CN112761603B - 一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，用于解决现有人工经验动态分析为主的层段注水量调整方法造成的注水调整方案不准确的问题。本发明以小层动用状况定量评价为基础，形成了一种考虑层段剩余储量、相对注水效率、含水上升速度及合理注采比的层段注水量调整方法，利用层次分析法，按照注水效率分级确定各参数权重系数，建立“四参数”层段注水量调整模型，实现注水井层段配注定量计算。该多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，能够实现注水井层段配注定量计算，为特高含水期注水优化调整提供了一种新途径。

Description

一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法

技术领域

本发明涉及油气田开发领域，特别涉及一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法。

背景技术

分层注水是减缓层间矛盾、提高油层动用程度的重要手段，各层段注水量的合理分配对油田精准开发至关重要。

层段配注量的确定，理论上是根据静态参数和井网部署进行分配，或只依靠剩余油描述技术得到的剩余油饱和度进行配注量计算，但对生产中多油层共同开发、特高含水期动态参数变化等区块实际情况不适用；生产现场是以动态分析、半定量经验调整为主，依赖于动态分析人员的经验，没有实现层段注水精准定量调整，并且工作效率低。

因此，建立一种能够解决上述问题的多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，具有重要的意义。

发明内容

本发明在于克服背景技术中存在的现有人工经验动态分析为主的层段注水量调整方法造成的注水调整方案不准确的问题，而提供一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法。该多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，能够实现注水井层段配注定量计算，为特高含水期注水优化调整提供了一种新途径。

本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，包括以下步骤：

(1)、构建单井各层段剩余储量系数：

剩余储量系数定义为层段剩余储量与单井剩余储量比值，层段剩余储量可以由小层剩余储量累加得到，小层剩余储量可以根据剩余油饱和度分布来计算，小层剩余油饱和度由油藏数值模拟软件建立实际油藏模型计算得到，剩余储量系数权重为w₁；

(2)、构建相对注水效率系数；

注水效率是指单位注水量所驱替出的原油量，反映油藏注水利用率状况。利用小层动用状况预测软件建立模型，计算出各生产层位不同注采方向上的注水量、产液量和产油量，层段产油量和层段注水量的比值是层段注水效率，单井产油量和单井注水量的比值是单井注水效率；相对注水效率定义为层段注水效率与全井注水效率的比值，反映目前层段的含水率水平对全井含水率的贡献情况，系数权重为w₂；

(3)、构建含水上升速度系数；

含水上升速度反映一个阶段内层段含水变化状况，根据层段含水上升速度与单井含水上升速度差值大小，将含水上升速度分为三级，按照经验给含水上升速度系数赋值；当层段含水上升速度不大于单井含水上升速度时，含水上升速度系数赋值为1；当层段含水上升速度与单井含水上升速度差值大于0但小于5％时，含水上升速度系数赋值为0.8；当层段含水上升速度与单井含水上升速度差值大于5％时，含水上升速度系数赋值为0.5；系数权重为w₃；

(4)、构建计算注采比系数；

层段注采比(R_IP)反映的是层段内注采平衡状况，保持层段合理注入量即保持层间压力均衡，防止套损情况的发生；系数权重为w₄；

(5)、计算层段注水量

定义层段配注系数为层段注水量与单井注水量的比值。层段配注系数由层段剩余储量系数、相对注水效率系数、含水上升速度系数和注采比系数等四项参数构成，这四项参数与层段注水量呈正相关关系，将各参数及相应权重乘积进行归一化处理，即可得到层段配注系数A。层段注水量即为层段配注系数A与单井注水量的乘积。

进一步的，所述步骤(5)层段配注系数表达式(1)：

建立“四参数”层段注水量调整模型(2)：

式中，q_i为层段注水量，m³；Q_w为单井注水量，m³；a_1i为第i层段剩余储量系数；a_2i为第i层段相对注水效率系数；a_3i为第i层段含水上升速度系数；a_4i为第i层段注采比系数；w_i为参数权重；i为层段序号；n——单井内层段数。

进一步的，所述步骤(1)单井各层段剩余储量系数表示为表达式(3)

