CN112901126B - 一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，收集整理目标油藏的油井和水井的历史生产数据；利用小层劈分条件值，计算各小层的水量的纵向劈分比例，得到纵向小层某一时间点的水量；以水井为中心，利用各方向平面劈分系数，实现小层各方向油井注水量的劈分；依据各方向油井得到的注水量和各向油水井的平面注水单元孔隙体积，得到某一小层某一方向油井某一时间点的注入倍数；利用小层的相渗曲线计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，进而确定各小层的产液量和产油量；通过小层劈分，注入倍数、小层含水率从而确定小层的产液量和产油量，从而搞清各小层实际生产情况，提升油藏开发水平。
Description
技术领域
本发明涉及属于油气勘探开发技术领域，具体涉及一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法。
背景技术
在油藏开发过程中，小层动用情况的研究是调整开发方案、综合挖潜和提高油藏采收率的基础和根据。如何进一步提高小层动用状况的研究水平并能有效应用于油田开发过程中始终是一个需要研究和不断完善的重大问题，而小层产量劈分的研究是直接关系到小层动用情况评价结果的一个非常重要的技术环节，特别是对于多层水驱开发油田，小层的产量劈分直接影响到下步调整措施的实施，因此，一种准确的、切实可行的产量劈分方法是油藏小层动用状况研究的重点。
现有的产量劈分方法可以归为两大类，一类是油藏工程方法，主要包括有效厚度法、地层系数法、渗流阻力系数法、吸水剖面法、产液剖面法、示踪剂测试法及神经网络法，这些方法有点在于方法简单，易于操作，但是考虑因素单一，并且受测试资料的影响，精确度差；另一类是数值模拟方法，这种方法考虑因素全面，可靠性高，但是研究周期长，历史拟合随意性强。因此，目前仍缺少一种基于油藏自身特点的、动静态资料结合的产量劈分方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，以将注水井和采油井作为整体考虑、并充分结合油藏固有的水驱特征和相渗特征。
本发明的目的是通过以下技术手段实现的，一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：
步骤一、收集整理目标油藏的油井和水井的历史生产数据，以及目标油藏相渗数据和水驱油试验数据；
步骤二，利用小层劈分条件值，计算各小层的水量的纵向劈分比例，得到纵向小层某一时间点的水量；
步骤三，以水井为中心，利用各方向平面劈分系数，实现小层各方向油井注水量的劈分；
步骤四，依据各方向油井得到的注水量和各向油水井的平面注水单元孔隙体积，得到某一小层某一方向油井某一时间点的注入倍数；
步骤五，依据各小层水驱试验曲线，再回归得到各小层注入倍数与含水率关系式，代入某一小层某一方向某一时间点的注入倍数，得到该方向油井该层在该时间点的含水率；
步骤六，利用小层的相渗曲线计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，进而确定各小层的产液量和产油量；
步骤七，根据各小层的产液量和产油量采取措施开发油藏；
步骤二中，小层劈分条件值、小层纵向劈分比例和小层注水量的计算方法为
Qi＝Q*Cji
其中:Yi—第i小层劈分条件值；
Ki—注水井第i小层的渗透率，×10-3μm3；
Hi--注水井第i小层的有效厚度，m；
Zi--第i小层的油水井的连通系数；
Gi--第i小层渗透率级差；
Kshi--第i小层沉积微相影响系数；
Ni—注水井第i小层对应的油井数；
Di—油水井井距，m；
Cji—第i小层纵向劈分系数；
Qi—第i小层劈分的注水量，m3；
Q—某一时间点注水井总的注水量，m3；
所述步骤三中，平面劈分系数的计算方法为
Qip＝Qi*CP
其中:Cp—第i小层在某一方向上的平面劈分系数；
Ai—第i小层注水井和某一方向采油井之间的注水小单元的面积m2；
