CN117250125A - 一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法及系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法及系统包括，对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，计算含水率生成相应的含水率变化曲线；利用含水率变化曲线计算水油流度比；根据实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，以获得对应的水油相对渗透率值；利用水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；根据聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机；本发明可以根据获得实际油藏开发所需的基础数据，针对不同油藏开发状态，得到不同条件下的聚合物溶液性能及流度调控时机，为油藏开发选用聚合物溶液性能以及流度调控时机提供了快速且准确的方法。

Description

一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法及系统
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法及系统。
背景技术
随着油藏注水开发的不断进行，产出端的含水不断上升，限制了油藏的高效开发。采用聚合物驱进行流度控制，是降低含水率快速上升的有效手段之一。而油藏转注聚的效果与所应用的转注聚用聚合物体系以及转注聚时的油藏状态有关。
聚合物的溶液性能显著影响油藏的注聚驱油效果，在相同时机下转注不同性能的聚合物溶液，其转注聚驱油效果与聚合物的溶液性能直接相关。也就是说同一油藏条件下，不同溶液性能的聚合物溶液理应存在一个各自对应的最佳流度调控时机。现有方法中对海上稠油油藏早期注聚较佳转注时机的确定法，是根据油藏含水上升速率的变化情况确定了油藏的转注时机，并未考虑所转注聚合物的溶液性能。
油藏刚开始见水代表水流通道已经形成，水相形成突破，需要进行流度控制，则此时的水油流度比可以作为是否进行流度控制的参考值，用于筛选出适用于油藏转注聚用的聚合体系以及进行流度调控的时机。但目前，转注聚用聚合物驱油体系的筛选均是根据建立在目标油藏储层条件下的大量室内物理模拟实验的基础上开展的，需要耗费大量时间及人力物力，并不能实时快速、准确的获得相关结论。
因此，目前迫切需要一种方法手段能够根据聚合物的溶液性能结合油藏实际条件，快速准确的确定能够获得理想转注聚驱油效果的最佳流度调控时机，为油藏高效开发提供施工参数指导。
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，本发明提供了一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，用来解决实际问题中，聚合物溶液筛选过程需花费大量的人力物力以及筛选不够快速、准确的问题。
为解决上述技术问题，本发明提供如下技术方案：
第一方面，本发明提供了一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，包括：
对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，并计算含水率，生成相应的含水率变化曲线；利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比；
通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，并基于所述平均含水饱和度获得对应的水油相对渗透率值；利用所述水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；
根据聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机。
作为本发明所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的一种优选方案，其中：还包括：
在岩心进行相对渗透率的曲线测定前，需对实际油藏注采井组进行取心处理，得到岩心尺寸。
作为本发明所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的一种优选方案，其中：所述获得油藏的水油相对渗透率曲线，包括：采用非稳态法测定所述水油相对渗透率曲线并进行标准化处理。
作为本发明所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的一种优选方案，其中：利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比，包括：
所述水油流度比为刚开始见水的时间点对应的水油相对渗透率曲线的水油相对渗透率值；
其中，刚开始见水指的是为非稳态法测定相对渗透率曲线时出口端刚开始产水。
作为本发明所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的一种优选方案，其中：通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，包括：
所述计算方法采用物质平衡法，且平均含水饱和度＝束缚水饱和度+无因次累计产油量。
作为本发明所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的一种优选方案，其中：计算聚合物溶液与水油相流度比，包括：计算聚合物溶液与水油相流度比之前需明确聚合物溶液黏度和残余阻力系数。
作为本发明所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的一种优选方案，其中：所述最佳流度调控时机，包括：
当聚合物溶液与水油相流度比等于刚开始见水时的水油流度比时，所得水油相对渗透率值对应的含水率，即为流度调控时机；
当所述含水率已知时，则通过含水率对应的相对渗透率曲线获得水油相对渗透率值，进而计算小于刚开始见水时的水油流度比所需的聚合物溶液性能参数。
第二方面，本发明提供了聚合物溶液性能与流度调控时机的互判系统，其包括：
曲线测定模块，用于对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，并计算含水率，生成相应的含水率变化曲线；利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比；
条件处理模块，通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，并基于所述平均含水饱和度获得对应的水油相对渗透率值；利用所述水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；
