CN114645699A - 一种特高含水期油藏开发均衡性快速评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于油气田开发领域，涉及一种特高含水油藏开发均衡性快速评价方法。所述方法包括以下步骤：建立目标油藏数值概念模型；通过黑油模拟器，设置不同注采条件方案，模拟至含水95%，分别模拟计算不同注采条件方案实施变流线调整的提高采收率效果；计算不同注采方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；根据以下评价模型，进行特高含水油藏开发均衡性评价。本发明方法结合建立的渗流阻力级差图版，评价水驱油藏开发的均衡性，评价速度快、效率高，对于特高含水油藏开发调整决策具有重要的指导意义。

Description

一种特高含水期油藏开发均衡性快速评价方法
技术领域
本发明属于油气田开发领域，涉及一种特高含水油藏开发均衡性快速评价方法。
背景技术
油田开发实践表明，特高含水油藏注采的不均衡性是导致特高含水期注水利用率的主要原因。如何根据油藏已有油水井开发数据，快速准确的定量评价此类油藏的开发均衡性，实现特高含水油藏效益开发，是油田管理者关心和学者研究的重要内容。
中国专利申请CN110705026A一种基于基尼系数定量评价热采油藏蒸汽热前缘均衡性的方法，包括：利用热采油藏数值模拟计算注蒸汽开发温度场；将大于初始油藏温度作为蒸汽热前缘边界，并将此边界绘制于温度场图中；依次读取注汽井网格坐标和蒸汽热前缘边界所经过的数值模拟网格坐标；根据平面两点间距离公式，依次计算注汽井与蒸汽热前缘边界坐标的距离；求取注汽井与蒸汽热前缘边界最小距离；分别求取圆边界与蒸汽热前缘边界的距离；绘制圆边界与热前缘边界距离的洛伦兹曲线；求取基尼系数G。该基于基尼系数定量评价热采油藏蒸汽热前缘均衡性的方法可有效克服了传统定性评价蒸汽热前缘的缺点，实现了蒸汽热前缘均衡性的定量评价。
目前，油藏开发的均衡性主要通过数值模拟剩余油分布结果来进行，而特高含水油藏开发历史长，数值模拟研究周期长，不具备快速判断开发均衡性的条件。因此，从油藏工程分析角度出发开展累积注采强度状况评价，建立特高含水期典型油藏开发指标与数值模拟结果的定量关系，实际上是把握开发不均衡性形成的本质，评价结果将更加具有现实意义。
发明内容
本发明主要目的在于提供一种特高含水油藏开发均衡性快速评价方法，本发明方法综合考虑典型区块渗流阻力差异与开发调整效果、油水井累积注采强度变异系数与渗流阻力差异关联性分析，评价速度快、效率高，本发明填补了快速判断开发均衡性的技术空白。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种特高含水油藏开发均衡性快速评价方法，包括以下步骤：
建立目标油藏数值概念模型；
通过黑油模拟器，设置不同注采条件方案，模拟至含水95％，分别模拟计算不同注采条件方案实施井网互换变流线调整的提高采收率效果；
计算不同注采条件方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；
根据以下评价模型，进行特高含水油藏开发均衡性评价：
Figure BDA0002843524580000021
Figure BDA0002843524580000022
Figure BDA0002843524580000023
式中：Cvl为累积产液强度变异系数；σl为累积产液强度均方差；
Figure BDA0002843524580000024
为平均产液强度；Cvo为累积产油强度变异系数；σo为累积产油强度均方差；
Figure BDA0002843524580000025
为平均产油强度；Cvw为累积注水强度变异系数；σw为累积注水强度均方差；
Figure BDA0002843524580000031
为平均注水强度。
进一步地，若Cvl>0.9、Cvo>1.0、Cvw>1.4，则表明油藏平面上累计注采差异大，开发不均衡，有必要实施流场调整；反之，则表明油藏平面上累计注采差异不明显，开发相对均衡，短期内油藏可不考虑实施流场调整。
进一步地，所述评价模型的构建方法包括以下步骤：
步骤1.根据典型油藏的地质及开发特点，建立典型油藏数值模拟概念模型；
步骤2.通过黑油模拟器，设置不同注采条件方案，模拟至含水95％，分别模拟计算不同注采条件方案实施变流线调整的提高采收率效果；
步骤3.计算概念模型不同注采条件方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；
步骤4.统计典型油藏所有油井井点不同时期的累计产液强度、累计产油强度变异系数及所有水井井点不同时期的累计注水强度变异系数，根据箱型图理论，对数据进行清洗，剔除累积注采强度指数中异常值；
步骤5.结合典型油藏数值模拟研究结果，建立累积采液、累积注水、累积产油强度指数与拟渗流阻力级差相关关系，评价特高含水油藏开发均衡性。
进一步地，所述的典型油藏数值模拟概念模型是指根据相似性准则，参考典型油藏储层埋深、渗透率、孔隙度、有效厚度、原始饱和度、水相密度与粘度、油相密度与粘度、相对渗透率曲线、采液速度、井网形式等特点，建立相似模型。