Ki--第i小层的注水井和某一方向油井的有效渗透率的平均值，×10-3μm3；
hi--第i小层的注水井和某一方向油井的有效厚度的平均值，m；
di—油水井之间的距离，m；
Qi—第i小层劈分的注水量，m3；
Qip--第i小层某一方向在某一时间点的注水量，m3。
步骤一中，历史生产数据为井组或油藏内采油井和注水井从投产到目前为止的生产动态数据。
步骤一中，新钻检查井和加密井的情况下，相渗数据及水驱油实验数据采用新钻井的数据。
所述步骤四中，注入倍数的计算方法为
Vi＝Ai*hi*φi
Vi--第i小层平面注水单元孔隙体积，m3；
φi—第i小层的注水井φ和某一方向油井的孔隙度的平均值，％；
Bi--第i小层某一时间点的注入倍数。
所述步骤五中，目标油藏的水驱油试验曲线是由目标油藏水驱油试验数据得到的随着注入倍数的增加含水率的变化曲线。
所述步骤六中，目标油藏利用小层的相渗数据计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，计算公式为：
利用无因次采油得到采油的关系式为：
无因次采油＝采油量/最大采油量，
最大采油量＝井底流压为0时的产量，公式为：
其中:Qo—最大采油量；
K—小层渗透率，×10-3μm3；
h—小层有效厚度，m；
P原始—原始地层压力，MPa；
P流压—地层流动压力，MPa；
μo—原油粘度，mPa·s；
Bo—原油体积系数；
利用无因次采液得到采液的关系式为：
无因次采液＝采液量/最大采液量，
最大采液量＝井底流压为0时的产量，公式为：
其中:Qw—最大采液量；
K—小层渗透率，×10-3μm3；
h—小层有效厚度，m；
P原始—原始地层压力，MPa；
P流压—地层流动压力，MPa；
μw—水相粘度，mPa·s；
Bw—水相体积系数。
步骤六后，将得到的各小层某一时间的产液量、产油量相加，得到全井的产液量、产油量，与实际生产情况对比修正，即将每个时间点，将单井单层计算的油井采油量、采液量在垂向上相加，与井口核实采油量、产液量进行对比，不相等，就修正，保证与井口产量的一致，然后下一个时间点也是如此，直到所有生产时间点结束。
本发明的有益效果在于：通过小层劈分，注入倍数、小层含水率从而确定小层的产液量和产油量，从而搞清各井历史生产中各小层实际生产情况，采取适合的小层调整措施与技术政策优化，不断提升油藏开发水平。
附图说明
图1为基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法流程图；
图2为注水量平面劈分示意图；
图3为A油藏水驱油试验曲线图；
图4为A油藏各小层采液指数变化曲线图；
图5为A油藏各小层采油指数变化曲线图；
图6为A油藏长61 2含水分布图；
图7为A油藏长62 1含水分布图；
图8为A油藏长62 2含水分布图；
图9为A油藏长63含水分布图；
图10为A油藏各小层单井日产液变化曲线图；
图11为A油藏各小层单井日产油变化曲线图；
图12为A油藏各小层综合含水变化曲线图；
图13为A油藏含水与采出程度关系曲线图；
图14为A油藏开发指标对比图；
以下将结合附图及实施例对本发明做进一步详细说明。
具体实施方式
【实施例1】
如图1和图2所示，一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，
步骤一、收集整理目标油藏的油井和水井的历史生产数据，以及目标油藏相渗数据和水驱油试验数据；油藏的油井和水井的历史生产数据包括小层数据表和油水生产数据表。
步骤二，利用小层劈分条件值，计算各小层的水量的纵向劈分比例，得到纵向小层某一时间点的水量；
步骤三，以水井为中心，利用各方向平面劈分系数，实现小层各方向油井注水量的劈分；
步骤四，依据各方向油井得到的注水量和各向油水井的平面注水单元孔隙体积，得到某一小层某一方向油井某一时间点的注入倍数；
步骤五，依据各小层水驱试验曲线，再回归得到各小层注入倍数与含水率关系式，代入某一小层某一方向某一时间点的注入倍数，得到该方向油井该层在该时间点的含水率；