调控模块，通过聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机。
第三方面，本发明提供了一种计算机设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，其中：所述处理器执行所述计算机程序时实现上述方法的任一步骤。
第四方面，本发明提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其中：所述计算机程序被处理器执行时实现上述方法的任一步骤。
与现有技术相比，发明有益效果为：本发明通过对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，并计算含水率，生成相应的含水率变化曲线；利用含水率变化曲线，计算水油流度比；根据实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，并基于平均含水饱和度获得对应的水油相对渗透率值；利用水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；根据聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机；本发明可以根据油藏实际获得所需的基础数据，针对不同的油藏开发状态，得到适用于不同条件的聚合物溶液性能及流度调控时机，为油藏开发选用聚合物溶液性能以及选择流度调控时机提供了具有普适性且快速准确的方法。
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聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的总体流程图；
图2为本发明一个实施例所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的标准化处理后的油水相对渗透率曲线及含水率变化曲线图；
图3为本发明一个实施例所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的不同流度调控时机下的驱油效果对比图。
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聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，包括：
S1、对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，并计算含水率，生成相应的含水率变化曲线；利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比；
进一步的，在岩心进行相对渗透率的曲线测定前，需对实际油藏注采井组进行取心处理，得到岩心尺寸；
进一步的，水油流度比为刚开始见水的时间点对应的水油相对渗透率曲线的水油相对渗透率值；
其中，刚开始见水指的是为非稳态法测定相对渗透率曲线时出口端刚开始产水
更进一步的，采用非稳态法测定获得的油藏的水油相对渗透率曲线并进行标准化处理；
应当说明的是，标准化处理方式采用的是应用模型输入参数后的生成曲线操作，且含水率也是通过应用模型得到；
S2、通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，并基于所述平均含水饱和度获得对应的水油相对渗透率值；利用所述水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；
进一步的，采用物质平衡法计算不同时刻下的平均饱和度，且平均含水饱和度＝束缚水饱和度+无因次累计产油量；
应当说明的是，束缚水饱和度指的是岩石中的孔隙中填充的水分含量与该孔隙的最大水容量之比；无因次累计产油量指的是将实际油藏的累计产油量除以油藏的地层物理参数和实际所需的开发参数所计算出的无量纲量；
更进一步的，在设定聚合物溶液与水油相流度比之前需明确聚合物溶液黏度和残余阻力系数；
S3、根据聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机；
进一步的，当聚合物溶液与水油相流度比等于刚开始见水时的水油流度比时，所得水油相对渗透率值对应的含水率，即为流度调控时机；
更进一步的，当所述含水率已知时，则通过含水率对应的相对渗透率曲线获得水油相对渗透率值，进而计算小于刚开始见水时的水油流度比所需的聚合物溶液性能参数。
进一步的，本实施例还提供一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判系统，包括：
曲线测定模块，用于对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，并计算含水率，生成相应的含水率变化曲线；利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比；
条件处理模块，通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，并基于所述平均含水饱和度获得对应的水油相对渗透率值；利用所述水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；
调控模块，通过聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机。
本实施例还提供一种计算机设备，适用于聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法的情况，包括：
存储器和处理器；存储器用于存储计算机可执行指令，处理器用于执行计算机可执行指令，实现如上述实施例提出的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法。
该计算机设备可以是终端，该计算机设备包括通过系统总线连接的处理器、存储器、通信接口、显示屏和输入装置。其中，该计算机设备的处理器用于提供计算和控制能力。该计算机设备的存储器包括非易失性存储介质、内存储器。该非易失性存储介质存储有操作系统和计算机程序。该内存储器为非易失性存储介质中的操作系统和计算机程序的运行提供环境。该计算机设备的通信接口用于与外部的终端进行有线或无线方式的通信，无线方式可通过WIFI、运营商网络、NFC(近场通信)或其他技术实现。该计算机设备的显示屏可以是液晶显示屏或者电子墨水显示屏，该计算机设备的输入装置可以是显示屏上覆盖的触摸层，也可以是计算机设备外壳上设置的按键、轨迹球或触控板，还可以是外接的键盘、触控板或鼠标等。
本实施例还提供一种存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如上述实施例提出的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法。
