CN117371069B - 直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及*** - Google Patents
直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及*** Download PDFInfo
- Publication number
- CN117371069B CN117371069B CN202311666151.6A CN202311666151A CN117371069B CN 117371069 B CN117371069 B CN 117371069B CN 202311666151 A CN202311666151 A CN 202311666151A CN 117371069 B CN117371069 B CN 117371069B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- injection
- streamline
- regulator
- affected
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 100
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 371
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 371
- 239000002356 single layer Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 219
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 97
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 30
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 25
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 20
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 17
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 16
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 4
- 230000007547 defect Effects 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 45
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 24
- 230000008569 process Effects 0.000 description 21
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 16
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 15
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 238000013461 design Methods 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 4
- 238000004043 dyeing Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 238000002513 implantation Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 1
- 239000007943 implant Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008844 regulatory mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/10—Geometric CAD
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geometry (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Computational Mathematics (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
本发明公开一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及***，涉及油田压驱注水增能提效技术领域，该方法包括获取目标压驱井组的压驱井组参数，基于注入井与各受效油井的井位坐标、受效油井与注入井的井距以及注入井与受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型，基于空间几何模型进行加注模拟，得到每一初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数，从而筛选出最佳流线调控剂加注方案。本发明只需少量极易获取的数据，即可得到合理使用流线调控剂且压驱效果好的流线调控剂的优化方案。
