[發明專利]一種多層油藏脈沖周期注水開發指標預測方法

有效

• 申請號: 201810574637.X
• 申請日: 2018-06-06
• 公開（公告）號: CN109002574B
• 公開（公告）日: 2022-11-22
• 發明（設計）人: 林加恩;李鵬偉
• 申請（專利權）人: 西安石油大學
• 主分類號: G06F30/20
• 分類號: G06F30/20;G06Q10/04;G06Q10/06;E21B43/20
• 代理公司: 北京輕創知識產權代理有限公司 11212
• 代理人: 談杰

1.一種多層油藏脈沖周期注水開發指標預測方法，其特征在于，包括以下步驟：

步驟一：確定合理產能產液：

根據產液能力和年度任務需求確定每個井的合理產液量，根據儲層性質落實每個注水井的合理注采比以及每個注水井的合理注水量；

配注模型分層產液量的確定方法：

運用劈分系數法求合理配注量時，根據KH值系數法、動態分析方法以及生產歷史擬合方法綜合分析，以計算出油水井各單層注水產液情況；

脈沖注水參數的確定：

①注水強度：注水強度依據公式計算：I＝Q/24，Q為P點壓力下的注水量，m³/d；

②單井注入量：根據油水井在均質介質中生產時徑向流原理，每天注入量用以下公式表達：

式(51)中，Q1為單井注水量，m³/d；

K為油層有效滲透率，μm²；

H為注水層有效厚度，m；

r為油井折算半徑，m；

μ為流體粘度，mPa·s；

ΔP為壓降，MPa；

R為供給半徑，m；

③注入周期：T＝Q₁/I，根據以上確定參數，嚴格控制脈沖注水，并針對油藏地質特點及水淹程度對參數進行適應調整，提高水驅波及體積，控制含水上升；

步驟二：控制每層注水量；

A、新型產能模型的建立及驗證：

在不考慮水敏時，若注水開發，并維持地層壓力基本不變時，產油量為：

式(13)中，Qo為產油量，t/d；K為儲層滲透率，10-3μm2；kro為油相相對滲透率，小數；S_w出為出口端含水飽和度，小數；h為儲層有效厚度，m；Bo為油相體積系數，無因次；μo為原油粘度，mPa·s；Δp為生產壓差，MPa；re為泄油半徑，m；rw為井筒半徑，m；s為表皮系數，小數；

令

引入水敏因子，則考慮水敏后的產量方程可表示為：

Q_o＝αM_wk_ro(S_w出) (15)

由物質平衡方程可得：

式(16)中，Vp為井控范圍內的孔隙體積，m3；為平均含水飽和度，小數；t為生產時間，d；

由式(15)和(16)得：

不考慮水敏，油水相滲曲線可表示為：

式中nw為水相指數，no為油相指數；

考慮水敏后油相相對滲透率曲線變為：

式(20)中，no'為考慮水敏后的油相指數；

由式(17)積分可得：

微分后可得：

令

C＝αk_ro(S_wc) (23)

考慮水敏與不考慮水敏時，有：

C'＝C (25)

則式(22)產油量Qo可表示為：

式(26)即為考慮水敏后的新型產能模型；同時根據式(22)可求得遞減率為：

對式(22)積分可得累積產油量為：

B、合層劈分單元、分層預測指標：

將影響細分注水層段組合的因素定義為屬性集(；

式中：xij(i＝1；2；…n；j＝1；2；…；m)第i個地層的第j個屬性；n總地層數；m總屬性數；定義對策集為：B＝(b1；b2；b3；…；bt)(t層段組合方案總數)；其中bi(i＝1；2…；t)為按不同滲透率極差、厚度、采出程度、剩余可采儲量、隔層條件等把地層劃分為K個層段的層段組合的方式，K可以是兩段或多段；

a、合層劈分單元：

油藏各處的等效滲透率和等效含油飽和度為：

其中，為油藏(x，y)位置處的等效滲透率，10-3μm2；ki(x，y)為第i小層(x，y)處的滲透率，10-3μm2；hi(x，y)為第i小層(x，y)處的小層厚度，m；為油藏(x，y)位置處的等效含油飽和度；Soi(x，y)為第i小層(x，y)處的含油飽和度；N為縱向小層總數；