本实施例提出的存储介质与上述实施例提出的数据存储方法属于同一发明构思，未在本实施例中详尽描述的技术细节可参见上述实施例，并且本实施例与上述实施例具有相同的有益效果。
实施例2
参照图2和图3，为本发明第二个实施例，该实施例提供了一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，包括：
本实施例将以实验形式以验证本发明方法的有益效果；
在油藏现场取心岩心尺寸为Φ2.5cm×7.5cm，水测渗透率为2.45D，测定孔隙度为30％左右；
获取地面脱气原油(黏度为70mPa·s)和地层注入水，采用非稳态法测定油水相对渗透率曲线，应用Corey模型标准化处理并计算含水率，如图2所示；
由图2的含水率变化曲线，选取刚开始见水时间点对应的油水相对渗透率值，计算得到刚开始见水时的水油流度比Mb，公式表示为：
其中，μw为水相黏度，μ0为油相黏度；Kro表示油相相对渗透率值，Krw表示水相相对对渗透率值；
通过物质平衡法计算岩心的出口见水时间点所包含的平均含水饱和度，平均含水饱和度Sav＝束缚水饱和度(0.193)+无因次累计产油(0.127)＝0.320；
当采用黏度为30mPa·s，残余阻力系数为1.67的聚合物溶液(体系A：部分水解聚丙烯酰胺1750mg/L)时，计算出口端见水时的水油流度比为：
其中，RRF表示储量置换率；μp表示聚合物溶液；
由上述公式表明体系A此时不能达到流度控制能力，流度控制时机在出口端见水之前，即含水率为0；
当采用黏度为33mPa·s，残余阻力系数为3.03的聚合物溶液(体系B：疏水缔合聚合物B1000mg/L)时，计算出口端见水时的水油流度比为：
由上述公式表明体系B此时可以达到流度控制能力，流度控制时机在出口端见水之后，进一步通过物质平衡法计算延后时间点的平均含水饱和度，计算可得平均含水饱和度为0.326时，对应得水油流度比为0.06，此时对应的含水率为20％左右，即体系B的流度调控时机为含水率20％；
为验证方法的准确性，对上述两种体系A、B在不同流度调控时机下的驱油效果进行对比，如图3所示；
其中，图3中的PV表示孔隙体积，即孔隙度与表观体积的乘积；从结果中可以看出，体系A在不同含水率条件下(含水率分别为0％、0％、20％、60％和90％)进行流度调控获得的驱油效果，以按照本发明方法计算所得的流度调控时机(即含水率0％)下的驱油效果最佳；同样，体系B在不同含水率条件下(含水率分别为0％、0％、20％、60％和90％)进行流度调控获得的驱油效果，以按照本发明方法计算所得的流度调控时机(即含水率20％)下的驱油效果最佳，表明按照本方法可以获得优选的溶液性能与流度调控时机，且方法准确。
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 (10)

1.一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，包括：
对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，并计算含水率，生成相应的含水率变化曲线；利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比；
通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，并基于所述平均含水饱和度获得对应的水油相对渗透率值；利用所述水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；
根据聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机。
2.如权利要求1所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，还包括：
在岩心进行相对渗透率的曲线测定前，需对实际油藏注采井组进行取心处理，得到岩心尺寸。
3.如权利要求1或2所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，所述获得油藏的水油相对渗透率曲线，包括：采用非稳态法测定所述水油相对渗透率曲线并进行标准化处理。
4.如权利要求3所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比，包括：
所述水油流度比为刚开始见水的时间点对应的水油相对渗透率曲线的水油相对渗透率值；
其中，刚开始见水指的是为非稳态法测定相对渗透率曲线时出口端刚开始产水。
5.如权利要求4所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，包括：
所述计算方法采用物质平衡法，且平均含水饱和度＝束缚水饱和度+无因次累计产油量。
6.如权利要求4或5所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，计算聚合物溶液与水油相流度比，包括：计算聚合物溶液与水油相流度比之前需明确聚合物溶液黏度和残余阻力系数。
7.如权利要求6所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，所述最佳流度调控时机，包括：
当聚合物溶液与水油相流度比等于刚开始见水时的水油流度比时，所得水油相对渗透率值对应的含水率，即为流度调控时机；
当所述含水率已知时，则通过含水率对应的相对渗透率曲线获得水油相对渗透率值，进而计算小于刚开始见水时的水油流度比所需的聚合物溶液性能参数。
8.一种聚合物溶液性能与流度调控时机的互判系统，基于权利要求1～7任一所述的聚合物溶液性能与流度调控时机的互判方法，其特征在于，包括：
曲线测定模块，用于对岩心进行相对渗透率的曲线测定，获得油藏的水油相对渗透率曲线，并计算含水率，生成相应的含水率变化曲线；利用所述含水率变化曲线，计算水油流度比；
条件处理模块，通过实际产油产水量，计算不同时刻下的平均含水饱和度，并基于所述平均含水饱和度获得对应的水油相对渗透率值；利用所述水油相对渗透率值，计算聚合物溶液与水油相流度比；
调控模块，通过聚合物溶液与水油相流度比，计算聚合物溶液性能参数，得到最佳流度调控时机。
9.一种计算机设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，其特征在于：所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1～7任一所述方法的步骤。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于：所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1～7任一所述方法的步骤。
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