N_ci——第i层段单井控制剩余储量；

进一步的，所述步骤(2)计算相对注水效率系数中：

层段注水效率

单井注水效率

式中，η_wi——层段注水效率；η_w——单井注水效率；q_ok——第k小层产油量；q_wk——第k小层注水量；q_oi——第i层段产油量；q_wi——第i层段注水量；m—层段内小层个数；

相对注水效率是层段注水效率与全井注水效率的比值，反映目前层段的含水率水平对全井含水率的贡献情况；相对注水效率系数可以表示为：

a_2i＝η_wi/η_w (6)

进一步的，所述步骤(3)含水上升速度系数可表示为：

式中，Δf_w层段——层段含水上升速度；

Δf_w单井——单井含水上升速度。

进一步的，所述步骤(4)计算注采比系数，根据油田开发状况不同，分析油藏总压差变化与套损率的关系，可以得到套损防控界限对应的年总压差值，再利用物质平衡法计算总压差与注采比的关系，即可得到套损风险调整界限注采比，根据这个界限注采比来确定层段注水量调整的注采比系数。

进一步的，层段注水量调整计算模型各参数权重计算方法如下：

注水效率分为两级(注水效率小于2％和注水效率大于等于2％)，按照不同层段注水效率分级，利用层次分析法来计算参数权重系数。

首先构造判断矩阵A，计算A的最大特征值对应的特征向量，再将该特征向量标准化得到权向量U，由此可以得到各参数的权重系数。

对层段剩余储量系数、相对注水效率系数、层段注采比系数和含水上升速度系数等四个参数构建判断矩阵，当层段注水效率小于2％时，

标准化权向量，U₁＝[0.15,0.5,0.1,0.25]；

当层段注水效率大于等于2％时，

标准化权向量，U₂＝[0.25,0.35,0.1,0.3]。

即：当层段注水效率小于2％时，层段剩余储量系数、相对注水效率系数、层段注采比系数和含水上升速度系数权重值分别为0.15,0.5,0.1,0.25；当层段注水效率大于等于2％时，四个参数权重系数分别为0.25,0.35,0.1,0.3。

本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：本发明提供了一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，该方法以小层动用状况定量表征为基础，充分考虑层段剩余储量、相对注水效率、层段注采比和含水上升速度等四个参数，建立的层段注水量调整计算模型，实现了层段注水量调整定量化，提高了注水调整方案的准确度和工作效率。

具体实施方式

以下就本发明步骤及所能产生的效果，配合实施例详细说明如下：

实施例1

下面对本发明的较佳实施例进行详细阐述，但是本发明可以根据权利要求限定和覆盖的多种不同方式实施。

利用本发明多层非均质砂岩油藏特高含水期分层注水井层段注水量调整新方法，本实施例对大庆长垣油田Z区块一口注水井S29进行层段注水量调整方案。注水井S29目前划分为6个层段，单井注水量为135m³/d，建立Z区块实际油藏模型，利用油藏数值模拟及小层动用状况预测软件计算得出S29井各小层含油饱和度、分层注水量、产油量及产液量，即可得到层段剩余储量、注水效率、含水上升速度及层段注采比。

按照特高含水期分层注水井层段注水量调整新方法，确定层段合理注水量，综合考虑物质基础、经济效益、开发效果和压力平衡，利用由剩余储量系数、相对注水效率系数、含水上升速度系数、注采比系数构成的“四参数”层段水量调整计算模型。层段配注系数由层段剩余储量系数、相对注水效率系数、含水上升速度系数和注采比系数等四项参数构成，这四项参数与层段注水量呈正相关关系，将各参数及相应权重乘积进行归一化处理，即可得到层段配注系数A；层段注水量即为层段配注系数A与单井注水量的乘积。

层段配注系数表达式(1)：

根据“四参数”层段注水量调整模型(2)，计算得到层段注水量：

式中，q_i为层段注水量，m³；Q_w为单井注水量，m³；a_1i为第i层段剩余储量系数；a_2i为第i层段相对注水效率系数；a_3i为第i层段含水上升速度系数；a_4i为第i层段注采比系数；w_i为参数权重；i为层段序号；n——单井内层段数。

