CN106600441A - 一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法 - Google Patents
一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106600441A CN106600441A CN201611100300.2A CN201611100300A CN106600441A CN 106600441 A CN106600441 A CN 106600441A CN 201611100300 A CN201611100300 A CN 201611100300A CN 106600441 A CN106600441 A CN 106600441A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- score
- well
- oil
- factors
- group
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 195
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 205
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 96
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 30
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 27
- FFBHFFJDDLITSX-UHFFFAOYSA-N benzyl N-[2-hydroxy-4-(3-oxomorpholin-4-yl)phenyl]carbamate Chemical compound OC1=C(NC(=O)OCC2=CC=CC=C2)C=CC(=C1)N1CCOCC1=O FFBHFFJDDLITSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 8
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 230000003542 behavioural effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
- G06Q10/063—Operations research, analysis or management
- G06Q10/0639—Performance analysis of employees; Performance analysis of enterprise or organisation operations
- G06Q10/06393—Score-carding, benchmarking or key performance indicator [KPI] analysis
Landscapes
- Business, Economics & Management (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Economics (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Educational Administration (AREA)
- Marketing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Entrepreneurship & Innovation (AREA)
- Development Economics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Game Theory and Decision Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Animal Husbandry (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
本发明提供了一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法。其包括以下步骤:对油井进行测量以获取油井的数据,建立油井的评价指标,所述评价指标包含六项因素;分别对所述六项因素进行得分计算;对水井进行测量以获取水井的数据,建立水井的评价指标,对所述评价指标中的因素分别进行得分计算;对井组进行测量以获取井组的数据,建立井组的评价指标,所述评价指标包含三项因素;分别对所述三项因素进行得分计算;分别计算油井、水井、井组的总得分及单井组的综合得分,根据单井组的综合得分的高低进行排序,得到调剖效果动态评价结果。该方法适用于特/超低渗透油藏,能够有效指导油田调剖堵水调剖作业问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法,特别涉及一种特低渗透油藏或超低渗透油藏调剖效果的动态评价方法,属于石油开发技术领域。
背景技术
我国特(超)低渗透油藏通过连片整体调剖堵水措施,在一定程度上起到了缓解平面水驱不均,改善开发效果的作用。但是仍然存在调剖有效期短、部分井调剖堵水措施后注不进或注不够、后续水驱效果不明显、注水政策难以确定等问题。因此,需要通过科学的效果评价方法,动态监测油藏调剖堵水措施效果,及时采取针对性的调整措施,对特(超)低渗透油藏高效、经济开发尤为重要。
特(超)低渗透油藏层间非均质条件复杂,与中、高渗油藏地层条件相比存在巨大差异,因此实施调剖堵水措施后动态特征表现复杂,按中、高渗油藏的见效评价标准通常难以判断调剖效果,在很多情况下不能有效指导油田调剖堵水作业。
因此提供一种适用于特(超)低渗透油藏的调剖效果评价方法成为本领域亟待解决的技术问题。
发明内容
为解决上述技术问题,本发明提供了一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法。该方法适用于特/超低渗透油藏,能够有效指导油田调剖堵水调剖作业问题,具有重要的现实意义。