合層后的儲層參數在注采連線方向的等效參數為：

其中，為第j個注采單元注采連線的等效滲透率，10-3μm2；為第j個注采單元注采連線的等效含油飽和度；Lj為第j個注采單元注采連線的長度，m；

相鄰注采單元劈分角度比值計算經驗公式為：

其中，θj/θj+1為相鄰注采單元j和j+1的劈分角度比值；△Pj為第j個注采單元注采連線的生產壓差，0.1MPa；

根據式(3)計算得到的各井組注采劈分角度比值以及總注采連線的角度分布，得到油藏各注采單元的劈分角度θ，進而得到油藏的注采單元；

b、分層預測指標：

將劈分得到的油藏注采單元還原成層間非均質油藏，對各小層的平面非均質參數進行等效處理；對注采單元各小層的平面非均質參數等效為注采連線參數；第j個注采單元第i小層的滲透率、孔隙度、含油飽和度和儲層厚度等效公式如下：

其中，為第j個注采單元第i小層的等效滲透率，10-3μm2；分別為第j個注采單元第i小層的等效孔隙度、含油飽和度；為第j個注采單元第i小層的等效儲層厚度，單位為m；

當多層非均質油藏采用定井底流壓生產，第j個注采單元的注采井間壓差為：

Δp_j＝p_injj-p_proj (10)

其中，△pj為第j個注采單元注采井間壓差，10-1MPa；pinjj為第j個注采單元注水井的井底壓力，10-1MPa；pproj為第j個注采單元生產井的井底壓力，10-1MPa；

此時，第j個注采單元第i小層的注水量為：

其中，qi，j為第j個注采單元第i小層的注水量，m3/d；Ri，j為第j個注采單元第i小層的滲流阻力，mPa·s/(μm2·cm)；

當多層非均質油藏采用定液量生產，油水井配置相同時，小層滲流阻力越大，注入水進入該小層的液量越少；小層滲流阻力越小，注入水進入該小層的液量越多；第j個注采單元中第i小層的水量劈分系數αi，j為：

其中，Ri，j為第j個注采單元第i小層的滲流阻力；

此時，第j個注采單元第i小層的注水量為：

q_i,j＝α_i,jQ_j (28)

其中，qi，j為第j個注采單元第i小層的注水量，m3/d；Qj為第j個注采單元的總注水量，m3/d；

隨著水驅油過程的進行，油藏各小層的滲流阻力不斷發生變化；當第j個注采單元第i小層的油井未見水時，注采井間存在油相區和油水兩相區；見水后，注采井間僅存在油水兩相區；因此，第j個注采單元第i小層的滲流阻力Ri，j為：

其中，rfi，j為第j個注采單元第i層的驅替前緣，m；rw為注水井的半徑，m；μo為地層原油粘度，mPa·s；μw為地層水粘度，mPa·s；kro為油相的相對滲透率；krw為水相的相對滲透率；Swc為束縛水飽和度；Swe為出口端含水飽和度；

根據物質平衡原理，注入水在第j個注采單元第i小層單位微元內的水驅油過程滿足如下關系：

對上式兩邊積分，得

當rLi，j時，第j個注采單元第i小層未見水，此時該小層的含水率為fwi，j＝0；當r≥Li，j時，根據各小層的累積注水量以及含水率和含水飽和度的關系，通過上式可以計算得到第j個注采單元第i小層的出口端含水率；對應生產井的含水率根據與該井相關的注采單元的各小層產水量疊加計算；

