CN112145162A - 水油体积比计算方法及系统 - Google Patents

Abstract

公开了一种水油体积比计算方法及系统。该方法包括：步骤1：根据拟稳态阶段渗流方程，计算水油总储量；步骤2：根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程；步骤3：设定初始水油体积比，计算水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率；步骤4：根据油水相对渗透率与分流量方程，计算理论含水率；步骤5：根据理论含水率与实际含水率，建立目标函数；步骤6：判断目标函数是否小于误差阈值，获得水油体积比。本发明通过分流量方程与相对渗透率表达式，能够有效评价底水油藏单井控制水油体积比，为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。

Description

水油体积比计算方法及系统

技术领域

本发明涉及底水油藏开发技术领域，更具体地，涉及一种水油体积比计算方法及系统。

背景技术

底水油藏由于底水和原油的共同影响，使其单井控制储量和水油体积比的确定都十分困难，而底水油藏单井控制水油体积比的确定对单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定意义重大。

目前试图确定底水油藏水油体积比的方法，主要是容积法、静态法和非稳态法三类。

容积法：基于油层厚度和储集层厚度以及其它油藏参数，利用容积法计算水油体积比的方法。容积法计算底水油藏水油体积比，需要精确确定油层厚度和水层厚度，由于生产井一般不会穿过水层，因此通过测井手段难以确定水层厚度，而单纯通过地球物理手段确定油水层厚度的精度不够。

静态法：根据水驱油藏物质平衡理论，基于天然能量开发的物质平衡方程计算水油体积比的方法。

非稳态法：根据实际油藏地质静态资料和生产动态资料，结合物质平衡方程，运用非稳定流法计算天然水驱油藏的水油体积比。

静态法和非稳定法均为基于物质平衡理论确定水油体积比的方法，由于原油和水体的共同存在，单井控制储量难以准确确定。

另外，以上三种方法均从整个油藏角度来计算水油体积比，尚无从单井角度来计算单井控制范围内的水油体积比的方法。因此，仅靠容积法、静态法和非稳态法，很难准确确定底水油藏单井控制水油体积比的大小。因此，有必要开发一种水油体积比计算方法及系统。

公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。

发明内容

本发明提出了一种水油体积比计算方法及系统，其能够通过分流量方程与相对渗透率表达式，能够有效评价底水油藏单井控制水油体积比，为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。

根据本发明的一方面，提出了一种水油体积比计算方法。所述方法可以包括：步骤1：根据拟稳态阶段渗流方程，计算水油总储量；步骤2：根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程；步骤3：设定初始水油体积比，计算所述水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率；步骤4：根据所述油水相对渗透率与所述分流量方程，计算理论含水率；步骤5：根据所述理论含水率与实际含水率，建立目标函数；步骤6：判断所述目标函数是否小于误差阈值，若是，则以所述初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正所述初始水油体积比，重复步骤3-6，直至所述目标函数小于误差阈值。

优选地，所述分流量方程为：

其中，f_w为含水率，Q_o为日产油量，Q_w为日产水量，ρ_o为原油密度，ρ_w为地层水密度，μ_o为原油粘度，μ_w为地层水粘度，B_o为原油的体积系数，B_w为水的体积系数，K_ro为油的相对渗透率，K_rw为水的相对渗透率。

优选地，所述油水相对渗透率方程为：

其中，a、b为计算参数，S_w为含水饱和度。

优选地，所述水油参数线性方程为：

Y＝M·X+N (3)

其中，Y、X、M、N均为计算参数，

X＝R，M＝-b(1-S_wc)，N＝lna-bS_wc。

优选地，所述目标函数为：

其中，E为目标函数，

为理论含水率，f_w(S_w)为实际含水率。

优选地，所述步骤1包括：根据拟稳态阶段渗流方程，获得渗流线性方程；根据所述渗流线性方程的斜率，计算储量参数；根据所述储量参数，计算水油总储量。

优选地，拟稳态阶段渗流方程为：

其中，ΔP为生产井的压力降，q_w为生产井的日产水量，q_o为生产井的日产油量，B为原油的体积系数，μ为地层油粘度，k为渗透率，h为地层厚度，r_e为供油半径，r_w为井筒半径，S为表皮系数，φ为孔隙度，c_t为综合压缩系数，A为供油面积，

