CN112597644A - 一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法 - Google Patents

一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，包括：根据油藏开发初期的油藏参数以及油藏开发初期两层合采油藏模型确定因层间渗透率差异造成的干扰系数；根据油藏开发中期的油藏参数以及油藏开发中期两层合采油藏模型确定因层间压力不均衡造成的干扰系数；根据油藏开发后期的油藏参数以及油藏开发后期两层合采油藏模型确定因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数；根据干扰系数对定向井从投产到废弃整个生命周期的产能进行校正。本发明涉及的参数获取比较容易，公式相对简单，计算结果能较快得到，与实际结果吻合度较高；并且考虑的渗流理论较为全面。

Description

一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法
技术领域
本发明属于石油勘探开发领域，具体涉及一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法。
背景技术
海上油田出于提高经济效益的目的，投产初期往往采用一套层系、少井高产的方式开发。但由于储层纵向非均质性较强、储层类型差异大，造成层间干扰严重，油井生产初期产量递减较快，水驱采收率低。因此，准确预测不同开发阶段层间干扰系数及油井产能是多层合采油藏开发的重点。
目前研究层间干扰的方法主要有室内实验、油藏工程、数值模拟、现场测试、矿场统计等方法。黄世军等利用可视化的三管并联模型结合实际生产资料定量表征了海上多层合采油藏不同含水阶段的层间干扰现象；许家峰等通过建立水驱砂岩稠油油藏多层合采层间动态干扰模型，揭示了渗透率、地下原油粘度等主控因素对层间干扰的影响规律；鲜波等人利用油藏数值模拟方法获得了薄层油藏合采开发层间干扰程度及减少干扰的技术图版；刘洪杰利用DST测试数据、生产动态数据、试井解释成果及岩心分析资料等对多层合采层间干扰系数进行了计算。
现有技术方法针对层间干扰及产能的研究主要集中在油田开发的某一特定时期，而针对开发过程中不同阶段表现出的层间干扰研究较少；同时海上油田由于开发成本限制，动态测试资料较少，无法对层间干扰程度进行精细认识，且目前的研究方法未对层间压力差异和纵向注采关系差异造成的干扰进行研究，不能满足多层合采油藏的开发需要。
发明内容
为了克服现有技术中的缺点，本发明提供一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法。
本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，包括：
根据油藏开发初期的油藏参数以及油藏开发初期两层合采油藏模型确定因层间渗透率差异造成的干扰系数；
根据油藏开发中期的油藏参数以及油藏开发中期两层合采油藏模型确定因层间压力不均衡造成的干扰系数；
根据油藏开发后期的油藏参数以及油藏开发后期两层合采油藏模型确定因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数；
根据因层间渗透率差异造成的干扰系数、因层间压力不均衡造成的干扰系数、因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数对定向井从投产到废弃整个生命周期的产能进行校正；
其产能校正公式为：
Figure BDA0002838535120000021
式中：ko为油层渗透率，D；h为油层厚度，m；ΔP为生产压差，MPa；μo为第一层地层原油粘度，mPa·s；Re为驱替半径，m；Rw为井筒半径，m；S为表皮系数，无量纲；α为因层间渗透率差异造成的干扰系数，无量纲；β为因层间压力不均衡造成的干扰系数，无量纲；γ为因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数，无量纲；Q1为产油量，m3/d。
进一步的技术方案是，干扰系数的计算公式如下：
Figure BDA0002838535120000031
式中：CF为干扰系数；Qi第i小层单采产油量，m3/d；Q为合采产油量，m3/d。
进一步的技术方案是，所述油藏开发初期两层合采油藏模型包括：
Figure BDA0002838535120000032
Figure BDA0002838535120000033
Q＝Q1+Q2
Figure BDA0002838535120000034
Figure BDA0002838535120000035
