CN115324543A - 一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法涉及石油开采技术领域，具体地涉及一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法，包括以下步骤：建立注水开发井组平面物理模型并分区，根据油水相对渗透率曲线，确定各分区储层的前缘含水饱和度及含水率导数；根据所选井组的实际生产数据确定各采油井见水时间，以见注水时间最长的采油井对应的的见水时间确定为基准见水时间；建立各个采油井注采压差与见水时间关系曲线，绘制于同一个图版。本发明通过该方法的应用，可以快速、准确地调整井组内各个采油井的注采压差，使得井组同步见水，解决了注水开发油田平面矛盾突出带来的水驱波及效率低、见水时间差异大引起注入水低效、无效循环等问题。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，具体地涉及一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法。
背景技术
延长油田位于鄂尔多斯盆地东南部，低渗致密油藏储量占比达到86％以上。该类油藏储层特征为基质致密、裂缝发育、非均质性强，注水开发平面“舌进”现象严重，平面波及系数小，注水开发采收率低。同时由于滞后注水开发，采取不规则面积井网注水开发，油水间井距不同，油井见水时间不同，早见水的油井形成无效注水循坏，降低注水利用率。
为了将更多的地下原油开采出来，扩大平面波及面积是关键。调整注采压差是井组同步见效提高平面波及面积的一种有效方法，差异化的注采压差降低较近井距、渗透率较大的方向油井先见水的现象，使得不同井距、不同渗透率方向上的油水前缘相对均匀推进，整个井组的水驱波及面积最大、采收率最高。
对于注采压差优化的研究主要针对剖面上多层合采开发过程中的层间干扰，对于平面非均质性差异引起的矛盾研究较少，其中渗流阻力计算的过程中假设活塞式水驱，不考虑油水两相区的存在，而且均没有考虑毛管压力的作用，这就导致计算结果与实际油田开发存在较大偏差。为了解决注水开发油田平面矛盾突出带来的水驱波及效率低、见水时间差异大引起注入水低效、无效循环等问题。
发明内容
本发明旨在针对上述问题，提出一种以贝克莱-列维尔特非活塞两相驱油理论为基础，建立了考虑毛管压力的平面径向流水驱数学模型，对渗流阻力进行修正，通过对注采井组进行分区注采压差精准调控，得到了一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法。
本发明一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法，包括以下步骤：
步骤一：建立注水开发井组平面物理模型，注水开发井组平面物理模型包括一口注水井及以注水井为中心布置的n口采油井；
步骤二：根据步骤一井组平面物理模型，将井组平面物理模型以注水井为中心平均分为n等份，每个分区比例为1/n，其中4≤n≤8，n为自然数；
步骤三：根据油水相对渗透率曲线，确定各分区储层的前缘含水饱和度及含水率导数；
步骤四：根据所选井组的实际生产数据确定各采油井见水时间，以见注水时间最长的采油井对应的的见水时间确定为基准见水时间；
步骤五：建立各个采油井注采压差与见水时间关系曲线，并绘制于同一个图版，得到采油井注采压差与见水时间的关系图版；
步骤六：在步骤五中得到的采油井注采压差与见水时间的关系图版中，各采油井注采压差与见水时间关系曲线上基准见水时间对应的注采压差即为井组同步见水的各采油井合理注采压差。
优选地，步骤三中的前缘含水饱和度及前缘含水率导数计算方法如下：
以不同分区内储层的油水相对渗透率曲线和毛管压力曲线为基础，拟合油水相对渗透率与含水饱和度的关系式，以非稳态法计算得到考虑毛管压力的含水率曲线，并以初始可流动含水饱和度为起点做含水率的切线，得到前缘含水饱和度Swf以及对应的前缘含水率导数 fw'(Swf)。
优选地，采油井注采压差与见水时间的关系图版采用如下方法获得：
(1)计算不同采油井所在区域t＝0的初始参数：
初始时刻渗流阻力
初始时刻，油水未开始流动，渗流通道内只有拟纯油区，拟纯油区表示流动通道内油水同储；
初始产液量
下标i表示第i口采油井对应的参数；
K为岩心绝对渗透率，D；
h为储层有效厚度，m；
rw为水井半径，m；
Kro为油相相对渗透率；
Krw为水相相对渗透率；
μo为油相粘度，mp·s；