为时间。

优选地，所述渗流线性方程为：

其中，t_cr为物质平衡时间，

为流量重整压力，

优选地，所述水油总储量为：

其中，N′为原油和水体总储量，N_o为原油储量，N_w为水体储量，A为供油面积，h为地层厚度，φ为孔隙度，S_wc为地层束缚水饱和度，ρ′为油和水混合体的密度，B′为油和水混合体的体积系数。

根据本发明的另一方面，提出了一种水油体积比计算系统，其特征在于，该系统包括：存储器，存储有计算机可执行指令；处理器，所述处理器运行所述存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：步骤1：根据拟稳态阶段渗流方程，计算水油总储量；步骤2：根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程；步骤3：设定初始水油体积比，计算所述水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率；步骤4：根据所述油水相对渗透率与所述分流量方程，计算理论含水率；步骤5：根据所述理论含水率与实际含水率，建立目标函数；步骤6：判断所述目标函数是否小于误差阈值，若是，则以所述初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正所述初始水油体积比，重复步骤3-6，直至所述目标函数小于误差阈值。

优选地，所述分流量方程为：

其中，f_w为含水率，Q_o为日产油量，Q_w为日产水量，ρ_o为原油密度，ρ_w为地层水密度，μ_o为原油粘度，μ_w为地层水粘度，B_o为原油的体积系数，B_w为水的体积系数，K_ro为油的相对渗透率，K_rw为水的相对渗透率。

优选地，所述油水相对渗透率方程为：

其中，a、b为计算参数，S_w为含水饱和度。

优选地，所述水油参数线性方程为：

Y＝M·X+N (3)

其中，Y、X、M、N均为计算参数，

X＝R，M＝-b(1-S_wc)，N＝lna-bS_wc。

优选地，所述目标函数为：

其中，E为目标函数，

为理论含水率，f_w(S_w)为实际含水率。

优选地，所述步骤1包括：根据拟稳态阶段渗流方程，获得渗流线性方程；根据所述渗流线性方程的斜率，计算储量参数；根据所述储量参数，计算水油总储量。

优选地，拟稳态阶段渗流方程为：

其中，ΔP为生产井的压力降，q_w为生产井的日产水量，q_o为生产井的日产油量，B为原油的体积系数，μ为地层油粘度，k为渗透率，h为地层厚度，r_e为供油半径，r_w为井筒半径，S为表皮系数，φ为孔隙度，c_t为综合压缩系数，A为供油面积，

为时间。

优选地，所述渗流线性方程为：

其中，t_cr为物质平衡时间，

为流量重整压力，

优选地，所述水油总储量为：

其中，N′为原油和水体总储量，N_o为原油储量，N_w为水体储量，A为供油面积，h为地层厚度，φ为孔隙度，S_wc为地层束缚水饱和度，ρ′为油和水混合体的密度，B′为油和水混合体的体积系数。

本发明的方法和装置具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施方式中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施方式中进行详细陈述，这些附图和具体实施方式共同用于解释本发明的特定原理。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。

图1示出了根据本发明的水油体积比计算方法的步骤的流程图。

图2示出了根据本发明的一个实施例的W1井流量重整压力和物质平衡时间关系曲线图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

图1示出了根据本发明的水油体积比计算方法的步骤的流程图。

在该实施例中，根据本发明的水油体积比计算方法可以包括：步骤1：根据拟稳态阶段渗流方程，计算水油总储量；步骤2：根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程；步骤3：设定初始水油体积比，计算水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率；步骤4：根据油水相对渗透率与分流量方程，计算理论含水率；步骤5：根据理论含水率与实际含水率，建立目标函数；步骤6：判断目标函数是否小于误差阈值，若是，则以初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正初始水油体积比，重复步骤3-6，直至目标函数小于误差阈值。