Description
技术领域
本发明涉及油田压驱注水增能提效技术领域，特别是涉及一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及***。
背景技术
低渗砂岩油藏往往因注水困难而注采失衡，导致地层能量衰减、产量快速下降。压驱技术通过高压设备，在短时间内将大量水强制性注入地层，被认为是快速补充储层能量、改善低渗油藏开发效果的重要技术，但是在现场实践中面临定向突进和水窜的问题，表现为次流线方向受效不明显、主流线方向液量高但是含水也高，井组内各油井不能均衡受效，影响了开发效果，因此需要在压驱过程中加入流线调控剂，利用其提高波及区域渗流阻力的性能，迫使后续注入流体转向至其他区域，改善流场，促进均衡见效。流线调控剂的加入量、加入次数、加入时机，影响流线调控的效果，因此需要优化出合理方案，尽可能充分地发挥药剂的效果，但是目前并没有简便易行、具有较高准确度的、适合于压驱场景的方案设计方法。
CN114439437A提供了一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法。该方法给出了压驱过程如何确定水井注入量和注入时间、水井焖井时间、油井焖井生产时间等，并不涉及通过流线调控药剂改善压驱效果。
CN114165201B提供了一种压驱注水的方法。该方法对井组建立地质模型或油藏数值模型，根据压驱防窜预设条件，对地质参数或油藏数值模型进行分析，并根据分析结果从井组中确定出目标压驱井，以使得目标压驱井发生压驱水窜的几率小于预设阈值。该方法的意义在于筛选目标压驱井，且所述压驱为单一注水，不涉及流线调控药剂。
CN115875030A提供了一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法。该方法建立目标区块非均质三维压驱注水油藏黑油地质模型，考虑了注水过程中加入表面活性剂组分的情况，利用数值模拟软件模拟不同日注入量情况下注水井压驱缝网的形成，通过产能模拟和三年累产油量对比，优化得到最佳采油井裂缝半长。该方法可指导压驱日注入水量的设计，不涉及流线调控，其中的表面活性剂作用仅为渗吸提高洗油效率，且并未对表面活性剂的使用进行优化。
CN115841083A提供了一种确定注水井压驱配注量的方法。该方法利用椭球模型计算水驱波及半径内孔隙体积来确定压驱注水量，并与物质平衡法对比优化确定合理驱替半径和压驱配注水量。该方法可指导压驱总注水量的设计，但所述压驱过程为单一注水，不涉及流线调控药剂。
CN115205062A提供了一种油藏压驱开发最优注水量的计算方法。该方法通过压驱注水量与地层压力变化量关系图版，查找并确定最小、最大注水量，在注水量取值范围内，计算不同注水量对应的累积净现值，以最大累积净现值为标准确定最优注水量。该方法同样是指导压驱总注水量的设计，所述压驱过程为单一注水，不涉及流线调控药剂。
CN104531116B提供了一种油藏深部液流转向剂及其制备方法和应用。该方法制备了一种油藏深部液流转向剂，并将其用于水井调剖调驱。该方法所制备的药剂，可作为压驱过程的流线调控剂，但是并未给出其在压驱场景下的使用方法。
CN114634805B提供了一种用于低渗-致密储层的自生长冻胶分散体活性流度控制体系和窜流控制方法。该窜流控制方法针对低渗—致密储层采油井吞吐，以施工过程中的井口压力上升幅度为依据调整药剂使用量，并不适用于压驱注水场景。
CN114645690A提供了一种冻胶分散体复合调驱工艺。其应用场景为常规注水调驱，用量设计依据为地层大孔道体积，并不适用于压驱注水场景。
戴彩丽等（戴彩丽，邹辰炜，刘逸飞等，弹性冻胶分散体与孔喉匹配规律及深部调控机理）通过岩心实验总结出弹性冻胶分散体尺寸与孔喉尺寸的匹配规律，根据储层条件优化弹性冻胶分散体的颗粒尺寸，用于指导常规注水的调驱，并不适用于压驱的高压注水场景，而且没有涉及药剂加入量、加入时机等方面的优化设计。
CN109267985B提供了一种暂堵转向压裂暂堵剂用量的控制方法；CN110685657A提供了一种转向压裂用暂堵颗粒用量计算方法；CN111980652B提供了一种缝内暂堵剂类型、尺寸组合及用量确定方法；CN113468831A提供了一种压裂缝内暂堵材料用量设计方法；CN114592823A提供了一种暂堵转向材料用量的确定方法及应用；CN115898324B提供了一种优化暂堵转向剂用量的方法。这些方法中的暂堵剂均可起到流线转向作用，但都是在压裂场景中用于封堵裂缝，对于压驱场景不具有适应性。
综上可见，目前压驱领域主要是针对单一注水情况下的方案设计和优化方法，并未涉及流线调控剂的方案设计和优化方法；具有流线调控功能的液流转向剂、冻胶分散体、暂堵剂等产品，目前主要应用于常规注水的调剖调驱过程或压裂转向过程，其使用和方案设计、优化方法，在压驱场景下并不适用。
发明内容
本发明的目的是提供一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及***，可简便易行、准确地确定在直斜井井组单层压驱背景下，流线调控剂的最优加注方案，以指导直斜井井组单层压驱过程中合理使用流线调控剂、提高压驱效果。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
本发明提供一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，包括：
获取目标压驱井组的压驱井组参数；所述目标压驱井组包括一口注入井和若干口受效油井；所述注入井和受效油井为直井或斜井；所述压驱层位为单层；所述压驱井组参数包括目标压驱井组所在储层的储层孔隙度、所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述注入井与各所述受效油井的射开有效厚度、所述注入井与各所述受效油井的小层渗透率、每一所述受效油井与所述注入井的井距以及压驱总注入量。
