CN114718529A - 油藏分层注水界限划分方法 - Google Patents

油藏分层注水界限划分方法 Download PDF

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CN114718529A CN202110006400.3A CN202110006400A CN114718529A CN 114718529 A CN114718529 A CN 114718529A CN 202110006400 A CN202110006400 A CN 202110006400A CN 114718529 A CN114718529 A CN 114718529A
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Abstract

本申请公开了一种油藏分层注水界限划分方法，包括：将多个具有不同渗透率的岩心模型进行恒压并联驱替，得到驱替数据；对驱替数据进行处理，得到至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线；对至少一条变化曲线进行拟合，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，其中渗透率比值是选择任意一个岩心模型渗透率作为基准渗透率，其他岩心模型渗透率与基准渗透率的比值；将待划分注水界限的注水段储层特征代入第二表达式，得到油藏分层注水渗透率比值界限，根据比值界限与待划分注水界限注水段内各层渗透率比值，确定油藏分层注水界限。本方法将渗透率与分层注水界限划分相关联，根据实际油藏储层性质确定分层注水界限，实现精细注水、有效注水。

Description

油藏分层注水界限划分方法
技术领域
本申请涉及油田注水开发技术领域，特别涉及一种油藏分层注水界限划分方法。
背景技术
注水开发作为油田稳产增产的重要措施之一，在油田开发中的地位越来越重要。目前，油田注水开发的方式主要为笼统注水和分层注水。由于我国大部分油田为非均质多油层砂岩油藏，各类油层层间物性差异很大，在日常注水开发过程中，存在层间吸水不均、各注水层吸水量与配注量不匹配、注水采收率较低等问题，因而油田现场大多采用分层注水方式进行开发。
分层注水是指在注水井中下入封隔器，把物性差异较大的油层分隔开，再用配水器进行分层配水，使高渗透率油层注水量得到控制，中低渗透率油层注水量得到加强，使各类油层都能发挥作用的一种注水方式。
分层注水的关键是对注水界限的合理划分。然而，油藏现场条件复杂，影响因素多，各因素之间的关系也非常复杂，且开发状态处于不断变化之中。现有的注水井测试资料多为笼统注水测试数据，现有的对注水层段的划分也只是通过参考油藏的静态物理参数以及以往注水井吸水的状况，利用油藏工程方法或者数值模拟方法来进行，无法通过油藏现场的储层性质及开采状态对分层注水界限进行合理划分。
发明内容
鉴于此，本申请提供一种油藏分层注水界限划分方法，能够根据油藏实际的储层性质和采出程度对分层注水界限进行划分，以适应油藏开发状况不断变化的要求，实现精细注水、有效注水。
具体而言，包括以下的技术方案：
一种油藏分层注水界限划分方法，所述方法包括：
将多个具有不同渗透率的岩心模型进行恒压并联驱替，得到驱替数据；
对所述驱替数据进行处理，得到至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线；
对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，其中一条所述渗透率比值随基准渗透率的变化曲线中的渗透率比值是选择任意一个所述岩心模型的渗透率作为基准渗透率，其他所述岩心模型的渗透率与所述基准渗透率的比值；
将待划分注水界限的注水段的储层特征代入所述油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，得到油藏分层注水渗透率比值界限；
根据所述油藏分层注水渗透率比值界限与所述待划分注水界限的注水段内各层渗透率比值，确定油藏分层注水界限。
可选的，每个所述的岩心模型具有相同的长度和截面积，所述岩心模型的渗透率由所述待划分注水界限的注水段的渗透率确定。
可选的，所述驱替数据包括所述每个岩心模型的渗透率、不同时刻下每个所述岩心模型的产水量和产油量，其中所述产水量与产油量之和为产出液量。
可选的，所述对所述驱替数据进行处理，得到至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，包括：
对所述驱替数据进行处理，得到不同产出液含水率下所述岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线。
可选的，所述对所述驱替数据进行处理，得到不同产出液含水率下所述岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，包括：
(1)将所述岩心模型按照渗透率由小到大的顺序编号，分别记为1，2，…，i，…，n，所述n为≥2的正整数，i为<n的正整数；
(2)选取第i个所述岩心模型的渗透率作为基准渗透率Ki 0，第(i+1)到第n个所述岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值为Ki i+1，Ki i+2，…Ki n；
(3)当i＝1时，选取第1个所述岩心模型的渗透率作为基准渗透率K1 0，第2到第n个所述岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值为K1 2，K1 3，…K1 n；