在一个示例中，分流量方程为：

其中，f_w为含水率，Q_o为日产油量，Q_w为日产水量，ρ_o为原油密度，ρ_w为地层水密度，μ_o为原油粘度，μ_w为地层水粘度，B_o为原油的体积系数，B_w为水的体积系数，K_ro为油的相对渗透率，K_rw为水的相对渗透率。

在一个示例中，油水相对渗透率方程为：

其中，a、b为计算参数，S_w为含水饱和度。

在一个示例中，水油参数线性方程为：

Y＝M·X+N (3)

其中，Y、X、M、N均为计算参数，

X＝R，M＝-b(1-S_wc)，N＝lna-bS_wc。

在一个示例中，目标函数为：

其中，E为目标函数，

为理论含水率，f_w(S_w)为实际含水率。

在一个示例中，步骤1包括：根据拟稳态阶段渗流方程，获得渗流线性方程；根据渗流线性方程的斜率，计算储量参数；根据储量参数，计算水油总储量。

在一个示例中，拟稳态阶段渗流方程为：

其中，ΔP为生产井的压力降，q_w为生产井的日产水量，q_o为生产井的日产油量，B为原油的体积系数，μ为地层油粘度，k为渗透率，h为地层厚度，r_e为供油半径，r_w为井筒半径，S为表皮系数，φ为孔隙度，c_t为综合压缩系数，A为供油面积，

为时间。

在一个示例中，渗流线性方程为：

其中，t_cr为物质平衡时间，

为流量重整压力，

在一个示例中，水油总储量为：

其中，N′为原油和水体总储量，N_o为原油储量，N_w为水体储量，A为供油面积，h为地层厚度，φ为孔隙度，S_wc为地层束缚水饱和度，ρ′为油和水混合体的密度，B′为油和水混合体的体积系数。

具体地，根据本发明的水油体积比计算方法可以包括：

步骤1：基于封闭边界或流动边界内油藏一口井变井底流压生产拟稳态阶段流动方程。借鉴试井的思想，通过井底流压导数曲线表现出的拟稳定流动特征，即斜率为1的直线段，确定单井动用储量,对于底水油藏，由于水体的影响，计算的结果是水体和原油的总动用储量。

底水油藏包括油藏和水体两部分，将油和水作为一个整体考虑，圆形封闭地层的拟稳态阶段渗流方程为公式(5)。

油藏井控半径一般远大于井筒半径，于是可以忽略r_w ²/2r_e ²项，公式(5)可以简化为：

引入m、b、A，表达式见公式(9)、(10)、(11)：

将(9)、(10)、(11)式带入(8)式，可得渗流线性方程为公式(6)。

当封闭油藏流体流动达到拟稳态流动阶段时，流量重整压力

与物质平衡时间t_cr呈现直线段，在双对数坐标上表现出斜率为1的直线段，根据直线段得斜率和截距就可以得到一系列的油藏参数，包括储量参数AhφC_t。

然后利用容积法计算得到单井控制原油储量(N_o)和水体储量(N_w)之和N′为公式(7)。

步骤2：油水两相流动，且都符合达西现象渗流定律，不考虑油水重力差和毛管力的作用，其分流量方程为公式(1)，由公式(1)可得：

绝大多数油藏相对渗透率曲线的油水相对渗透率关系为公式(2)。

联立(2)式和(12)式，得：

定义采出程度为累产油量与原油储量的比值，则含水饱和度与采出程度之间存在如下关系：

S_w＝(1-S_wc)R+S_wc (15)

将(15)式代入(13)式，两边取对数得：

即：

引入Y、X、M、N，使

X＝R，M＝-b(1-S_wc)，N＝lna-bS_wc，代入公式(17)得到水油参数线性方程为公式(3)。

步骤3：设定初始水油体积比，对于某一确定的油藏内的生产井，获得水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算a、b，将a、b代入公式(2)中计算不同含水饱和度下油水相对渗透率。

步骤4：将油水相对渗透率代入公式(1)，计算理论含水率。

步骤5：根据理论含水率与实际含水率，建立目标函数为公式(4)。

步骤6：判断目标函数是否小于误差阈值，若是，则以初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正初始水油体积比，重复步骤3-6，直至目标函数小于误差阈值。