基于所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型；对于每一受效油井对应的连通区域，受效油井对应的连通区域为以注入井为圆心，以注入井和受效油井的井距为半径的扇形为上表面，以注入井与受效油井的射开有效厚度为两侧高度的三维饼状区域；连通区域的投影扇形的圆心角为受效油井的两个相邻角平分线构成的夹角；相邻角平分线为受效油井和注入井的连线与受效油井的相邻受效油井和注入井的连线的投影构成的夹角的角平分线；连通区域的弧形面的高度为受效油井的射开有效厚度。
对于每一初始流线调控剂加注方案，基于所述空间几何模型以设定注入步长进行加注模拟，根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率；根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数；流线调控剂性能数据包括流线调控剂的影响区域以及流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；各初始流线调控剂加注方案的流线调控剂总注入量、加入次数和加入时机不同；设定注入步长由所述压驱总注入量确定。
根据所有所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案。
本发明还提供了一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化***，所述***包括：
压驱井组参数获取模块，用于获取目标压驱井组的压驱井组参数；所述目标压驱井组包括一口注入井和若干口受效油井；所述注入井和受效油井为直井或斜井；所述压驱层位为单层；所述压驱井组参数包括目标压驱井组所在储层的储层孔隙度、所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述注入井与各所述受效油井的射开有效厚度、所述注入井与各所述受效油井的小层渗透率、每一所述受效油井与所述注入井的井距以及压驱总注入量。
模型构建模块，用于基于所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型；对于每一受效油井对应的连通区域，受效油井对应的连通区域为以注入井为圆心，以注入井和受效油井的井距为半径的扇形为上表面，以注入井与受效油井的射开有效厚度为两侧高度的三维饼状区域；连通区域的投影扇形的圆心角为受效油井的两个相邻角平分线构成的夹角；相邻角平分线为受效油井和注入井的连线与受效油井的相邻受效油井和注入井的连线的投影构成的夹角的角平分线；连通区域的弧形面的高度为受效油井的射开有效厚度。
驱进标准参数计算模块，用于对于每一初始流线调控剂加注方案，基于所述空间几何模型以设定注入步长进行加注模拟，根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率；根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数；流线调控剂性能数据包括流线调控剂的影响区域以及流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；各初始流线调控剂加注方案的流线调控剂总注入量、加入次数和加入时机不同；设定注入步长由所述压驱总注入量确定。
最佳方案确定模块，用于根据所有所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案。
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：本发明提供了一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及***，首先获取目标压驱井组的压驱井组参数，基于注入井与各受效油井的井位坐标、受效油井与注入井的井距以及注入井与受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型，基于空间几何模型进行加注模拟，得到每一初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数，从而筛选出最佳流线调控剂加注方案。本发明只需少量极易获取的数据（目标压驱井组的压驱井组参数），即可得到合理使用流线调控剂且压驱效果好的流线调控剂的优化方案（最佳流线调控剂加注方案）。
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，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，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为本发明所提供的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法流程图；
图2是本发明所提供的直斜井井组单层压驱流线调控剂的方案优化详细流程图；
图3是本发明所提供的压驱井组各井点的位置关系图；
图4是本发明所提供的注入井与各受效油井连通区域的平面图；
图5是本发明所提供的薄注厚采空间几何模型；
图6是本发明所提供的薄注厚采模型空间体积计算示意图；
图7是本发明所提供的薄注厚采模型纵向剖面图（主视图）；
图8是本发明所提供的厚注薄采空间几何模型；