式中：Pwf1(t)为第一层任一时刻的井底流压，MPa；Pwf2(t)为第二层任一时刻的井底流压，MPa；Pi为原始地层压力，MPa；Q1(t)为第一层任一时刻产油量，cm3/s；Q2(t)为第二层任一时刻产油量，cm3/s；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；h1为第一层厚度，cm；h2为第二层厚度，cm；η1为第一小层地层导压系数，cm2/s；η2为第二小层地层导压系数，cm2/s；t为生产时间，s；rw为井筒半径，cm；Q为合采产油量，cm3/s。
进一步的技术方案是，所述油藏开发中期两层合采油藏模型包括：
Figure BDA0002838535120000036
Figure BDA0002838535120000037
Q＝Q1+Q2
Figure BDA0002838535120000038
Figure BDA0002838535120000041
式中：Pwf1(t)为第一层任一时刻的井底流压，MPa；Pwf2(t)为第二层任一时刻的井底流压，MPa，MPa；Pwf2(t)为第二层任一时刻的井底流压，MPa；P1i为第一层原始地层压力，MPa；P2i为第二层原始地层压力；Q1(t)为第一层任一时刻产油量，cm3/s；Q2(t)为第二层任一时刻产油量，cm3/s；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；h1为第一层厚度，cm；h2为第二层厚度，cm；η1为第一小层地层导压系数，cm2/s；η2为第二小层地层导压系数，cm2/s；t为生产时间，s；rw为井筒半径，cm；Q为合采产油量，cm3/s。
进一步的技术方案是，所述油藏开发后期两层合采油藏模型包括：
Figure BDA0002838535120000042
Figure BDA0002838535120000043
Q＝Q1+Q2
Figure BDA0002838535120000044
Figure BDA0002838535120000045
式中：Pwf1(t)为第一层任一时刻的井底流压，MPa；Pi为原始地层压力，MPa，MPa；Q1(t)为第一层任一时刻产油量，cm3/s；Q2(t)为第二层任一时刻产油量，cm3/s；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；h1为第一层厚度，cm；h2为第二层厚度，cm；η1为第一小层地层导压系数，cm2/s；η2为第二小层地层导压系数，cm2/s；t为生产时间，s；rw为井筒半径，cm；Q为合采产油量，cm3/s。
本发明的有益效果：本发明是虑了多层合采油藏整个开发周期的层间干扰类型，并得到不同阶段的干扰系数后，将其代入常规定向井产能公式中，对定向井从投产到废弃整个生命周期的产能进行校正的方法；该方法涉及的参数获取比较容易，公式相对简单，计算结果能较快得到，与实际结果吻合度较高；并且考虑的渗流理论较为全面，包括：开发初期单相不稳定渗流，开发后期油水两相非活塞式驱替理论，假设条件比较合理，基本符合多层合采油藏不同开发阶段的渗流特征。
附图说明
图1为多层合采油藏层间干扰模式示意图；
图2为干扰模式一条件下各小层产液量随时间变化规律图(渗透率级差为2)；
图3为低渗层被干扰程度随渗透率级差的变化规律图；
图4为干扰系数随层间压力级差变化规律图；
图5为干扰系数随不连通储层厚度比例变化规律图。
具体实施方式
下面结合实施例和附图对本发明做更进一步的说明。
本发明的一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，包括：
根据油藏开发初期的油藏参数以及油藏开发初期两层合采油藏模型确定因层间渗透率差异造成的干扰系数；
根据油藏开发中期的油藏参数以及油藏开发中期两层合采油藏模型确定因层间压力不均衡造成的干扰系数；
根据油藏开发后期的油藏参数以及油藏开发后期两层合采油藏模型确定因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数；
将因层间渗透率差异造成的干扰系数、因层间压力不均衡造成的干扰系数、因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数代入常规定向井产能公式中，对定向井从投产到废弃整个生命周期的产能进行校正，如下所示：
Figure BDA0002838535120000061
式中：ko为油层渗透率，D；h为油层厚度，m；ΔP为生产压差，MPa；μo为第一层地层原油粘度，mPa·s；Re为驱替半径，m；Rw为井筒半径，m；S为表皮系数，无量纲；α为因层间渗透率差异造成的干扰系数，无量纲；β为因层间压力不均衡造成的干扰系数，无量纲；γ为因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数，无量纲；Q1为产油量，m3/d。
