计算出当前缝洞单元的理论累产水；
S312、根据采出程度计算公式及含水率计算公式计算当前缝洞单元在各个阶段的采出程度和含水率；
S313、根据计算出的当前缝洞单元在各个阶段的采出程度和含水率，获取表达当前缝洞单元的采出程度与含水率的关系的第一驱替理论曲线。
5.如权利要求4所述的水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，所述累产水计算公式为：
其中，Wp为累计产水量；Np为累计产油量；A1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的截距，B1为当前缝洞单元稳定直线段线性回归得到的直线的斜率。
6.如权利要求4所述的水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，所述采出程度计算公式为：
式中：R为采出程度；Npi为第i阶段累计产油量；No为原油储量，i为大于0的自然数；
所述含水率计算公式为：
式中：fw为含水率；Npi为第i阶段累计产油量；Np(i+1)为第i+1阶段累计产油量；Wpi为第i阶段累计产水量；Wp(i+1)为第i+1阶段累计产水量；ΔNpi为阶段累计增产油量；ΔWpi为阶段累计增产水量；i为大于0的自然数。
7.如权利要求1所述的水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，所述步骤S3中，确定当前缝洞单元的类型的方法包括如下步骤：
S321、通过各个所述驱替系列曲线对应的公式分别对当前缝洞单元的第一驱替理论曲线进行拟合，并分别求取当前缝洞单元的第一驱替理论曲线与各个所述驱替系列曲线的相似度；
S322、比较当前缝洞单元的第一驱替理论曲线与各个所述驱替系列曲线的相似度，筛选出与当前缝洞单元的第一驱替理论曲线相似度最大的驱替系列曲线，判断筛选出的驱替系列曲线与当前缝洞单元的第一驱替理论曲线的相似度与预设相似度的数值大小关系，若筛选出的驱替系列曲线与当前缝洞单元的第一驱替理论曲线的相似度大于预设相似度，则将当前缝洞单元划分为筛选出的驱替系列曲线类型。
8.如权利要求7所述的水驱系列曲线图版的建立方法，其特征在于，所述预设相似度为90％。
9.一种水驱系列曲线图版的建立设备，其特征在于，包括处理器和存储器；
所述存储器上存储有可被所述处理器执行的计算机可读程序；
所述处理器执行所述计算机可读程序时实现如权利要求1-8任意一项所述的水驱系列曲线图版的建立方法中的步骤。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有一个或者多个程序，所述一个或者多个程序可被一个或者多个处理器执行，以实现如权利要求1-8任意一项所述的水驱系列曲线图版的建立方法中的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010420214.XA CN111611704B (zh) | 2020-05-18 | 2020-05-18 | 一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010420214.XA CN111611704B (zh) | 2020-05-18 | 2020-05-18 | 一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111611704A CN111611704A (zh) | 2020-09-01 |
| CN111611704B true CN111611704B (zh) | 2023-03-21 |
Family
ID=72200340
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010420214.XA Active CN111611704B (zh) | 2020-05-18 | 2020-05-18 | 一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111611704B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112049629B (zh) * | 2020-10-20 | 2022-07-01 | 西南石油大学 | 一种基于甲型水驱特征曲线的缝洞型油藏采收率预测方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012134497A1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-10-04 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| CN105041277A (zh) * | 2015-07-24 | 2015-11-11 | 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院 | 一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法 |
| CN105464652A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-04-06 | 恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法和系统 |
| CN109281660A (zh) * | 2017-07-19 | 2019-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于确定缝洞型油藏井控储量的方法 |
| CN110469300A (zh) * | 2019-09-03 | 2019-11-19 | 西南石油大学 | 一种缝洞型碳酸盐岩油藏水驱采收率计算方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8805631B2 (en) * | 2010-10-25 | 2014-08-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Computer-implemented systems and methods for forecasting performance of water flooding of an oil reservoir system using a hybrid analytical-empirical methodology |
-
2020
- 2020-05-18 CN CN202010420214.XA patent/CN111611704B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012134497A1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-10-04 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| CN105041277A (zh) * | 2015-07-24 | 2015-11-11 | 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院 | 一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法 |
| CN105464652A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-04-06 | 恒泰艾普石油天然气技术服务股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元动态储量计算方法和系统 |
| CN109281660A (zh) * | 2017-07-19 | 2019-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于确定缝洞型油藏井控储量的方法 |
| CN110469300A (zh) * | 2019-09-03 | 2019-11-19 | 西南石油大学 | 一种缝洞型碳酸盐岩油藏水驱采收率计算方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 康晓东,李相方,郝伟.改进的水驱特征曲线计算地质储量方法.2004,(03),第35-38页. * |
| 柳誉剑.一种新型水驱特征曲线关系式的理论推导.2014,第734-738页. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111611704A (zh) | 2020-09-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11459880B2 (en) | Method for evaluating difference in gas injection effect of gas injection wells in carbonate reservoir | |
| CN102041995B (zh) | 复杂油藏水淹状况监测系统 | |
| Mukhametshin et al. | Search and argumentation of decisions aimed at increasing the efficiency of bottom-hole zone stimulation in oil accumulations with challenged reserves | |
| CN108643875B (zh) | 一种低渗透碎屑岩油藏的注水开发调整方法、装置及系统 | |
| EP2337925A2 (en) | Method for optimizing well production in reservoirs having flow barriers | |
| CN107977749A (zh) | 一种油田开发指标的预测分析方法 | |
| CN111878073B (zh) | 一种致密储层压裂效果评价方法及装置 | |
| CN107895092B (zh) | 一种基于复杂非线性注采建模的井间连通定量评价方法 | |
| EP2739813B1 (en) | System and method for quantifying stimulated rock quality in a wellbore | |
| CN111611704B (zh) | 一种水驱系列曲线图版的建立方法、设备及可读存储介质 | |
| Boah et al. | Decline curve analysis and production forecast studies for oil well performance prediction: a case study of reservoir X | |
| CN113378344A (zh) | 一种用于优化钻井起下钻速度阈值的方法及系统 | |
| CN109918722B (zh) | 一种数据驱动下的缝洞型油藏油井见水时间预测方法 | |
| CN116362121A (zh) | 水平井压裂的裂缝参数确定方法及装置 | |
| CN109670729A (zh) | 一种顶板含水层富水性评价方法 | |
| CN117313919A (zh) | 一种水平井套变工况预测方法、系统、设备及存储介质 | |
| Zhang et al. | Application of combined statistics, machine learning and game theory approach for shale gas production performance evaluation: Insights of frac-hit timing and severity | |
| Alzahabi et al. | Horizontal well completions using data analytics | |
| Khiznyk et al. | Prediction of the Efficiency of Hydraulic Fracturing Based on Reservoir Parameters | |
| CN110400093A (zh) | 页岩油工业价值等级评价方法、装置及电子设备 | |
| Chen et al. | Evaluation Method of Coal‐Bed Methane Fracturing in the Qinshui Basin | |
| Lu et al. | A new production forecasting method of the multifractured horizontal wells based on cluster analysis | |
| CN106291712B (zh) | 一种针对钻后数据的数据处理方法 | |
| CN118246215A (zh) | 一种变泊松比的地层破裂压力预测方法及系统 | |
| Nugroho et al. | Production Optimization In Peripheral Waterflood Field Using Capacitive Resistance Model (CRM) with Clustering Approach, Pandhawa Field Case Study |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |