CN113027391A - 一种增注液波及半径的计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种增注液波及半径的计算方法，包括根据注水井关井压降数据，绘制关井时间△t和压力的双对数曲线图，确定续流效应影响的结束点；根据注水井注入阶段和关井阶段的数据，绘制压力与时间的半对数曲线，确定区域I、II流体径向流特征的斜率m₁、m₂；据复合区域斜率比与流度比的关系图版，确定某一特定复合区域的流度比λ₁/λ₂；根据区域I、区域II径向流斜率比m₂/m₁确定有量纲时间△t_es和无量纲时间△t_Dfx，确定注入生物纳米药剂的波及半径r_f1。该确定方法准确可靠，实用性强。

Description

一种增注液波及半径的计算方法

技术领域

本文涉及但不限于一种注水井注水开发技术领域，尤其涉及但不限于一种基于生物纳米降压增注技术的波及半径的计算方法。

背景技术

对于海上油田部分中低渗的储层，储层物性较差，流体渗流启动压力高，同时受到注入水质结垢、储层粘土水化膨及颗粒运移的影响，导致注水井注入困难、储层吸水指数低，影响了油田区块注水开发的效果。

为了解决注水井注入压力高、达不到配注量等难题，采用生物纳米增注工艺技术改变多孔介质润湿性，在孔隙吼道壁面上形成了一层疏水性的致密覆膜(见图1a和图1b所示)，起到了防膨阻垢的作用，同时能够大幅度降低流体的渗流阻力，提高储层的吸水能力。

由于生物纳米增注技术首次在海上油田应用，改变储层深部渗流阻力的效果表征方法目前较为欠缺，因此急需研究一种压降测试解释方法表征生物纳米措施效果，同时也为生物纳米技术工艺参数优化提供技术支撑。

发明内容

以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本申请的保护范围。

本发明的目的在于解决针对纳米技术措施效果缺少表征方法的问题，提供一种能够准确、可靠地评价纳米增注技术措施过程中纳米材料对流体在储层中渗流阻力变化的影响，确定纳米技术增注效果的确定方法。

本申请提供了一种增注液波及半径的计算方法，包括以下步骤：

1)从注入井向目标地层注入增注液后，关闭注入井，获取注入井的关井阶段的压降数据，根据注入井关井阶段的压降数据，绘制以关井时间△t为横轴，以注水井压降Δp(P_wf(Δt＝0)-P_ws)为纵轴的双对数曲线图，确定拟合的斜率为1的曲线使用的最后一个数据点为续流效应影响的结束点，即能够拟合成斜率为1的曲线的最后一个点，所述结束点的横坐标记为t_e；

拟合得到的曲线的斜率在0.9至1.1之间时，可以认为拟合的曲线斜率为1。

所述P_wf(Δt＝0)为增注液注入过程中的井底流压，MPa；P_ws为关井后井底流压，MPa；

2)将随着关井时间Δt变化而变化的压降数据(Δt，P_ws)带入公式(1)中，计算压力半对数径向流段斜率m；

注水井纳米增注技术措施前，低渗渗透率均为K₂；但由于纳米药剂注入后影响近井地带(范围为0至40m)，所以使得40m范围内储层渗透率由K₂变成K₁。

可选地，根据注水井纳米增注技术影响的内区斜率m₁范围为0.1至0.35，外区斜率m₂范围为0.38至0.7。

式中：P_i为原始储层压力，MPa；m为压力半对数径向流段斜率，无因次；t_p为开井状态时的时间，hour；△t为关井状态时的时间，hour；

取t_e时间点后的增注液注入过程中井底流压P_ws，以关井时间△t的对数为横轴，以增注液注入过程中井底流压P_ws为纵轴，绘制区域I的流体径向流特征，并拟合成一次曲线1，所述一次曲线1的斜率记为m₁；绘制区域II的流体径向流特征并拟合成一次曲线2，所述一次曲线2的斜率记为m₂，确定曲线1和曲线2的交叉点，取所述交叉点的横坐标记为△t_fx

