CN113187472B - 一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，具体包括以下步骤：S1资料收集；S2油藏数值模拟模型建立；S3：绘制每个油藏数值模拟模型的生产井含水率及其导数曲线；S4：绘制研究区油藏生产井的含水率及其导数曲线S5：曲线特征对比识别：将S4得到的曲线与S3中的每个曲线的曲线特征进行对比识别是否存在渗流优势通道。本发明中的道识别方法可以定性评价研究区油藏是否含有渗流优势通道，与其它渗流优势通道识别方法相比，该方法应用周期短且所需实际生产动态数据少。
Description
技术领域
本发明属于油气开发领域，特别涉及一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法。
背景技术
注水是砂岩油藏开发中应用最为普遍的二次采油方式，是前期提高波及系数的有效手段。经过半个世纪的注水开发，我国大部分的老油田如东北部的大庆、辽河油田，东部的大港、胜利油田以及西部的新疆油田等，都已经进入了高含水、高采出程度的开发后期。目前各大油田面临的开发形势非常严峻，综合含水率已经超过90％，某些区块的综合含水率已经高达95％，水驱开发效果越来越差，增产难度大。
在层状砂岩油藏注水开发中，注入水不断进入储层后，将粘土颗粒膨化、水化，分解成更小的颗粒沿水流方向前进，此时储层内部孔隙间的胶结被逐步破坏，其结构也随之得以改变，导致生产井出砂现象明显，井下作业措施频繁，且增产效果有效期很短。储层内部和外部生产动态的这些表现特征都说明了油藏已经形成了明显的渗流优势通道，严重影响了水驱开发效果，不利于油藏的可持续开发。
通过上面分析可以发现，渗流优势通道对层状砂岩油藏水驱后期开发的影响是不容忽视的，在进行井网调整、优化二次开发、实施三次采油技术时要想取得良好的开发效果，就需要利用科学、准确、全面的方法识别渗流优势通道。现有技术还未完全能够综合识别层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道，因此，有必要提出一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道识别方法。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的在于：提供了一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其能够识别层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道，从而指导层状砂岩油藏天然水驱与人工注水协同开发。
为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，具体包括以下步骤：
S1：资料收集：
收集研究区油藏的静态资料和动态资料；
S2：油藏数值模拟模型建立：
依据收集的静态资料和动态资料，建立有渗流优势通道的油藏数值模拟模型和无渗流优势通道的油藏数值模拟模型；
S3：绘制每个油藏数值模拟模型的生产井含水率及其导数曲线：
根据油藏数值模拟模型模拟生产得到的生产井含水率数据，绘制生产井含水率及其导数曲线；
S4：绘制研究区油藏生产井的含水率及其导数曲线：
根据收集的动态资料绘制生产井的含水率及其导数曲线；
S5：曲线特征对比识别：
将S4得到的曲线与S3中的每个曲线的曲线特征进行对比：
当S4得到的曲线符合有渗流优势通道的油藏数值模拟模型得到的曲线的曲线特征，则表示研究区油藏储层内存在渗流优势通道；
当S4得到的曲线符合无渗流优势通道的油藏数值模拟模型得到的曲线的曲线特征，则表示研究区油藏储层内不存在渗流优势通道。
进一步地，步骤S1中所述的静态资料包括地质资料、岩石及流体资料和相渗资料，所述的动态资料包括油水井生产动态资料。
进一步地，步骤S2中所述的油藏数值模拟模型的建立包括二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立和多层油水两相油藏数值模拟模型的建立；
所述的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立包括有平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立和无平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立；
所述的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立包括有纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立和无纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立。
进一步地，步骤S2中油藏数值模拟模型建立时，均采用一口注水井及一口生产井的开发模式。
进一步地，所述的注水井以定注入量模式注水，所述的生产井以定井底流压模式生产；所述的注入量为地层条件下的注入量，所述的井底流压高于研究区油藏原油的泡点压力。
进一步地，步骤S2中所述的多层油水两相油藏数值模拟模型建立时的影响因素包括储层韵律性、储层隔夹层以及储层边底水。
进一步地，所述储层韵律性包括：储层呈正韵律分布、储层呈反韵律分布及储层呈复合韵律分布；所述的储层隔夹层包括全隔夹层和部分隔夹层；所述的储层边底水包括底水层和边水区。
进一步地，步骤S5中用于对比识别的曲线为含水率导数随时间变化的曲线或者为含水率导数随无因次时间变化的曲线。