(4)对j＝n，n-1，n-2，…，(i+1)依次取值，计算由第i至第j个所述岩心模型组成的组合体总产出液含水率从达到设定值时，至所述组合体中除去产出液含水率最大的岩心模型后总产出液含水率再次达到设定值时，所述组合体内除去产出液含水率最大的岩心模型后的(j-i)个岩心模型的总产油量Mj和n个所述岩心模型中除去所述(j-i)个岩心模型后剩余岩心模型的总产油量Nj；
(5)计算M1 j与N1 j的总产油量的差值Q1 j，通过j的不同取值，得到一系列以第1个岩心模型的渗透率作为基准渗透率K1 0时的Q1 j以及对应的产出液含水率最大的岩心模型，建立Q1 j与对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值K1 j的关系曲线，找出所述关系曲线中最大Q1 j对应的渗透率比值K1 max；
(6)对i＝2，3…，(n-1)依次取值，重复步骤(4)-(5)，得到一系列以不同所述岩心模型作基准渗透率Ki 0时的
Figure BDA0002883584290000031
和对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值
Figure BDA0002883584290000032
建立
Figure BDA0002883584290000033
与对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值
Figure BDA0002883584290000034
的关系曲线，找出每条所述关系曲线中最大
Figure BDA0002883584290000035
对应的渗透率比值Ki max；
(7)以所述渗透率比值Ki max与对应的基准渗透率Ki 0作图，得到所述组合体的总产出液含水率为设定值时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线；
(8)改变所述组合体的总产出液含水率的设定值，重复步骤(4)-(7)，得到所述组合体的总产出液含水率为不同设定值时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线。
可选的，所述对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，包括：
所述组合体的总产出液含水率为不同设定值时，利用油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，得到不同的a和b的数值，
其中，所述油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式为：
Figure BDA0002883584290000036
其中，Kv为油藏分层注水渗透率比值界限，无因次；a为与所述组合体总产出液含水率有关的第一参数，无因次；b为与所述组合体总产出液含水率有关的第二参数，无因次；K0为基准渗透率，单位为mD。
可选的，所述对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，还包括对所述油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式中a和b的拟合；
根据以下公式获取a和b：
a＝f(fw)，b＝f'(fw)
其中，fw为组合体的总产出液含水率，无因次；f(fw)为第一函数关系式，f'(fw)为第二函数关系式。
可选的，所述得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，包括：
将所述第一函数关系式和所述第二函数关系式代入所述油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式，得到所述油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，
其中，所述油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式为：
Figure BDA0002883584290000041
其中，Kv为油藏分层注水渗透率界限，无因次；K0为基准渗透率，单位为mD。
可选的，所述确定油藏分层注水界限包括：
(1)获取待划分注水界限的注水段的总含水率以及所述注水段内各层的渗透率；
(2)将所述注水段内的总含水率代入所述油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，得到Kv与K0的函数关系式；
(3)选取所述注水段内各层中渗透率最小的一层，以所述渗透率最小的一层的渗透率作为K0，将所述K0代入所述Kv与K0的函数关系式，计算得到Kv值，同时计算注水段内各层在该基准渗透率下的渗透率比值；
(4)以所述渗透率最小的一层为基准，向周围按照沿靠近渗透率最小的一层到远离渗透率最小的一层的方向依次比较Kv与所述注水段内各层的渗透率比值，直到所述注水段内的一层渗透率比值大于Kv，将所述渗透率比值小于等于Kv的层划为同一注水层；
(5)选取所述注水段内未划分注水层的各层中渗透率最小的一层，重复步骤(3)-(4)，直至完成对所述注水段内所有层的划分。
可选的，所述并联驱替的步骤包括：
对每个所述岩心模型抽真空、用水饱和，得到饱和水后的岩心模型；
