CN116341406B - 一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法包括，根据油藏数值模拟技术和油藏工程方法，改进了现有平面油藏压力波传导计算方法，使其考虑了倾斜油藏中压力波传播的重力因素；可以根据已知的油藏的基础参数，依据提供的计算公式来预算非平面油藏注采井井间、生产井之间的干扰时间，进而为油藏开发井网参数的确定以及注采井、生产井之间干扰来源和强度的评价提供依据。

Description

一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，尤其涉及一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法。
背景技术
在油藏工程中，注采井间干扰时间主要是依据渗流力学中压力波传播特征来计算的。该方法被广泛地应用在水平状油藏方面，但对倾斜油藏而言并不适用。很多时候需要考虑油藏注采井间流体流动的垂向差异性质，因此，需要解决现有水平状油藏注采干扰时间计算方法不适用于倾斜油藏的问题。
针对这个问题，本发明基于现有的渗流力学理论和油藏工程方法，利用油藏数值模拟的优势，测算了不同倾斜油藏注采生产模式下的干扰时间，通过数学统计方法确定了干扰时间与倾斜角度的定量关系，增加了压力波传播计算公式中系数，形成了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
鉴于上述现有存在的问题，提出了本发明。因此，本发明提供了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，用来解决实际问题中，现有水平状油藏注采干扰时间计算方法不适用于倾斜油藏的问题。
为解决上述技术问题，本发明提供如下技术方案：
本发明提供了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，包括：
建立倾斜油藏注采干扰的概念数值模型；
基于概念数值模型，获取不同倾斜油藏注采下干扰时间数据的集合；
根据所述数据的集合，绘制倾斜油藏注采干扰时间与倾斜角度的散点图；
通过绘制的散点图，确定倾斜油藏压力波传播速度的计算公式。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：所述建立倾斜油藏注采干扰的概念数值模型，包括：
根据油藏的倾斜角度θ和基础物性参数，利用CMG数值模拟软件的黑油模拟器，建立模拟倾斜油藏注采生产的概念数值模型。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：所述基础物性参数，包括：储层孔隙度φ、渗透率k、压缩系数ct、流体粘度μ、注采井产量q、注采井距L。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：基于概念模型，获取不同倾斜油藏注采下干扰时间数据的集合，包括：
确保倾斜油藏的注入量与采出量在储层条件下相等，在所述基础物性参数不变的条件下，利用地层倾角范围理论数值，设计不同油藏倾斜度的模型方案。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：所述地层倾角范围理论数值，设计不同油藏倾斜度的模型方案，包括：
根据底层倾斜角范围理论数值，设计不同倾斜度的模型方案中的倾斜角范围为θ＝0°、10°、20°、30°、40°、50°、60°、70°、80°、90°共10组；
其中地层倾角范围理论数值为0°至90°；
根据每组模型方案运行后输出生产井的井底压力数据，以生产时间为横坐标t、压力pw为纵坐标绘制压力数据曲线，读取压力曲线由下降转为上升的时间数据的Ti，记为该倾斜角度θ下的Ti。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：所述每组模型方案运行后输出生产井的井压力数据，包括：
利用CMG软件建立模型，在软件界面运行操作后，生产若干结果数据，所述结果数据中包含压力数据，而后将数据从软件中输出到Excel。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：绘制倾斜油藏注采干扰时间与倾斜角度的散点图，包括：
以倾斜角度θ为横坐标、干扰时间Ti为纵坐标，绘制注采干扰时间Ti与倾斜角度θ的散点图；
其中，θ＝0表示水平储层，其干扰时间记为Ti0。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：所述绘制注采干扰时间Ti与倾斜角度θ的散点图，包括：
根据绘制的散点图，通过数学方法拟合中的最小二乘法拟合得到拟合公式，并确定数学关系Ti/Ti0＝f(θ)＝a*sin(b*θ)+c。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：根据绘制的散点图，确定倾斜油藏压力波传播速度的计算公式，包括：
确定水平油藏压力波传播公式为：
Ti0＝g(k,φ,μ,ct,L)
其中，Ti0为干扰时间，φ为储层孔隙度、k为渗透率、ct为压缩系数、μ为流体粘度、L为注采井距，g表示为一种函数形式；
通过水平油藏压力波传播公式推导得到油藏倾斜程度的压力传播公式。
作为本发明所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的一种优选方案，其中：油藏倾斜程度的压力传播公式，包括：
确定油藏倾斜程度的压力传播公式为：
Ti＝f(θ)*g(k,φ,μ,ct,L)
其中，Ti为注采干扰时间，φ为储层孔隙度、k为渗透率、ct为压缩系数、μ为流体粘度、L为注采井距，θ为倾斜角度，f、g表示为一种函数形式。
与现有技术相比，发明有益效果为：修正了油藏工程现有水平油藏压力波传播公式，仅通过增加计算公式的系数就解决了其在倾斜油藏不适用的问题；一方面，不需要额外计算其他参数，提高了计算效率；另一方面，不需要学习或补充其他方面的理论知识和技能，使得专业人员实行起来更加便利。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，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发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明一个实施例所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的模拟倾斜油藏注采生产的概念数值模型；
图2为本发明一个实施例所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的油藏倾斜角度为0的压力曲线；
图3为本发明一个实施例所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的不同倾斜角度下的干扰时间散点图；
图4为本发明一个实施例所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法的归一化干扰时间与倾斜角生成的散点图。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细的说明，显然所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通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，都应当属于本发明的保护的范围。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
本发明结合示意图进行详细描述，在详述本发明实施例时，为便于说明，表示器件结构的剖面图会不依一般比例作局部放大，而且所述示意图只是示例，其在此不应限制本发明保护的范围。此外，在实际制作中应包含长度、宽度及深度的三维空间尺寸。
同时在本发明的描述中，需要说明的是，术语中的“上、下、内和外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一、第二或第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
本发明中除非另有明确的规定和限定，术语“安装、相连、连接”应做广义理解，例如：可以是固定连接、可拆卸连接或一体式连接；同样可以是机械连接、电连接或直接连接，也可以通过中间媒介间接相连，也可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
实施例1
参照图1，为本发明第一个实施例，该实施例提供了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，包括：
通过倾斜油藏注采生产的概念数值模型模拟的理论数值，参数设定油藏储层孔隙度φ＝10％、渗透率k＝1μm2、原油压缩系数co＝90×10-4MPa-1、岩石压缩系数cf＝10-4MPa-1，初始含油饱和度So为100％，流体粘度μ＝10mPa·s、注采井产量q＝50m3/d、注采井距L＝220m；
利用CMG数值模拟软件的黑油模拟器，建立模拟倾斜油藏注采生产的数值模型；
其中，网格数量为22×22×2，网格实际尺寸为10m×10m×1m。
实施例2
参照图2，为本发明第二个实施例，该实施例提供了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，包括：
根据底层倾斜角范围理论数值，设计不同倾斜度的模型方案中的倾斜角范围为θ＝0°、10°、20°、30°、40°、50°、60°、70°、80°、90°共10组；
其中，地层倾角范围理论数值为0°至90°；
根据每组模型方案运行后输出生产井的井底压力数据，以生产时间为横坐标t、压力pw为纵坐标绘制压力数据曲线，读取压力曲线由下降转为上升的时间数据的Ti，记为该倾斜角度θ下的Ti；
其中，生产时间t的单位小时表示为h；生产井井底压力pw的单位表示为MPa；
基于水平油藏压力波传播公式代入基础物性参数储层孔隙度φ、渗透率k、原油压缩系数co、流体粘度μ、注采井产量q、注采井距L、岩石压缩系数cf；通过模拟数值模型，得到水平油藏干扰时间Ti0＝43440h，此干扰时间为图2箭头所指的一个点；
其中，Ti0为干扰时间，φ为储层孔隙度、k为渗透率、ct为压缩系数、μ为流体粘度、L为注采井距，g表示为一种函数形式。
