CN114580813A - 高含水期油藏变流线调整的评价方法 - Google Patents

高含水期油藏变流线调整的评价方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种高含水期油藏变流线调整的评价方法，该高含水期油藏变流线调整的评价方法包括：步骤1，确定无效水循环区；步骤2，进行流场强度分区；步骤3，确定影响油藏目前渗流特征的渗流速度参数，进行渗流速度分区；步骤4，进行变流线调整综合评价，将变流线调整划分为不同的分区类型。该高含水期油藏变流线调整的评价方法能够方便、准确、快速有效的判断高含水期油藏不同分区内的渗流特征，为各分区内剩余油挖潜方式提供参考，为老油田提高采收率、改善开发效果起到了重要的经济效益。

Description

高含水期油藏变流线调整的评价方法
技术领域
本发明涉及石油与天然气地质资源的勘探开发技术领域，特别是涉及到一种高含水期油藏变流线调整的评价方法。
背景技术
石油和天然气是国家重要的战略资源，是国民经济发展的重要命脉。随着油气勘探领域的拓展，高含水期油藏高效开发已经成为中国各大油田提高采收率的主要战场之一。
油藏流体在多孔介质中的流动形成流场，目前我国大多数油藏以水驱开发为主，且进入高含水开发阶段，受储层非均质性、油田开发现状等因素的影响，变流线调整分布趋于复杂，制约开发后期剩余油挖潜调整。
油藏变流线调整研究是近些年兴起的一种储层研究方法，由于地质资料、开发方式及研究方法的不同，对渗流单元的划分方法也不完全一致。C L Hearn(1984)在研究Draw油田时，发现不同部位储层物性不同对生产动态的控制作用也不相同，从而提出了流动单元的概念；辛治国(2012)等依据优势变流线调整中变流线调整强度大这一主要特征，引入流场强度指数作为定量的界定指标，并与PV数指数、采出程度及注水效率等参数结合，定量界定了优势通道的形成及所处阶段。姜瑞忠(2012)等选取孔道半径、过水倍数、含水率、流体流速为指标，利用层次分析法和模糊综合评判方法建立油藏变流线调整评价体系，根据流场重整的原则，进行井网调整、层系调整、生产制度调整等提高采收率措施。王都伟(2010)利用聚类分析方法，根据油水井不同的动态数据特征，判断出每口油水井是否存在大孔道和大孔道的级别。然而目前广泛应用的变流线调整评价方法只能通过综合指标确定流场强度，无法反映流场演变过程中历史阶段和现状阶段的渗流特征。
在申请号：CN201310566331.7的中国专利申请中，涉及到一种在油田开发过程中，处于聚合物驱后阶段油藏的变流线井网调整方法，该聚合物驱后变流线井网调整方法包括：进行精细地质研究，建立精细油藏三维地质模型；建立数值模拟模型，分析剩余油饱和度分布规律；进行层系井网调整的可行性分析；设计变流线井网调整方案；以及利用油藏数值模拟方法对方案进行指标预测，选择最优方案。然而该专利主要对聚合物驱的井网优化方法进行了分析，未形成合理的渗流特征分区，同时未针对水驱油藏进行合理评价，无法指导后续提高采收率方案的编制。
在申请号：CN201510164306.5的中国专利申请中，涉及到一种多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，该方法包括：步骤1，进行精细油藏地质综合研究；步骤2，利用建模数模一体化技术研究二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征，研究动静态因素对二元驱后剩余油分布的影响，并根据数值模拟研究结果，建立多层油藏二元驱后剩余油分布模式；步骤3，对多层油藏利用层系细分重组四级优化方法进行层系细分，再根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化流线调整方案以挖潜二元驱后剩余油。然而该专利在论证二元驱层系细分的基础上，未对平面剩余潜力分布和流场能量进行定量评价，从而无法形成有指导性的渗流特征分区。
在申请号：CN201510569551.4的中国专利申请中，涉及到一种厚层油藏变流线矢量调整方法，该厚层油藏变流线矢量调整方法包括：步骤1，进行储层非均质性研究；步骤2，建立数值模拟模型，并进行历史拟合；步骤3，进行剩余油饱和度分布规律研究；步骤4，进行井网变流线调整方案设计；步骤5，利用数值模拟技术，预测变流线方案的最终采收率，据此进行变流线方案优选；步骤6，优化注水参数矢量，利用数值模拟技术，预测矢量注水参数优化方案的最终采收率。然而该专利仅对厚油层变流线矢量调整进行了论述，未形成一种通用的定量评价方法评价变流线调整的渗流特征分区。
