CN112101710A - 一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，该方法通过对油田不同层系内高压区、平衡区、低压区的判断，依据注采平衡调节关键指标对高压区、低压区进行系统性调整，通过对当前开发注采流压及注采量进行图版落点绘制，在多次或多时刻规则调整下，将井组调整至平衡状态，释放最大产能。将区块内注采井作系统性考虑，按照水驱前缘驱油理论确定不同含水率时井组前缘位置，形成注采平衡指标调整矩阵，依照高低压区调整规则，在保证水驱前缘均衡驱替的前提下，实现注采平衡。相比于传统方法，新方法一方面将水驱前缘驱油计算到均衡驱替再到注采平衡调整形成系统性关联，通过控制注采平衡指标实现井组注采平衡；同时另一方面对高压区、低压区、平衡区关键指标参数进行准确抽提，并制定高低压区、平衡区优化定量规则，通过注采平衡图版实现井组注采平衡调整。

Description

一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法

技术领域

本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法。

背景技术

对于水驱油藏来说，地层压力保持过低，不能满足油井提高产液量的需求，影响油田产油量；地层压力过高，则需要提高注水井注入压力，增大注水量，增加开发投资，影响开发经济效益以及注水安全，因此确定合理地层压力至关重要。目前，合理地层压力确定方法主要有物质平衡法、最小流压法、注采平衡法等。其中，注采平衡法是普遍采用的方法，但现有注采平衡法直接以极限生产条件下注采平衡对应地层压力PR作为合理地层压力，在实际应用过程中，发现不同油田实际地层压力与注采平衡法确定的合理地层压力偏离程度各不相同，难以判断目前地层压力是否合理；而且，现有文献也未描述注采平衡法确定合理地层压力的基本原理，从而影响了该方法在矿场上的实际应用效果。

注采平衡法是在排液量与注水量计算结果的基础上，利用图解法或计算法求得合理地层压力。图解法为分别绘制不同井底流压条件下油井产液量和注水井注水量与地层压力的关系曲线，两条曲线的交点即为注采平衡点，对应的地层压力即为合理地层压力；计算法为根据排液量与注水量平衡这一原理计算地层合理压力。李彦平利用该方法研究了河南油田泌123断块不同时期的合理地层压力保持水平，验证了该方法对普通稠油注水开发油田的适应性。针对该方法在实际应用中不同油田实际地层压力与确定的合理地层压力的偏离程度各不相同，难以判断目前地层压力的合理性这一问题。

从水驱油藏合理地层压力应满足的两个前提条件出发：油井满足提高产液量的需求、注水井满足增大注水量的需要，首先确定油井最小井底流压、注水井最大注入压力，再应用注采平衡原理，求取极限生产条件下注采平衡对应地层压力PR，并取(0.85～1.15)PR作为合理地层压力区间，从而判断目前地层压力是否合理。同时，利用注采平衡图系统描述注采平衡法确定合理地层压力基本原理，指导该方法在矿场推广应用，但对于非常规油藏存在一定局限性。

综上，目前对水驱前缘位置的计算都的针对性的，每一种计算方法也逐渐趋于完善，但是针对整个油藏水驱前缘计算系统性的研究还未见报道。

发明内容

为了实现注水开发注采平衡系统性调控，本发明提供了一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，该方法通过注采平衡调节关键指标对高压区、低压区进行系统性调整，对当前开发注采流压及注采量进行图版落点绘制，在多次或多时刻规则调整下，将井组调整至平衡状态，释放最大产能。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：

一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，包括以下步骤：

步骤1)基于井筒流动方程折算油井流压；

步骤2)注水井分层注入压力折算；

步骤3)小层内单井相渗拟合，计算其它层单井产量；

步骤4)计算水驱前缘位置，确定推进速度或饱和度差异；

步骤5)输出注采平衡关键指标矩阵，建立注采平衡图版；

步骤6)基于层次遍历优化高低压、平衡区定量规则，调整注采平衡。

步骤1)井筒流动方程折算油井流压：考虑油相在井筒内的一维流动，根据单元体分析方法中的质量守恒与动量守恒原则，建立井筒内流体流动方程，确定井筒内压力变化梯度。同时假设在一个或者多个互相连通或不连通的长方体形状的储层中，各井可能包含垂直井段、倾斜井段、水平井段，并且在各层均打开和射孔以后，它们将处于同一压力系统中，但是各户部连通的油层之间的压力传递是通过井筒联系在一起的。通过考虑井筒与水平方向的夹角来判断不同开发井型井筒压力梯度方程。基于此，对不同层位单井流压值进行折算，确定小层生产流压。进而通过改进产能计算公式，计算单井小层产能。

步骤2)注水井分层注入压力折算：地层破裂压力法确定注水井最大井口允许注入压力，主要考虑地层破裂压力，同时还考虑油管摩阻、配水嘴压力损失、液柱压力等因素。地层破裂压力根据油层破裂梯度与注水井各注水段顶部砂层垂深计算得出；油管摩阻通过油管长度、直径、粗糙度和注入量计算得出；配水嘴压力损失与水嘴内径、水嘴个数、注入水量有关。单位时间注水量相同的情况下，水嘴直径越大，水嘴个数越多，压力损失越小。

步骤3)小层内单井相渗拟合，计算其它层单井产量：通过改进产能计算公式，确定单井小层产油及产液量，由于注水开发储层物性在不断变换，其中对油水相对渗透率曲线需要进行实时调整。将产能公式计算产油量与实际测试数据进行对比，结合理论相渗曲线对油相相渗进行拟合，同时依据拟合后含水率对混合相粘度及混合相渗透率进行确定，通过改进产能公式确定更新后产油量与产液量，并与测试数据进行拟合，确定最终相渗曲线。通过该方法对单井小层相渗进行拟合，可以确定单井不同层内相渗曲线，并指导后续产能预测。基于此，结合步骤1、2计算方法及流程，对单井小层产能做到实时更新，保证计算的准确性。

步骤4)前缘位置及含水饱和度计算：通过前文步骤计算后，对单井小层产能进行更新，从而确定此时相渗曲线及单井小层含水率。通过含水饱和度与含水率关系图版及含水饱和度与含水上升率图版，确定此时前缘含水饱和度及前缘含水上升率，进而判断此时单井小层内见水状态。对于未见水小层，通过贝克莱--列维尔特方程确定小层内单井前缘推进位置，进而确定单位时间内出口端含水饱和度发生变化后所需要的累计配注量，主要受前缘推进位置影响；对于见水小层，出口端已突破前缘，出口端所需累计配注量主要受到含水饱和度的影响。

步骤5)建立注采平衡图版：通过步骤1、2、3、4结果计算后，对注采井组关键指标，主要包括含水上升率、水驱指数、前缘推进速度、饱和度差异值等进行抽提，形成井组或层系参数矩阵，便于注采图版生成及调整。注采平衡图版绘制基本步骤为：1)计算不同含水阶段的单元产液量与注水量，根据油藏注采体积平衡原理及注采比，获取注入产出平衡方程；2)根据油藏注入和产出体积方程，计算在某一含水和注采比下注入和采出体积，作注采平衡交汇图，得出注采平衡地层压力。

平衡图版中每一个交叉点即为压力平衡点，每一点都表明平均日产液量、日注水量、平均油井流压、平均注入压力和平均地层压力之间的平衡关系。分别对当前时刻注采流压交汇点、地层压力与产液量交汇点进行落点，依据平均地层压力与原始地层压力划定高低压及平衡区范围。通过两交汇点及压力范围判断目前注采状态是否达到平衡。

步骤6)调整注采平衡：通过优化算法及高低压区调整规则对T时刻内，同一层内不同井组，以前缘推进速度及饱和度差异作为约束指标。

高压区以实现提液为主，(1)优先考虑产出端，依据含水上升率范围界定，以2％和5％作为门限范围值，在局部高压区首先调整产出井的生产压力，单次生产流压遍历上限为0.1MPa，调整产液量进一步释放产出端产能；(2)在地层泄压的过程中调节注入井流压，依据水驱指数界定确定注水效率，以0.6和0.7作为门限范围值，单次注水流压遍历上限为0.1MPa，调整注水量达到调节地层压力与驱油目的；(3)综合注采端液量变化，控制前缘推进速度或饱和度差异在合理范围内，即前缘推进速度在T时刻第N次遍历结果较历史值或第N-1次结果上下浮动0.0002。含水饱和度差异上下浮动0.001。

低压区以实现增注为主，(1)依据水驱指数范围界定确定注水效率，在局部低压区首先调整注入井的注入压力，达到调节地层压力的目的；(2)配合注入端调整，为进一步释放产出端产能，依据含水上升率范围界定，以4％和5％作为门限范围值，在地层增压的过程中调节生产井流压。(3)综合注采端液量变化，控制前缘推进速度或饱和度差异在合理范围内。即前缘推进速度在T时刻第N次遍历结果较历史值或第N-1次结果上下浮动0.002。含水饱和度差异上下浮动0.002。

平衡区以产能释放为主，以控制流压变化作为变量进行遍历计算，(1)若实际值大于平衡值，含水上升率与水驱指数变化依高压区变化规律；若实际值小于平衡值，含水上升率与水驱指数变化依低压区变化规律；(2)保证实际值与平衡值空间距离最小，各层段配注量之和在井的总配注量之内，油井产能最大。其中空间距离主要按照平衡图版横纵坐标即压力值与液量值计算得出。

其中，针对高低压区的遍历规则按照先时间后次数的思想进行遍历。T时刻，考虑同一井组的不同层内存在高低压区的优化调整问题。按照每层单独遍历，保证遍历M次后差异变化在界定范围内，满足单井组最大遍历次数1000次，遍历后取产能最大参数组合；T时刻遍历结束后，严格压降变化未达到0.5％则加大流压调节力度。提高流压上限值为0.3MPa，当满足地层压力下降速度后终止遍历；若仍不满足则在T+1时刻进行重新调整。

在上述技术方案的基础上，本发明还可以做如下改进。

进一步的，步骤1)中在针对不同井型的井筒内压力梯度计算时，结合完井资料对不同井段进行分别计算：垂直段、倾斜段、水平段。完井段与水平方向的夹角对压力梯度变化影响较大。通过对选定层位流压值得求取，分别对其他层系流压值进行折算。

进一步的，步骤3)，单井相渗拟合中需要将计算产能与实际产吸液剖面进行对比。按照初始区块或层段相渗曲线计算产油量，对相关参数，主要为油相相渗、混合流体黏度等进行修正，通过计算更新后含水率后对产水量进行再次拟合从而更新水相相渗。最终将油水相渗重新更新，按照更新后参数进行下一时刻产能计算。

本发明的有益效果为：

通过对油田不同层系内高压区、平衡区、低压区的判断，依据注采平衡调节关键指标对高压区、低压区进行系统性调整，通过对当前开发注采流压及注采量进行图版落点绘制，在多次或多时刻规则调整下，将井组调整至平衡状态，释放最大产能，全区日产能提高1.6％。将区块内注采井作系统性考虑，按照水驱前缘驱油理论确定不同含水率时井组前缘位置，形成注采平衡指标调整矩阵，依照高低压区调整规则，在保证水驱前缘均衡驱替的前提下，实现注采平衡。

附图说明

图1为本发明实施中井筒流压折算示意图；

图2为本发明实施中小层相渗更新结果图；

图3为本发明实施中小层含水饱和度与含水率及导数更新后结果图；

图4为本发明实施过程中小层注采平衡图版初始落点图；

图5为本发明实施过程中小层注采平衡图版更新落点图。

对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，可以根据以上附图获得其他的相关附图。

具体实施方式

本发明将通过下述非限定性实施例加以进一步说明，并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。

实施例：B油田注采平衡调整

B油田涉及工区范围较大，纵向层系展布较广，且整个工区范围内涉及边底水影响，且井网部署不完善，水平注采井较多。油田进入中高含水期后，水淹规律复杂，表现为平面水驱不均，优势渗流通道明显，含水上升很快，自然递减率较大。