对每个所述饱和水后的岩心模型恒压饱和油，得到饱和油后的岩心模型；
对多个所述饱和油后的岩心模型进行并联驱替，至所有所述岩心模型产出液含水率均达到99％。
本申请实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
本申请实施例提供的油藏分层注水界限划分方法，通过室内的并联驱替实验将渗透率与分层注水界限的划分相关联，可以根据实际油藏的储层性质确定油藏的分层注水界限，比相关技术中仅依靠以往的数据建立分注模型的方法更符合油田动态发展的要求。本申请实施例提供的划分方法适用于中高渗透油藏，尤其是复杂断块薄互层油藏，能够根据储层渗透率分布特征，科学的选出最优的分注段划分方案，最终实现精细注水、有效注水，提高原油的采收率。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提供的一种油藏分层注水界限划分方法的流程图；
图2为本申请实施例提供的一种并联驱替实验的流程图；
图3为本申请实施例提供的一种确定油藏分层注水界限的流程图；
图4为本申请实施例提供的一种以第1个岩心模型的渗透率为基准渗透率时，M1 j与N1 j的总产油量的差值Q1 j与第j个岩心模型的渗透率比值K1 j的关系曲线图；
图5为本申请实施例提供的一种以第i个岩心模型的渗透率为基准渗透率时，Mi j与Ni j的总产油量的差值Qi j与第j个岩心模型的渗透率比值Ki j的关系曲线图；
图6为本申请实施例提供的一种组合体的总产出液含水率分别为98％、90％和80％时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线图。
通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。
随着油田开发中后期，国内油田大规模进入高含水期。多层合采的断块油藏由于层间物性差异大，油层渗透率在纵向上和平面上大小不均匀，注入水沿着高渗透层或高渗透区窜流，而中低渗透层或渗透区却吸水很少，从而引起一系列矛盾，即层间矛盾、平面矛盾以及层内矛盾。
分层注水技术是解决层间矛盾的有效方法，其可以调整油层平面上注入水分布不均匀的状况，有效控制油井含水上升速度和油田综合含水率的上升速度，有利于提高储层动用程度和油田的最终采收率。发展分层注水技术，实现精细注水、有效注水，是油田进入稳产阶段改善开发效果的必然选择。
与在井口采用同一压力且不对各注水层进行分置处理的笼统注水不同，分层注水是指在注水井中下入封隔器，把物性差异较大的油层分隔开，再用配水器进行分层配水，使高渗层注水量得到控制，中低渗透率油层注水得到加强，使各类油层都能发挥作用的一种注水方式。
分层注水中注水层段的合理划分是提高分层注水效果的关键。目前对于油藏分层注水界限的划分主要通过油藏工程的工作来研究，油藏工程的研究工作就是应用油、气藏地质模型和以往的开采数据，模拟分析或拟合油藏地下动态和开采过程，预测未来的开采状况。然而油藏现场条件复杂，影响因素多，且开发状态处于不断变化之中，现有的注水井测试资料多为笼统注水测试数据，现有的对注水层段的划分也只是通过参考油藏的静态物理参数以及以往注水井吸水的状况，利用油藏工程方法或者数值模拟方法来进行，无法通过油藏现场的实际储层性质，客观准确的划分油藏分层注水界限。
为了解决相关技术中存在的问题，本申请实施例提供了一种油藏分层注水界限划分方法。
图1是本申请实施例提供的一种油藏分层注水界限划分方法的流程图，包括：
步骤101，将多个具有不同渗透率的岩心模型进行恒压并联驱替，得到驱替数据；
步骤102，对驱替数据进行处理，得到至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线；
步骤103，对至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，其中一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线中的渗透率比值是选择任意一个岩心模型的渗透率作为基准渗透率，其他岩心模型的渗透率与基准渗透率的比值；
步骤104，将待划分注水界限的注水段的储层特征代入油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，得到油藏分层注水渗透率比值界限；
步骤105，根据油藏分层注水渗透率比值界限与待划分注水界限的注水段内各层渗透率比值，确定油藏分层注水界限。
本申请实施例提供的油藏分层注水界限划分方法，通过室内的并联驱替实验将渗透率与分层注水界限的划分相关联，可以根据实际油藏的储层性质确定油藏的分层注水界限，比相关技术中仅依靠以往的数据建立分注模型的方法更符合油田动态发展的要求，最终实现精细注水、有效注水，提高原油的采收率。
图2是本申请实施例提供的一种并联驱替实验的流程图，包括：
步骤1011，对每个岩心模型抽真空、用水饱和，得到饱和水后的岩心模型；
步骤1012，对每个饱和水后的岩心模型恒压饱和油，得到饱和油后的岩心模型；
步骤1013，对多个饱和油后的岩心模型进行并联驱替，至所有岩心模型产出液含水率均达到99％。
可以理解的是，驱替至所有岩心模型产出液含水率达到99％，可以使实验数据更完整，使本申请实施例的方法能够对油藏现场处于不同含水率的储层进行分注界限的划分，适用范围更广。
可选的，岩心模型可以是人造岩心也可以是实际储层岩心。
可选的，饱和水所用的水可以为地层水或模拟矿化水。
可选的，饱和油所用的油可以为模拟油。需要说明的是，本申请采用0.2atm的注入压力驱替饱和水后的岩心模型，直至出口端产出连续的油流，以模拟储层油藏的分布状态。