为达到上述目的,本发明提供了一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法,其包括以下步骤:
步骤S11,对油井进行测量以获取油井的调剖有效期数据、见效时间数据、降水幅度数据、增液量数据、增油量数据和动液面上升数据;基于获得的数据,建立油井的评价指标,所述评价指标包含六项因素,分别为调剖有效期、见效时间、降水幅度、增液量、增油量和动液面上升;分别对所述六项因素进行得分计算,获得每一项因素的最终得分结果;
步骤S12,对水井进行测量以获取水井的调剖后油压数据、压降曲线数据、注水量数据和吸水剖面数据中的至少一种数据;基于获得的数据,建立水井的评价指标,所述评价指标包含四项因素,分别为调剖后油压、压降曲线、注水量和吸水剖面这四项因素中的至少一项;对所述因素进行得分计算,获得每一项因素的最终得分结果;
步骤S13,对井组进行测量以获取井组内油井的见效率数据、井组的增油量数据和井组的有效期数据;基于获得的数据,建立井组的评价指标,所述评价指标包含三项因素,分别为井组内油井的见效率、井组的增油量和井组的有效期;分别对所述三项因素进行得分计算,获得每一项因素的最终得分结果;
步骤S14,分别计算油井、水井、井组的总得分及单井组的综合得分,根据单井组的综合得分的高低进行排序,得到调剖效果动态评价结果。
在本发明提供的技术方案中,评价指标中每一项因素的最终得分结果越高,表明该项因素对应的评价效果越好;例如在油井的评价指标中,调剖有效期这一因素的得分结果越高,表明油井的调剖有效期评价效果越好。
本发明提供的技术方案以井组为单位作为评价对象,将一个井组的整体调剖效果分成油井、水井、井组三个独立的方面去考虑,最终的调剖效果动态评价结果是同一井组内油井、水井、井组三方面评价结果的叠加,该方法全面、综合地反应了井组调剖效果的好坏。
在上述方法中,优选地,在步骤S12中,所述评价指标中的因素是与水井的数据种类相对应的,例如,获取的水井的数据种类仅为调剖后油压数据,则评价指标中的因素仅为调剖后油压。
在本发明提供的技术方案中,在步骤S11中,所述调剖有效期和见效时间这两项因素的得分计算过程相同;这两项因素的得分计算,分别按照以下过程进行:
过程1,基于因素的实际数据,将该因素划分出一系列连续的时间段,对处于同一时间段内的油井,按照见效类型进行分类;
过程2,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行统计;
过程3,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行得分计算;
过程4,计算同一时间段内同一见效类型的几何平均值;
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一时间段内各个见效类型的几何平均值,将同一时间段内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,得到该时间段的单组总分;按照上述操作,分别得到各个时间段的单组总分;
过程6,对各个时间段的单组总分分别进行归一化处理,得到各个时间段的折算总分;
过程7,将各个时间段的折算总分分别乘以因素的权重,得到各个时间段的最终得分。
在上述方法中,优选地,在过程2中,该方法还包括对同一时间段内同一见效类型的见效率进行统计;在过程3中,该方法还包括对同一时间段内同一见效类型的见效率进行得分计算。
在一个优选实施方式中,所述调剖有效期这一因素的得分计算过程包括:
过程1,基于调剖有效期这一因素的实际数据,将该因素划分出一系列连续的时间段,对处于同一时间段的油井,按照见效类型进行分类;
过程2,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行统计;
过程3,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行得分计算;
过程4,计算同一时间段内同一见效类型的几何平均值;
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一时间段内各个见效类型的几何平均值,将同一时间段内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,得到该时间段的单组总分;按照上述操作,分别得到各个时间段的单组总分;
过程6,对各个时间段的单组总分分别进行归一化处理,得到各个时间段的折算总分;
过程7,将各个时间段的折算总分分别乘以调剖有效期的权重,得到各个时间段的最终得分。
在上述方法中,优选地,所述见效类型包含6类,分别为A、B、C、D、E、F;其中,A表示见效特征为液油量增加,含水增加且稳定的类型;B表示见效特征为液油量增加,含水下降的类型;C表示见效特征为液稳定,油量增加且含水下降的类型;D表示见效特征为油量稳定,含水下降的类型;E表示见效特征为液量上升的类型;F表示见效特征为动液面上升的类型。
在一个优选实施方式中,所述见效时间这一因素的得分计算过程包括:
过程1,基于见效时间这一因素的实际数据,将该因素划分出一系列连续的时间段,对处于同一时间段的油井,按照见效类型进行分类;
过程2,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行统计;
过程3,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行得分计算;
过程4,计算同一时间段内同一见效类型的几何平均值;
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一时间段内各个见效类型的几何平均值,将同一时间段内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,得到该时间段的单组总分;按照上述操作,分别得到各个时间段的单组总分;
过程6,对各个时间段的单组总分分别进行归一化处理,得到各个时间段的折算总分;
过程7,将各个时间段的折算总分分别乘以见效时间的权重,得到各个时间段的最终得分。
在上述方法中,所述归一化处理的计算过程包括:将各个时间段的单组总分分别除以最大值;其中,所述最大值为各个时间段的单组总分中数值最大的。
在上述方法中,优选地,见效率的得分计算公式如式1所示:
其中,γ为见效率,f。
在上述方法中,优选地,降水幅度的得分计算公式如式2所示:
其中,Δfw为降水幅度,Δfw=0-100。
在上述方法中,优选地,增油量的得分计算公式如式3所示:
其中,Δqo为增油量,t。
在本发明提供的技术方案中,在步骤S11中,降水幅度、增液量、增油量和动液面上升这四项因素的得分计算过程相同;这四项因素的得分计算分别包括以下过程:
过程1,分别获取各个油井的降水幅度、增液量、增油量和动液面上升这四项因素的实际数据区间;
过程2,分别对这四项因素进行赋值,获得这四项因素各自对应的得分;其中,赋值区间为[0,1],
过程3,将这四项因素各自对应的得分分别乘以这四项因素各自的权重,得到这四项因素各自对应的最终得分。
在一个优选实施方式中,在步骤S11中,降水幅度这一因素的得分计算包括以下过程:
过程1,获取各个油井的降水幅度这一因素的实际数据区间;
过程2,对这一因素进行赋值,获得这一因素的得分;其中,赋值区间为[0,1],
过程3,将这一因素的得分乘以这一因素的权重,得到降水幅度这一因素的最终得分。
在上述方法中,优选地,在过程2中,按照式7所示的计算公式对降水幅度这一因素进行赋值:
其中,Δfw为降水幅度,Δfw=0-1。
在上述方法中,优选地,在步骤S11中,增液量这一因素的得分计算包括以下过程:
过程1,获取各个油井的增液量这一因素的实际数据区间;
过程2,对这一因素进行赋值,获得这一因素的得分;
过程3,将这一因素的得分乘以这一因素的权重,得到增液量这一因素的最终得分。
在上述方法中,优选地,在过程2中,按照式8所示的计算公式对增液量这一因素进行赋值:
其中,Δql为增液量,t。
在上述方法中,优选地,在步骤S11中,增油量这一因素的得分计算包括以下过程:
过程1,获取各个油井的增油量这一因素的实际数据区间;
过程2,对这一因素进行赋值,获得这一因素的得分;其中,赋值区间为[0,1],
过程3,将这一因素的得分乘以这一因素的权重,得到增油量这一因素的最终得分。
在上述方法中,在过程2中,按照式9所示的计算公式对增液量这一因素进行赋值:
其中,Δqo为增油量,t。
在上述方法中,优选地,在步骤S11中,动液面上升这一因素的得分计算包括以下过程:
过程1,获取各个油井的动液面上升这一因素的实际数据区间;
过程2,对这一因素进行赋值,获得这一因素的得分;其中,赋值区间为[0,1],
过程3,将这一因素的得分乘以这一因素的权重,得到动液面上升这一因素的最终得分。
在上述方法中,优选地,在过程2中,按照式10所示的计算公式对动液面上升这一因素进行赋值:
其中,L为动液面上升高度,m。
在上述方法中,优选地,在步骤S12中,所述调剖后油压、压降曲线、注水量和吸水剖面这四项因素的得分计算分别包括以下过程:
过程1,基于因素的实际数据,将该因素划分出一系列连续的幅度区间,对处于同一幅度区间内的油井,按见效类型进行分类;
过程2,对同一幅度区间内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行统计;
过程3,对同一幅度区间内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行得分计算;
过程4,计算同一幅度区间内同一见效类型的几何平均值;
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一幅度区间内各个见效类型的几何平均值,将同一幅度区间内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,得到该幅度区间的单组总分;按照上述操作,分别得到各个幅度区间的单组总分;
过程6,对各个幅度区间的单组总分分别进行归一化处理,得到各个幅度区间的折算总分;
过程7,将各个幅度区间的折算总分分别乘以因素的权重,得到各个幅度区间的最终得分;
更优选地,在过程2中,该方法还包括对同一幅度区间内同一见效类型的见效率进行统计;相应的,在过程3中,该方法还包括对同一幅度区间内同一见效类型的见效率进行得分计算。
在上述方法中,优选地,在过程4中,所述几何平均值的计算公式如下所示:
无见效率数值时,按照式4-1所示的公式进行计算
有见效率数值时,按照式4-2所示的公式进行计算
其中,aij为第i个时间段第j类见效类型的几何平均值;i=1,2,……,n;n为划分的时间段个数;j=A,B,C,D,E,F;j为同一时间段,油井划分的见效类型。
在上述方法中,优选地,在过程5中,所述单组总分的计算公式如式5所示
其中,Ai为第i个时间段的单组总分;aij为第i个时间段第j类见效类型的几何平均值;i=1,2,……,n;n为划分的时间段个数;j=A,B,C,D,E,F;j为同一时间段,油井划分的见效类型。
在上述方法中,优选地,在过程5中,所述折算总分的计算公式如式6所示:
其中,Ai'为第i个时间段的折算总分;Ai为第i个时间段的单组总分;i=1,2,……,n;n为划分的时间段个数。
在上述方法中,优选地,在步骤S13中,所述井组内油井见效率、井组增油量和井组有效期这三项因素的得分计算包括以下过程:
过程1,分别获取各个井组的井组内油井见效率、井组增油量和井组有效期这三项因素的实际数据区间;
过程2,分别对这三项因素进行赋值,获得这三项因素各自对应的得分;其中,赋值区间为[0,1];
过程3,对这三项因素的得分分别进行归一化处理,得到这三项因素各自对应的折算总分;
过程4,将这三项因素各自对应的折算总分分别乘以这三项因素各自的权重,得到这三项因素各自对应的最终得分。
在上述方法中,优选地,在过程2中,按照式11所示的计算公式对井组内油井见效率这一因素进行赋值:
其中,为组内油井见效率,f。
在上述方法中,优选地,在过程2中,按照式12所示的计算公式对井组增油量这一因素进行赋值:
其中,ΔQo为井组增油量,t。
在上述方法中,优选地,在过程2中,按照式13所示的计算公式对井组有效期这一因素进行赋值:
其中,T为井组有效期,d。
在上述方法中,优选地,在油井的评价指标中,调剖有效期和见效时间的权重是按照式14所示的公式计算得到的:
式14中,所述两个因素指的是调剖有效期和见效时间这两个因素;所述两个因素的权重之和为0.2。
在上述方法中,优选地,在式14中,单个因素的变异系数是按式15所示的公式计算得到的:
其中,σ为单个因素的变异系数;Ai'为第i个区间内的折算总分;i=1,2,……,n;n为划分的区间的个数;为所有区间内的折算总分的平均值。
在上述方法中,优选地,在油井的评价指标中,调剖有效期的权重为0.12,见效时间的权重为0.08。
在上述方法中,优选地,在油井的评价指标中,降水幅度的权重为0.2;增油量的权重为0.5;动液面上升的权重为0.02;增液量的权重为0.08。
在上述方法中,优选地,在水井的评价指标中,调剖后油压的权重为0.2;压降曲线的权重为0.2;注水量的权重为0.3;吸水剖面的权重为0.3;这四项因素的权重之和为1。水井的评价指标中仅包含其中一项因素时,可以对权重分配比例进行调整,例如评价指标中仅包含调剖后油压这一因素,其他三项因素缺乏,可以对权重分配比例进行调整,使调剖后油压在水井评价指标中所占权重为1。
在上述方法中,优选地,在井组的评价指标中,井组内油井的见效率的权重为0.1;井组的增油量的权重为0.65;井组的有效期的权重为0.25。
在上述方法中,优选地,在步骤S14中,分别计算油井、水井、井组的总得分及单井组的综合得分包括以下过程:
过程1,将油井六项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到油井的总得分;将油井的总得分乘以油井的总权重,得到油井的最终总得分;
过程2,将水井四项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到水井的总得分;将水井的总得分乘以水井的总权重,得到水井的最终总得分;
过程3,将井组三项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到井组的总得分;将井组的总得分乘以井组的总权重,得到井组的最终总得分;
过程4,将同一井组内油井、水井、井组的最终总得分进行叠加,得到单井组的综合得分。
在上述步骤S14的过程1中,将调剖有效期、见效时间、降水幅度、增液量、增油量和动液面上升这六项因素的最终得分结果进行叠加,将六项因素综合考虑,可以单独反应油井整体调剖效果的好坏;对于水井、井组也是如此
在上述方法中,优选地,在步骤S14中,根据单井组的综合得分的高低进行排序,得到调剖效果动态评价结果包括根据单井组的综合得分,确定评价等级,等级划分的标准为:
单井组的综合得分≥0.8,确定等级为优;
0.8>单井组的综合得分≥0.6,确定等级为良;
0.6>单井组的综合得分≥0.5,确定等级为一般;
0.5>单井组的综合得分≥0.3,确定等级为较差;
单井组的综合得分<0.3,确定等级为很差。
在上述方法中,优选地,该方法还包括对于等级为较差和/或很差的井组,调整调剖堵水措施,以提高调剖堵水效果。
在上述方法中,优选地,油井的总权重为0.5,水井的总权重为0.2,井组的总权重为0.3。
本发明的有益效果:
本发明提供的技术方案针对特(超)低渗透油田调剖堵水生产实践,通过对调剖堵水井组的见效方式进行重新细分,建立了综合、动态的效果评价指标体系,包括油井评价指标、水井评价指标、井组评价指标,以及各项指标中各因素的得分计算方法,再进一步计算单井组的综合得分,从而得到最终的综合效果评价结果。
本发明提供的技术方案解决了特低渗透油藏或超低渗透油藏采用常规效果评价方法时适用性差、与实施效果不吻合等问题,使得特低渗透油藏或超低渗透油藏调剖效果的动态、合理、科学评价得以实现。
附图说明
图1为本发明实施例提供的低渗透油藏调剖效果的动态评价方法的流程示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解,现对本发明的技术方案进行以下详细说明,但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
以下实施例是以国内某低渗透油藏为对象进行研究的。
实施例
本实施例提供了一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法(其流程如图1所示)。该方法包括以下步骤:
步骤S11,对油井进行测量以获取油井的调剖有效期数据、见效时间数据、降水幅度数据、增液量数据、增油量数据和动液面上升数据;
基于获得的数据,建立油井的评价指标,该评价指标中包含调剖有效期、见效时间、降水幅度、增液量、增油量和动液面上升六项因素;
分别对上述六项因素进行得分计算,以获得每一项因素的最终得分结果,计算过程如下所述:
步骤S1101,分别计算调剖有效期和见效时间的得分;其中,
1)调剖有效期得分的计算包括以下过程:
过程1,将调剖有效期的期限划分成一系列连续的时间段,对处于同一时间段的油井,按照见效类型进行分类;
过程2,统计同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量;
过程3,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行得分计算(如表1所示);其中,降水幅度的得分计算公式如式2所示,增油量的得分计算公式如式3所示;
过程4,计算同一时间段内同一见效类型的几何平均值;其中,几何平均值的计算公式如式4所示;
表1
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一时间段内各个见效类型的几何平均值,将同一时间段内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,按照式5所示的计算公式,得到该时间段的单组总分(如表1所示);按照上述操作,获得各个时间段的单组总分;
过程6,将各个时间段的单组总分分别除以最大值进行归一化处理,得到各个时间段的折算总分(如表1所示);其中,最大值为各个时间段的单组总分中数值最大的;
过程7,将各个时间段的折算总分分别乘以调剖有效期的权重0.12,得到各个时间段的最终得分(如表1所示,得分越高,表明这一因素对应的评价效果越好;反之则越差);
调剖有效期与见效时间两项在油井评价指标中对应权重之和为0.2,根据两项变异系数(调剖有效期变异系数0.46,调剖见效时间变异系数为0.3)比例分配,得到调剖有效期与见效时间两项在油井评价指标中所占权重分别为0.12、0.08。
见效时间这一因素的得分计算过程与调剖有效期的得分计算过程相同,结果如表2所示。
表2
步骤S1102,分别计算降水幅度、增液量、增油量和动液面上升这四项因素的得分,这四项因素的得分计算过程相同,以降水幅度为例,其得分的计算包括以下过程:
过程1,统计各油井的降水幅度数据,以获得降水幅度的实际数据区间;
过程2,对降水幅度这一因素按照式7所示的计算公式进行赋值,赋值区间为[0,1],得到降水幅度的得分(如表3所示);
表3
过程3,将降水幅度的得分乘以降水幅度这一因素的权重0.2,得到降水幅度最终得分(如表3所示);
降水幅度、增液量、增油量、动液面上升这四项因素在油井评价指标中所占权重分别为0.2、0.08、0.5、0.02。
2)油井增油量、动液面上升和增液量的得分计算过程与降水幅度的得分计算过程相同,计算结果分别如表4、5、6所示。
表4
表5
井组 | 油井井号 | 调剖开始时间 | 调剖结束时间 | 动液面上升/m | 得分 | 最终得分 |
X73-7 | X73-6 | 2013/3/18 | 2013/4/24 | 150 | 0.1 | 0.002 |
X26-106 | X25-006 | 2010/4/30 | 2010/6/5 | 300 | 0.2 | 0.004 |
X24-106 | X25-105 | 2008/7/1 | 2008/9/12 | 400 | 0.3 | 0.006 |
X13-001 | X78-1 | 2014/6/7 | 2014/7/14 | 600 | 0.5 | 0.01 |
X22-104 | X21-103 | 2012/7/16 | 2012/8/27 | 600 | 0.5 | 0.01 |
X24-108 | X24-109 | 2012/9/21 | 2012/10/20 | 600 | 0.5 | 0.01 |
X73-04 | X74-03 | 2014/5/15 | 2014/6/25 | 700 | 0.6 | 0.012 |
X69-04 | X68-05 | 2010/6/7 | 2010/7/11 | 700 | 0.6 | 0.012 |
X75-04 | X74-03 | 2012/8/17 | 2012/10/15 | 800 | 0.7 | 0.014 |
X73-04 | X74-03 | 2012/8/25 | 2012/10/7 | 800 | 0.7 | 0.014 |
X30-106 | X29-106 | 2011/8/9 | 2011/9/18 | 850 | 0.7 | 0.014 |
X24-108 | X25-108 | 2012/9/21 | 2012/10/20 | 900 | 0.8 | 0.016 |
表6
步骤S12,对水井进行测量以获取水井的调剖后油压数据;
基于获得的数据,建立水井的评价指标,该评价指标中包含调剖后油压这一项因素;
对调剖后油压这一因素进行得分计算,以获得该因素的最终得分结果,计算过程如下所述:
过程1,根据调剖后油压的实际数据,将其划分成一系列的幅度区间,对处于同一幅度区间内的油井,按见效类型进行分类;
过程2,分别统计同一幅度区间内同一见效类型的见效率、降水幅度和增油量;
过程3,对同一幅度区间内同一见效类型的见效率、降水幅度和增油量分别进行得分计算;
过程4,计算同一幅度区间内同一见效类型的几何平均值(如表7所示),其中,几何平均值的计算公式如式4所示;
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一幅度区间内各个见效类型的几何平均值,将同一幅度区间内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,得到该幅度区间内单组总分(如表7所示);按照上述操作,分别得到各个幅度区间的单组总分;
表7
过程6,将各个幅度区间的单组总分分别除以最大值进行归一化处理,得到各个幅度区间内折算总分(如表7所示);其中,最大值为各幅度区间的单组总分中数值最大的;
过程7,将各个幅度区间的折算总分分别乘以调剖后油压这一因素的权重1,得到各个幅度区间的最终得分(如表7所示);
调剖后油压、压降曲线、注水量、吸水剖面四项因素在水井评价指标中所占权重之和为1,由于后三项因素(压降曲线、注水量和吸水剖面)缺乏,因此调剖后油压在水井评价指标中所占权重为1。
步骤S13,对井组进行测量以获取井组内油井的见效率数据、井组的增油量数据和井组的有效期数据;
基于获得的数据,建立井组的评价指标,该评价指标中包含井组内油井的见效率、井组的增油量和井组的有效期这三项因素;
分别对所述三项因素进行得分计算,以获得每一项因素的最终得分结果,计算过程如下所述:
分别计算井组内油井的见效率、井组的增油量和井组的有效期这三项因素的得分,这三项因素的得分计算过程相同;其中,以井组内油井的见效率为例,其得分计算包括以下过程:
过程1,统计各个井组的井组内油井见效率数据,以获得各个井组的井组内油井见效率的实际数据区间;
过程2,对各个井组的井组内油井见效率这一因素分别按照式11所示的计算公式进行赋值,得到各个井组的井组内油井见效率的得分(如表8所示);
表8
过程3,将各个井组的井组内油井见效率的得分分别除以最大值进行归一化处理,得到各个井组的井组内油井见效率对应的折算分数(如表8所示);
过程4,将各个井组的井组内油井见效率的折算分数分别乘以井组内油井见效率这一因素的权重0.1,得到各个井组的井组内油井见效率的最终得分(如表8所示)。
井组内油井见效率、井组增油量、井组有效期三项指标在井组评价指标内权重分别为0.1、0.65、0.25。
井组增油量和井组有效期得分的计算过程与井组内油井见效率得分的计算过程相同,结果分别如表9、10所示。
表9
表10
步骤S14中,分别计算油井、水井、井组的总得分及单井组的综合得分,根据单井组的综合得分的高低进行排序,得到调剖效果动态评价结果,包括以下过程:
过程1,将油井六项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到油井的总得分;将油井的总得分乘以油井的总权重,得到油井的最终总得分;
过程2,将水井四项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到水井的总得分;将水井的总得分乘以水井的总权重,得到水井的最终总得分;
过程3,将井组三项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到井组的总得分;将井组的总得分乘以井组的总权重,得到井组的最终总得分;