并且，利用区域I流体径向流特征的拟合的一次曲线1的斜率m₁确定区域I的有效渗透率K₁；

其中，K₁根据公式2确定：

式中q_inj为注入生物纳米药剂后的注水井恢复注入流量，m³/d；B为储层流体体积系数，无因次；μ为注入流体的粘度，mPa·s；h为储层厚度，m；

3)计算所述步骤2)中的斜率比

的值；计算

的值；

并且将所述

和

值代入到经验图版图5中，得到无量纲时间Δt_Dfx；

4)步骤3)中得到的无量纲时间Δt_Dfx、有量纲时间△t_fx带入公式5中，计算得到增注液的波及半径r_f1：

在本申请提供的一种实施方式中，所述注入井为注水井。

在本申请提供的一种实施方式中，所述方法还可以用于计算区域II的渗透率，包括以下步骤：

步骤3)中得到的斜率比

的值、

的值根据经验图板图6，得到流度比值λ₁/λ₂，并带入公式4中，计算得到区域II的有效渗透率K₂：

式中K₂为区域II的有效渗透率，K₁为区域I的有效渗透率。

在本申请提供的一种实施方式中，所述方法还可以计算表皮系数S，包括如下步骤：

将p_1h、m₁、p_i、K₁带入公式(3)中，即可获得表皮系数S；

式中，式中，S为表皮系数，无因次；K为储层有效渗透率，mD；p_1h为注入测试中t＝1hour时的井底流压，MPa；

为储层孔隙度，小数；C_t为储层压缩系数，MPa^-1；r_w为井筒半径，m；μ为注入流体粘度，mPa·s；p_i为地层原始压力，MPa。

本申请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，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。

图1a为纳米微粒在岩石孔隙喉道内壁吸附前的示意图；图1b为纳米微粒在岩石孔隙喉道内壁吸附后示意图；

图2为生物纳米注入测试动态曲线；

图3为注入药剂过程中压降试井的双对数曲线；

图4为实施例的压力降落试井数据半对数曲线；

图5为两区域油藏压力降落数据的无量纲相交时间Δt_Dfx的相互关系经验图版；

图6为斜率比与流度比之间的关系的经验图版。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本发明的实施例进行详细说明。需要说明的是，该确定方法过程中，前、后文中的参数符号所指代的物理意义一致，后文中提及时不再赘述，本发明实施例中的现场工艺参数和生产动态数据均为现场流体参数检测装置采集得到，可供实时查看和调用。

实施例：

为了进一步说明本发明的实际应用效果，下面以LD15-1油藏LD15-1-A1井注水开发作为示例进行详细说明。

A1井为LD15-1油田的一口注水井，该油田储层薄互层发育，储层物性较差且粘土矿物含量重，长期注水导致储层结垢、粘土水化膨胀等污染，于2017年8月开始采取生物纳米解堵增注措施，解除地层污染，施工结束后关井压降测试，其注入测试动态曲线如图2所示。

表1 A1井生物纳米油藏工艺参数表

测试方法包括以下步骤：

步骤0：绘制压降Δp和关井时间Δt的双对数曲线并确定续流影响的结束点t_e。如图3所示。

从图3中可看出，井筒续流效应结束点t_e＝0.0009hour，此时压降幅度为Δp＝0.27MPa，则此时的井筒储集效应系数为

式中：C为续流系数，m³/MPa；根据参数C可以判断续流效应的强弱，验证了当t_e＝0.0009hour时，为续流效应结束时间t_e。

步骤1：由图4确定m₁、m₂和Δt_fx。

根据图4可以直观看出流体径向流特征曲线中的点的斜率为两组，命名为区域I(水带1区)和区域II，区域I为靠近纵坐标的数据点，将数据点根据不同的斜率分为两组后，利用公式(1)计算其斜率记为m₁、m₂。

在图4中，区域I储层流体径向流与区域II储层流体径向流交叉时间点为Δt_fx＝0.095h；区域I储层流体径向流特征曲线斜率：m₁＝-0.22MPa/周期，区域II储层流体径向流特征曲线斜率：m₂＝-0.41MPa/周期，P_1h＝7.68MPa。

区域I为注入井至生物纳米药剂注入后的波及范围r_f1之间的区域，区域II为生物纳米药剂注入后的波及范围r_f1至储层泄油半径之间的区域。

步骤2：利用公式(2)计算(K/u)₁，利用区域I流体径向流特征的拟合的一次曲线1的斜率m₁确定区域I(水带1区)的有效渗透率K₁。

K₁＝67.5*1.6＝108mD

式中q_inj为注入生物纳米药剂后的注水井恢复注入流量，m³/d；B为储层流体体积系数，无因次；μ为注入流体的粘度，mPa·s；h为储层厚度，m；其中，q_inj、B_d、μ_d、h均前期根据本领域常规方法测定的参数。

计算储层表皮系数为：

式中，S为表皮系数，无因次；K为储层有效渗透率，mD；p_1h为注入测试中t＝1hour时的井底流压，MPa；

为储层孔隙度，小数；C_t为储层压缩系数，M Pa^-1；r_w为井筒半径，m₁；μ为注入流体粘度，mPa·s；p_i为地层原始压力，MPa；

将K₁、m₁、p_1h带入公式(3)，

C_t、r_w、μ、p_i为前期根据本领域常规方法测定的参数。得到S＝-4.45。S为负值，表明生物纳米药剂取得较好的降压增注应用效果。

表皮系数S值大小可表征生物纳米措施效果的好坏，值越小，表明生物纳米解堵增注措施效果越好；S值大小与储层污染程度关系如下：当S＞20属于严重堵塞(特高)、20≥S＞5属于堵塞(高)、5≥S＞1属于污染(中)、1≥S＞-1属于污染(低)、-1≥S＞-3属于完善，-3≥S为超完善。