可选的，对每个岩心饱和水后，用水测定每个岩心模型的渗透率。
可选的，将每个岩心模型饱和油后，置于30℃恒温箱中进行老化处理。
可选的，并联驱替注入方式为笼统注水。
可选的，注入压力为20Kpa。需要说明的是，本申请是针对储层特征建立岩心模型，并在恒压下对并联驱替进行研究，对岩心模拟流动的研究不包括井底径向流部分，只研究模拟注采井间中心部分的流动，因此驱替压力较小，设计为20Kpa。这种情况下能够更好的分析各岩心模型之间产液结构对总产液状况的影响规律，从而能够更准确的划分油藏分层注水界限。
可选的，每个的岩心模型具有相同的长度和截面积，岩心模型的渗透率由待划分注水界限的注水段的渗透率确定。通过选取相同长度和截面积的岩心模型，可以排除其他干扰因素，有针对性的研究待划分注水界限的注水段储层的渗透率对油藏注水界限划分的影响。
可选的，驱替数据包括每个岩心模型的渗透率、不同时刻下每个岩心模型的产水量和产油量，其中产水量与产油量之和为产出液量。可以理解的是，通过驱替数据可以得到产出液含水率以及岩心模型的产油量。
可选的，对驱替数据进行处理，得到至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，包括：
对驱替数据进行处理，得到不同产出液含水率下岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线。需要说明的是，岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线随着产出液含水率的改变而改变。
可选的，对驱替数据进行处理，得到不同产出液含水率下岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，包括：
步骤1021，将岩心模型按照渗透率由小到大的顺序编号，分别记为1，2，…，i，…，n，n为≥2的正整数，i为<n的正整数；
步骤1022，选取第i个岩心模型的渗透率作为基准渗透率Ki 0，第(i+1)到第n个岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值为Ki i+1，Ki i+2，…Ki n；
步骤1023，当i＝1时，选取第1个岩心模型的渗透率作为基准渗透率K1 0，第2到第n个岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值为K1 2，K1 3，…K1 n；
步骤1024，对j＝n，n-1，n-2，…，(i+1)依次取值，计算由第i至第j个岩心模型组成的组合体总产出液含水率从达到设定值时，至组合体中除去产出液含水率最大的岩心模型后总产出液含水率再次达到设定值时，组合体内除去产出液含水率最大的岩心模型后的(j-i)个岩心模型的总产油量Mj和n个岩心模型中除去(j-i)个岩心模型后剩余岩心模型的总产油量Nj；
步骤1025，计算M1 j与N1 j的总产油量的差值Q1 j，通过j的不同取值，得到一系列以第1个岩心模型的渗透率作为基准渗透率K1 0时的Q1 j以及对应的产出液含水率最大的岩心模型，建立Q1 j与对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值K1 j的关系曲线，找出关系曲线中最大Q1 j对应的渗透率比值K1 max；
步骤1026，对i＝2，3…，(n-1)依次取值，重复步骤(4)-(5)，得到一系列以不同岩心模型作基准渗透率Ki 0时的
Figure BDA0002883584290000081
和对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值
Figure BDA0002883584290000082
建立
Figure BDA0002883584290000083
与对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值
Figure BDA0002883584290000084
的关系曲线，找出每条关系曲线中最大
Figure BDA0002883584290000085
对应的渗透率比值Ki max；
步骤1027，以渗透率比值Ki max与对应的基准渗透率Ki 0作图，得到组合体的总产出液含水率为设定值时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线；步骤1028，改变组合体的总产出液含水率的设定值，重复步骤(1024)-(1027)，得到组合体的总产出液含水率为不同设定值时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线。
需要说明的是，在由第i至第j个岩心模型组成的组合体中，当总产出液含水率达到设定值时，将此时组合体中所有产出液含水率高于等于第j个岩心模型的岩心模型作为高渗透组，所有产出液含水率低于第j个岩心模型的岩心模型作为低渗透组，则通过寻找最大的
Figure BDA0002883584290000091
可以得到在该基准渗透率下最有利于低渗透组产出油的渗透率比值Ki max，也就是高渗组和低渗组的划分界限。通过一系列不同基准渗透率下最大的
Figure BDA0002883584290000092
对应的渗透率极差Ki max，可以得到不同基准渗透性下高渗组和低渗组的划分界限。
可选的，对至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，包括：