其中根据蓬莱19-3油田实际地质油藏特征，将开发过程中存在的干扰分为三种模式：①因层间渗透率差异造成的干扰；②因层间压力不均衡造成的干扰；③因纵向储层展布范围不同造成的干扰(图1)，并进一步将其提炼成两层合采模型。
干扰系数定义为油井在相同的工作制度下各小层单采时产油能力之和与合采时产油能力的差值，再除以各小层单采时的产油能力之和[7]。
Figure BDA0002838535120000062
式中：CF为干扰系数；Qi为第i小层单采产油量，m3/d；Q(1,2，…n)为n个小层的合采产油量，m3/d。
1.干扰模式一：层间渗透率差异造成的干扰
(1)利用不稳定渗流理论推导初期干扰系数
假设有两层合采油藏模型，各小层原始地层压力相同，层间无窜流，窜流只发生在井筒内，边界条件为无限大地层。油井投产初期处于不稳定渗流阶段，那么在定产量条件下，任一时刻两小层的井底流压都相同，且满足如下关系式[8]：
Figure BDA0002838535120000071
Figure BDA0002838535120000072
Q＝Q1+Q2 (4)
式中：Pwf1(t)为第一层任一时刻的井底流压，MPa；Pwf2(t)为第二层任一时刻的井底流压，MPa；Pi为原始地层压力，MPa；Q1(t)为第一层任一时刻产油量，cm3/s；Q2(t)为第二层任一时刻产油量，cm3/s；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；h1为第一层厚度，cm；h2为第二层厚度，cm；η1为第一小层地层导压系数，cm2/s；η2为第二小层地层导压系数，cm2/s；t为生产时间，s；rw为井筒半径，cm；Q为合采产油量，cm3/s。
若各小层产油量随时间发生变化，即各小层以变产量方式生产，那么在计算井底压降时需用到以下关系式：
Figure BDA0002838535120000073
Figure BDA0002838535120000074
将(2)(3)(4)(5)(6)式联立，进行耦合求解，即可计算出任一时刻单层产油量和井底流压。
(2)利用油水两相稳定渗流理论推导后期干扰程度
为进一步表示因层间渗透率差异造成高渗层见水后对低渗层造成的干扰，定义干扰程度的概念：即在相同的工作制度下，在某一时间低渗层单采时的采出程度与合采时的采出程度的差值，再除以低渗层单采时的采出程度：
Figure BDA0002838535120000081
式中：Rs为任一时刻低渗层单采时的采出程度，无量纲；Rc为任一时刻低渗层合采时的采出程度，无量纲。
假设层间无窜流岩石与流体不可压缩，注水量与产液量相等，水驱前缘之前只有油相流动，之后是油水两相流动。油井以定产液量方式生产，注水井以定井底流压方式注水，各小层在任意时刻生产压差相同，那么在第一层见水前各小层产液量满足如下关系式[9]：
Figure BDA0002838535120000082
Figure BDA0002838535120000083
Q＝Q1+Q2 (10)
式中：Q1为第一层任一时刻产液量，m3/d；Q2为第二层任一时刻产液量，m3/d；Q为任一时刻合采产液量，m3/d；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；A1为第一层渗流横截面积，m2；A2为第二层渗流横截面积，m2；ΔP为任一时刻生产压差，MPa；xf1为第一层水驱前缘到达的距离，m；xf2为第二层水驱前缘到达的距离，m；kro1为第一层油相相对渗透率，无量纲；krw1为第一层水相相对渗透率，无量纲；kro2为第二层油相相对渗透率，无量纲；krw2为第二层水相相对渗透率，无量纲；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；μw1为第一层水相粘度，mPa·s；μw2为第二层水相粘度，mPa·s；L为注采井距，m；
第i层水驱前缘的位置满足如下关系式：
Figure BDA0002838535120000091
式(11)中：f’iw(swf)为第i层水驱前缘含水率的导数，无量纲；
Figure BDA0002838535120000092
为第i层孔隙度，无量纲。
各小层见水后，第i层产液量满足如下关系式：
Figure BDA0002838535120000093
第i层等饱和度面移动方程为：
Figure BDA0002838535120000094
式中：f’iw(sw)为第i层任意含水饱和度所对应含水率的导数，无量纲。
第i层出口端含水率导数为：
Figure BDA0002838535120000095
式中swe为出口端含水饱和度，无量纲。
第i层产油量为：
