CN107288595B - 一种注水利用率的评价方法 - Google Patents

Abstract

一种注水利用率的评价方法，包括：评价指标确定步骤，根据获取到待分析注采井组的生产动态数据确定待分析注采井组的注水利用率评价指标，其中注水利用率评价指标包括注入水增压指数和注入水驱油指数；注水利用率评价步骤，根据待分析注采井组的注水利用率评价指标和注水利用率评价标准，确定待分析注采井组的注水利用率。该方法克服了现有技术中评价指标不能反映缝洞型油藏注入水漏失以及现有评价标准不能反映储集体类型多、水驱特征差异大的问题，其能够更准确地评价缝洞型油藏注入水利用状况和注水开发调整潜力，为注水措施调整明确方向。

Description

一种注水利用率的评价方法

技术领域

本发明涉及油气勘探开发技术领域，具体地说，涉及一种注水利用率的评价方法。

背景技术

缝洞型碳酸盐岩油藏是我国油气增储上产的重要领域。塔河油田奥陶系油藏，作为我国已投入开发的最大的缝洞型油藏，探明储量已达13亿吨。2005年起，塔河油田逐步进入注水开发阶段，但随着注水开发的进行，注水效果逐渐变差。要实施注水开发技术政策调整，必须对目前的注水效果进行评价，而注水利用率是注水开发效果评价的重要方面。

发明内容

为解决上述问题，本发明提供了一种注水利用率的评价方法，所述方法包括：

评价指标确定步骤，根据获取到待分析注采井组的生产动态数据确定所述待分析注采井组的注水利用率评价指标，其中所述注水利用率评价指标包括注入水增压指数和注入水驱油指数；

注水利用率评价步骤，根据所述待分析注采井组的注水利用率评价指标和注水利用率评价标准，确定所述待分析注采井组的注水利用率。

根据本发明的一个实施例，确定所述注水利用率评价标准的步骤包括：

获取所述待分析注采井组的储集体类型，并根据属于所述储集体类型的其他注采井组的生产动态数据分别确定所述其他注采井组的注水利用率评价指标；

根据属于所述储集体类型的各个注采井组的注水利用率评价指标确定所述待分析注采井组的注水利用率评价标准。

根据本发明的一个实施例，所述待分析注采井组的注水利用率评价标准为属于所述储集体类型的各个注采井组的注水利用率评价指标的平均值。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式计算所述注入水增压指数：

其中，f_p表示注入水增压指数，N表示地质储量，B_oi表示原始条件下原油体积系数，C_t表示综合压缩系数，p_e和p_s分别表示评价结束时和评价开始时的油藏压力，W_i表示注入水量。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式计算所述注入水驱油指数：

其中，f_d表示注入水驱油指数，N_p表示累积产油量，B_o表示原油体积系数，W_i表示注入水量。

根据本发明的一个实施例，当所述待分析注采井组的注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准时，所述方法还包括：

问题原因分析步骤，根据所述待分析注采井组的生产动态数据确定影响参数，根据所述影响参数确定所述待分析注采井组的注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准的原因。

根据本发明的一个实施例，所述影响参数包括注入水漏失指数和注入水窜失指数，其中，

根据注入水漏失量和注入水量计算所述注入水漏失指数；

且/或，根据累积产水量和注入水量计算所述注入水窜失指数。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式计算所述注入水漏失量：

W_ieak＝W_i-N_pB_o-W_p-NB_oiC_t(p_e-p_s)

其中，W_leak表示注入水漏失量，W_i表示注入水量，N表示地质储量，B_oi表示原始条件下原油体积系数，C_t表示综合压缩系数，p_e和p_s分别表示评价结束时和评价开始时的油藏压力，N_p表示累积产油量，B_o表示原油体积系数，W_p表示累积产水量。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式计算所述注入水漏失指数：

其中，f_t表示注入水漏失指数，W_leak表示注入水漏失量，W_i表示注入水量。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式计算所述注入水窜失指数：