c、單井合理配注的實現步驟：

1)應用油藏的地質特征參數及已知的生產動態數據，計算某一油藏或斷塊的各注水井層向周圍各生產井相應儲層的劈分系數C_jik；

2)計算某一油藏或斷塊的各生產井層由周圍各注水井相應儲層流入的方向液量Q_LJIK；

3)計算某一油藏或斷塊的各生產井理論產液量Q_LK；

4)計算某一油藏或斷塊的各生產井層計算生產井的產液剖面R_pjk；

5)計算某一油藏或斷塊的各生產井層由周圍各注水井相應儲層流入的方向比例系數R_pjki；

6)根據規劃的生產動態數據，計算某一油藏或斷塊的各注水井的井層注水量Q_iwji

7)計算某一油藏或斷塊的各注水井的配注量Q_iwi；

d、分注模型研究及技術路線：

以分注層段確定條件為依據，將注水井及其分注條件等各項依據進行量化處理，形成條件邏輯關系，進行計算機數學分析給出最優化分注結論，最終形成分注模型；

1)基于物性特征、潛力特征、受益井特征等分注層段的確定；

2)基于數學分析和優化理論，考慮儲層物性參數、受益井特征等的分注模型確定；C、水井注水量劈分與油井產液量計算：

①滲流阻力計算：

油水井生產時，油水兩相滲流阻力系數為：

式中：M_ij——為第j口油井i層措施改造系數，如唐114井區VI油組所有措施井改造效果分析認為：壓裂后近期可增產1.89倍，取M_ij＝1.89；

H_ij—為第j口油井i層有效厚度，m；

K_ij—為第j口油井i層有效滲透率，um²；

l_j—為第j口油井與水井的距離，m；

②劈分系數的確定：

注水井的劈分系數的具體數學定義是：該注水井的某一注水層流向周圍各生產井相應產液層的水量占該注水井層注入水總量的比例(或百分數)，其數學表達式：

式中：Z_jik為各油井該層與對應注水井的連通狀況系數；D_ik為各油井與對應注水井間的井距，m，反映了壓力梯度大小以及壓力損耗狀況；△P_ik為注水井底流動壓力與生產井井底流動壓力之差，MPa；M_ik為各油井該層改造措施系數；E_k為各油井開采厚度系數，反映了井筒內射開厚度對該層的干擾情況，由全井射開油層厚度大小確定；G_jk為各生產油井滲透率級差系數，反映不同滲透率油層合采時的干擾情況；K_jik、H_jik為注采井間平均地層系數；αik為生產井與注水井問的位置系數，反映周圍油井分布的相對位置不均勻而導致其流線的非對稱性；β_jik為注水井到各生產井層的滲透率各向異性系數，是該注水井層油井連線方向的滲透率與該井層平均滲透率的比值；

③配注模型研究及技術路線：

劈分方法建立單井配注量模型研究步驟：1)確定油水井的連通關系；2)確定劈分系數；3)建立注水井計算模型；4)采油井計算模型；5)計算單井合理配注；

④水井平面劈分系數的計算：

設油藏有n個小層，各層間無竄流，第i油層內，1口注水井周圍有若干口油井同時生產時，注水量向各油井方向的平面分配系數取決于井間的滲流阻力和油井井底流壓，油水兩相滲流阻力系數分別為R1，R2，…，Rm，第j口油井在該層分配的水量為：

第i層油井分配的水量為：

式中：—第i層上第j口油井分配到的水量，m³；

Pwi—水井在第i層上的井底流壓，MPa；

—第j口油井在第i層的井底流壓，MPa；

由(2)、(3)可以得到第i層，水井對第j口油井水量的平面劈分系數為：

則第j口油井實際分配到的平面水量為：

⑤水井垂向劈分系數：

有吸水剖面的注水井，水井縱向劈分系數β_i取各層的相對吸水百分量；

沒有吸水剖面的注水井，則需要通過計算確定水井縱向劈分系數β_i，在綜合考慮水井各小層地層系數和其周圍各油井方向滲流阻力系數差異的基礎上，設注水井對n個小層注水，則注水井在第i層的垂向劈分系數的表示為：

注水井的分層水量：

式中：M_i—水井第i層措施改造系數；

K_i—水井第i層有效滲透率，um²；

H_i—水井第i層有效厚度，m；

⑥油井產液量計算：

利用上面分層注水量計算結果，計算出注水井各小層在周圍每口油井方向上的注水量；然后以油井為中心，將各注水井在該油井方向的分層注水量疊加，即得到油井分層產液量；設油井第i個小層周圍有w口水井，每個水井對油井的分配水量為Q_k，則油井第i個小層的分層產液量為：

在上述計算的基礎上，根據油井井口實際產液量Qo，對上述計算的分層產液量結果進行修正；設油井射開S個小層，則第i個小層的修正系數為：

修正后的分層產液量為：

Q_oi＝Q_oA_i (61)