过程4,将同一井组内油井、水井、井组的最终总得分进行叠加,得到单井组的综合得分;其中,油井、水井、井组对应的总权重分别取0.5、0.2、0.3;
表11
过程5,根据单井组的综合得分的高低进行排序,得到调剖效果动态评价结果包括根据单井组的综合得分,确定评价等级,等级划分的具体标准为:
单井组的综合得分≥0.8,确定等级为优;
0.8>单井组的综合得分≥0.6,确定等级为良;
0.6>单井组的综合得分≥0.5,确定等级为一般;
0.5>单井组的综合得分≥0.3,确定等级为较差;
单井组的综合得分<0.3,确定等级为很差;
优选地,该方法还包括对于等级为较差和/或很差的井组,调整调剖堵水措施,以提高调剖堵水效果。
具体计算结果及评价结果见表11。
对于等级为较差和很差的井组可以通过调整或完善调剖堵水措施来提高调剖堵水效果。
本发明提供的技术方案已经在国内低渗透、特低渗透油藏上进行了相应的应用,大量的应用实践表明本发明提供的技术方案得到的评价结果是科学、合理的。
Claims (10)
1.一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法,其包括以下步骤:
步骤S11,对油井进行测量以获取油井的调剖有效期数据、见效时间数据、降水幅度数据、增液量数据、增油量数据和动液面上升数据;基于获得的数据,建立油井的评价指标,所述评价指标包含六项因素,分别为调剖有效期、见效时间、降水幅度、增液量、增油量和动液面上升;分别对所述六项因素进行得分计算,获得每一项因素的最终得分结果;
步骤S12,对水井进行测量以获取水井的调剖后油压数据、压降曲线数据、注水量数据和吸水剖面数据中的至少一种数据;基于获得的数据,建立水井的评价指标,所述评价指标包含调剖后油压、压降曲线、注水量和吸水剖面这四项因素中的至少一项;对所述因素进行得分计算,获得每一项因素的最终得分结果;
步骤S13,对井组进行测量以获取井组内油井的见效率数据、井组的增油量数据和井组的有效期数据;基于获得的数据,建立井组的评价指标,所述评价指标包含三项因素,分别为井组内油井的见效率、井组的增油量和井组的有效期;分别对所述三项因素进行得分计算,获得每一项因素的最终得分结果;
步骤S14,分别计算油井、水井、井组的总得分及单井组的综合得分,根据单井组的综合得分的高低进行排序,得到调剖效果动态评价结果。
2.根据权利要求1所述的方法,其中,在步骤S11中,所述调剖有效期和见效时间这两项因素的得分计算,分别按照以下过程进行:
过程1,基于因素的实际数据,将该因素划分出一系列连续的时间段,对处于同一时间段内的油井,按照见效类型进行分类;
过程2,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行统计;
过程3,对同一时间段内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行得分计算;
过程4,计算同一时间段内同一见效类型的几何平均值;
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一时间段内各个见效类型的几何平均值,将同一时间段内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,得到该时间段的单组总分;按照上述操作,分别得到各个时间段的单组总分;
过程6,对各个时间段的单组总分分别进行归一化处理,得到各个时间段的折算总分;
过程7,将各个时间段的折算总分分别乘以因素的权重,得到各个时间段的最终得分;
优选地,在过程2中,该方法还包括对同一时间段内同一见效类型的见效率进行统计;
在过程3中,该方法还包括对同一时间段内同一见效类型的见效率进行得分计算。
3.根据权利要求2所述的方法,其中,见效率的得分计算公式如式1所示:
其中,γ为见效率;
降水幅度的得分计算公式如式2所示:
其中,Δfw为降水幅度,Δfw=0-100;
增油量的得分计算公式如式3所示:
其中,Δqo为增油量。
4.根据权利要求1所述的方法,其中,在步骤S11中,所述降水幅度、增液量、增油量和动液面上升这四项因素的得分计算分别包括以下过程:
过程1,分别获取各个油井的降水幅度、增液量、增油量和动液面上升这四项因素的实际数据区间;
过程2,分别对这四项因素进行赋值,获得这四项因素各自对应的得分;
过程3,将这四项因素各自对应的得分分别乘以这四项因素各自的权重,得到这四项因素各自对应的最终得分。
5.根据权利要求4所述的方法,其中,在过程2中,分别对降水幅度、增液量、增油量和动液面上升这四项因素进行赋值,获得这四项因素各自对应的得分包括:
计算降水幅度的得分,计算公式如式7所示
其中,Δfw为降水幅度,Δfw=0-1;
计算增液量的得分,计算公式如式8所示
其中,Δql为增液量;
计算增油量的得分,计算公式如式9所示
其中,Δqo为增油量;
计算动液面上升的得分,计算公式如式10所示
其中,L为动液面上升高度。
6.根据权利要求1所述的方法,其中,在步骤S12中,所述调剖后油压、压降曲线、注水量和吸水剖面这四项因素的得分计算分别包括以下过程:
过程1,基于因素的实际数据,将该因素划分出一系列连续的幅度区间,对处于相同幅度区间内的油井,按见效类型进行分类;
过程2,对同一幅度区间内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行统计;
过程3,对同一幅度区间内同一见效类型的降水幅度和增油量分别进行得分计算;
过程4,计算同一幅度区间内同一见效类型的几何平均值;
过程5,按照过程2-4的操作,分别计算同一幅度区间内各个见效类型的几何平均值,将同一幅度区间内各个见效类型对应的几何平均值进行叠加,得到该幅度区间的单组总分;按照上述操作,分别得到各个幅度区间的单组总分;
过程6,对各个幅度区间的单组总分分别进行归一化处理,得到各个幅度区间的折算总分;
过程7将各个幅度区间的折算总分分别乘以因素的权重,得到各个幅度区间的最终得分;
优选地,在过程2中,该方法还包括对同一幅度区间内同一见效类型的见效率进行统计;
在过程3中,该方法还包括对同一幅度区间内同一见效类型的见效率进行得分计算。
7.根据权利要求2或6所述的方法,其中,在过程4中,所述几何平均值的计算公式如下所示:
无见效率数值时,按照式4-1所示的公式进行计算