本方法通过分流量方程与相对渗透率表达式，能够有效评价底水油藏单井控制水油体积比，为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。

应用示例

为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。

W1井是某油田的一口生产井，为典型的底水油藏，投产初期产量达到471吨，不含水，无水采油期长，投产过程中累积产油33.186万吨，累积产水10.755万吨。W1井原油性质参数和计算所用油藏参数见表1。

表1

参数	B<sub>oi</sub>	B<sub>o</sub>	B<sub>w</sub>	ρ<sub>o</sub>	C<sub>t</sub>	C<sub>e</sub>′	S<sub>wc</sub>
								数值	1.317	1.324	1.017	0.9647	0.00253	0.00136	0.8

根据本发明的水油体积比计算方法可以包括：

步骤1：利用该井的日产油数据和油压资料，当流体流动达到拟稳态流动阶段时，流量重整压力

与物质平衡时间t_cr呈现直线段，在双对数坐标上表现出斜率为1的直线段，如图2所示，根据直线段得斜率和截距就可以得到一系列的油藏参数，包括储量参数AhφC_t，通过拟合计算W1井的AhφC_t＝430万立方米，然后通过公式(7)计算W1井的单井控制原油储量和水体体积之和N′，计算得到N′＝331.86万吨。

步骤2：分流量方程为公式(1)，油水相对渗透率方程为公式(2)，根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程为公式(3)。

步骤3：设定初始水油体积比，计算水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率。

步骤4：根据油水相对渗透率与分流量方程，计算理论含水率。

步骤5：根据理论含水率与实际含水率，建立目标函数为公式(4)。

步骤6：判断目标函数是否小于误差阈值，若是，则以初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正初始水油体积比，重复步骤3-6，直至目标函数小于误差阈值。

综上所述，本发明通过分流量方程与相对渗透率表达式，能够有效评价底水油藏单井控制水油体积比，为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。

本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。

根据本发明的实施例，提供了一种水油体积比计算系统，其特征在于，该系统包括：存储器，存储有计算机可执行指令；处理器，所述处理器运行所述存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：步骤1：根据拟稳态阶段渗流方程，计算水油总储量；步骤2：根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程；步骤3：设定初始水油体积比，计算水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率；步骤4：根据油水相对渗透率与分流量方程，计算理论含水率；步骤5：根据理论含水率与实际含水率，建立目标函数；步骤6：判断目标函数是否小于误差阈值，若是，则以初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正初始水油体积比，重复步骤3-6，直至目标函数小于误差阈值。

在一个示例中，分流量方程为：

其中，f_w为含水率，Q_o为日产油量，Q_w为日产水量，ρ_o为原油密度，ρ_w为地层水密度，μ_o为原油粘度，μ_w为地层水粘度，B_o为原油的体积系数，B_w为水的体积系数，K_ro为油的相对渗透率，K_rw为水的相对渗透率。

在一个示例中，油水相对渗透率方程为：

其中，a、b为计算参数，S_w为含水饱和度。

在一个示例中，水油参数线性方程为：

Y＝M·X+N (3)

其中，Y、X、M、N均为计算参数，

X＝R，M＝-b(1-S_wc)，N＝lna-bS_wc。

在一个示例中，目标函数为：

其中，E为目标函数，

为理论含水率，f_w(S_w)为实际含水率。

在一个示例中，步骤1包括：根据拟稳态阶段渗流方程，获得渗流线性方程；根据渗流线性方程的斜率，计算储量参数；根据储量参数，计算水油总储量。

在一个示例中，拟稳态阶段渗流方程为：

其中，ΔP为生产井的压力降，q_w为生产井的日产水量，q_o为生产井的日产油量，B为原油的体积系数，μ为地层油粘度，k为渗透率，h为地层厚度，r_e为供油半径，r_w为井筒半径，S为表皮系数，φ为孔隙度，c_t为综合压缩系数，A为供油面积，

为时间。

在一个示例中，渗流线性方程为：

其中，t_cr为物质平衡时间，

为流量重整压力，

在一个示例中，水油总储量为：

其中，N′为原油和水体总储量，N_o为原油储量，N_w为水体储量，A为供油面积，h为地层厚度，φ为孔隙度，S_wc为地层束缚水饱和度，ρ′为油和水混合体的密度，B′为油和水混合体的体积系数。