图9是本发明所提供的厚注薄采空间体积计算示意图；
图10是本发明所提供的厚注薄采模型纵向剖面图（主视图）；
图11是本发明所提供的各方向注入劈分系数、劈分量、驱进距离、驱进率标准差计算流程图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明的目的是提供一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及***，通过少量极易获取的数据（目标压驱井组的压驱井组参数），即可得到合理使用流线调控剂且压驱效果好的流线调控剂的优化方案（最佳流线调控剂加注方案）。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
实施例1：
如图1和图2所示，本实施例提供了一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，包括：
S1：获取目标压驱井组的压驱井组参数；所述目标压驱井组包括一口注入井和若干口受效油井；所述注入井和受效油井为直井或斜井；所述压驱层位为单层；所述压驱井组参数包括目标压驱井组所在储层的储层孔隙度、所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述注入井与各所述受效油井的射开有效厚度、所述注入井与各所述受效油井的小层渗透率、每一所述受效油井与所述注入井的井距以及压驱总注入量。
S2：基于所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型；对于每一受效油井对应的连通区域，受效油井对应的连通区域为以注入井为圆心，以注入井和受效油井的井距为半径的扇形为上表面，以注入井与受效油井的射开有效厚度为两侧高度的三维饼状区域；连通区域的投影扇形的圆心角为受效油井的两个相邻角平分线构成的夹角；相邻角平分线为受效油井和注入井的连线与受效油井的相邻受效油井和注入井的连线的投影构成的夹角的角平分线；连通区域的弧形面的高度为受效油井的射开有效厚度。
S3：对于每一初始流线调控剂加注方案，基于所述空间几何模型以设定注入步长进行加注模拟，根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率；根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数；流线调控剂性能数据包括流线调控剂的影响区域以及流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；各初始流线调控剂加注方案的流线调控剂总注入量、加入次数和加入时机不同；设定注入步长由所述压驱总注入量确定。
S4：根据所有所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案。
本实施例针对中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司某压驱井组（含1口注入井和3口受效油井，均为直井，压驱层位为单层），对本实施例的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法进行具体介绍：
步骤一，获取数据（目标压驱井组的压驱井组参数）：包括储层发育及注采井静态数据、压驱总注入量数据、流线调控剂性能数据；储层发育数据主要获取压驱井组所在储层的孔隙度，注采井静态数据主要获取注入井与各受效油井的井位坐标/>、射开有效厚度/>、小层渗透率/>，以及各受效油井与注入井的井距/>，上述各参数中，注入井下标标号为i取0，n口受效连通油井（受效油井）下标标号i取/>；获取压驱总注入量/>，由开发历史和当前地层亏空情况确定，为已知量；流线调控剂性能数据主要获取流线调控剂加入后对影响区域渗透率的改变幅度，其中影响区域倍数用/>表示，即流线调控剂的影响区域是流线调控剂溶液注入体积的/>倍，渗透率的改变幅度用/>表示，即影响区域的渗透率将从k降低至/>；/>由二维或三维可视化驱油实验获得，/>根据目的储层的天然岩心或模拟目的储层的人造岩心进行驱油实验确定，均由流线调控剂厂家提供，为已知量。
需要说明的是，本实施例中的注采井（即注入井和受效油井）均为直井和/或斜井，且射开生产层段均为垂直方向，且压驱层位为单层。在注采井存在斜井时，斜井在非生产层段轨迹倾斜、在射开生产层段为垂直方向（此情况与绝大多数现实斜井情况相符）。
本实施例采用的流线调控剂种类包括但不限于弱凝胶、水膨体、冻胶分散体、柔性颗粒、微球，其作用方式为改变影响区域的渗透率，增加流动阻力，促使后续注入流体更多的转向至其他阻力较小区域，达到流线调控的目的，而并不一定把作用区域完全堵死。
流线调控剂加入后对渗透率的改变幅度，通过目的储层的天然岩心或模拟目的储层的人造岩心进行驱油实验确定：岩心首先以较高注入速度进行恒速注水，记录稳定流量/>和驱替压差/>；岩心随后注入流线调控剂，静置一段时间后再次以较高注入速度进行恒速注水，记录稳定流量/>和驱替压差/>；然后计算得；由于流线调控剂增大了渗流阻力，/>；实际应用时，值往往由流线调控剂厂家提供，为直接获取使用的已知量。流线调控剂加入后的影响区域倍数/>，通过二维或三维可视化驱油实验获得：在平板或径向圆柱等模型中，压驱一段时间后加入流线调控剂溶液，后续的压驱流体进行染色处理，继续进行压驱；一部分染色流体会转向至其他渗流阻力较小的区域，另一部分会绕过流线调控剂影响区域继续驱进，根据染色区域可得到流线调控剂溶液注入体积和其影响区域的关系；实际应用时，/>值由流线调控剂厂家提供，为直接获取使用的已知量。
（1）上述压驱井组各井点的位置关系如图3所示，储层发育及注采井静态数据，汇总如表1所示：