进一步地，根据典型油藏的地质及开发特点，收集资料包括：储层埋深、渗透率、孔隙度、有效厚度、饱和度、油水相密度与粘度、相对渗透率曲线、射孔井段、井网形式、采液速度、生产时间步长。
进一步地，所述的不同注采条件方案是指设置不同油井日产液量、水井日注水量，模拟至相同含水条件实施变流线调整，模拟计算10年提高采出程度指标。
进一步地，以上所述方法还包括利用黑油模拟器建立目标油藏数值模拟模型的数据体文件。
相比于现有技术，本发明的有益效果在于：基于特高含水后期油藏典型区块渗流阻力差异与开发调整效果关系定量研究，建立渗流阻力级差界限图版；通过统计典型油藏油水井累积注采强度变异系数与渗流阻力差异关联性，得到不同累积注采状况差异条件下，渗流阻力差异大小。结合建立的渗流阻力级差图版，评价水驱油藏开发的均衡性，评价速度快、效率高，对于特高含水油藏开发调整决策具有重要的指导意义。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
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使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明一具体实施例所述特高含水油藏开发均衡性快速评价方法流程图；
图2为本发明一具体实施例所述概念模型井网示意图；
图3为本发明一具体实施例所述概念模型拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线图；
图4为本发明一具体实施例所述典型油藏油井累计产液强度变异系数与拟渗流阻力级差关系曲线图；
图5为本发明一具体实施例所述典型油藏油井累计产油强度变异系数与拟渗流阻力级差关系曲线图；
图6为本发明一具体实施例所述典型油藏水井累计注水强度变异系数与拟渗流阻力级差关系曲线图。
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1
如图1所示，所述特高含水油藏开发均衡性快速评价方法包括以下步骤：
步骤1.搜集的地质开发资料，包括：储层埋深、渗透率、孔隙度、有效厚度、饱和度、油水相密度与粘度、相对渗透率曲线、射孔井段、井网形式、采液速度、生产时间步长，利用黑油模拟器建立目标油藏数值模拟模型的数据体文件；建立目标油藏数值概念模型；
表1目标油藏数值概念模型分层参数表
Figure BDA0002843524580000061
步骤2.通过黑油模拟器，设置不同6种不同注采条件方案，模拟至含水95％，分别模拟计算实施变流线调整的提高采收率效果；
表2 6种不同注采方案注采量参数设置表(单位：m3/d)
方案号 方案1 方案2 方案3 方案4 方案5 方案6
油井 产液量1 产液量2 产液量3 产液量4 产液量5 产液量6
1-2 90 80 50 66 40 25
1-5 20 40 100 67 120 150
1-8 90 80 50 67 40 25
2-2 45 40 25 33 20 15
2-4 10 20 50 33 60 70
2-6 10 20 50 33 60 70
2-8 45 40 25 33 20 15
2-10 45 40 25 34 20 15
2-12 45 40 25 34 20 15
水井 注水量1 注水量2 注水量3 注水量4 注水量5 注水量6
1-1 45 40 25 33 20 15
1-3 45 40 25 33 20 15
1-4 10 20 50 33 60 70
1-6 10 20 50 33 60 70
1-7 45 40 25 34 20 15
1-9 45 40 25 34 20 15
2-1 45 40 25 33 20 15
2-3 45 40 25 33 20 15
2-5 45 40 25 33 20 15
2-7 10 20 50 33 60 70
2-9 10 20 50 34 60 70
步骤3.计算不同注采方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；
步骤4.根据以下评价模型，进行特高含水油藏开发均衡性评价：
Figure BDA0002843524580000071
Figure BDA0002843524580000072
Figure BDA0002843524580000073
式中：Cvl为累积产液强度变异系数；σl为累积产液强度均方差；
Figure BDA0002843524580000074
为平均产液强度；Cvo为累积产油强度变异系数；σo为累积产油强度均方差；
Figure BDA0002843524580000075
为平均产油强度；Cvw为累积注水强度变异系数；σw为累积注水强度均方差；
Figure BDA0002843524580000076
为平均注水强度。
若Cvl>0.9、Cvo>1.0、Cvw>1.4，则表明油藏平面上累计注采差异大，开发不均衡，有必要实施流场调整；反之，则表明油藏平面上累计注采差异不明显，开发相对均衡，短期内油藏可不考虑实施流场调整。
实施例2