为此我们发明了一种新的高含水期油藏变流线调整的评价方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种根据渗流特征解剖将油藏划分为六个分区，操作简单，快速有效，易推广使用，可较好地指导高含水开发后期油藏剩余油的挖潜工作的高含水期油藏变流线调整的评价方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：高含水期油藏变流线调整的评价方法，该高含水期油藏变流线调整的评价方法包括：步骤1，确定无效水循环区；步骤2，进行流场强度分区；步骤3，确定影响油藏目前渗流特征的渗流速度参数，进行渗流速度分区；步骤4，进行变流线调整综合评价，将变流线调整划分为不同的分区类型。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，在实际油藏断块基础地质研究的基础上，进行三维地质建模及数值模拟，确定饱和度场分布，同时对高含水期油藏剩余潜力进行分析，将油水相对渗透率比值开始形成拐点对应的位置作为低效水循环的标志，根据油水相渗曲线比值拐点位置确定无效水循环区。
在步骤2中，通过层次分析法对影响油藏开发过程中重要参数进行筛选，确定各影响因素之间的逻辑关系，形成流场强度的表达式，利用流场强度公式，对数值模拟结果进行计算，确定流场强度分区，并将流场强度分为高强度区和低强度区。
在步骤2中，形成的流场强度的表达式为：
Figure BDA0002810781740000031
M为通过油藏横截面流体的累积流量，m3；Qx为Δt时间内通过x方向流体的流量，m3；Qy为Δt时间内通过y方向流体的流量，m3；Qz为Δt时间内通过z方向流体的流量，m3；Dx为x方向截面的长度，m；Dy为y方向截面的长度，m；Dz为z方向截面的长度，m；Δt为单位时间间隔，s。
在步骤3中，确定影响油藏目前渗流特征的渗流速度参数，并将油藏区分为高速渗流区域和低速渗流区域。
在步骤3中，油水两相流渗流公式为：
Figure BDA0002810781740000032
Vt为油水两相渗流速度，m3/d；qw为水相流量，m3；qo为油相流量，m3；B为井距，m；h为油层厚度，m；K为油藏绝对渗透率，10-3μm2；Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；μw为水相粘度，mPa·s；μo为原油黏度，mPa·s。
在步骤4中，基于渗流特征解剖，结合无效水循环区、高渗流强度区、低渗流强度区、高速渗流区及低速渗流区的分区结果，将结果进行组合，最终形成反映流场历史开发阶段及现状开发阶段的变流线调整评价方法。
在步骤4中，利用考虑各渗流特征的综合评价，将变流线调整划分为六种不同的分区类型，分别为高速高潜力区、低速低潜力区、高速低潜力区、低速高潜力区、储量未动用区、无效水循环区，从而实现对渗流单元的定量评价。
本发明中的高含水期油藏变流线调整的评价方法，以高含水期油藏渗流特征为基础，形成针对油藏历史指标和现状指标的评价标准，将渗流单元划分为6种类型，提出相应的变流线调整重构方法，为下一步挖潜剩余油、提高采收率指明方向。该高含水期油藏变流线调整的评价方法能够方便、准确、快速有效的判断高含水期油藏不同分区内的渗流特征，为各分区内剩余油挖潜方式提供参考，为老油田提高采收率、改善开发效果起到了重要的经济效益。
附图说明
图1为本发明的一具体实施例中低效水循环分区图；
图2为本发明的一具体实施例中流场强度分区图；
图3为本发明的一具体实施例中渗流速度分区图；
图4为本发明的一具体实施例1中变流线调整综合评价图；
图5为本发明的一具体实施例2中变流线调整综合评价图；
图6为本发明的一具体实施例3中变流线调整综合评价图；
图7为本发明的高含水期油藏变流线调整的评价方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
如图7所示，图7为本发明的高含水期油藏变流线调整的评价方法的流程图。
步骤101，无效水循环区确定。在高含水开发后期，受高倍水驱影响，油水相对渗透率比值与含水饱和度的半对数关系曲线会形成下弯的趋势，造成吨油含水量高，水驱效果变差。因此，将油水相对渗透率比值开始形成拐点对应的位置作为低效水循环的标志。
步骤102，进行流场强度分区。通过层次分析法对影响油藏开发过程中重要参数进行筛选，确定各影响因素之间的逻辑关系，形成流场强度的表达式如下：
流场强度：
Figure BDA0002810781740000051