组合体的总产出液含水率为不同设定值时，利用油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式对至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，得到不同的a和b的数值，
其中，油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式为：
Figure BDA0002883584290000093
其中，Kv为油藏分层注水渗透率比值界限，无因次；a为与组合体总产出液含水率有关的第一参数，无因次；b为与组合体总产出液含水率有关的第二参数，无因次；K0为基准渗透率，单位是mD。
需要说明的是，由于岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线随着产出液含水率的改变而改变，每一个产出液含水率都对应着一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，也对应着一个a和一个b的值。因此要拟合渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，就需要得到多条产出液含水率下渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，由此得到多个a和b的值。
可选的，对至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，还包括对油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式中a和b的拟合；
根据以下公式获取a和b：
a＝f(fw)，b＝f'(fw)，
其中，其中fw为组合体的总产出液含水率，无因次；f(fw)为第一函数关系式，f'(fw)为第二函数关系式。
可选的，对a的拟合为非线性拟合，对b的拟合为非线性拟合。
可以理解的是，通过对a的拟合，可以得到a与组合体的总产出液含水率的函数关系，通过对b的拟合，可以得到b与组合体的总产出液含水率的函数关系。
可选的，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，包括：
将第一函数关系式和第二函数关系式代入油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，
其中，油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式为：
Figure BDA0002883584290000101
其中，Kv为油藏分层注水渗透率界限，无因次；K0为基准渗透率，单位是mD。
需要说明的是，油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式与组合体的总产出液含水率有关，还与选取的基准渗透率以及在该基准渗透率下的渗透率比值有关，能够同时反映油藏的储层特征和开发状态特征。
图3为本申请实施例提供的一种确定油藏分层注水界限的流程图，包括，
步骤1041，获取待划分注水界限的注水段的总含水率以及注水段内各层的渗透率；
步骤1042，将注水段内的总含水率代入油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，得到Kv与K0的函数关系式；
步骤1043，选取注水段内各层中渗透率最小的一层，以渗透率最小的一层的渗透率作为基准渗透率，将基准渗透率代入Kv与K0的函数关系式，计算得到Kv值，同时计算注水段内各层在该基准渗透率下的渗透率比值；
步骤1044，以渗透率最小的一层为基准，向周围按照沿靠近渗透率最小的一层到远离渗透率最小的一层的方向依次比较Kv与注水段内各层的渗透率比值，直到注水段内的一层渗透率比值大于Kv，将渗透率比值小于等于Kv的层划为同一注水层；
步骤1045，选取注水段内未划分注水层的各层中渗透率最小的一层，重复步骤1043至步骤1044，直至完成对注水段内所有层的划分。
下面结合一个具体实施例作具体说明。
选取大港油田某井组为例，大港油田某井组实际的15个层，其物性参数状况见表1。
从表1中看出，根据大港油田某井组实际的15个层的渗透率，建立渗透率分别为20、40、60、80、100、120、160、220、300和500mD的长度与截面积均相同的岩心模型。将每个岩心模型抽真空、饱和水后，用水测定岩心模型的渗透率，再向每个岩心模型饱和油，将所有岩心模型并联，进行并联驱替，并联驱替的注入压力为恒压，并联驱替的注入方式为笼统注水，直至所有岩心模型产出液含水率均达到99％，并记录每个岩心模型在不同时刻的产水量和产油量；
将所有岩心模型按照渗透率从小到大的顺序排列，分别记为第1个岩心模型、第2个岩心模型，……，第10个岩心模型；
当选取第i个岩心模型的渗透率作为基准渗透率Ki 0时，第(i+1)到第n个岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值为Ki i+1，Ki i+2，…Ki n；
取第1个岩心模型的渗透率20mD作为基准渗透率，其他9个岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值分别为2，3，4，5，6，8，11，15，25；