有见效率数值时,按照式4-2所示的公式进行计算
其中,aij为第i个时间段第j类见效类型的几何平均值;i=1,2,……,n;n为划分的时间段个数;j=A,B,C,D,E,F;j为同一时间段,油井划分的见效类型;
优选地,在过程5中,所述单组总分的计算公式如式5所示
其中,Ai为第i个时间段的单组总分;aij为第i个时间段第j类见效类型的几何平均值;i=1,2,……,n;n为划分的时间段个数;j=A,B,C,D,E,F;j为同一时间段,油井划分的见效类型;
优选地,在过程5中,所述折算总分的计算公式如式6所示:
其中,Ai'为第i个时间段的折算总分;Ai为第i个时间段的单组总分;i=1,2,……,n;n为划分的时间段个数。
8.根据权利要求1所述的方法,其中,在步骤S13中,所述井组内油井见效率、井组增油量和井组有效期这三项因素的得分计算包括以下过程:
过程1,分别获取各个井组的井组内油井见效率、井组增油量和井组有效期这三项因素的实际数据区间;
过程2,分别对这三项因素进行赋值,获得这三项因素各自对应的得分;
过程3,对这三项因素各自对应的得分分别进行归一化处理,得到这三项因素各自对应的折算总分;
过程4,将这三项因素各自对应的折算总分别乘以这三项因素各自的权重,得到这三项因素各自对应的最终得分。
9.根据权利要求8所述的方法,其中,在过程2中,分别为这三项因素进行赋值,获得这三项因素各自对应的得分包括:
计算井组内油井见效率的得分,计算公式如式11所示:
其中,为组内油井见效率;
计算井组增油量的得分,计算公式如式12所示:
其中,ΔQo为井组增油量;
计算井组有效期的得分,计算公式如式13所示
其中,T为井组有效期。
10.根据权利要求1所述的方法,其中,在步骤S14中,分别计算油井、水井、井组的总得分及单井组的综合得分包括以下过程:
过程1,将油井六项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到油井的总得分;将油井的总得分乘以油井的总权重,得到油井的最终总得分;
过程2,将水井四项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到水井的总得分;将水井的总得分乘以水井的总权重,得到水井的最终总得分;
过程3,将井组三项因素各自对应的最终得分结果进行叠加,得到井组的总得分;将井组的总得分乘以井组的总权重,得到井组的最终总得分;
过程4,将同一井组内油井、水井、井组的最终总得分进行叠加,得到单井组的综合得分;
优选地,在步骤S14中,根据单井组的综合得分的高低进行排序,得到调剖效果动态评价结果包括根据单井组的综合得分,确定评价等级,等级划分的标准为:
单井组的综合得分≥0.8,确定等级为优;
0.8>单井组的综合得分≥0.6,确定等级为良;
0.6>单井组的综合得分≥0.5,确定等级为一般;
0.5>单井组的综合得分≥0.3,确定等级为较差;
单井组的综合得分<0.3,确定等级为很差;
更优选地,该方法还包括对于等级为较差和/或很差的井组,调整调剖堵水措施,以提高调剖堵水效果。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201611100300.2A CN106600441A (zh) | 2016-12-02 | 2016-12-02 | 一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201611100300.2A CN106600441A (zh) | 2016-12-02 | 2016-12-02 | 一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN106600441A true CN106600441A (zh) | 2017-04-26 |
Family
ID=58595579
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201611100300.2A Pending CN106600441A (zh) | 2016-12-02 | 2016-12-02 | 一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN106600441A (zh) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107229820A (zh) * | 2017-05-08 | 2017-10-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种调剖影响因素的评价方法及装置 |
CN109899053A (zh) * | 2017-12-08 | 2019-06-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 钻井井场的确定方法、装置及计算机可读存储介质 |
CN110469299A (zh) * | 2019-08-09 | 2019-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采油井注水开发见效效果评价方法 |
CN111915171A (zh) * | 2020-07-21 | 2020-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种深度堵调效果综合评价方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104453834A (zh) * | 2014-10-31 | 2015-03-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种井组注采关系优化调整方法 |
CN104484556A (zh) * | 2014-11-28 | 2015-04-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田开发评价方法 |
CN104747147A (zh) * | 2015-03-24 | 2015-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水驱开发油藏井网注采关系确定方法 |