通过对B油田生产现状进行分析，由于其井网的不完善性，首先对区块内各层系井网进行划分，按照井史数据对区块及单井进行历史拟合。按照步骤3，结合测试数据对单井小层相渗曲线进行拟合，从而对相渗曲线进行更新。

按照步骤1、2的计算流程及方法，将区块内注采井流压值依据泵口压力对各个分层压力进行折算。如图1，井筒内压力折算示意图，通过泵口压力，按照井筒内流动方程进行分层流压折算；

按照步骤3对小层单井产量进行计算，并对相渗曲线进行更新；基于此按照步骤3更新后的相渗曲线，确定单井前缘含水饱和度及对应的含水上升率，判断此时井组内各井见水、未见水、部分见水情况。如图2为通过单井产量拟合，对单井分层相渗曲线进行重新拟合；图3为根据重新调整后，含水率与含水饱和度关系图及含水上升率与含水饱和度关系图。

按照步骤4贝克莱-列维尔特方程分别对不同见水状态下前缘推进位置及含水饱和度进行计算。通过步骤1、2、3、4结果计算后，对注采井组关键指标，包括含水上升率、水驱指数、前缘推进速度、饱和度差异值等进行抽提，形成井组或层系参数矩阵，按照步骤5方法，生成注采图版。主要过程如下：1)根据步骤2获取不同含水阶段的单井产液量与注水量，根据油藏注采体积平衡原理及注采比，获取注入产出平衡方程；2)根据油藏注入和产出体积方程，计算在某一含水和注采比下注入和采出体积，作注采平衡交汇图，得出注采平衡地层压力。

对当前开发注采参数进行图版落点后，按照步骤6)针对高低压区，注入端主要以水驱指数作为关键指标调节压力；产出端主要以含水上升率作为主要指标配合注入端调节流压值，通过对注采井间控制前缘推进速度及含水饱和度差异值实现其产能最大释放。其中图4、5为不同层位下平衡图版调整结果，灰色点为实际值，黑色点为理想值。结果显示灰色点保证在遍历次数下产能最大，并进入平衡区。针对平衡区，在保证由高低压调整至平衡区的基础上，其调整指标依旧按照高低压区规则进行调整，同时保证流压交汇点与注采量交汇点的空间距离变小的基础上实现整体产能增加。

以上对本发明做了示例性的描述，应该说明的是，在不脱离本发明的核心的情况下，任何简单的变形、修改或者其他本领域技术人员能够不花费创造性劳动的等同替换均落入本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，其特征在于，包括以下几个步骤：

步骤1)基于井筒流动方程折算油井流压；

步骤2)注水井分层注入压力折算；

步骤3)小层内单井相渗拟合，计算其它层单井产量；

步骤4)计算水驱前缘位置，确定推进速度或饱和度差异；

步骤5)输出注采平衡关键指标矩阵，建立注采平衡图版；

步骤6)基于层次遍历优化高低压、平衡区定量规则，调整注采平衡。

2.根据权利要求1所述的基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，其特征在于，所述步骤1的技术路线为：考虑油相在井筒内的一维流动，根据单元体分析方法中的质量守恒与动量守恒原则，建立井筒内流体流动方程，确定井筒内压力变化梯度；同时假设在一个或者多个互相连通或不连通的长方体形状的储层中，各井可能包含垂直井段、倾斜井段、水平井段，并且在各层均打开和射孔以后，它们将处于同一压力系统中，但是各户部连通的油层之间的压力传递是通过井筒联系在一起的；通过考虑井筒与水平方向的夹角来判断不同开发井型井筒压力梯度方程；基于此，对不同层位单井流压值进行折算，确定小层生产流压，进而通过改进产能计算公式，计算单井小层产能。

3.根据权利要求1所述的基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，其特征在于，所述步骤2的技术路线为：分层注水的实质是在井口压力相同的情况下，利用不同水嘴的过流能力及产生的压力损失，对各个层段注水量进行控制，达到分层配水的目的，注水井正常条件下注水，其分层注入压力主要受到地层破裂压力、油管摩阻、配水嘴压力损失和液柱压力四方面因素的影响。