M为通过油藏横截面流体的累积流量，m3；Qx为Δt时间内通过x方向流体的流量，m3；Qy为Δt时间内通过y方向流体的流量，m3；Qz为Δt时间内通过z方向流体的流量，m3；Dx为x方向截面的长度，m；Dy为y方向截面的长度，m；Dz为z方向截面的长度，m；Δt为单位时间间隔，s。
步骤103，确定影响油藏目前渗流特征的渗流速度参数，并将油藏区分为高速渗流区域和低速渗流区域，其中油水两相流渗流公式为；
油水两相渗流公式：
Figure BDA0002810781740000052
Vt为油水两相渗流速度，m3/d；qw为水相流量，m3；qo为油相流量，m3；B为井距，m；h为油层厚度，m；K为油藏绝对渗透率，10-3μm2；Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；μw为水相粘度，mPa·s；μo为原油黏度，mPa·s。
步骤104，利用考虑各渗流特征的综合评价，将变流线调整划分为六种不同的分区类型，分别为高速高潜力区、低速低潜力区、高速低潜力区、低速高潜力区、储量未动用区、无效水循环区，从而实现对渗流单元的定量评价。
本发明提供了一种高含水期油藏变流线调整的评价方法，快速确定基于渗流特征解剖的变流线调整分区方法。该方法对于油藏开发后期剩余油挖潜，提高采收率等研究具有重要的开发意义。
以下结合附图和具体实施例对本发明作具体的介绍。在应用本发明的一具体实施例1中，以港东油田高含水期变流线调整评价为例，具体包括以下步骤：
第一步、无效水循环区确定
在实际油藏断块基础地质研究的基础上，进行三维地质建模及数值模拟，确定饱和度场分布，同时对高含水期油藏剩余潜力进行分析，根据油水相渗曲线比值拐点位置确定无效水循环区(图1)。
第二步、流场强度分区确定
利用流场强度公式，对数值模拟结果进行计算，确定流场强度分区，并将流场强度分为高强度区和低强度区(图2)。
第三步、渗流速度分区确定
利用油藏数值模拟输入及输出的渗透率场、原油粘度场、压力场根据渗流速度计算公式，确定渗流速度分区结果，并将渗流速度分为高速渗流区及低速渗流区(图3)。
第四步、变流线调整综合评价方法确定
基于渗流特征解剖，结合无效水循环区、高渗流强度区、低渗流强度区、高速渗流区及低速渗流区的分区结果，将结果进行组合，最终形成反映流场历史开发阶段及现状开发阶段的变流线调整评价方法，将考虑渗流特征的变流线调整分为六个区，分别为无效水循环区、高速高潜力区、低速高潜力区、高速低潜力区、低速低潜力区及储量未动用区(图4)，最终形成变流线调整综合评价结果。
在应用本发明的具体实施例2中，以港西油田高含水期变流线调整评价为例，具体包括以下步骤：
第一步、无效水循环区确定
在实际油藏断块基础地质研究的基础上，进行三维地质建模及数值模拟，确定饱和度场分布，同时对高含水期油藏剩余潜力进行分析，根据油水相渗曲线比值拐点位置确定无效水循环区。
第二步、流场强度分区确定
利用流场强度公式，对数值模拟结果进行计算，确定流场强度分区，并将流场强度分为高强度区和低强度区。
第三步、渗流速度分区确定
利用油藏数值模拟输入及输出的渗透率场、原油粘度场、压力场根据渗流速度计算公式，确定渗流速度分区结果，并将渗流速度分为高速渗流区及低速渗流区。
第四步、变流线调整综合评价方法确定
基于渗流特征解剖，结合无效水循环区、高渗流强度区、低渗流强度区、高速渗流区及低速渗流区的分区结果，将结果进行组合，最终形成反映流场历史开发阶段及现状开发阶段的变流线调整评价方法，将考虑渗流特征的变流线调整分为六个区，分别为无效水循环区、高速高潜力区、低速高潜力区、高速低潜力区、低速低潜力区及储量未动用区(图5)，最终形成变流线调整综合评价结果。
在应用本发明的具体实施例3中，以羊三木油田高含水期变流线调整评价为例，具体包括以下步骤：
第一步、无效水循环区确定
在实际油藏断块基础地质研究的基础上，进行三维地质建模及数值模拟，确定饱和度场分布，同时对高含水期油藏剩余潜力进行分析，根据油水相渗曲线比值拐点位置确定无效水循环区。
第二步、流场强度分区确定
利用流场强度公式，对数值模拟结果进行计算，确定流场强度分区，并将流场强度分为高强度区和低强度区。
第三步、渗流速度分区确定
利用油藏数值模拟输入及输出的渗透率场、原油粘度场、压力场根据渗流速度计算公式，确定渗流速度分区结果，并将渗流速度分为高速渗流区及低速渗流区。
第四步、变流线调整综合评价方法确定