以孤岛西区北Ng3-4先导试验单元为例，采用实施例1所述方法进行油藏开发均衡性快速评价：
步骤1，根据典型油藏的地质及开发特点，建立典型油藏数值模拟概念模型。
在步骤1中，搜集的地质开发资料，包括：储层埋深、渗透率、孔隙度、有效厚度、饱和度、油水相密度与粘度、相对渗透率曲线、射孔井段、井网形式、采液速度、生产时间步长。
在步骤1中，利用黑油模拟器建立目标油藏数值模拟模型的数据体文件。
根据相似性准则，建立了反映整装油藏中孔中高渗典型区块平均渗透率、平均有效厚度等特点的相似概念模型，纵向上2个小层，参考图2与图3分别设置6注3采和6注6采井网，采液速度10％。
步骤2，通过黑油模拟器，设置不同注采条件方案，模拟至含水95％，分别模拟计算不同注采条件方案实施井网互换变流线调整的提高采收率效果；
步骤3，计算概念模型不同注采方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；
步骤4.根据以下评价模型，进行特高含水油藏开发均衡性评价：
Figure BDA0002843524580000081
Figure BDA0002843524580000082
Figure BDA0002843524580000083
由图3-图6可知，油藏累积产油强度变异系数>0.9、累积产液强度变异系数>1.1、累积注水强度强度变异系数>1.4条件下油藏开发是不均衡的，实施变流线调整的效果也较好；反之，则认为油藏的开发是均衡的，不需要进行整体调整。
上面结合附图对本发明的实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明以通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围。

Claims (7)

1.一种特高含水油藏开发均衡性快速评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
建立目标油藏数值概念模型；
通过黑油模拟器，设置不同注采条件方案，模拟至含水95％，分别模拟计算不同注采条件方案实施井网互换变流线调整的提高采收率效果；
计算不同注采方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；
根据以下评价模型，进行特高含水油藏开发均衡性评价：
Figure FDA0002843524570000011
Figure FDA0002843524570000012
Figure FDA0002843524570000013
式中：Cvl为累积产液强度变异系数；σl为累积产液强度均方差；
Figure FDA0002843524570000014
为平均产液强度；Cvo为累积产油强度变异系数；σo为累积产油强度均方差；
Figure FDA0002843524570000015
为平均产油强度；Cvw为累积注水强度变异系数；σw为累积注水强度均方差；
Figure FDA0002843524570000016
为平均注水强度。
2.根据权利要求1所述评价方法，其特征在于，若Cvl>0.9、Cvo>1.0、Cvw>1.4，则表明油藏平面上累计注采差异大，开发不均衡，有必要实施流场调整；反之，则表明油藏平面上累计注采差异不明显，开发相对均衡，短期内油藏可不考虑实施流场调整。
3.根据权利要求1所述评价方法，其特征在于，所述评价模型的构建方法包括以下步骤：
步骤1.根据典型油藏的地质及开发特点，建立典型油藏数值模拟概念模型；
步骤2.通过黑油模拟器，设置不同注采条件方案，模拟至含水95％，分别模拟计算不同注采条件方案实施井网互换变流线调整的提高采收率效果；
步骤3.计算概念模型不同注采方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；
步骤4.统计典型油藏所有油井井点不同时期的累计产液强度、累计产油强度变异系数及所有水井井点不同时期的累计注水强度变异系数，根据箱型图理论，对数据进行清洗，剔除累积注采强度指数中异常值；
步骤5.结合典型区块数值模拟研究结果，建立累积采液、累积注水、累积产油强度指数与拟渗流阻力级差相关关系，评价特高含水油藏开发均衡性。
4.根据权利要求1或3所述评价方法，其特征在于，所述的数值模拟概念模型是指根据相似性准则，参考典型油藏储层埋深、渗透率、孔隙度、有效厚度、原始饱和度、水相密度与粘度、油相密度与粘度、相对渗透率曲线、采液速度、井网形式等特点，建立相似模型。
5.根据权利要求3所述评价方法，其特征在于，根据典型油藏的地质及开发特点，收集资料包括：储层埋深、渗透率、孔隙度、有效厚度、饱和度、油水相密度与粘度、相对渗透率曲线、射孔井段、井网形式、采液速度、生产时间步长。
6.根据权利要求1或3所述评价方法，其特征在于，所述的不同注采条件方案是指设置不同油井日产液量、水井日注水量，模拟至相同含水条件实施变流线调整，模拟计算10年提高采出程度指标。
7.根据权利要求1或3所述评价方法，其特征在于，还包括利用黑油模拟器建立目标油藏数值模拟模型的数据体文件。
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