4.根据权利要求1所述的基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，其特征在于，所述步骤3的技术路线为：通过改进产能计算公式，确定单井小层产油及产液量，由于注水开发储层物性在不断变换，其中对油水相对渗透率曲线需要进行实时调整；将产能公式计算产油量与实际测试数据进行对比，结合理论相渗曲线对油相相渗进行拟合，同时依据拟合后含水率对混合相粘度及混合相渗透率进行确定，通过改进产能公式确定更新后产油量与产液量，并与测试数据进行拟合，确定最终相渗曲线；通过该方法对单井小层相渗进行拟合，可以确定单井不同层内相渗曲线，并指导后续产能预测；基于此，结合步骤3计算方法及流程，对单井小层产能做到实时更新，保证计算的准确性。

5.根据权利要求1所述的基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，其特征在于，所述步骤4的技术路线为：对单井小层产能进行更新，从而确定此时相渗曲线及单井小层含水率，通过含水饱和度与含水率关系图版及含水饱和度与含水上升率图版，确定此时前缘含水饱和度及前缘含水上升率，进而判断此时单井小层内见水状态；对于未见水小层，通过贝克莱--列维尔特方程确定小层内单井前缘推进位置，进而确定单位时间内出口端含水饱和度发生变化后所需要的累计配注量，主要受前缘推进位置影响；对于见水小层，出口端已突破前缘，出口端所需累计配注量主要受到含水饱和度的影响；由于贝克莱方程中对渗流截面积对前缘推进位置的影响较大，同时渗流截面积能够反映渗流通道的连通及大小等特征，基于此，通过对伯谡叶方程进行改进，将生产区块或生产层系厚度进行综合考虑，将整个区块或层系的射开厚度等效为流管直径，进而通过等效流管数来计算注采层段间的渗流截面积。

6.根据权利要求1所述的基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，其特征在于，所述步骤5的技术路线为：通过步骤1、2、3、4结果计算后，对注采井组关键指标，主要包括含水上升率、水驱指数、前缘推进速度、饱和度差异值等进行抽提，形成井组或层系参数矩阵，便于注采图版生成及调整；注采平衡图版绘制基本步骤为：1)计算不同含水阶段的单元产液量与注水量，根据油藏注采体积平衡原理及注采比，获取注入产出平衡方程；2)根据油藏注入和产出体积方程，计算在某一含水和注采比下注入和采出体积，作注采平衡交汇图，得出注采平衡地层压力；平衡图版中每一个交叉点即为压力平衡点，每一点都表明平均日产液量、日注水量、平均油井流压、平均注入压力和平均地层压力之间的平衡关系，分别对当前时刻注采流压交汇点、地层压力与产液量交汇点进行落点，依据平均地层压力与原始地层压力划定高低压及平衡区范围；通过两交汇点及压力范围判断目前注采状态是否达到平衡。

7.根据权利要求1所述的基于水驱前缘控制的量化注采平衡调整方法，其特征在于，所述步骤6的技术路线为：对当前开发注采参数进行图版落点后，针对高低压区，注入端主要以水驱指数作为关键指标调节压力；产出端主要以含水上升率作为主要指标配合注入端调节流压值，通过对注采井间控制前缘推进速度及含水饱和度差异值实现其产能最大释放；针对平衡区，在保证由高低压调整至平衡区的基础上，其调整指标依旧按照高低压区规则进行调整，同时保证流压交汇点与注采量交汇点的空间距离变小的基础上实现整体产能增加；基于此通过优化算法及高低压区调整规则对T时刻内，同一层内不同井组，以前缘推进速度及饱和度差异作为约束指标；高压区以实现提液为主，低压区以实现增注为主，平衡区以产能释放为主，以控制流压变化作为变量进行遍历计算，计算井组内前缘推进速度及饱和度差异最小，满足精度要求，其中前缘推进速度差异保证在0.0002，饱和度差异精度在0.001内，同时保证各层段配注量之和在井的总配注量之内，油井产能最大，遍历结束。

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