CN111119815A - 一种均衡驱替的确定生产井配产比例的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种均衡驱替的确定生产井配产比例的方法。所述方法包括：步骤1.不同注采井距波及范围的确定；步骤2.直线一注两采井组波及范围的劈分；步骤3.各注采井组波及范围内的剩余可采储量的确定；步骤4.不同生产井配产比例的确定。采用本发明方法可以达到最终均衡驱替，提高采收率的目的。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种均衡驱替的确定生产井配产比例的方法。
背景技术
低渗透油藏由于平面非均质性强，导致含水差异大，平面驱替不均衡，造成平面采出程度差异大，部分井区剩余油富集。
均衡驱替是指在地层各个方向上的驱替程度都相同。实际油藏无法实现完全均衡驱替，而只能实现部分均衡驱替。若地层各个注采井连线方向上的驱替程度都相等，这种驱替称为(部分)均衡驱替。由于受到注采井距、含水和平面物性等参数的差异影响，难以达到平面均衡驱替。通过对合理的配产配注研究，以期实现最大程度的均衡驱替，从而改善油田开发效果，最终提高采收率。
目前对于油水井配产配注优化的研究主要包括：刘德华等通过灰色预测方法确定区块上各生产井的生产参数，再根据注采平衡原理及区块上各井间的关联矩阵确定出各注水井的合理注入量(刘德华，张利民.灰色***方法在油田开发中的应用.***工程，1993；11(4):52—59)；石晓渠等用平面劈分系数法代替传统的KH法或H法进行注水井合理配水量的计算(石晓渠，马道祥.注水井合理配注水量计算方法研究.西部探矿工程，2008；9:94—96)；邱坤泰等结合地质特点对采液结构和注水结构分别进行调整，提出了改善油田开发平面不均衡的方法(邱坤态，敬国超，董科武，等.双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用.河南石油，2002；16(2):18—20)；赵春森等通过数值模拟得出地层压力变化与注采结构调整之间的关系，确定了注采结构对开发效果的影响(赵春森，李承龙，张丹.利用数值模拟成果确定注采结构对开发效果影响的研究.科学技术与工程，2011；11(34):8577—8581)。崔传智等人针对断块油藏中一注两采井组和两注一采井组在特高含水期两注采井间动用不均衡的状况，提出了特高含水期均衡驱替的标准，并在不同的储层非均质情况下，开展了井组的配产配注优化研究，建立了不同非均质储层情况下，两种井组在给定的调控时间内达到均衡驱替的注水量或液量分配比例图版。将研究成果应用到实际井组的注采调配中，取得了较好的开发效果(崔传智,张继庆,杨勇,et al.断块油藏典型井组特高含水期配产配注优化研究[J].科学技术与工程,2013(03):159-162.)。
目前现场针对此问题主要开展定性方面的试验尝试，未对生产井的产液水平进行定量化研究。
发明内容
本发明的目的是提供多因素影响下的注采井组波及范围的确定方法，以此为基础下设计的一种均衡驱替的确定生产井配产比例的方法。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种均衡驱替的确定生产井配产比例的方法，包括以下步骤：
步骤1.不同注采井距波及范围的确定；
步骤2.直线一注两采井组波及范围的劈分；
步骤3.各注采井组波及范围内的剩余可采储量的确定；
步骤4.不同生产井配产比例的确定。
优选地，在步骤1中，统计目标区块的注采井距范围，利用流线模型得到不同注采井距时的质点运动轨迹，利用数学方法计算不同注采井距的波及范围；
优选地，建立概念模型得到不同注采井距的流线分布图，流线波及范围可简化为两个椭圆嵌套的数学图形，图形的面积即为一注一采井组的波及范围；
优选地，不同注采井距的间隔为50-100m。
优选地，计算LCO、LHB和LFG三个参数，其中，LCO为注采井连线中点垂直方向最大波及距离，LHB为注入井点沿注采井连线垂直方向最大波及距离，LFG注入井沿注采井连线最大延伸距离；总结三个参数随注采井距的变化规律，并回归方程，计算不同注采井距情况下的一注一采井组波及范围。
优选地，在步骤2中，直线一注两采的注采井组，在注入井周边共同的波及范围利用数学方法劈分各注采井组的波及范围。
优选地，共同波及范围可近似为两个圆形区域。
优选地，在步骤3中，根据生产井的含水状况，结合油水相对渗透率得到的分流量曲线，得到各注采井组的剩余可采储量。