其中，f_c表示注入水窜失指数，W_p表示累积产水量，W_i表示注入水量。

本发明所提供的缝洞型油藏注水利用率评价方法用注入水漏失指数、注入水窜失指数、增压指数、驱油指数4个评价指标建立注水利用率评价指标体系，并根据不同的储集体类型确定评价标准，对注水利用状况进行评价。该方法克服了现有技术中评价指标不能反映缝洞型油藏注入水漏失以及现有评价标准不能反映储集体类型多、水驱特征差异大的问题，其能够更准确地评价缝洞型油藏注入水利用状况和注水开发调整潜力，为注水措施调整明确方向。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要的附图做简单的介绍：

图1是根据本发明一个实施例的注水利用率评价方法的流程图；

图2是根据本发明另一个实施例的注水利用率评价方法的流程图；

图3是根据本发明一个实施例的缝洞型油藏驱油过程示意图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本发明实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说显而易见的是，本发明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。

另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机***中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

目前，缝洞型油藏注水利用率的评价主要延用碎屑岩油藏的方法。注水利用率评价的基本流程主要包括：计算评价指标；确定评价标准；计算结果同标准对比，评价效果优劣等步骤。其中，上述过程的关键点有两个：一是评价指标，二是评价标准。

评价指标方面，存水率和耗水率是目前衡量油田注水利用率的主要指标。现有方法中，多采用如下表达式来分别计算存水率R_w和耗水率：

其中，W_i表示累积注水量，W_p表示累积产水量，N_p表示累积产油量。

评价标准方面，部分研究人员以阶段存水率为基础，引入了无因次注入曲线和无因次采出曲线，回归出不同水驱采收率条件下，阶段存水率与采出程度的关系式并绘制成了二者关系标准图版，利用该图版可对开发调整效果进行评价。

此外，在评价标准方面，还有部分研究人员从存水率和耗水率的定义出发，引入油、水两相相对渗透率的相关经验公式，推导出了绘制累计存水率、阶段耗水率和累计耗水率理论曲线的经验公式。这样将实际生产数据标注到利用这些经验公式绘制出的理论曲线图版上，从而实现对注水油田(或区块)的注水利用率进行评价。

然而，现有的注水利用率评价方法存在着诸多缺陷。一是现有方法的评价指标不能反映缝洞型油藏注入水漏失的问题。由于缝洞型油藏储集体结构复杂，部分缝洞体不封闭，因此注入水会产生外溢。也就是说，对于缝洞型油藏来说，一部分注入水进入地下，其既未驱替原油，也未从油井产出，而是漏失掉了，而现有指标并未考虑这一情况。

二是采用现有方法利用所建立的标准(或图版)对注水利用率进行评价不能反映缝洞型油藏储集体类型多、水驱特征差异大的特点。由于缝洞型油藏储集体类型多，不同类型储集体流体流动特征和水驱特征都有明显差别，采用现有技术建立的标准(或图版)，难以准确评价注水效果和注水开发调整潜力。

针对现有方法存在的上述缺陷，本发明提供一种新的注水利用率的评价方法，本发明在进行注水利用率评价时所采用的评价指标包括注入水增压指数和注入水驱油指数。为了更加清楚地阐述本发明所提供的注水利用率评价方法的原理、实现过程以及优点，以下结合不同的实施例来对本发明所提供的注水利用率评价方法进行进一步地说明。

实施例一：

图1示出了本实施例中所提供的注水利用率评价方法的流程图。

如图1所示，本实施例所提供的注水利用率评价方法首先在步骤S101中获取待分析注采井组的储集体类型。

在实际应用过程中，注采井组的储集体类型可以包含：溶洞型、缝洞型、裂缝-孔洞型以及裂缝型四种。不同类型储集体中的流体流动特征和水驱特征差异很大。例如，对于溶洞型储集体而言，理论上其注入水利用率比较高；而对于裂缝型储集体而言，由于注入水容易沿裂缝水窜，因此理论上其注入水利用率较低。