特高含水期分层注水井层段注水量调整新方法计算层段注水量，

第一步：计算单井各层段剩余储量系数，建立该区块油藏数值模拟模型，计算出小层剩余储量，累加得到层段剩余储量

层段剩余储量系数表示为：

N_ci——第i层段单井控制剩余储量。

S29井各层段剩余储量系数，由偏1-偏6层段剩余储量与单井剩余储量比值计算得到。

第二步：计算相对注水效率系数，利用小层动用状况预测软件建立模型，计算出各生产层位不同注采方向上的注水量、产液量和产油量，

层段注水效率

单井注水效率

式中，η_wi——层段注水效率；

η_w——单井注水效率；

q_ok——第k小层产油量；

q_wk——第k小层注水量；

q_oi——第i层段产油量；

q_wi——第i层段注水量；

m—层段内小层个数。

相对注水效率系数可以表示为：

a_2i＝η_wi/η_w (6)

对S29井先利用小层产油、产液量，计算偏1-偏6每个层段及单井注水效率，可以得到相对注水效率系数。

第三步：计算含水上升速度系数，根据层段含水上升速度与单井含水上升速度差值大小，将含水上升速度分为三级，按经验给含水上升速度系数赋值。

含水上升速度系数可表示为：

式中，Δf_w层段——层段含水上升速度；

Δf_w单井——单井含水上升速度。

用S29井各层段含水上升速度与单井含水上升速度作差，根据差值大小按照式(7)对含水上升速度系数进行赋值。

第四步：计算注采比系数，按照大庆长垣油田开发状况，年总压差不超过0.2MPa时套损率小于1％，此时对应的界限注采比为1.25，因此注采比系数可以表示为：

式中，R_IP——层段注采比。

上述参数中层段剩余储量、小层注水效率、含水上升速度和层段注采比等参数均可由小层动用状况预测软件计算得到。

根据小层动用状况预测软件结果得到S29井各层段注采比，根据层段注采比大小，按照式(8)对注采比系数进行赋值。

第五步：利用层段剩余储量系数、相对注水效率系数、含水上升速度系数和注采比系数，建立层段水量调整计算模型如式(1)。

特高含水期分层注水井注水层段水量优化调整方法中层段水量调整计算模型各参数权重计算方法如下：

注水效率分为两级(注水效率小于2％和注水效率大于等于2％)，按照不同层段注水效率分级，利用层次分析法来计算参数权重系数。

首先构造判断矩阵A，计算A的最大特征值对应的特征向量，再将该特征向量标准化得到权向量U，由此可以得到各参数的权重系数。

对层段剩余储量系数、相对注水效率系数、层段注采比系数和含水上升速度系数等四个参数构建判断矩阵，当层段注水效率小于2％时，

标准化权向量，U₁＝[0.15,0.5,0.1,0.25]；

当层段注水效率大于等于2％时，

标准化权向量，U₂＝[0.25,0.35,0.1,0.3]。

因此，层次分析法计算四个参数权重值如表1所示：

表1

因此，当层段注水效率小于2％时，层段剩余储量系数、相对注水效率系数、层段注采比系数和含水上升速度系数权重值分别为0.15,0.5,0.1,0.25；当层段注水效率大于等于2％时，四个参数权重系数分别为0.25,0.35,0.1,0.3。

特高含水期分层注水井层段注水量优化调整方法，将四个参数结果和权各分级权重结果代入式(1)，即可计算得到注水井方案。

应用本发明的方法，具体效果是：

按照上述实施方法，利用生产现场注水井进行试验应用，应用结果如下：

对Z区块一口注水井S29进行层段注水量调整方案计算，根据单井实际数据计算结果，如表2为S29井分层注水量计算结果：

表2

按照本发明方法计算的新方案，综合考虑层段剩余储量、相对注水效率、层段注采比和含水上升速度四个参数，可以合理分配各层段注水量。与常规的人工经验动态分析相比，本发明更准确、快速。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，包括以下步骤：

(1)、构建单井各层段剩余储量系数

剩余储量系数定义为层段剩余储量与单井剩余储量比值，层段剩余储量可以由小层剩余储量累加得到，小层剩余储量可以根据剩余油饱和度分布来计算，剩余储量系数权重为w₁；

(2)、构建相对注水效率系数

利用小层动用状况预测软件建立模型，计算出各生产层位不同注采方向上的注水量、产液量和产油量，层段产油量和层段注水量的比值是层段注水效率，单井产油量和单井注水量的比值是单井注水效率；相对注水效率定义为层段注水效率与单井注水效率的比值，反映目前层段的含水率水平对全井含水率的贡献情况，系数权重为w₂；