Li为第i口采油井的注采井距，m；
β为分区比例；
R(0,i)表示初始时刻第i口采油井所在区域的渗流阻力，MPa/(m3/ks)；
ΔP为注采压差，MPa；
Q(o,i)表示初始时刻第i个采油井的产液量，m3/ks；
计算初始时刻渗流阻力公式中的Kroi以相渗曲线含水饱和度等于初始可流动含水饱和度Swcc时对应的油相相对渗透率得到；
(2)计算t＞0时间步不同分区内的水驱前缘半径
式中：
rt,i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
Qt-1,i为t-1时间步第i口采油井的产液量，m3/ks
dt为时间步长；
rw为水井半径，m；
hi为第i口采油井的储层有效厚度，m；
βi为第i口采油井对应的分区比例；
fwi为第i口采油井的含水率；
Swi为第i口采油井的出口端含水饱和度；
φi为第i口采油井所在区域的岩心孔隙度；
(3)对比t时间步第i口采油井的水驱前缘半径与其注采井距的差值，得到采油井见水时间：
由于计算结果精度受时间步长的影响，在此设定一个误差范围0.1m，当水驱前缘半径大于等于注采井距，且小于设定的误差范围，即：
0≤rt,i-Li≤0.1时；
此时对应的时间则为采油井i的见水时间，即Ti＝t*dt，反之，继续进行下一步计算；
(4)计算t＞0时间步不同分区内的理论渗流阻力
(r＜L)
式(4)
式中：
Swf表示前缘含水饱和度；
Sor为残余油饱和度；
βi为第i口采油井对应的分区比例；
Ki为第i口采油井的所在区域的岩心绝对渗透率，D；
hi为第i口采油井的储层有效厚度，m；
Kro为油相相对渗透率；
μoi为第i口采油井的油相粘度，mp·s；
Krw为水相相对渗透率；
μw为水相粘度，mp·s；
fw为含水率；
Sw为含水饱和度；
rt,i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
rw为水井半径，m；
Swfi为第i口采油井的前缘含水饱和度；
Li为第i口采油井的注采井距，m；
rt,i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
对于低渗透油藏，储层基质致密、裂缝发育、非均质性强，注水开发平面“舌进”现象严重，平面波及系数较小，这就使得实际渗流阻力远小于模型计算的理论渗流阻力值，基于此对渗流阻力进行修正：
Rt,i＝EARt,i(理论) 式(5)
式中：
Rt,i为修正后的实际渗流阻力；
EA为渗流阻力系数，EA取值0.2-0.5；
(5)计算t＞0时间步不同采油井产液量
式中：
Rt,i为修正后的实际渗流阻力，MPa/(m3/ks)；
ΔP为注采压差，MPa；
Qt,i为t时间步第i口采油井的产液量，m3/ks
(6)重复上述步骤(2)、(3)、(4)、(5)，直至得到井组内所有采油井见水时间；
(7)：将(6)中的见水时间与基准见水时间对比，若大于基准见水时间则增大对应采油井的注采压差，若小于基准见水时间则减小对应采油井的注采压差，重复步骤(2)、(3)、 (4)、(5)、(6)，即可得到采油井注采压差与见水时间关系曲线，将采油井注采压差与见水时间关系曲线绘制在同一图版中，即得到采油井注采压差与见水时间的关系图版。
本发明基于贝克莱-列维尔特平面径向渗流基础方程，建立了考虑毛管压力的分区径向流水驱数学模型，通过井组分区注采压差定量调控，得到了井组同步见水注采压差优化方法。通过该方法的应用，可以快速、准确地调整井组内各个采油井的注采压差，使得井组同步见水，解决了注水开发油田平面矛盾突出带来的水驱波及效率低、见水时间差异大引起注入水低效、无效循环等问题。
本发明在靖边大路沟区块应用后，油田含水率从61％下降到56.4％，产油从81吨增加到112吨，水驱采收率从18.3％提高到26.8％，取得了明显的经济效益。同时注采比从1.4 下降到1.1，大大降低了油田注水用量，对社会环境保护也具有重要意义。
附图说明
图1为本发明实施例中注水开发井组平面物理模型分区示意图。
图2为各区储层前缘含水饱和度及前缘含水率导数确定示意图。
图3为本发明实施例中获得的采油井注采压差与见水时间的关系图版。
具体实施方式
本发明一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法，包括以下步骤：
步骤一：建立注水开发井组平面物理模型，注水开发井组平面物理模型包括一口注水井及以注水井为中心布置的n口采油井；