当确定出待分析注采井组的储集体类型后，本方法在步骤S102中获取待分析注采井组所属储集体类型中各个注采井组的生产动态数据，并在步骤S103中根据步骤S102中所获取到的生产动态数据计算待分析注采井组的储集体类型中各个注采井组的注水利用率评价指标。

注入水利用率评价的主要目的便是发现注水过程中存在的问题，从而找到水驱的潜力。根据上述描述可知，现有的注水利用率评价方法主要利用存水率和耗水率两个指标来进行注水利用率的评价，该方法会将注水利用率低的缝洞型注采井组列为盖上水驱的目标，这显然是不正确的。

因此，本实施例所提供的方法采用了注入水增压指数和注入水油驱指数来作为注水利用率评价指标。具体地，本实施例中，在步骤S102中所获取到的各个注采井组的生产动态数据优选地包括：地质储量N、原始条件下原油体积系数B_oi、综合压缩系数C_t，评价结束时的油藏压力p_e和评价开始时的油藏压力p_s、累积产油量N_p、原油体积系数B_o和注入水量W_i。

本实施例中，注入水增压指数是指用于升高地层压力的水量与注入水量的比值，其可以根据地质储量N、原始条件下原油体积系数B_oi、综合压缩系数C_t，评价结束时的油藏压力p_e和评价开始时的油藏压力p_s以及注入水量W_i计算得到。

具体地，本实施例中，根据如下表达式来计算注入水增压指数f_p：

注入水驱油指数是指用于驱油的水量与注入水量的比值，其可以根据累积产油量N_p、原油体积系数B_o和注入水量W_i计算得到。

具体地，本实施例中，根据如下表达式来计算注入水驱油指数f_d：

得到待分析注采井组所属的储集体类型中各个注采井组的注水利用率评价指标后，该方法在步骤S104中利用这些注水利用率评价指标确定待分析注采井组的注水利用率评价标准。本实施例中，待分析注采井组的注水利用率评价标准即为待分析注采井组所属的储集体类型中各个注采井组的注水利用率评价指标的平均值。本实施例所提供的注水利用率评价方法根据储集体分类来对注水利用率进行评价，其更加适用于缝洞型油藏。

需要指出的是，在本发明的其他实施例中，还可以采用其他合理方式来确定待分析注采井组的注水利用率评价标准，发明不限于此。例如，在本发明的一个实施例中，待分析注采井组的注水利用率评价标准还可以是待分析注采井组所属的储集体类型中各个注采井组的注水利用率评价指标的中值；而在本发明的另一个实施例中，待分析注采井组的注水利用率评价标准还可以是根据待分析注采井组的储集体类型按照历史经验数据预先配置好的。

当得到待分析注采井组的注水利用率评价指标和注水利用率评价标准后，该方法在步骤S105中根据待分析注采井组的注水利用率评价指标和注水利用率评价标准来确定待分析注采井组的注水利用率。具体地，本实施例中，如果待分析注采井组的注水利用率评价指标高于注水利用率评价标准来确定待分析注采井组的注水利用率，那么则表示待分析注采井组的注水利用率高，注水效果好；否则则表示待分析注采井组的注水利用率低，注水效果差。

实施例二：

图2示出了本实施例所提供的注水利用率评价方法的流程图。

如图2所示，本实施例所提供的方法首先在步骤S201至步骤S204中确定待分析注采井组的注水利用率评价指标和注水利用率评价标准，其原理以及实现过程与实施例一中步骤S101至步骤S105的原理以及实现过程相同，故在此不再赘述。

在步骤S205中，该方法判断待分析注采井组的注水利用率评价指标是否大于对应的注水利用率评价标准。如果大于，则表示待分析注采井组的注水利用率高，效果好；否则则在步骤S206中判定出待分析注采井组的注水利用率低，注水效果差。

如果待分析注采井组的注水利用率低，注水效果差，那么就说明待分析注采井组的注水过程明显存在问题，需要制定并采取相应的应对策略。为此，本实施例所提供的方法在步骤S207中根据待分析注采井组的生产动态数据确定影响参数，并根据影响参数来确定的那个待分析注采井组的注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准的原因。