第1个至第j个岩心模型组成的组合体中，对j＝10，9，8，……，2依次取值，取j＝10时，当第1个至第10个岩心模型组成的组合体总产出液平均含水率达到98％时，选出组合体中产出液含水率最大的岩心模型，即第10个岩心模型，计算从此时至剩余9个岩心模型的总产出液平均含水率再次达到98％这段时间内，第1个至第9个岩心模型的总产油量和第10个岩心模型的产油量以及两者的差值Q1 10；
除去第10个岩心模型，当第1个至第9个岩心模型组成的组合体总产出液平均含水率达到98％时，选出组合体中产出液含水率最大的岩心模型，即第9个岩心模型，计算从此时至剩余8个岩心模型的总产出液平均含水率再次达到98％这段时间内，第1个至第8个岩心模型的总产油量和第9个、第10个岩心模型的总产油量，以及两者的差值Q1 9；
当第1个至第8个岩心模型组成的组合体总产出液平均含水率达到98％时，选出组合体中产出液含水率最大的岩心模型，即第8个岩心模型，计算从此时至剩余7个岩心模型的总产出液平均含水率再次达到98％这段时间内，第1个至第7个岩心模型的总产油量和第8个、第9个、第10个岩心模型的总产油量，以及两者的差值Q1 8；
以此类推，得到一系列以第1个岩心模型的渗透率为基准渗透率时的Q1 j以及对应的产出液含水率最大的第j个岩心模型，作出Q1 j与第j个岩心模型的渗透率比值K1 j的关系曲线。
图4是本申请实施例提供的一种以第1个岩心模型的渗透率为基准渗透率时，M1 j与N1 j的总产油量的差值Q1 j与第j个岩心模型的渗透率比值K1 j的关系曲线图。通过图4找出关系曲线中最大的Q1 j对应的渗透率比值K1 max；
依次取第2个、第3个，…，第9个岩心模型的渗透率作为基准渗透率，作出
Figure BDA0002883584290000121
与第j个岩心模型的渗透率比值
Figure BDA0002883584290000122
的关系曲线。
图5是本申请实施例提供的一种以第i个岩心模型的渗透率为基准渗透率时，
Figure BDA0002883584290000123
与
Figure BDA0002883584290000124
的总产油量的差值
Figure BDA0002883584290000125
与第j个岩心模型的渗透率比值
Figure BDA0002883584290000126
的关系曲线图。通过图5找出一系列最大
Figure BDA0002883584290000127
对应的渗透率比值Ki max。以渗透率比值Ki max对基准渗透率Ki 0作图，得到渗透率比值随基准渗透率的变化曲线。
图6是本申请实施例提供的一种组合体的总产出液含水率分别为98％、90％和80％时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线图。
在组合体的总产出液含水率为不同设定值时，利用油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式对每条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，得到不同的a和b的数值，
其中，油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式为:
Figure BDA0002883584290000128
其中，Kv为油藏分层注水渗透率比值界限，无因次；a为与组合体总产出液含水率有关的第一参数，无因次；b为与组合体总产出液含水率有关的第二参数，无因次；K0为基准渗透率，单位是mD；
如图6所示，在组合体的总产出液含水率为98％时，利用油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式对渗透率比值随基准渗透率的变化曲线拟合得到：
Figure BDA0002883584290000129
其中，Kv为油藏分层注水渗透率比值界限，无因次；K0为基准渗透率，单位是mD；
此时a为10.797，b为0.018；
在组合体的总产出液含水率在90％时，利用油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式对渗透率比值随基准渗透率的变化曲线拟合得到：
Figure BDA00028835842900001210
其中，Kv为油藏分层注水渗透率比值界限，无因次；K0为基准渗透率，单位是mD；
此时a为11.207，b为0.017；
在组合体的总产出液含水率在80％时，利用油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式对渗透率比值随基准渗透率的变化曲线拟合得到：
Figure BDA0002883584290000131
其中，Kv为油藏分层注水渗透率比值界限，无因次；K0为基准渗透率，单位是mD；
此时a为9.3278，b为0.017。
以上述a值为纵坐标，组合体总产出液含水率为横坐标作曲线，对曲线进行非线性拟合，得到第一函数关系式：
Figure BDA0002883584290000132
其中，fw为组合体的总产出液含水率，无因次；
以上述b值为纵坐标，组合体总产出液含水率为横坐标作曲线，对曲线进行非线性拟合，得到第二函数关系式：
Figure BDA0002883584290000133
其中，fw为组合体的总产出液含水率，无因次；
将第一函数关系式和第二函数关系式代入油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式：
Figure BDA0002883584290000134
其中，Kv为油藏分层注水渗透率界限，无因次；K0为基准渗透率，单位是mD。