步骤六，利用小层的相渗曲线计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，进而确定各小层的产液量和产油量；
步骤七，根据各小层的产液量和产油量采取措施开发油藏。
步骤一中，历史生产数据为井组或油藏内采油井和注水井从投产到目前为止的生产动态数据。
步骤一中，新钻检查井和加密井的情况下，相渗数据及水驱油实验数据采用新钻井的数据。
步骤一中，收集目标油藏的油井和水井的小层数据表，油水井生产数据表、相渗数据表和水驱油数据表从投产到目前为止的生产动态数据，在有新钻检查井和加密井的情况下，相渗数据及水驱油实验数据采用新钻井的数据。
步骤二中，小层劈分条件值、小层纵向劈分比例和小层注水量的计算方法为
Qi＝Q*Cji
其中:Yi—第i小层劈分条件值；
Ki—注水井第i小层的渗透率，×10-3μm3；
Hi--注水井第i小层的有效厚度，m；
Zi--第i小层的油水井的连通系数；
Gi--第i小层渗透率级差；
Kshi--第i小层沉积微相影响系数；
Ni—注水井第i小层对应的油井数；
Di—油水井井距，m；
Cji—第i小层纵向劈分系数；
Qi—第i小层劈分的注水量，m3；
Q—某一时间点注水井总的注水量，m3；
第二步中，通过小层劈分条件值，计算各小层的水量的纵向劈分比例，得到纵向小层某一时间点的水量。
所述步骤三中，平面劈分系数的计算方法为
Qip＝Qi*CP
其中:Cp—第i小层在某一方向上的平面劈分系数；
Ai—第i小层注水井和某一方向采油井之间的注水小单元的面积m2；
Ki--第i小层的注水井和某一方向油井的有效渗透率的平均值，×10-3μm3；
hi--第i小层的注水井和某一方向油井的有效厚度的平均值，m；
di—油水井之间的距离，m；
Qi—第i小层劈分的注水量，m3；
Qip--第i小层某一方向在某一时间点的注水量，m3。
所述步骤四中，注入倍数的计算方法为
Vi＝Ai*hi*φi
Vi--第i小层平面注水单元孔隙体积，m3；
φi—第i小层的注水井φ和某一方向油井的孔隙度的平均值，％；
Bi--第i小层某一时间点的注入倍数。
所述步骤五中，目标油藏的水驱油试验曲线是由目标油藏水驱油试验数据得到的随着注入倍数的增加含水率的变化曲线。
所述步骤六中，目标油藏利用小层的相渗数据计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，计算公式为：
无因次采液指数：
无因次采油指数：JOD＝JLD*(1-fw)
其中:JLD—无因次采液指数；
JOD—无因次采油指数；
Kro—油相渗透率；
Krw—水相渗透率；
ρo—原油密度；
ρw—水相密度；
μo—原油粘度，mPa·s；
μw—水相粘度，mPa·s；
G—启动压力梯度，MPa/m；
dp/dl—驱动压力梯度，MPa/m；
fw—综合含水，％；
无因次采液指数和无因次采油指数为历史数据推导出的公式，可以得出无因次采油＝采油量/最大采油量，无因次采液＝采液量/最大采液量的结论，在采油量和采液量已有数据的情况下，求出最大采油量和最大采液量即可。
利用无因次采油得到采油的关系式为：
无因次采油＝采油量/最大采油量，
最大采油量＝井底流压为0时的产量，公式为：
其中:Qo—最大采油量；
K—小层渗透率，×10-3μm3；
h—小层有效厚度，m；
P原始—原始地层压力，MPa；
P流压—地层流动压力，MPa；
μo—原油粘度，mPa·s；
Bo—原油体积系数；
利用无因次采液得到采液的关系式为：
无因次采液＝采液量/最大采液量，
最大采液量＝井底流压为0时的产量，公式为：
其中:Qw—最大采液量；
K—小层渗透率，×10-3μm3；
h—小层有效厚度，m；
P原始—原始地层压力，MPa；
P流压—地层流动压力，MPa；
μw—水相粘度，mPa·s；
Bw—水相体积系数。
步骤六后，将得到的各小层某一时间的产液量、产油量相加，得到全井的产液量、产油量，与实际生产情况对比修正，即将每个时间点，将单井单层计算的油井采油量、采液量在垂向上相加，与井口核实采油量、产液量进行对比，不相等，就修正，保证与井口产量的一致，然后下一个时间点也是如此，直到所有生产时间点结束。