CN105525909A (zh) * | 2015-11-19 | 2016-04-27 | 薛云飞 | 分析油藏储层非均质性质的方法 |
-
2016
- 2016-12-02 CN CN201611100300.2A patent/CN106600441A/zh active Pending
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104453834A (zh) * | 2014-10-31 | 2015-03-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种井组注采关系优化调整方法 |
CN104484556A (zh) * | 2014-11-28 | 2015-04-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田开发评价方法 |
CN104747147A (zh) * | 2015-03-24 | 2015-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水驱开发油藏井网注采关系确定方法 |
CN105525909A (zh) * | 2015-11-19 | 2016-04-27 | 薛云飞 | 分析油藏储层非均质性质的方法 |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107229820A (zh) * | 2017-05-08 | 2017-10-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种调剖影响因素的评价方法及装置 |
CN107229820B (zh) * | 2017-05-08 | 2019-09-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种调剖影响因素的评价方法及装置 |
CN109899053A (zh) * | 2017-12-08 | 2019-06-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 钻井井场的确定方法、装置及计算机可读存储介质 |
CN110469299A (zh) * | 2019-08-09 | 2019-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采油井注水开发见效效果评价方法 |
CN110469299B (zh) * | 2019-08-09 | 2021-07-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采油井注水开发见效效果评价方法 |
CN111915171A (zh) * | 2020-07-21 | 2020-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种深度堵调效果综合评价方法 |
CN111915171B (zh) * | 2020-07-21 | 2024-02-13 | 中国石油大学(华东) | 一种深度堵调效果综合评价方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106600441A (zh) | 一种低渗透油藏调剖效果的动态评价方法 | |
CN108240208B (zh) | 一种油田水驱分类井组开发效果对标方法 | |
CN104484556B (zh) | 一种油田开发评价方法 | |
CN102913233B (zh) | 一种基于无因次对比图版的优势流动通道识别方法 | |
CN106600440A (zh) | 一种低渗透油藏调剖堵水动态指标选井的方法 | |
CN105888633B (zh) | 分层注水层段配注量确定方法 | |
CN107387051B (zh) | 低渗透非均质油藏多段压裂水平井重复压裂选井的方法 | |
CN109577929B (zh) | 一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法 | |
CN109322649A (zh) | 一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发效果评价方法 | |
CN112983368B (zh) | 一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法 | |
CN105160146B (zh) | 水驱特征关系图版生成方法及装置 | |
CN107237614A (zh) | 一种含水致密气藏气井排水采气的方法 | |
CN104712328B (zh) | 快速评价复杂油藏中单个流动单元动用状况的方法 | |
CN104091069A (zh) | 确定非均质储层各层位和位置驱油效率和波及系数的方法 | |
CN107401140B (zh) | 支流尾闾河段造床流量的确定方法 | |
CN107330228A (zh) | 一种内河航道整治建筑物主尺寸确定方法 | |
CN110130884A (zh) | 一种气井剩余潜力确定方法 | |
CN109033541A (zh) | 一种基于eur的压后页岩气藏非均质性评价方法 | |
CN109209312A (zh) | 一种适用聚合物驱的资源开发方法 | |
CN106055871A (zh) | 一种气井泡沫排水采气效果评价方法 | |
CN109882141A (zh) | 基于井间连通性的聚合物驱生产优化方法和*** | |
CN105628584A (zh) | 基于组合赋权系数的致密油储层品质的定量表征方法 | |
CN108487884A (zh) | 一种深部调驱结合单井注水量调整提高采收率的技术方法 | |
CN106481315B (zh) | 陆上砂岩油藏单井可采储量快速确定模型及建立方法 | |
CN110552691B (zh) | 一种油藏裂缝优势通道识别方法及其*** |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20170426 |