基于渗流特征解剖，结合无效水循环区、高渗流强度区、低渗流强度区、高速渗流区及低速渗流区的分区结果，将结果进行组合，最终形成反映流场历史开发阶段及现状开发阶段的变流线调整评价方法，将考虑渗流特征的变流线调整分为六个区，分别为无效水循环区、高速高潜力区、低速高潜力区、高速低潜力区、低速低潜力区及储量未动用区(图6)，最终形成变流线调整综合评价结果。
最后应说明的是：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，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例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。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。
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。

Claims (8)

1.高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，该高含水期油藏变流线调整的评价方法包括：
步骤1，确定无效水循环区；
步骤2，进行流场强度分区；
步骤3，确定影响油藏目前渗流特征的渗流速度参数，进行渗流速度分区；
步骤4，进行变流线调整综合评价，将变流线调整划分为不同的分区类型。
2.根据权利要求1所述的高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，在步骤1中，在实际油藏断块基础地质研究的基础上，进行三维地质建模及数值模拟，确定饱和度场分布，同时对高含水期油藏剩余潜力进行分析，将油水相对渗透率比值开始形成拐点对应的位置作为低效水循环的标志，根据油水相渗曲线比值拐点位置确定无效水循环区。
3.根据权利要求1所述的高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，在步骤2中，通过层次分析法对影响油藏开发过程中重要参数进行筛选，确定各影响因素之间的逻辑关系，形成流场强度的表达式，利用流场强度公式，对数值模拟结果进行计算，确定流场强度分区，并将流场强度分为高强度区和低强度区。
4.根据权利要求3所述的高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，在步骤2中，形成的流场强度的表达式为：
Figure FDA0002810781730000011
M为通过油藏横截面流体的累积流量，m3；Qx为Δt时间内通过x方向流体的流量，m3；Qy为Δt时间内通过y方向流体的流量，m3；Qz为Δt时间内通过z方向流体的流量，m3；Dx为x方向截面的长度，m；Dy为y方向截面的长度，m；Dz为z方向截面的长度，m；Δt为单位时间间隔，s。
5.根据权利要求1所述的高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，在步骤3中，确定影响油藏目前渗流特征的渗流速度参数，并将油藏区分为高速渗流区域和低速渗流区域。
6.根据权利要求5所述的高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，在步骤3中，油水两相流渗流公式为：
Figure FDA0002810781730000021
Vt为油水两相渗流速度，m3/d；qw为水相流量，m3；qo为油相流量，m3；B为井距，m；h为油层厚度，m；K为油藏绝对渗透率，10-3μm2；Krw为水相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；μw为水相粘度，mPa·s；μo为原油黏度，mPa·s。
7.根据权利要求1所述的高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，在步骤4中，基于渗流特征解剖，结合无效水循环区、高渗流强度区、低渗流强度区、高速渗流区及低速渗流区的分区结果，将结果进行组合，最终形成反映流场历史开发阶段及现状开发阶段的变流线调整评价方法。
8.根据权利要求7所述的高含水期油藏变流线调整的评价方法，其特征在于，在步骤4中，利用考虑各渗流特征的综合评价，将变流线调整划分为六种不同的分区类型，分别为高速高潜力区、低速低潜力区、高速低潜力区、低速高潜力区、储量未动用区、无效水循环区，从而实现对渗流单元的定量评价。
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