【实施例2】
在实施例1的基础上，矿场实例：A油藏
A油藏位于陕北斜坡中部，构造平缓，为一宽缓的西倾斜破，属于三角洲前缘亚相，发育有水下分流河道、河口坝、水下天然堤、远砂坝等有利微相类型，油层平均厚度11.0米，油层中深1650米，平均孔隙度11.6％，平均渗透率0.64mD，属于超低渗透油藏。2012-2013年采用水平井五点法和定向井菱形反九点井网大规模注水开发，动用面积167km2，动用地质储量7303×104t，可采储量1289×104t。
该区为多层系开发油藏，开发层位有长61 2、长62 1、长62 2、长63四个小层，多油层叠合发育，且油藏不同区域各小层发育程度不同，导致注采对应关系差，局部井网不完善，储层非均质性强，剖面矛盾突出，同时由于该区储层物性差，导致低产低效井多，部分井含水上升快，油藏递减大，水驱效果差，2010年开始实施分层注水开发，分注级数2-3级，但是由于该区整体液量低，产液剖面测试资料少，且准确度低，导致各小层的产出状况不清，影响小层技术政策调整与优化，进而影响全区分层注水的效果。
步骤一，收集整理该油藏的油井、水井从投产到2018年底的历史生产数据、该油藏相渗数据及水驱油试验数据；步骤二，利用小层劈分条件值，计算各小层的水量的纵向劈分比例，得到纵向小层某一时间点的水量；
步骤三，以水井为中心，利用各方向平面劈分系数，实现小层各方向油井注水量的劈分；
步骤四，依据各方向油井得到的注水量和各向油水井的平面注水单元孔隙体积，得到某一小层某一方向油井某一时间点的注入倍数；
步骤五，依据各小层水驱试验曲线，再回归得到各小层注入倍数与含水率关系式，代入某一小层某一方向某一时间点的注入倍数，得到该方向油井该层在该时间点的含水率；
如图3所示，A油藏水驱油试验曲线，
回归公式：
fw<90％：
y＝29.357*ln(χ)+55.98R2＝0.9818
fw≥90％：
y＝3.1088*ln(χ)+88.681R2＝0.9518
步骤六，利用小层的相渗曲线计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，进而确定各小层的产液量和产油量；
如图4和图5所示，A油藏各小层采液指数变化曲线和A油藏各小层采油指数变化曲线。
之后将第六步中得到的各小层某一时间的产液量、产油量相加，得到全井的产液量、产油量，与实际生产情况对比修正，
得到该油藏不同时间点各小层的液、油、含水的生产情况，如图6至图9，A油藏长61 2，62 1，62 2，63的含水分布图，及时掌握小层开发动态，及时优化调整小层注水政策，油藏开发形势逐年好转。以及图10至图12所示的A油藏各小层单井日产液变化曲线、A油藏各小层单井日产油变化曲线和A油藏各小层综合含水变化曲线。最终分析出该油藏各小层的历史生产数据
可以看出，依据各小层生产状况，2017-2018年对含水上升较快的长61 2、长62 2和长63控制注水，对含水稳定的长62 1小层温和注水，同时加大精细小层对比，完善小层注采对应。
如图13和图14所示，采取针对性措施后，油藏水驱状况逐年好转，水驱动用和压力保持水平稳重有升，含水上升得到抑制，两项递减及含水上升率大幅下降，油藏开发形势明显好转。
Claims (7)
1.一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：
步骤一、收集整理目标油藏的油井和水井的历史生产数据，以及目标油藏相渗数据和水驱油试验数据；
步骤二，利用小层劈分条件值，计算各小层的水量的纵向劈分比例，得到纵向小层某一时间点的水量；
步骤三，以水井为中心，利用各方向平面劈分系数，实现小层各方向油井注水量的劈分；
步骤四，依据各方向油井得到的注水量和各向油水井的平面注水单元孔隙体积，得到某一小层某一方向油井某一时间点的注入倍数；
步骤五，依据各小层水驱试验曲线，再回归得到各小层注入倍数与含水率关系式，代入某一小层某一方向某一时间点的注入倍数，得到该方向油井该层在该时间点的含水率；