步骤二：根据步骤一井组平面物理模型，将井组平面物理模型以注水井为中心平均分为n等份，每个分区比例为1/n，其中4≤n≤8，n为自然数；
步骤三：根据油水相对渗透率曲线，确定各分区储层的前缘含水饱和度及含水率导数；
步骤四：根据所选井组的实际生产数据确定各采油井见水时间，以见注水时间最长的采油井对应的的见水时间确定为基准见水时间；
步骤五：建立各个采油井注采压差与见水时间关系曲线，并绘制于同一个图版，得到采油井注采压差与见水时间的关系图版；
步骤六：在步骤五中得到的采油井注采压差与见水时间的关系图版中，各采油井注采压差与见水时间关系曲线上基准见水时间对应的注采压差即为井组同步见水的各采油井合理注采压差。
步骤三中的前缘含水饱和度及前缘含水率导数计算方法如下：
以不同分区内储层的油水相对渗透率曲线和毛管压力曲线为基础，拟合油水相对渗透率与含水饱和度的关系式，以非稳态法计算得到考虑毛管压力的含水率曲线，并以初始可流动含水饱和度为起点做含水率的切线，得到前缘含水饱和度Swf以及对应的前缘含水率导数 fw'(Swf)。
采油井注采压差与见水时间的关系图版采用如下方法获得：
(1)计算不同采油井所在区域t＝0的初始参数：
初始时刻渗流阻力
初始时刻，油水未开始流动，渗流通道内只有拟纯油区，拟纯油区表示流动通道内油水同储；
初始产液量
式中：
下标i表示第i口采油井对应的参数；
K为岩心绝对渗透率，D；
h为储层有效厚度，m；
rw为水井半径，m；
Kro为油相相对渗透率；
Krw为水相相对渗透率；
μo为油相粘度，mp·s；
Li为第i口采油井的注采井距，m；
β为分区比例；
R(0,i)表示初始时刻第i口采油井所在区域的渗流阻力，MPa/(m3/ks)；
ΔP为注采压差，MPa；
Q(o,i)表示初始时刻第i个采油井的产液量，m3/ks；
Q表示采油井产液量，m3/ks；
计算初始时刻渗流阻力公式中的Kroi以相渗曲线含水饱和度等于初始可流动含水饱和度Swcc时对应的油相相对渗透率得到；
(2)计算t＞0时间步不同分区内的水驱前缘半径
式中：
rt,i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
Qt-1,i为t-1时间步第i口采油井的产液量，m3/ks
dt为时间步长；
rw为水井半径，m；
hi为第i口采油井的储层有效厚度，m；
βi为第i口采油井对应的分区比例；
fwi为第i口采油井的含水率；
Swi为第i口采油井的出口端含水饱和度；
φi为第i口采油井所在区域的岩心孔隙度；
(3)对比t时间步第i口采油井的水驱前缘半径与其注采井距的差值，得到采油井见水时间：
由于计算结果精度受时间步长的影响，在此设定一个误差范围0.1m，当水驱前缘半径大于等于注采井距，且小于设定的误差范围，即：
0≤rt,i-Li≤0.1时；
此时对应的时间则为采油井i的见水时间，即Ti＝t*dt，反之，继续进行下一步计算；
(4)计算t＞0时间步不同分区内的理论渗流阻力
式中：
Swf表示前缘含水饱和度；
Sor为残余油饱和度；
βi为第i口采油井对应的分区比例；
Ki为第i口采油井的所在区域的岩心绝对渗透率，D；
hi为第i口采油井的储层有效厚度，m；
Kro为油相相对渗透率；
μoi为第i口采油井的油相粘度，mp·s；
Krw为水相相对渗透率；
μw为水相粘度，mp·s；
fw为含水率；
Sw为含水饱和度；
rt,i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
rw为水井半径，m；
Swfi为第i口采油井的前缘含水饱和度；
Li为第i口采油井的注采井距，m；
rt,i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
对于低渗透油藏，储层基质致密、裂缝发育、非均质性强，注水开发平面“舌进”现象严重，平面波及系数较小，这就使得实际渗流阻力远小于模型计算的理论渗流阻力值，基于此对渗流阻力进行修正：
Rt,i＝EARt,i(理论) 式(5)
式中：
Rt,i为修正后的实际渗流阻力；
EA为渗流阻力系数，EA取值0.2-0.5；
(5)计算t＞0时间步不同采油井产液量
式中：
Rt,i为修正后的实际渗流阻力，MPa/(m3/ks)；
ΔP为注采压差，MPa；
Qt,i表示t时刻第i个采油井的产液量，m3/ks；
(6)重复上述步骤(2)、(3)、(4)、(5)，直至得到井组内所有采油井见水时间；