具体地，本实施例中，用于确定注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准的原因的影响参数包括注入水漏失指数和注入水窜失指数。其中，注入水漏失指数是指漏失水量与注入水量的比值，注入水窜失指数是指通过油井采出的水量与注入水量的比值。

本实施例中，注入水漏失指数和注入水窜失指数可以根据如下表达式计算得到：

其中，f_t表示注入水漏失指数，f_c表示注入水窜失指数。W_leak表示注入水漏失量，其可以根据如下表达式计算得到：

W_leak＝W_i-N_pB_o-W_p-NB_oiC_t(p_e-p_s) (7)

本实施例中，在步骤S208中根据注入水漏失指数f_t和注入水窜失指数f_c确定待分析注采井组的注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准的原因时，首先根据待分析注采井组所属储集体类型中各个注采井组的注入水漏失指数和注入水窜失指数分别计算该类储集体中所有注采井组的注入水漏失指数的平均值和注入水窜失指数平均值，随后分别将待分析注采井组的注入水漏失指数f_t和注入水窜失指数f_c与其对应的平均值进行比较，并根据比较结果确定待分析注采井组的注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准的原因。

本实施例中，对于效果差的注采井组，根据注入水漏失指数和注入水窜失指数来确定注水存在问题的原因，从而制定对应的政策。例如，对于注入水漏失指数大的注采井组，其主要问题是注入水漏失入地层，应调整注采井；而对于注入水窜失指数大的注采井组，其主要问题是发生水窜，应采取堵水措施。

从上述描述中可以看出，本实施例所提供的注水利用率评价方法在实施例一所提供的方法的基础上，还考虑了缝洞型油藏注水过程中注入水漏失的问题，其能够更准确的对注入水利用率进行评价。

如图3所示，缝洞型油藏注入水进入油藏有四个去向：一是通过裂缝进入地层漏失；二是通过油井采出窜失，三是让地层压力升高，四是驱替原油。现有技术评价过程中，只考虑注入水注入量和采出量，没有考虑到部分注入水漏失到地层中，这些注入水既未起到驱油作用，也未起到增压作用。本方法在这四个方面都做了考虑，因此对注入水利用率评价更为准确。

为了验证本实施例所提供的方法的实用性，以下利用本方法来对不同的注采井组进行注水利用率评价。

以某注采井组为例，在评价阶段，其注入水量为100万方，累积产水量为5万方，累积产油量15万方，原油体积系数为1，地层压力保持不变，漏失水量为80万方。

利用现有技术，可以计算得到其存水率为95％。而利用本实施例所提供的方法方法可以分别计算得到注入水漏失指数为80％，注入水窜失指数为5％，注入水增压指数为0，注入水驱油指数为15％。

对于现有方法来说，其计算得到的存水率为95％，因此可以得出注入水利用率很高的结论。实际上，该注采井组的大部分注入水是漏失了，起到驱油或增压的效果的有效存水率仅为15％。由此可以发现，利用本发明的方法评价注入水利用率更为准确。

此外，以塔河油田缝洞型油藏某缝洞单元为例，该单元共发育三种储集体类型(包括溶洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型)，其共包括12个注采井组。

在对注水利用率进行评价时，首先根据储集体类型的差异，将这12个注采井组划分为3类。

利用表达式(3)至表达式公式(7)可以分别计算各个单元的注入水漏失指数、窜失指数、增压指数和驱油指数。其计算结果见表1：

表1

根据表1所示的数据可以计算得到不同类型储集体的各个参数的平均水平。其结果见表2：

表2

通过表1和表2的对比可以发现，有5个井组的水驱利用率比较差，其中溶洞型1个，裂缝-孔洞型2个，裂缝型2个。同时对比各评价指标，可以分析得到效果不理想的原因，并根据原因制定政策调整方向。其结果见表3：