优选地，各注采井组的剩余可采储量获得方法包括以下步骤：
①分流量曲线绘制：利用水相分流量公式，结合相对渗透率数据，可以得到不同含水饱和度下的含水率，即水相分流量曲线；
优选地，所述水相分流公式为：
式中，fw—含水率，Kro—不同含水饱和度Sw下的油相相对渗透率，Krw—不同含水饱和度Sw下的水相相对渗透率，μw—地层条件下的水粘度，μo—地层条件下的原油粘度，Sw—含水饱和度；
②计算可采剩余油饱和度，
Syor＝(1-Sor)-(1-Sfw)＝Sfw-Sor
式中，Syor—可采剩余油饱和度；Sor—残余油饱和度；Sfw—目前含水条件下含水饱和度；
③计算各注采井组剩余可采储量
式中，i＝1,2，S'i—注采井组i的波及范围面积，m2；hi—注采井组i的平均有效厚度，m；φ—注采井组平均孔隙度，小数；ρo—地面原油密度，kg/m3；Bo—原油体积系数，无因次量；
—注采井组i的可采剩余油饱和度。
优选地，在步骤4中，以各注采井组剩余可采储量同时完全被驱替为目标，结合各生产井的含水状况，确定各注采井组的生产井的产液水平比例。
优选地，注采井组的生产井的产液水平比例为：
本发明方法的建立针对直线一注两采井组，考虑含水、注采井距等差异性，采用调整生产井的产液水平，以达到最终均衡驱替的目的。根据目标区统计注采井距范围，利用流线模型得到不同注采井距时的质点运动轨迹，利用数学方法计算不同注采井距的波及范围。对于直线一注两采的注采井组，在注入井周边共同的波及范围利用数学方法劈分各注采井组的波及范围。根据油水相对渗透率得到分流量曲线，结合生产井含水状况，得到各注采井组的剩余可采储量。以各注采井组剩余可采储量同时完全被驱替为目标，结合各生产井的含水状况，确定各注采井组的生产井的产液水平比例。
本发明综合考虑非均质性、工艺措施、检泵等多因素带来的含水变化情况，可实时调整生产井配液比例，便于现场计算操作，以保证最终能够实现最大程度的均衡驱替。
附图说明
图1为本发明具体实施例的一注一采流线模型示意图。
图2为本发明具体实施例的一注一采井组波及范围简化示意图。
图3为本发明具体实施例的直线一注两采井组波及范围简化示意图。
图4为本发明具体实例中的水相分流量曲线。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
实施例一种均衡驱替的确定生产井配产比例的方法
本实施例以胜利油田低渗透油藏为例，所述方法包括以下步骤：
步骤1，统计胜利油田低渗透油藏水驱注采井距，该油田注采井距一般在200-500m，建立概念模型得到不同注采井距(间隔100m)的流线分布图(图1)，流线波及范围可简化为两个椭圆嵌套的数学图形(图2)，图形的面积即为一注一采井组的波及范围。
在流线分布图中可以测得不同注采井距情况下的3个关键参数(表1)，即：LCO、LHB和LFG(LCO为注采井连线中点垂直方向最大波及距离，LHB为注入井点沿注采井连线垂直方向最大波及距离，LFG注入井沿注采井连线最大延伸距离)。
表1不同注采井距关键参数统计表
总结3个关键参数随注采井距的变化规律，并回归方程。
LCO＝0.39LAB-10
LHB＝0.0003LAB 2+0.067LAB+21.8
LFG＝-0.0002LAB 2+0.296LAB-28.1
一注一采井组波及范围面积：
步骤2中，直线一注两采井组，共同波及范围可近似为两个圆形区域(图3)，则可分别计算出两个注采井组的波及范围面积。
直线一注两采井组，以注采井距300m和400m为例。
一注一采300m井距，带入关键参数的回归公式，得到：
一注一采300m井距注采井组波及范围面积：
一注一采400m井距，带入关键参数的回归公式，得到：
一注一采400m井距注采井组波及范围面积：
一注两采井组共同波及范围面积：
300m注采井组波及范围面积：
400m注采井组波及范围面积：
步骤3中，利用油水相对渗透率得到分流量曲线，根据含水状况得到此时生产井点的含水饱和度，由此得到含油饱和度，结合可动油饱和度，得到可采剩余油饱和度。根据步骤2计算的2个注采井组波及范围,结合统计的各注采井组各项地质参数，可以得到各注采井组的可采储量。
①分流量曲线绘制
含水率计算公式为：
由于油水两相相对渗透率比值表示为含水饱和度的函数，即：
得到：
称为水相分流量公式，结合相对渗透率数据，可以得到不同含水饱和度Sw下的含水fw,即水相分流量曲线。
水相分流量曲线如图4所示。
②计算可采剩余油饱和度
从图4中可以得到不同含水状况下的含水饱和度。
生产井含水分别为：