(7)：将(6)中的见水时间与基准见水时间对比，若大于基准见水时间则增大对应采油井的注采压差，若小于基准见水时间则减小对应采油井的注采压差，重复步骤(2)、(3)、 (4)、(5)、(6)，即可得到采油井注采压差与见水时间关系曲线，将采油井注采压差与见水时间关系曲线绘制在同一图版中，即得到采油井注采压差与见水时间的关系图版。
实施例
以一口注水井及以注水井为中心布置的5口采油井组成的不规则井网为例，各采油井的基础参数如表1所示。
表1计算参数表
| 参数 | 采油井1 | 采油井2 | 采油井3 | 采油井4 | 采油井5 |
| 储层渗透率/10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> | 0.5 | 2.8 | 1.5 | 1.1 | 1.7 |
| 储层厚度/m | 10 | 8.5 | 10.2 | 9.7 | 9.2 |
| 注采井距/m | 230 | 500 | 380 | 350 | 320 |
| 孔隙度/f | 0.09 | 0.15 | 0.12 | 0.11 | 0.12 |
| 油相粘度/mP·s | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 |
| 水相粘度/mP·s | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| 初始可流动含水饱和度/f | 0.42 | 0.42 | 0.42 | 0.42 | 0.42 |
| 残余油饱和度/f | 0.25 | 0.25 | 0.25 | 0.25 | 0.25 |
基于表1中的数据，根据步骤一建立注水开发井组平面物理模型，如图1所示，各采油井的分区比例为1/5。
基于表1中的数据，根据步骤三计算前缘含水饱和度及前缘含水率导数，本实例中的各个采油井的前缘含水饱和度和前缘含水率导数分别为：
表2油井的前缘含水饱和度和前缘含水率导数数据
| 参数 | 采油井1 | 采油井2 | 采油井3 | 采油井4 | 采油井5 |
| 前缘含水饱和度/f | 0.434 | 0.442 | 0.44 | 0.436 | 0.468 |
| 前缘含水率导数/f | 6.595 | 3.975 | 5.264 | 6.341 | 4.71 |
步骤四，基于表1所选井组的实际生产数据，各个采油井见水时间依次为：1594d、1276d、1527d、2010d、761d，因此选取采油井4对应的见水时间2010d为基准见水时间，并调整油井1、2、3、5的注采压差依次为：12MPa、10MPa、13MPa、5MPa。
通过步骤五对应的公式计算得到见水时间为2390.5d、2296d、2114.5d、2734.5d。通过此见水时间与基准见水时间2010d进行对比，若大于基准见水时间则适当增大对应油井的注采压差，若小于基准见水时间则适当减小对应油井的注采压差，以此为依据逐次调整，结果表如表3所示，基于表3的结果数据得到注采压差与见水时间关系图版，图3所示。
表3注采压差调整及见水时间数据表
根据各采油井见水时间等于基准见水时间，确定井组同步见水对应的各个采油井合理注采压差；通过从图3可以看出，当采油井4的注采压差为18MPa时，为了使得井组同步见水，采油井1、2、3、5的合理注采压差应依次为13.9MPa、11.7MPa、13.7MPa、6.9MPa，可通过调整油井泵挂，使得井底压力与合理注采压差相匹配，从而有效避免平面矛盾带来的水驱波及效率低的问题。
Claims (3)
1.一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：建立注水开发井组平面物理模型，注水开发井组平面物理模型包括一口注水井及以注水井为中心布置的n口采油井；
步骤二：根据步骤一井组平面物理模型，将井组平面物理模型以注水井为中心平均分为n等份，每个分区比例为1/n，其中4≤n≤8，n为自然数；
步骤三：根据油水相对渗透率曲线，确定各分区储层的前缘含水饱和度及含水率导数；
步骤四：根据所选井组的实际生产数据确定各采油井见水时间，以见注水时间最长的采油井对应的的见水时间确定为基准见水时间；
步骤五：建立各个采油井注采压差与见水时间关系曲线，并绘制于同一个图版，得到采油井注采压差与见水时间的关系图版；
步骤六：在步骤五中得到的采油井注采压差与见水时间的关系图版中，各采油井注采压差与见水时间关系曲线上基准见水时间对应的注采压差即为井组同步见水的各采油井合理注采压差。