实施例3
参照图3，为本发明第三个实施例，该实施例提供了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，包括：
基于油藏倾斜程度的压力传播公式根据不同倾斜角度θ下的Ti散点图，通过数学方法拟合中的最小二乘法拟合得到数学关系Ti/Ti0＝f(θ)＝0.3019cos(4θ)+0.7008；
其中，Ti为绘制注采干扰时间，φ为储层孔隙度、k为渗透率、ct为压缩系数、μ为流体粘度、L为注采井距，θ为倾斜角度。
实施例4
参照图4，为本发明第四个实施例，该实施例提供了一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，包括：
根据油藏工程基础公式传播时间得到：
基于模型中的基础物性参数与模拟结果Ti0＝43440h，得到系数a＝102.85；
其中，基础物性参数包括：储层孔隙度φ、渗透率k、原油压缩系数co、流体粘度μ、注采井距L、岩石压缩系数cf；Ti0为时间h；μ为粘度mPa·s；φ为孔隙度，表示为小数；ct为储层综合压缩系数MPa-1；L为井距，表示为m；
进一步，ct储层综合压缩系数公式表示为：
ct＝cf+φ×∑(So×co)
其中，φ为孔隙度，表示为小数；cf为岩石压缩系数MPa-1；co为原油压缩系数MPa-1；So为原油的饱和度，表示为小数；
本发明通过修正现有的水平油藏压力波公式，增加系数，使得倾斜油藏在实际场景中更加适用。
应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (6)

1.一种确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，其特征在于，包括：
建立倾斜油藏注采干扰的概念数值模型；
基于概念数值模型，获取不同倾斜油藏注采下干扰时间数据的集合；
根据所述数据的集合，绘制倾斜油藏注采干扰时间与倾斜角度的散点图；
通过绘制的散点图，确定倾斜油藏压力波传播速度的计算公式；
绘制倾斜油藏注采干扰时间与倾斜角度的散点图，包括：
以倾斜角度θ为横坐标、干扰时间Ti为纵坐标，绘制注采干扰时间Ti与倾斜角度θ的散点图；
其中，θ＝0表示水平储层，其干扰时间记为Ti0；
所述绘制注采干扰时间Ti与倾斜角度θ的散点图，包括：
根据绘制的散点图，通过数学方法拟合中的最小二乘法拟合得到拟合公式，并确定数学关系Ti/Ti0＝f(θ)＝a*sin(b*θ)+c；
根据绘制的散点图，确定倾斜油藏压力波传播速度的计算公式，包括：
确定水平油藏压力波传播公式为：
Ti0＝g(k,φ,μ,ct,L)
其中，Ti0为干扰时间，φ为储层孔隙度、k为渗透率、ct为压缩系数、μ为流体粘度、L为注采井距，g表示为一种函数形式；
通过水平油藏压力波传播公式推导得到油藏倾斜程度的压力传播公式；
所述油藏倾斜程度的压力传播公式，包括：
确定油藏倾斜程度的压力传播公式为：
Ti＝f(θ)*g(k,φ,μ,ct,L)
其中，Ti为注采干扰时间，φ为储层孔隙度、k为渗透率、ct为压缩系数、μ为流体粘度、L为注采井距，θ为倾斜角度，f、g表示为一种函数形式。
2.如权利要求1所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，其特征在于，所述建立倾斜油藏注采干扰的概念数值模型，包括：
根据油藏的倾斜角度θ和基础物性参数，利用CMG数值模拟软件的黑油模拟器，建立模拟倾斜油藏注采生产的概念数值模型。
3.如权利要求2所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，其特征在于，所述基础物性参数，包括：储层孔隙度φ、渗透率k、压缩系数ct、流体粘度μ、注采井产量q、注采井距L。
4.如权利要求2或3所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，其特征在于，获取不同倾斜油藏注采下干扰时间数据的集合，包括：
确保倾斜油藏的注入量与采出量在储层条件下相等，在所述基础物性参数不变的条件下，利用地层倾角范围理论数值，设计不同油藏倾斜度的模型方案。
5.如权利要求4所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，其特征在于，所述地层倾角范围理论数值，设计不同油藏倾斜度的模型方案，包括：
根据底层倾斜角范围理论数值，设计不同倾斜度的模型方案中的倾斜角范围为θ＝0°、10°、20°、30°、40°、50°、60°、70°、80°、90°共10组；
其中，地层倾角范围理论数值为0°至90°；
根据每组模型方案运行后输出生产井的井底压力数据，以生产时间为横坐标t、压力pw为纵坐标绘制压力数据曲线，读取压力曲线由下降转为上升的时间数据的Ti，记为该倾斜角度θ下的Ti。
6.如权利要求5所述的确定倾斜油藏注采干扰时间的计算方法，其特征在于，所述每组模型方案运行后输出生产井的井压力数据，包括：
利用CMG软件建立模型，在软件界面运行操作后，生产若干结果数据，所述结果数据中包含压力数据，而后将数据从软件中输出到Excel中。
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