步骤3：计算下列无量纲比，

C_t、为前期根据本领域常规方法测定的参数。计算：

并且将所述

和

值代入到经验图版图5中，得到无量纲时间Δt_Dfx；

步骤4：利用步骤3计算的两个无量纲比，根据图6确定λ₁/λ₂的比值。将上述两组比值带入经验图版，读取图版中的流度比值λ₁/λ₂；根据步骤3中：

由图6可得，λ₁/λ₂＝1.8。

步骤5：利用步骤4中的λ₁/λ₂，计算区域II的K₂，利用公式(4)计算得到K₂＝36.75mD。

式中K₂为区域II的有效渗透率，K₁为区域I的有效渗透率。

步骤6：利用步骤1中有量纲时间Δt_fx＝0.095h和步骤3中无量纲时间Δt_Dfx＝3.05，利用公式(5)计算r_f1。

根据现场四维影像监测注水井的纳米药剂波及半径测量数值为30m左右，与文中计算的结果较为接近。

虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (4)

1.一种增注液波及半径的计算方法，包括以下步骤：

1)从注入井向目标地层注入增注液后，关闭注入井，获取注入井的关井阶段的压降数据，根据注入井关井阶段的压降数据，绘制以关井时间△t为横轴，以注水井压降Δp(P_wf(Δt＝0)-P_ws)为纵轴的双对数曲线图，确定拟合的斜率为1的曲线使用的最后一个数据点为续流效应影响的结束点，所述结束点的横坐标记为t_e；

所述P_wf(Δt＝0)为增注液注入过程中的井底流压，MPa；P_ws为关井后井底流压，MPa；

2)将随着关井时间Δt变化而变化的压降数据(Δt，P_ws)带入公式(1)中，计算压力半对数径向流段斜率m；

式中：P_i为原始储层压力，MPa；m为压力半对数径向流段斜率，无因次；t_p为开井状态时的时间，hour；△t为关井状态时的时间，hour；

取t_e时间点后的增注液注入过程中井底流压P_ws，以关井时间△t的对数为横轴，以增注液注入过程中井底流压P_ws为纵轴，绘制区域I的流体径向流特征，并拟合成一次曲线1，所述一次曲线1的斜率记为m₁；绘制区域II的流体径向流特征并拟合成一次曲线2，所述一次曲线2的斜率记为m₂，确定曲线1和曲线2的交叉点，取所述交叉点的横坐标记为△t_fx

并且，利用区域I流体径向流特征的拟合的一次曲线1的斜率m₁确定区域I的有效渗透率K₁；

其中，K₁根据公式2确定：

式中q_inj为注入生物纳米药剂后的注水井恢复注入流量，m³/d；B为储层流体体积系数，无因次；μ为注入流体的粘度，mPa·s；h为储层厚度，m；

3)计算所述步骤2)中的斜率比

的值；计算

的值；

并且将所述

和

值代入到经验图版图5中，得到无量纲时间Δt_Dfx；

4)步骤3)中得到的无量纲时间Δt_Dfx、有量纲时间△t_fx带入公式5中，计算得到增注液的波及半径r_f1：

2.根据权利要求1所述的增注液波及半径的计算方法，其中，所述注入井为注水井。

3.根据权利要求1或2所述的增注液波及半径的计算方法，其中，所述方法还可以用于计算区域II的渗透率，包括以下步骤：

步骤3)中得到的斜率比

的值、

的值根据经验图板图6，得到流度比值λ₁/λ₂，并带入公式4中，计算得到区域II的有效渗透率K₂：

式中K₂为区域II的有效渗透率，K₁为区域I的有效渗透率。

4.根据权利要求3所述的增注液波及半径的计算方法，其中，所述方法还可以计算表皮系数S，包括如下步骤：

将p_1h、m₁、p_i、K₁带入公式(3)中，即可获得表皮系数S；

式中，式中，S为表皮系数，无因次；K为储层有效渗透率，mD；p_1h为注入测试中t＝1hour时的井底流压，MPa；

为储层孔隙度，小数；C_t为储层压缩系数，MPa^-1；r_w为井筒半径，m；μ为注入流体粘度，mPa·s；p_i为地层原始压力，MPa。

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