本系统通过分流量方程与相对渗透率表达式，能够有效评价底水油藏单井控制水油体积比，为底水油藏单井天然能量状况的认识以及这类油藏生产井剩余油挖潜和调整方案的制定提供重要的参考依据。

本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

Claims (10)

1.一种水油体积比计算方法，其特征在于，包括：

步骤1：根据拟稳态阶段渗流方程，计算水油总储量；

步骤2：根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程；

步骤3：设定初始水油体积比，计算所述水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率；

步骤4：根据所述油水相对渗透率与所述分流量方程，计算理论含水率；

步骤5：根据所述理论含水率与实际含水率，建立目标函数；

步骤6：判断所述目标函数是否小于误差阈值，若是，则以所述初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正所述初始水油体积比，重复步骤3-6，直至所述目标函数小于误差阈值。

2.根据权利要求1所述的水油体积比计算方法，其中，所述分流量方程为：

其中，f_w为含水率，Q_o为日产油量，Q_w为日产水量，ρ_o为原油密度，ρ_w为地层水密度，μ_o为原油粘度，μ_w为地层水粘度，B_o为原油的体积系数，B_w为水的体积系数，K_ro为油的相对渗透率，K_rw为水的相对渗透率。

3.根据权利要求1所述的水油体积比计算方法，其中，所述油水相对渗透率方程为：

其中，a、b为计算参数，S_w为含水饱和度。

4.根据权利要求1所述的水油体积比计算方法，其中，所述水油参数线性方程为：

Y＝M·X+N (3)

其中，Y、X、M、N均为计算参数，

X＝R，M＝-b(1-S_wc)，N＝lna-bS_wc。

5.根据权利要求1所述的水油体积比计算方法，其中，所述目标函数为：

其中，E为目标函数，

为理论含水率，f_w(S_w)为实际含水率。

6.根据权利要求1所述的水油体积比计算方法，其中，所述步骤1包括：

根据拟稳态阶段渗流方程，获得渗流线性方程；

根据所述渗流线性方程的斜率，计算储量参数；

根据所述储量参数，计算水油总储量。

7.根据权利要求6所述的水油体积比计算方法，其中，拟稳态阶段渗流方程为：

其中，ΔP为生产井的压力降，q_w为生产井的日产水量，q_o为生产井的日产油量，B为原油的体积系数，μ为地层油粘度，k为渗透率，h为地层厚度，r_e为供油半径，r_w为井筒半径，S为表皮系数，φ为孔隙度，c_t为综合压缩系数，A为供油面积，

为时间。

8.根据权利要求6所述的水油体积比计算方法，其中，所述渗流线性方程为：

其中，t_cr为物质平衡时间，

为流量重整压力，

9.根据权利要求6所述的水油体积比计算方法，其中，所述水油总储量为：

其中，N′为原油和水体总储量，N_o为原油储量，N_w为水体储量，A为供油面积，h为地层厚度，φ为孔隙度，S_wc为地层束缚水饱和度，ρ′为油和水混合体的密度，B′为油和水混合体的体积系数。

10.一种水油体积比计算系统，其特征在于，该系统包括：

存储器，存储有计算机可执行指令；

处理器，所述处理器运行所述存储器中的计算机可执行指令，执行以下步骤：

步骤1：根据拟稳态阶段渗流方程，计算水油总储量；

步骤2：根据分流量方程与油水相对渗透率方程，获得水油参数线性方程；

步骤3：设定初始水油体积比，计算所述水油参数线性方程的斜率与截距，进而计算油水相对渗透率；

步骤4：根据所述油水相对渗透率与所述分流量方程，计算理论含水率；

步骤5：根据所述理论含水率与实际含水率，建立目标函数；

步骤6：判断所述目标函数是否小于误差阈值，若是，则以所述初始水油体积比为水油体积比，若否，则修正所述初始水油体积比，重复步骤3-6，直至所述目标函数小于误差阈值。

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