步骤六，利用小层的相渗曲线计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，进而确定各小层的产液量和产油量；
步骤七，根据各小层的产液量和产油量采取措施开发油藏；
步骤二中，小层劈分条件值、小层纵向劈分比例和小层注水量的计算方法为
Qi＝Q*Cji
其中:Yi—第i小层劈分条件值；
Ki—注水井第i小层的渗透率，×10-3μm3；
Hi--注水井第i小层的有效厚度，m；
Zi--第i小层的油水井的连通系数；
Gi--第i小层渗透率级差；
Kshi--第i小层沉积微相影响系数；
Ni—注水井第i小层对应的油井数；
Di—油水井井距，m；
Cji—第i小层纵向劈分系数；
Qi—第i小层劈分的注水量，m3；
Q—某一时间点注水井总的注水量，m3；
所述步骤三中，平面劈分系数的计算方法为
Qip＝Qi*CP
其中:Cp—第i小层在某一方向上的平面劈分系数；
Ai—第i小层注水井和某一方向采油井之间的注水小单元的面积，2
m；
Ki--第i小层的注水井和某一方向油井的有效渗透率的平均值，×10-3μm3；
hi--第i小层的注水井和某一方向油井的有效厚度的平均值，m；
di—油水井之间的距离，m；
Qi—第i小层劈分的注水量，m3；Qip--第i小层某一方向在某一时间点的注水量，m3。
2.根据权利要求1所述的一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：步骤一中，历史生产数据为井组或油藏内采油井和注水井从投产到目前为止的生产动态数据。
3.根据权利要求1所述的一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：步骤一中，新钻检查井和加密井的情况下，相渗数据及水驱油实验数据采用新钻井的数据。
4.根据权利要求1所述的一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：所述步骤四中，注入倍数的计算方法为
Vi＝Ai*hi*φi
Vi--第i小层平面注水单元孔隙体积，m3；
φi—第i小层的注水井φ和某一方向油井的孔隙度的平均值，％；
Bi--第i小层某一时间点的注入倍数。
5.根据权利要求1所述的一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：所述步骤五中，目标油藏的水驱油试验曲线是由目标油藏水驱油试验数据得到的随着注入倍数的增加含水率的变化曲线。
6.根据权利要求1所述的一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：所述步骤六中，目标油藏利用小层的相渗数据计算各小层的无因次采液、采油与含水率的关系曲线，计算公式为：利用无因次采油得到采油的关系式为：
无因次采油＝采油量/最大采油量，
最大采油量＝井底流压为0时的产量，公式为：
其中:Qo—最大采油量；
K—小层渗透率，×10-3μm3；
h—小层有效厚度，m；
P原始—原始地层压力，MPa；
P流压—地层流动压力，MPa；
μo—原油粘度，mPa·s；
Bo—原油体积系数；
利用无因次采液得到采液的关系式为：
无因次采液＝采液量/最大采液量，
最大采液量＝井底流压为0时的产量，公式为：
其中:Qw—最大采液量；
K—小层渗透率，×10-3μm3；
h—小层有效厚度，m；
P原始—原始地层压力，MPa；
P流压—地层流动压力，MPa；
μw—水相粘度，mPa·s；
Bw—水相体积系数。
7.根据权利要求1所述的一种基于相渗和水驱油特征的产量劈分方法，其特征在于：步骤六后，将得到的各小层某一时间的产液量、产油量相加，得到全井的产液量、产油量，与实际生产情况对比修正，即将每个时间点，将单井单层计算的油井采油量、采液量在垂向上相加，与井口核实采油量、产液量进行对比，不相等，就修正，保证与井口产量的一致，然后下一个时间点也是如此，直到所有生产时间点结束。
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