2.如权利要求1所述一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法，其特征在于，所述步骤三中的前缘含水饱和度及前缘含水率导数计算方法如下：
以不同分区内储层的油水相对渗透率曲线和毛管压力曲线为基础，拟合油水相对渗透率与含水饱和度的关系式，以非稳态法计算得到考虑毛管压力的含水率曲线，并以初始可流动含水饱和度为起点做含水率的切线，得到前缘含水饱和度Swf以及对应的前缘含水率导数f′w(Swf)。
3.如权利要求2所述一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法，其特征在于，所述采油井注采压差与见水时间的关系图版采用如下方法获得：
(1)计算不同采油井所在区域t＝0的初始参数：
初始时刻渗流阻力
初始时刻，油水未开始流动，渗流通道内只有拟纯油区，拟纯油区表示流动通道内油水同储；
初始产液量
式中：
下标i表示第i口采油井对应的参数；
K为岩心绝对渗透率，D；
h为储层有效厚度，m；
rw为水井半径，m；
Kro为油相相对渗透率；
Krw为水相相对渗透率；
μ0为油相粘度，mP·s；
Li为第i口采油井的注采井距，m；
β为分区比例；
R(0，i)表示初始时刻第i口采油井所在区域的渗流阻力，MPa/(m3/ks)；
ΔP为注采压差，MPa；
Q(0，i)表示表示初始时刻第i个采油井的产液量，m3/ks；
计算初始时刻渗流阻力公式中的Kroi以相渗曲线含水饱和度等于初始可流动含水饱和度Swcc时对应的油相相对渗透率得到；
(2)计算t＞0时间步不同分区内的水驱前缘半径
式中：
rt，i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
Qt-1，i为t-1时间步第i口采油井的产液量，m3/ks
dt为时间步长；
rw为水井半径，m；
hi为第i口采油井的储层有效厚度，m；
βi为第i口采油井对应的分区比例；
fwi为第i口采油井的含水率；
Swi为第i口采油井的出口端含水饱和度；
φi为第i口采油井所在区域的岩心孔隙度；
(3)对比t时间步第i口采油井的水驱前缘半径与其注采井距的差值，得到采油井见水时间：
由于计算结果精度受时间步长的影响，在此设定一个误差范围0.1m，当水驱前缘半径大于等于注采井距，且小于设定的误差范围，即：
0≤rt，i-Li≤0.1时；
此时对应的时间则为采油井i的见水时间，即Ti＝t*dt，反之，继续进行下一步计算；
(4)计算t＞0时间步不同分区内的理论渗流阻力
式中：
Swf表示前缘含水饱和度；
Sor为残余油饱和度；
βi为第i口采油井对应的分区比例；
Ki为第i口采油井的所在区域的岩心绝对渗透率，D；
hi为第i口采油井的储层有效厚度，m；
Kro为油相相对渗透率；
μoi为第i口采油井的油相粘度，mp·s；
Krw为水相相对渗透率；
μw为水相粘度，mp·s；
fw为含水率；
Sw为含水饱和度；
rt，i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
rw为水井半径，m；
Swfi为第i口采油井的前缘含水饱和度；
Li为第i口采油井的注采井距，m；
rt，i为t时间步第i口采油井所在区域的水驱前缘距注水井的距离，m；
对于低渗透油藏，储层基质致密、裂缝发育、非均质性强，注水开发平面“舌进”现象严重，平面波及系数较小，这就使得实际渗流阻力远小于模型计算的理论渗流阻力值，基于此对渗流阻力进行修正：
Rt，i＝EARt，i(理论) 式(5)
式中：
Rt，i为修正后的实际渗流阻力；
EA为渗流阻力系数，EA取值0.2-0.5；
(5)计算t＞0时间步不同采油井产液量
式中：
Rt，i为修正后的实际渗流阻力，MPa/(m3/ks)；
ΔP为注采压差，MPa；
Qt，i表示t时刻第i个采油井的产液量，m3/ks；
(6)重复上述步骤(2)、(3)、(4)、(5)，直至得到井组内所有采油井见水时间；
(7)：将(6)中的见水时间与基准见水时间对比，若大于基准见水时间则增大对应采油井的注采压差，若小于基准见水时间则减小对应采油井的注采压差，重复步骤(2)、(3)、(4)、(5)、(6)，即可得到采油井注采压差与见水时间关系曲线，将采油井注采压差与见水时间关系曲线绘制在同一图版中，即得到采油井注采压差与见水时间的关系图版。
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