Qoi＝Qi×fiw(swe) (15)
根据以上公式即可计算出在某一时间低渗层的累积产油量和采出程度，进而进一步计算出低渗层干扰程度。
2.干扰模式二：层间压力不均衡造成的干扰
实际调整井生产特征表明，蓬莱19-3油田层间压力不均衡的现象普遍存在。假设有两层合采油藏模型，各层具有不同的原始地层压力，层间无窜流，窜流只发生在井筒内，边界条件为无限大地层。油井投产初期处于不稳定渗流阶段，那么在定产量条件下，任一时刻井底流压满足如下关系式：
Figure BDA0002838535120000096
Figure BDA0002838535120000101
Q＝Q1+Q2 (18)
式中：P1i为第一层原始地层压力，10-1MPa；P2i为第二层原始地层压力，10-1MPa。
若各小层产量随时间发生变化，即以变产量方式进行生产，那么在计算井底压降时需用到关系式(5)和(6)：
将(5)(6)(16)(17)(18)各式联立，对两层产油量进行耦合求解，即可计算出任一时刻的单层产油量和井底流压。
3.干扰模式三：纵向储层展布范围不同造成的干扰
蓬莱19-3油田纵向存在着Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层，由于注采关系存在差异，不同类型储层渗流规律差别较大。假设有两层合采油藏模型，各小层原始地层压力相同，但注采对应关系不同。第一层具备稳定能量供给，边界条件为无限大地层；第二层无能量供给，边界条件为圆形封闭边界。层间无窜流，窜流只发生在井筒内，油井以定产量方式生产。油井投产初期处于不稳定渗流阶段，任一时刻井底流压满足如下关系式：
Figure BDA0002838535120000102
Figure BDA0002838535120000103
Q＝Q1+Q2 (21)
将以上各式联立，并引入变产量压降公式，对两层产油量进行耦合求解，即可计算出任一时刻的单层产油量和井底流压。
结合渤海P油田实际地质油藏条件，将相关生产参数代入公式中，即可计算出三种模式下的层间干扰系数(表1)。
表1干扰系数计算参数表
Figure BDA0002838535120000111
Figure BDA0002838535120000121
1.干扰模式一：层间渗透率差异造成的干扰
由图2a可以看到在油井生产早期即不稳定渗流阶段，层间渗透率差异不会造成层间干扰。由图2b可以看到在油水两相稳定渗流阶段，高渗层会对低渗层造成干扰。这是因为高渗层水驱前缘推进速度快，渗流阻力下降速度快于低渗层，在相同生产压差下高渗层液量上升较快。由图3可以看出层间渗透率级差越大，低渗层被干扰程度越高。
2.干扰模式二：层间压力不均衡造成的干扰
由图4可以看到随着层间压力不均衡程度的提高，干扰系数越来越大，通过放大生产压差可以减缓层间干扰。
3.干扰模式三：纵向储层展布范围不同造成的干扰
由图5可以看到随着不连通储层厚度所占的比例越大，干扰系数越来越大，因此提高ⅡⅢ类储层的注采对应关系是减少此类层间干扰的关键。
将渤海P油田部分调整井相关参数代入干扰系数公式中，可以得到考虑层间干扰的比采油指数(表2)。计算值与实际值较为接近，符合率达80％。
表2渤海P油田调整井干扰系数计算表
Figure BDA0002838535120000122
Figure BDA0002838535120000131
根据油田实际地质油藏特征，总结出三种层间干扰模式，并利用单相不稳定渗流理论和油水两相非活塞式驱替理论对其进行了系统的定量化表征。
(1)根据蓬莱19-3油田多层砂岩油藏实际地质油藏特征和生产特征，将其干扰模式分为三种：因层间渗透率差异造成的干扰、因纵向小层压力不均衡造成的干扰、因纵向注采关系不同造成的干扰。
(2)利用不稳定渗流理论和油水两相稳定渗流理论，推导了三种模式下的层间干扰系数，分析了层间干扰的影响因素和改善对策。
(3)研究表明，层间渗透率差异造成的干扰主要体现在中高含水期，初期较小；纵向小层压力不均衡程度越高，干扰越严重，放大生产压差可减缓这种干扰；纵向注采关系不同造成的干扰主要体现在不连通储层厚度所占的比例，比例越高，干扰越严重。
(4)研究成果对蓬莱19-3油田调整井合理产能确定和优化注水工作具有一定的借鉴意义。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (5)

1.一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，其特征在于，包括：
根据油藏开发初期的油藏参数以及油藏开发初期两层合采油藏模型确定因层间渗透率差异造成的干扰系数；
根据油藏开发中期的油藏参数以及油藏开发中期两层合采油藏模型确定因层间压力不均衡造成的干扰系数；