进一步地，所述的含水率导数随无因次时间变化的曲线在绘制时，需要对含水率数据作以下处理：
引入无因次时间tD：
式中，qi为注入井的注水量，m3/d；t为生产时间，d；A为油水井间控制面积，m2；ф为储层孔隙度，％；h为储层厚度，m；
引入含水率导数WWCT′：
进一步地，步骤S5中，曲线特征对比识别时，对比的曲线特征包括出现波峰的时间、波峰的峰值以及波峰的个数。
进一步地，步骤S5中能够识别的渗流优势通道包括平面渗流优势通道和纵向剖面渗流优势通道。
进一步地，步骤S5中还包括如下步骤：
当研究区油藏为多层油水两相油藏时，将S4得到的曲线与S3中的每个曲线的曲线特征进行对比，判断出储层韵律性、储层隔夹层以及储层边底水的具体情况。
本发明的有益效果在于：
本发明中的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道识别方法可以利用油藏数值模拟模型模拟层状砂岩油藏水驱后期开发，得到有、无渗流优势通道两种情况下生产井含水率及其导数曲线，对比研究区油藏生产井含水率及其导数曲线，从而达到综合定性评价研究区油藏是否含有渗流优势通道的目的。
与其它渗流优势通道识别方法相比，该方法应用周期短且所需实际生产动态数据少。
附图说明
图1为本发明层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道识别方法的流程图；
图2为油藏数值模拟模型建立的流程图；
图3为二维平面油水两相油藏数值模拟模型的结构示意图；其中(a)为无平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的结构示意图；(b)为有平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的结构示意图；
图4为多层油水两相油藏数值模拟模型的纵向剖面结构示意图；
图5为不同储层韵律性的曲线图；
图6为考虑储层隔夹层的多层油水两相油藏数值模型的纵向剖面示意图；
图7为考虑油藏边底水的多层油水两相油藏数值模型的纵向剖面示意图；
图8为二维平面油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线，其中a1为无平面渗流优势通道的含水率随无因次时间变化的曲线；a2为无平面渗流优势通道的含水率导数随无因次时间变化的曲线；b1为有平面渗流优势通道的含水率随无因次时间变化的曲线；b2为有平面渗流优势通道的含水率导数随无因次时间变化的曲线；
图9为多层油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线；其中(a)为无纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线，(a)中a1为含水率随无因次时间变化的曲线；(a)中a2为含水率导数随无因次时间变化的曲线；(b)为有纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线，(b)中b1为含水率随无因次时间变化的曲线；(b)中b2为含水率导数随无因次时间变化的曲线；
图10为含有五个阶段标记的有平面渗流优势通道情况下二维平面油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线；图中①表示第一阶段，②表示第二阶段，③表示第三阶段，④表示第四阶段，⑤表示第五阶段。
具体实施例
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地说明，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，具体包括如下步骤：(参见附图1-4)
S1：资料收集：
收集研究区油藏地质资料及油水井生产静动态资料；
S2：油藏数值模拟模型建立：
依据收集的静态资料和动态资料(所述的静态资料包括地质资料、岩石及流体资料和相渗资料，所述的动态资料包括油水井生产动态资料)，建立含有渗流优势通道的油藏数值模拟模型和无渗流优势通道的油藏数值模拟模型；
具体的过程如下：
建立二维平面油水两相油藏数值模拟模型，所述的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立包括有平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立和无平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立；
建立多层油水两相油藏数值模拟模型，所述的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立包括有纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立和无纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立。
其中，上述油藏数值模拟模型建立时，均采用一口注水井及一口生产井的开发模式。所述的注水井以定注入量模式注水，所述的生产井以定井底流压模式生产；所述的注入量为地层条件下的注入量，所述的井底流压高于所应用目标油藏原油的泡点压力。
S3：绘制每个油藏数值模拟模型的生产井含水率及其导数曲线
在建立的油藏数值模拟模型模拟生产得到生产井含水率数据，然后实施以下步骤：
①绘制生产井含水率及其导数曲线
针对油藏数值模拟模型模拟生产得到的生产井含水率(WWCT)数据，作以下数据处理：
引入无因次时间tD：