由于目前大港油田某井组储层采出程度为34％左右，含水率为85％左右，代入油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，得出此阶段Kv与K0的函数关系式如下：
Figure BDA0002883584290000135
选取大港油田某井组储层中渗透率最小的一层，即第1层，将第1层的渗透率作为基准渗透率，代入此阶段油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式得到Kv是9.72，与第一层相邻近的第2层的渗透率极差为5.6，第3层的渗透率极差为9.5，均小于Kv值，第4层的渗透率极差为10，因此，将第1-3个层划为一个注水层段；
从剩余层中选取渗透率最小的一层第8层，将第8层的渗透率作为基准渗透率，代入此阶段油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式得到Kv是7.62，第4-7个层的渗透率极差均小于Kv，第9层的渗透率极差大于Kv，因此将第4-8个层划为一个注水层段；
以此类推，将第9-11个层划为一个注水层段，将第12-15个层划为一个注水层段。
表1大港油田某井组15个层物性参数
Figure BDA0002883584290000141
本申请实施例提供的划分方法，通过室内的并联驱替实验将包括渗透率的油藏静态储层因素和包含产出液含水率的油藏动态开发因素与分层注水界限的划分相关联，可以根据实际油藏的储层性质和开发状态确定实际油藏的分层注水界限，比相关技术中依靠静态因素或以往数据建立分注模型的数值模拟方式更符合油田动态发展的要求。本申请提供的实施例能够根据储层实时的含水率对分层注水界限进行调整，最终实现精细注水、有效注水，提高油田的最终采收率。本申请实施例提供的划分方法适用于中高渗透油藏，尤其是复杂断块薄互层油藏。当纵向上油层很多，储层物性相近时，利用包含分注层各个影响参数的综合评价参数来进行分注段划分时会得出多套方案，无法选出最优方案，如在此基础上增加本发明作为约束条件，可以更科学的优选出最优的分注段划分方案。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的本申请后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的。

Claims (10)

1.一种油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述方法包括：
将多个具有不同渗透率的岩心模型进行恒压并联驱替，得到驱替数据；
对所述驱替数据进行处理，得到至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线；
对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，其中一条所述渗透率比值随基准渗透率的变化曲线中的渗透率比值是选择任意一个所述岩心模型的渗透率作为基准渗透率，其他所述岩心模型的渗透率与所述基准渗透率的比值；
将待划分注水界限的注水段的储层特征代入所述油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，得到油藏分层注水渗透率比值界限；
根据所述油藏分层注水渗透率比值界限与所述待划分注水界限的注水段内各层渗透率比值，确定油藏分层注水界限。
2.根据权利要求1所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，每个所述的岩心模型具有相同的长度和截面积，所述岩心模型的渗透率由所述待划分注水界限的注水段的渗透率确定。
3.根据权利要求2所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述驱替数据包括每个所述岩心模型的渗透率、不同时刻下每个所述岩心模型的产水量和产油量，其中所述产水量与产油量之和为产出液量。
4.根据权利要求3所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述对所述驱替数据进行处理，得到至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，包括：
对所述驱替数据进行处理，得到不同产出液含水率下所述岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线。
5.根据权利要求4所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述对所述驱替数据进行处理，得到不同产出液含水率下所述岩心模型渗透率比值随基准渗透率的变化曲线，包括：
(1)将所述岩心模型按照渗透率由小到大的顺序编号，分别记为1，2，…，i，…，n，所述n为≥2的正整数，i为<n的正整数；
(2)选取第i个所述岩心模型的渗透率作为基准渗透率Ki 0，第(i+1)到第n个所述岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值为Ki i+1，Ki i+2，…Ki n；
(3)当i＝1时，选取第1个所述岩心模型的渗透率作为基准渗透率K1 0，第2到第n个所述岩心模型在该基准渗透率下的渗透率比值为K1 2，K1 3，…K1 n；