根据分流量曲线可以得到含水饱和度。
生产井含水饱和度分别为：
计算注采井距可采剩余油饱和度分别为：
③计算各注采井组剩余可采储量
统计两个注采井组平均有效厚度分别为：
h1＝8(m)，h2＝6(m)。
两个注采井组剩余可采储量分别为：
式中，φ—注采井组平均孔隙度，小数；ρo—地面原油密度，kg/m3；Bo—原油体积系数，无因次量。
步骤4中，以各注采井组剩余可采储量同时完全被驱替为目标，结合各生产井的含水状况，确定各注采井组的生产井的产液水平比例。
注采井组完全被驱替所需时间：
式中，
—各注采井组的波及范围面积，m2；hi—各注采井组的平均有效厚度，m；φ—注采井组平均孔隙度，小数；ρo—地面原油密度，kg/m3；
注采井组同时完全被驱替，则t1＝t2，即
得到：
即为确定的注采井组的生产井的产液水平比例。
综上，本发明综合考虑非均质性、工艺措施、检泵等多因素带来的含水变化情况，可实时调整生产井配液比例，便于现场计算操作，以保证最终能够实现最大程度的均衡驱替。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种均衡驱替的确定生产井配产比例的方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤1.不同注采井距波及范围的确定；
步骤2.直线一注两采井组波及范围的劈分；
步骤3.各注采井组波及范围内的剩余可采储量的确定；
步骤4.不同生产井配产比例的确定。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤1中，统计目标区块的注采井距范围，利用流线模型得到不同注采井距时的质点运动轨迹，利用数学方法计算不同注采井距的波及范围；
优选地，建立概念模型得到不同注采井距的流线分布图，流线波及范围可简化为两个椭圆嵌套的数学图形，图形的面积即为一注一采井组的波及范围；
优选地，不同注采井距的间隔为50-100m。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，计算LCO、LHB和LFG三个参数，总结三个参数随注采井距的变化规律，并回归方程，计算不同注采井距情况下的一注一采井组波及范围。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2中，直线一注两采的注采井组，在注入井周边共同的波及范围利用数学方法劈分各注采井组的波及范围。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，共同波及范围可近似为两个圆形区域。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3中，根据生产井的含水状况，结合油水相对渗透率得到的分流量曲线，得到各注采井组的剩余可采储量。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，各注采井组的剩余可采储量获得方法包括以下步骤：
①分流量曲线绘制：利用水相分流量公式，结合相对渗透率数据，可以得到不同含水饱和度下的含水率，即水相分流量曲线；
优选地，所述水相分流公式为：
式中，fw—含水率，Kro—不同含水饱和度Sw下的油相相对渗透率，Krw—不同含水饱和度Sw下的水相相对渗透率，μw—地层条件下的水粘度，μo—地层条件下的原油粘度，Sw—含水饱和度；
②计算可采剩余油饱和度，
Syor＝(1-Sor)-(1-Sfw)＝Sfw-Sor
式中，Syor—可采剩余油饱和度；Sor—残余油饱和度；Sfw—目前含水条件下含水饱和度；
③计算各注采井组剩余可采储量
式中，i＝1,2，S'i—注采井组i的波及范围面积，m2；hi—注采井组i的平均有效厚度，m；φ—注采井组平均孔隙度，小数；ρo—地面原油密度，kg/m3；Bo—原油体积系数，无因次量；
—注采井组i的可采剩余油饱和度。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，以各注采井组剩余可采储量同时完全被驱替为目标，结合各生产井的含水状况，确定各注采井组的生产井的产液水平比例。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，注采井组的生产井的产液水平比例为：
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