式中，qi为注入井的注水量，m3/d；t为生产时间，d；A为油水井间控制面积，m2；ф为储层孔隙度，％；h为储层厚度，m。
引入含水率导数WWCT′：
针对二维平面油水两相油藏数值模拟模型，绘制有平面渗流优势通道和无平面渗流优势通道的的含水率及其导数随无因次时间变化的曲线，如图8所示。
针对多层油水两相油藏数值模拟模型模，绘制有纵向剖面渗流优势通道和无纵向剖面渗流优势通道的含水率及其导数随无因次时间变化的曲线，请详见附图9(a)和附图9(b)。
②含水率及其导数曲线分析
二维平面(单层)油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线分析
请参见附图8。对比作出的有优势通道与无优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线可以看出，有优势通道的生产井含水率导数的随无因次时间变化的曲线比无优势通道要多出一个波峰及波谷，有优势通道的生产井含水率导数的随无因次时间变化的曲线，具体可以分为以下五个阶段：(具体划分如图10所示)
第一阶段：注入水尚未突破至生产井阶段，含水率基本保持不变。
第二阶段：注入水沿优势通道向生产井首次突破阶段，WWCT导数曲线到达第一个波谷开始，注入水突破至生产井，至第一个波峰为止，含水率有一定的上升，上升速率逐渐增大，导数曲线呈上升趋势。
第三阶段：注入水沿优势通道向生产井首次突破后，形成局部稳定的油水界面，含水率上升速率降低，含水率导数下降。
第四阶段：沿非优势通道的注入水向生产井二次突破阶段，WWCT导数曲线到达第二个波谷开始，注入水突破至生产井，至第二个波峰为止，含水率有一定的上升，上升速率逐渐增大，导数曲线呈上升趋势。
第五阶段：沿非优势通道的注入水向生产井二次突破后，形成稳定的油水界面，含水率上升速率降低，含水率导数下降。
从上面分析可以看出：有、无平面渗流优势通道得到的生产井含水率导数随无因次时间变化的曲线是有明显区别的，依据第二、第三阶段的变化特征可以识别层状砂岩油藏水驱开发平面渗流优势通道。
多层油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数曲线分析
请参见附图9(a)和附图9(b)。分析多层油水两相油藏数值模拟模型生产井含水率及其导数随无因次时间变化曲线可以看出：未形成优势通道的储层生产井含水率导数曲线呈现单峰特征，而形成优势通道的生产井含水率导数曲线呈现双峰特征，第一个峰的峰值越高、出峰越早，表示储层内渗流优势通道发育程度越高。
从上面分析可以看出：有、无纵向剖面渗流优势通道得到的生产井含水率导数随无因次时间变化曲线是有明显区别的，所以生产井含水率导数随无因次时间变化曲线可以定性识别层状砂岩油藏水驱开发纵向剖面渗流优势通道。
S4：绘制研究区油藏生产井的含水率及其导数曲线
根据收集的动态资料(生产井含水率数据)绘制生产井的含水率及其导数曲线(含水率及其导数随无因次时间变化曲线)：
首先，对含水率数据作以下数据处理后，然后绘制含水率及其导数随无因次时间变化的曲线。
引入无因次时间tD：
式中，qi为注入井的注水量，m3/d；t为生产时间，d；A为油水井间控制面积，m2；ф为储层孔隙度，％；h为储层厚度，m。
引入含水率导数WWCT′：
S5：曲线特征对比识别：
将S4得到的曲线与S3中的每个曲线的曲线特征进行对比，从而识别是否有渗流优势通道；
具体的识别过程如下：
当研究区油藏为二维平面油水两相油藏时，对比判断步骤S4得到的含水率导数随无因次时间变化的曲线是否符合步骤S3中的有平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的含水率导数随无因次时间变化的曲线的曲线特征，若符合，则表示二维平面油水两相油藏储层内存在平面渗流优势通道，反之，则不存在；
当研究区油藏为多层油水两相油藏时，对比判断步骤S4得到的含水率导数随无因次时间变化的曲线是否符合步骤S3中的有纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型的含水率导数随无因次时间变化的曲线的曲线特征，若符合，则表示多层油水两相油藏存在纵向剖面渗流优势通道，反之，则不存在。
以上实施例1中是采用含水率导数随无因次时间变化的曲线进行对比识别是否存在平面渗流优势通道或纵向剖面渗流优势通道；在实际识别时，还可以采用含水率导数随时间变化的曲线进行对比识别是否存在平面渗流优势通道或纵向剖面渗流优势通道。
实施例2
当研究区油藏为多层油水两相油藏且存在纵向剖面渗流优势通道时，进一步对储层韵律性、储层隔夹层以及储层边底水进行判断识别，具体过程如下：(参见附图5-7)
在实施例1的基础上，增加如下方案：
(1)在多层油水两相油藏数值模拟模型时，依次建立考虑不同储层韵律性、储层隔夹层及储层边底水时的多层油水两相油藏数值模拟模型；
(2)根据油藏数值模拟模型模拟生产得到的生产井含水率及其导数随无因次时间变化曲线，依次绘制考虑不同储层韵律性、储层隔夹层及储层边底水时生产井含水率及其导数随无因次时间变化曲线，分析含水率导数随无因次时间变化曲线，得出如下结论：不同韵律性、不同储层隔夹层、不同储层边底水得到的曲线特征(出现波峰的时间、波峰的峰值、波峰的个数)会有明显的不同；所以，可以通过这个方法来判断识别。
需要特别说明的是：虽然不同韵律性、不同储层隔夹层以及不同储层边底水发育程度三种情况下得到的含水率导数随无因次时间变化曲线的波峰的个数会发生改变，但是当油藏纵向上某层发育有渗流优势通道时，该三种情况下的生产井含水率导数随无因次时间变化曲线的大波峰个数均大于或等于2，不会出现如图9(a)中只有一个大波峰的情况。所以，储层韵律性、储层隔夹层以及储层边底水不会对纵向上某层是否存在渗流优势通道的识别造成干扰。