根据油藏开发后期的油藏参数以及油藏开发后期两层合采油藏模型确定因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数；
根据因层间渗透率差异造成的干扰系数、因层间压力不均衡造成的干扰系数、因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数对定向井从投产到废弃整个生命周期的产能进行校正，其产能校正公式为：
Figure FDA0002838535110000011
式中：ko为油层渗透率，D；h为油层厚度，m；ΔP为生产压差，MPa；μo为第一层地层原油粘度，mPa·s；Re为驱替半径，m；Rw为井筒半径，m；S为表皮系数，无量纲；α为因层间渗透率差异造成的干扰系数，无量纲；β为因层间压力不均衡造成的干扰系数，无量纲；γ为因纵向储层展布范围不同造成的干扰系数，无量纲；Q1为产油量，m3/d。
2.根据权利要求1所述的一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，其特征在于，干扰系数的计算公式如下：
Figure FDA0002838535110000012
式中：CF为干扰系数；Qi第i小层单采产油量，m3/d；Q为合采产油量，m3/d。
3.根据权利要求2所述的一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，其特征在于，所述油藏开发初期两层合采油藏模型包括：
Figure FDA0002838535110000021
Figure FDA0002838535110000022
Q＝Q1+Q2
Figure FDA0002838535110000023
Figure FDA0002838535110000024
式中：Pwf1(t)为第一层任一时刻的井底流压，MPa；Pwf2(t)为第二层任一时刻的井底流压，MPa；Pi为原始地层压力，MPa；Q1(t)为第一层任一时刻产油量，cm3/s；Q2(t)为第二层任一时刻产油量，cm3/s；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；h1为第一层厚度，cm；h2为第二层厚度，cm；η1为第一小层地层导压系数，cm2/s；η2为第二小层地层导压系数，cm2/s；t为生产时间，s；rw为井筒半径，cm；Q为合采产油量，cm3/s。
4.根据权利要求2所述的一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，其特征在于，所述油藏开发中期两层合采油藏模型包括：
Figure FDA0002838535110000025
Figure FDA0002838535110000026
Q＝Q1+Q2
Figure FDA0002838535110000027
Figure FDA0002838535110000028
式中：Pwf1(t)为第一层任一时刻的井底流压，MPa；Pwf2(t)为第二层任一时刻的井底流压，MPa，MPa；Pwf2(t)为第二层任一时刻的井底流压，MPa；P1i为第一层原始地层压力，MPa；P2i为第二层原始地层压力，MPa；Q1(t)为第一层任一时刻产油量，cm3/s；Q2(t)为第二层任一时刻产油量，cm3/s；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；h1为第一层厚度，cm；h2为第二层厚度，cm；η1为第一小层地层导压系数，cm2/s；η2为第二小层地层导压系数，cm2/s；t为生产时间，s；rw为井筒半径，cm；Q为合采产油量，cm3/s。
5.根据权利要求2所述的一种考虑层间干扰的多层合采油藏开发全周期产能校正方法，其特征在于，所述油藏开发后期两层合采油藏模型包括：
Figure FDA0002838535110000031
Figure FDA0002838535110000032
Q＝Q1+Q2
Figure FDA0002838535110000033
Figure FDA0002838535110000034
式中：Pwf1(t)为第一层任一时刻的井底流压，MPa；Pi为原始地层压力，MPa，MPa；Q1(t)为第一层任一时刻产油量，cm3/s；Q2(t)为第二层任一时刻产油量，cm3/s；μo1为第一层地层原油粘度，mPa·s；μo2为第二层地层原油粘度，mPa·s；k1为第一层渗透率，D；k2为第二层渗透率，D；h1为第一层厚度，cm；h2为第二层厚度，cm；η1为第一小层地层导压系数，cm2/s；η2为第二小层地层导压系数，cm2/s；t为生产时间，s；rw为井筒半径，cm；Q为合采产油量，cm3/s。
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