(4)对j＝n，n-1，n-2，…，(i+1)依次取值，计算由第i至第j个所述岩心模型组成的组合体总产出液含水率从达到设定值时，至所述组合体中除去产出液含水率最大的岩心模型后总产出液含水率再次达到设定值时，所述组合体内除去产出液含水率最大的岩心模型后的(j-i)个岩心模型的总产油量Mj和n个所述岩心模型中除去所述(j-i)个岩心模型后剩余岩心模型的总产油量Nj；
(5)计算M1 j与N1 j的总产油量的差值Q1 j，通过j的不同取值，得到一系列以第1个岩心模型的渗透率作为基准渗透率K1 0时的Q1 j以及对应的产出液含水率最大的岩心模型，建立Q1 j与对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值K1 j的关系曲线，找出所述关系曲线中最大Q1 j对应的渗透率比值K1 max；
(6)对i＝2，3…，(n-1)依次取值，重复步骤(4)-(5)，得到一系列以不同所述岩心模型作基准渗透率Ki 0时的
Figure FDA0002883584280000021
和对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值
Figure FDA0002883584280000022
建立
Figure FDA0002883584280000023
与对应的产出液含水率最大的岩心模型的渗透率比值
Figure FDA0002883584280000024
的关系曲线，找出每条所述关系曲线中最大
Figure FDA0002883584280000025
对应的渗透率比值Ki max；
(7)以所述渗透率比值Ki max与对应的基准渗透率Ki 0作图，得到所述组合体的总产出液含水率为设定值时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线；
(8)改变所述组合体的总产出液含水率的设定值，重复步骤(4)-(7)，得到所述组合体的总产出液含水率为不同设定值时，渗透率比值随基准渗透率的变化曲线。
6.根据权利要求5所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，包括：
所述组合体的总产出液含水率为不同设定值时，利用油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，得到不同的a和b的数值，
其中，所述油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式为：
Figure FDA0002883584280000031
其中，Kv为油藏分层注水渗透率比值界限，无因次；a为与所述组合体总产出液含水率有关的第一参数，无因次；b为与所述组合体总产出液含水率有关的第二参数，无因次；K0为基准渗透率，单位为mD。
7.根据权利要求6所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述对所述至少一条渗透率比值随基准渗透率的变化曲线进行拟合，还包括对所述油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式中a和b的拟合；
根据以下公式获取a和b：
a＝f(fw)，b＝f'(fw)，
其中，fw为组合体的总产出液含水率，无因次，f(fw)为第一函数关系式，f'(fw)为第二函数关系式。
8.根据权利要求7所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，包括：
将所述第一函数关系式和所述第二函数关系式代入所述油藏分层注水渗透率比值界限第一表达式，得到油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，
其中，所述油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式为：
Figure FDA0002883584280000041
其中，Kv为油藏分层注水渗透率界限，无因次；K0为基准渗透率，单位为mD。
9.根据权利要求8所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述确定油藏分层注水界限包括：
(1)获取待划分注水界限的注水段的总含水率以及所述注水段内各层的渗透率；
(2)将所述注水段内的总含水率代入所述油藏分层注水渗透率比值界限第二表达式，得到Kv与K0的函数关系式；
(3)选取所述注水段内各层中渗透率最小的一层，以所述渗透率最小的一层的渗透率作为K0，将所述K0代入所述Kv与K0的函数关系式，计算得到Kv值，同时计算注水段内各层在该基准渗透率下的渗透率比值；
(4)以所述渗透率最小的一层为基准，向周围按照沿靠近渗透率最小的一层到远离渗透率最小的一层的方向依次比较Kv与所述注水段内各层的渗透率比值，直到所述注水段内的一层渗透率比值大于Kv，将所述渗透率比值小于等于Kv的层划为同一注水层；
(5)选取所述注水段内未划分注水层的各层中渗透率最小的一层，重复步骤(3)-(4)，直至完成对所述注水段内所有层的划分。
10.根据权利要求1-9任一项所述的油藏分层注水界限划分方法，其特征在于，所述并联驱替的步骤包括：
对每个所述岩心模型抽真空、用水饱和，得到饱和水后的岩心模型；
对每个所述饱和水后的岩心模型恒压饱和油，得到饱和油后的岩心模型；
对多个所述饱和油后的岩心模型进行并联驱替，至所有所述岩心模型产出液含水率均达到99％。
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