(3)、构建含水上升速度系数

根据层段含水上升速度与单井含水上升速度差值大小，将含水上升速度分为三级，按照经验给含水上升速度系数赋值，系数权重为w₃；

所述给含水上升速度系数赋值方法为：当层段含水上升速度不大于单井含水上升速度时，含水上升速度系数赋值为1；当层段含水上升速度与单井含水上升速度差值大于0但小于5％时，含水上升速度系数赋值为0.8；当层段含水上升速度与单井含水上升速度差值大于5％时，含水上升速度系数赋值为0.5；

所述含水上升速度系数可表示为：

式中，Δf_w层段——层段含水上升速度；

Δf_w单井——单井含水上升速度；

(4)、构建计算注采比系数

分析油藏总压差变化与套损率的关系，可以得到套损防控界限对应的年总压差值，再利用物质平衡法计算总压差与注采比的关系，即可得到套损风险调整注采比界限，根据这个注采比界限来确定层段注水量调整的注采比系数；系数权重为w₄；

计算注采比系数，根据油田开发状况不同，分析油藏总压差变化与套损率的关系，可以得到套损防控界限对应的年总压差值，再利用物质平衡法计算总压差与注采比的关系，即可得到套损风险调整界限注采比，根据这个界限注采比来确定层段注水量调整的注采比系数：

式中：R_IP为界限注采比；

(5)、计算层段注水量

定义层段配注系数为层段注水量与单井注水量的比值；层段配注系数由上述层段剩余储量系数、相对注水效率系数、含水上升速度系数和注采比系数等四项参数构成，这四项参数与层段注水量呈正相关关系，将各参数及相应权重乘积进行归一化处理，即可得到层段配注系数A；层段注水量即为层段配注系数A与单井注水量的乘积；

所述步骤(5)层段配注系数A表达式(1)：

因此，建立“四参数”层段注水量调整模型(2)为：

式中，q_i为层段注水量，m³；Q_w为单井注水量，m³；a_1i为第i层段剩余储量系数；a_2i为第i层段相对注水效率系数；a_3i为第i层段含水上升速度系数；a_4i为第i层段注采比系数；w_i为参数权重；i为层段序号；n——单井内层段数。

2.根据权利要求1所述的一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，其特征在于：所述步骤(1)单井各层段剩余储量系数表示为表达式(3)

N_ci——第i层段单井控制剩余储量。

3.根据权利要求1所述的一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，其特征在于：所述步骤(1)小层剩余油饱和度由油藏数值模拟软件建立实际油藏模型计算得到。

4.根据权利要求1所述的一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，其特征在于：所述步骤(2)计算相对注水效率系数中：

层段注水效率

单井注水效率

式中，η_wi——层段注水效率；η_w——单井注水效率；q_ok——第k小层产油量；q_wk——第k小层注水量；q_oi——第i层段产油量；q_wi——第i层段注水量；m—层段内小层个数；

相对注水效率是层段注水效率与全井注水效率的比值，反映目前层段的含水率水平对全井含水率的贡献情况；相对注水效率系数可以表示为：

a_2i＝η_wi/η_w (6)。

5.根据权利要求1所述的一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，其特征在于：层段注水量调整计算模型各参数权重计算方法如下：

注水效率分为两级，分别为注水效率小于2％和注水效率大于等于2％，按照不同层段注水效率分级，利用层次分析法来计算参数权重系数；

首先构造判断矩阵A，计算A的最大特征值对应的特征向量，再将该特征向量标准化得到权向量U，由此可以得到各参数的权重系数；

对层段剩余储量系数、相对注水效率系数、层段注采比系数和含水上升速度系数等四个参数构建判断矩阵，当层段注水效率小于2％时，

标准化权向量，U₁＝[0.15,0.5,0.1,0.25]；

当层段注水效率大于等于2％时，

标准化权向量，U₂＝[0.25,0.35,0.1,0.3]；

即：当层段注水效率小于2％时，层段剩余储量系数、相对注水效率系数、层段注采比系数和含水上升速度系数权重值分别为0.15,0.5,0.1,0.25；当层段注水效率大于等于2％时，四个参数权重系数分别为0.25,0.35,0.1,0.3。