(3)对比判断研究区油藏的含水率导数随无因次时间变化的曲线符合上述哪一个油藏数值模拟模型模拟得到的生产井含水率导数随无因次时间变化曲线的曲线特征，从而判断出储层韵律性、储层隔夹层以及储层边底水的具体情况。
尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (12)
1.一种层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：具体包括以下步骤：
S1：资料收集：
收集研究区油藏的静态资料和动态资料；
S2：油藏数值模拟模型建立：
依据收集的静态资料和动态资料，建立有渗流优势通道的油藏数值模拟模型和无渗流优势通道的油藏数值模拟模型；
S3：绘制每个油藏数值模拟模型的生产井含水率及其导数曲线：
根据油藏数值模拟模型模拟生产得到的生产井含水率数据，绘制生产井含水率及其导数曲线；
S4：绘制研究区油藏生产井的含水率及其导数曲线：
根据收集的动态资料绘制生产井的含水率及其导数曲线；
S5：曲线特征对比识别：
将S4得到的曲线与S3中的每个曲线的曲线特征进行对比：
当S4得到的曲线符合有渗流优势通道的油藏数值模拟模型得到的曲线的曲线特征，则表示研究区油藏储层内存在渗流优势通道；
当S4得到的曲线符合无渗流优势通道的油藏数值模拟模型得到的曲线的曲线特征，则表示研究区油藏储层内不存在渗流优势通道。
2.根据权利要求1所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S1中所述的静态资料包括地质资料、岩石及流体资料和相渗资料，所述的动态资料包括油水井生产动态资料。
3.根据权利要求1所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S2中所述的油藏数值模拟模型的建立包括二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立和多层油水两相油藏数值模拟模型的建立；
所述的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立包括有平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立和无平面渗流优势通道的二维平面油水两相油藏数值模拟模型的建立；
所述的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立包括有纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立和无纵向剖面渗流优势通道的多层油水两相油藏数值模拟模型的建立。
4.根据权利要求3所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S2中油藏数值模拟模型建立时，均采用一口注水井及一口生产井的开发模式。
5.根据权利要求4所述的状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：所述的注水井以定注入量模式注水，所述的生产井以定井底流压模式生产；所述的注入量为地层条件下的注入量，所述的井底流压高于研究区油藏原油的泡点压力。
6.根据权利要求3所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S2中所述的多层油水两相油藏数值模拟模型建立时的影响因素包括储层韵律性、储层隔夹层以及储层边底水。
7.根据权利要求6所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：所述储层韵律性包括：储层呈正韵律分布、储层呈反韵律分布及储层呈复合韵律分布；所述的储层隔夹层包括全隔夹层和部分隔夹层；所述的储层边底水包括底水层和边水区。
8.根据权利要求1所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S5中用于对比识别的曲线为含水率导数随时间变化的曲线或者为含水率导数随无因次时间变化的曲线。
9.根据权利要求8所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：所述的含水率导数随无因次时间变化的曲线在绘制时，需要对含水率数据作以下处理：
引入无因次时间tD：
式中，qi为注入井的注水量，m3/d；t为生产时间，d；A为油水井间控制面积，m2；ф为储层孔隙度，％；h为储层厚度，m；
引入含水率导数WWCT′：
10.根据权利要求1所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S5中，曲线特征对比识别时，对比的曲线特征包括出现波峰的时间、波峰的峰值以及波峰的个数。
11.根据权利要求3所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S5中能够识别的渗流优势通道包括平面渗流优势通道和纵向剖面渗流优势通道。
12.根据权利要求6所述的层状砂岩油藏水驱开发渗流优势通道的识别方法，其特征在于：步骤S5中还包括如下步骤：
当研究区油藏为多层油水两相油藏时，将S4得到的曲线与S3中的每个曲线的曲线特征进行对比，判断出储层韵律性、储层隔夹层以及储层边底水的具体情况。
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