⑧配注模型分層產液量確定方法：

運用劈分系數法求合理配注量時，根據KH值系數法、動態分析方法以及生產歷史擬合方法綜合分析，以計算出油水井各單層注水產液情況；

按流動系數KH/μ值進行分配；設n個層，層間無竄流，總產液量Q，則分層產液量分別為Q₁,Q₂……Q_n，則

因

則各層產液量為

⑨注采井的P-Q圖解決配注模型研究中油水井連通關系的判斷；

⑩利用試井壓力資料計算單井注采比；

D、分注模型研究及技術路線：

以分注層段確定條件為依據，將注水井及其分注條件等各項依據進行量化處理，形成條件邏輯關系，進行計算機數學分析給出最優化分注結論，最終形成分注模型；

a、水平井完井防砂分段策略：

I、基本原理與步驟：

多維有序聚類的原理是先將全部樣品視為一段，在分段必須相鄰的限制條件下定義了損失函數，按照使段內離差平方和最小、段間離差平方和最大的分段原則逐漸增加分段；利用多維有序聚類算法對水平井分段的具體步驟如下：

i、構建分段指標矩陣：

將水平井分為n個等長的微元段{x₁,x₂,…x_n}，選取各微元段出砂臨界生產壓差和見水時間作為分段指標，構成分段指標矩陣X：

式中，CDP_i為第i微元段出砂臨界生產壓差，MPa；T_i為第i微元段見水時間，day；

為消除分段指標量綱不同的影響，對指標無量綱化處理：

式中，x′_ij為無量綱后的指標值，x_max,j是第j個指標中的最大值；

ii、定義段直徑：

設某一完井單元P包含i到j的微元段{x_(i),x_(i+1),…x_(j)}(i＜j)，記為P＝{i,i+1,…,j}；該完井單元的均值為：

用D(i,j)表示該完井單元的直徑，則可記為：

iii、定義損失函數：

有序聚類的實質就是找到某一組分段位置，使得各完井單元的總離差平方和最小，定義損失函數為：

損失函數值越小，表明完井單元內部差異越小，之間差距越大；使損失函數值最小的分段方法就是最優分段，即：

iv、b(n,k)的遞推公式：

n個水平井微元段分成k個完井單元的最優分段方法是建立在n-1個水平井微元段分成k-1個完井單元的最優分段基礎上的，因此利用遞推公式可以得到最佳分段方法：

當b^*(n,k)達到極小值時，得到n個水平井微元段分為k個完井單元的最佳分法；

v、確定最優分段數：

根據分段結果，繪制損失函數b^*(n,k)隨分段數k變化的曲線b^*(n,k)-k，該曲線拐點處所對應的分段數即為最優分段數；

II、水平井分段指標計算：

i、水平井出砂臨界壓差計算模型：

取井壁處微元段為研究對象，進行受力分析，斜井井周微元受力示意圖請參閱圖5；

得到井眼柱坐標系下井周圍巖應力為：

將柱坐標系下的井周圍巖應力轉化成主應力形式，得到井周巖石單元有效主應力為：

通過比較σ_r，σ_1m，σ_2m大小，確定最大主應力：σ₁＝max{σ_r，σ_1m，σ_2m}，最小主應力：σ₃＝min{σ_r,σ_1m,σ_2m}，中間主應力σ₂＝median{σ_r,σ_1m,σ_2m}；

通過Mogi-Coulomb準則判斷巖石是否發生屈服破壞，表達式如下：

式中：

當巖石所受的應力σ₁，σ₂及σ₃滿足式(41)時，井壁骨架發生破壞，地層出砂，此時井底流壓為P_w為出砂臨界井底流壓；儲層出砂臨界生產壓差CDP計算式為：

CDP＝P_p-P_w (44)

ii、底水油藏水平井見水時間計算方法：

底水油藏水平井見水時間計算式為：

根據勢的疊加原理和等效井徑原理，可得底水油藏水平井不同位置處流量與壓力的關系：

其中：

式中：

水平井筒中的壓降主要由3部分組成：井筒摩擦壓降、加速度壓降以及重力壓降，因此水平段變質量流動壓降為：

根據體積流量平衡與壓力連續性條件，建立油藏滲流與井筒管流耦合模型，采用迭代法進行數值求解，可得水平段的產液速率q，將產液速率q代入底水油藏水平井見水時間計算式可以計算各井段見水時間t。

2.根據權利要求1所述的多層油藏脈沖周期注水開發指標預測方法，其特征在于，所述水平井完井防砂分段策略具體分段流程如下：①將水平段分為若干等長的微元段；②依據油藏滲流和井筒管流耦合模型，計算水平井產液剖面，并將產液速率代入到底水油藏水平井見水時間計算式，計算各微元段見水時間；③根據水平井出砂臨界生產壓差模型，計算各微元段出砂臨界生產壓差，表征開采初期水平井各微元段出砂風險；④引入多維有序聚類法，確定分段位置及最優分段數，將出砂臨界生產壓差和見水時間相近的微元段劃分為同一完井單元。