表3

由此可见，如果采用现有标准，裂缝型注采井组注水利用率都偏低，是下一步调整的主要方向。而实际上，裂缝型注采井组理论注水利用率就比较低，注采井组11驱油指数20％效果已经很好，没必要进行调整。而溶洞型注采井组7驱油指数30％，虽然高于裂缝型注采井组，但同其他溶洞型注采井组相比，明显偏低，具有调整潜力。因此，本发明方法更适用缝洞型油藏。

从上述描述中可以看出，本发明涉及一种缝洞型油藏注水利用率评价方法。该方法用注入水漏失指数、注入水窜失指数、增压指数、驱油指数4个评价指标建立注水利用率评价指标体系，并根据不同的储集体类型确定评价标准，对注水利用状况进行评价。该方法克服了现有技术中评价指标不能反映缝洞型油藏注入水漏失以及现有评价标准不能反映储集体类型多、水驱特征差异大的问题，其能够更准确地评价缝洞型油藏注入水利用状况和注水开发调整潜力，为注水措施调整明确方向。

应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定处理步骤，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。

说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。

虽然上述示例用于说明本发明在一个或多个应用中的原理，但对于本领域的技术人员来说，在不背离本发明的原理和思想的情况下，明显可以在形式上、用法及实施的细节上作各种修改而不用付出创造性劳动。因此，本发明由所附的权利要求书来限定。

Claims (1)

1.一种注水利用率的评价方法，其特征在于，所述方法包括：

评价指标确定步骤，根据获取到待分析注采井组的生产动态数据确定所述待分析注采井组的注水利用率评价指标，其中所述注水利用率评价指标包括注入水增压指数和注入水驱油指数；

注水利用率评价步骤，根据所述待分析注采井组的注水利用率评价指标和注水利用率评价标准，确定所述待分析注采井组的注水利用率；

当所述待分析注采井组的注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准时，所述方法还包括：

问题原因分析步骤，根据所述待分析注采井组的生产动态数据确定影响参数，根据所述影响参数确定所述待分析注采井组的注水利用率评价指标低于注水利用率评价标准的原因，并依据所述原因制定对策；

其中，所述影响参数包括注入水漏失指数和注入水窜失指数，其中，

根据注入水漏失量和注入水量计算所述注入水漏失指数；

且/或，根据累积产水量和注入水量计算所述注入水窜失指数；

其中，确定所述注水利用率评价标准的步骤包括：

获取所述待分析注采井组的储集体类型，并根据属于所述储集体类型的其他注采井组的生产动态数据分别确定所述其他注采井组的注水利用率评价指标；

根据属于所述储集体类型的各个注采井组的注水利用率评价指标确定所述待分析注采井组的注水利用率评价标准；

其中，所述待分析注采井组的注水利用率评价标准为属于所述储集体类型的各个注采井组的注水利用率评价指标的平均值；

其中，根据如下表达式计算所述注入水增压指数：

其中，f_p表示注入水增压指数，N表示地质储量，B_oi表示原始条件下原油体积系数，C_t表示综合压缩系数，p_e和p_s分别表示评价结束时和评价开始时的油藏压力，W_i表示注入水量；

其中，根据如下表达式计算所述注入水驱油指数：

其中，f_d表示注入水驱油指数，N_p表示累积产油量，B_o表示原油体积系数，W_i表示注入水量；

其中，根据如下表达式计算所述注入水漏失量：

W_leak＝W_i-N_pB_o-W_p-NB_oiC_t(p_e-p_s)

其中，W_leak表示注入水漏失量，W_i表示注入水量，N表示地质储量，B_oi表示原始条件下原油体积系数，C_t表示综合压缩系数，p_e和p_s分别表示评价结束时和评价开始时的油藏压力，N_p表示累积产油量，B_o表示原油体积系数，W_p表示累积产水量；

其中，根据如下表达式计算所述注入水漏失指数：

其中，f_t表示注入水漏失指数，W_leak表示注入水漏失量，W_i表示注入水量；

其中，根据如下表达式计算所述注入水窜失指数：

其中，f_c表示注入水窜失指数，W_p表示累积产水量，W_i表示注入水量。

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