表1 实施例井组所在储层情况及井组注采井静态数据：
本次压驱总注入量为30000m³。根据药剂厂家给出的使用说明，流线调控剂的使用浓度为4%，流线调控剂加入后对渗透率的改变幅度/>=0.02，影响区域倍数/>=90。
步骤二，建立注入井与各受效油井连通区域的空间几何模型：
1、从平面上（即俯视图），根据各井井位坐标，注入井井点O和3口油井的井点A、B、C的位置关系如图3所示。在此基础上，根据井位关系，将注入井井点与n个受效油井井点连线，得到以注入井井点为端点、以相邻连线为边的n个角，对这些角作角平分线，然后以注入井井点为圆心、以各连线为半径向两侧作圆弧，圆弧与连线两侧最近的角平分线相交，可得到n个扇形区域，这些扇形区域即为注入井与各油井连通区域的平面图（投影图），并根据井位坐标或利用AutoCAD得出各扇形的圆心角，记作/>。以图4为例，在图3基础上，连接OA、OB、OC，作/>、/>、/>的角平分线Oa、Ob、Oc，然后以O为圆心，以OA为半径向两侧作弧，分别交Oa和Oc于F点和E点，得到的扇形EOF即为注入井与油井1连通区域的平面图，根据AutoCAD得到扇形的圆心角/> rad。用相同方法，同理可得到注入井与油井2和油井3的连通区域平面图及相应的投影扇形的圆心角。油井2的投影扇形的圆心角/> rad，油井3的投影扇形的圆心角/> rad。
2、从立体空间上，当油井有效射开厚度大于注入井有效射开厚度时，假定注入井与受效油井同底深，注入井与受效油井之间的有效厚度符合线性变化，建立薄注厚采的空间几何模型，此时从注入井到受效油井为逐渐加厚的立体饼图，如图5（图4扇形EOF的立体化）所示，OO’为注入井有效厚度，AA’为油井有效厚度，且，则注入井与该受效油井的连通区域的空间几何模型即为逐渐加厚的立体饼图，根据该模型，可推导得到该空间的孔隙体积/>，以及该空间的累计注入液量/>与驱进距离（注入前缘距离）/>之间的关系，以注入井与油井1的连通区域为例，推导过程及结果如下：
（1）整体思路：如图6所示，将空间图形切割成以NMGH为截面、厚度为dr的无限个微分单元（阴影区域所包围的体积），然后从0到对r求积分。
（2）NMGH截面面积的计算：由于注入井和受效油井有效厚度不同，数值偏离/>，但是弧线NM和弧线HG长度相等，因此NMGH可看作有一组对边为弧形、另一组对边为直线的矩形，其面积为弧形/>的长度乘以直线MG的长度，具体如下：
1）弧形的长度计算：根据弧形计算公式，/>。（此处的r指的是图6中的O’G的长度）。
2）线段MG的长度计算：如图7所示的薄注厚采模型纵向剖面图，OO’F’F为直角梯形，作OT平行于O’F’分别交MG于K、交FF’于T，则在中，/>，则，进一步求得。
3）NMGH截面面积为。
（3）空间孔隙体积的计算：。当、/>时，/>，恰好等于圆心角为/>的残缺圆柱体的体积；当、/>且/>时，/>，恰好等于完整圆柱体的体积；均证明了公式的正确性。
（4）假定在连通区域内部驱替流体均匀前进，令上述定积分的积分范围为0至驱进距离，则此时定积分结果为该受效方向的累计供液量/>，即。
3、从立体空间上，当油井有效射开厚度小于注入井有效射开厚度时，假定注入井连通油井同底深，注入井与连通油井之间的有效厚度符合线性变化，建立厚注薄采的空间几何模型，此时从注入井到油井为逐渐变薄的立体饼图，如图8（图3扇形EOF的立体化）所示，OO’为注入井有效厚度，AA’为油井有效厚度，且，则注入井与该油井的空间几何模型即为逐渐变薄的立体饼图，根据该模型，可推导得到该空间的孔隙体积/>，以及该空间的累计注入液量/>与驱进距离/>之间的关系，推导过程及结果如下：
（1）如图9所示，将空间图形切割成以NMGH为截面、厚度为dr的无限个微分单元（阴影区域所包围的体积），然后从0到对r求积分。
（2）NMGH截面面积的计算：同薄注厚采模型，其面积为弧形的长度乘以直线MG的长度，具体如下：
1）弧形的长度计算：同薄注厚采模型，/>。
2）线段MG的长度计算：如图10所示的厚注薄采模型纵向剖面图，OO’F’F为直角梯形，作FT平行于F’O’分别交MG于K、交OO’于T，则在中，/>，则，进一步求得。
3）NMGH截面面积为。
（3）空间孔隙体积的计算：；
（4）假定在连通区域内部驱替流体均匀前进，令上述定积分的积分范围为0至驱进距离，则此时定积分结果为该受效方向的累计供液量/>，即。
根据上述内容，注入井有效厚度小于油井1的有效厚度，采用薄注厚采模型，空间孔隙体积:（单位：m³）。注入井有效厚度同样小于油井2的有效厚度，用薄注厚采模型，得到
（单位：m³）；注入井有效厚度大于油井3的有效厚度，采用厚注薄采模型，计算得
（单位：m³）。
步骤三，划分注入步长：划分注入步长（设定注入步长）：将压驱总注入量划分为若干步长，每个步长为100m³，则总步长数/>（/>一般为100的整数倍，如果不是整数倍，则/>向大取整）。本实例压驱总注入量为30000m3，每个步长为100m3，则划分为总步长数/>。
需要注意的是，由于压驱总注入量和流线调控剂溶液单次注入量一般为100m3的整数倍，因此将每个步长划分为100m3；如果步长过小，则计算步骤太多、运算量太大；如步长过大，则区域的注入劈分系数、劈分量更新过于滞后，计算准确度降低。
步骤四，设定第一初始流线调控剂加注方案（即方案一）：方案一具体为：压驱至总量的二分之一时（即注入至15000m³时，在步长m=151至165时），一次性加入1500m3流线调控剂溶液。
压驱开发往往对药剂成本有所控制，首先根据药剂最大投入成本和药剂单价，计算出流线调控剂纯剂的用量上限，然后根据流线调控剂使用浓度，计算出流线调控剂溶液的用量体积上限。本实例根据成本计算出的流线调控剂溶液的用量体积上限为1500m3。在保证流线调控效果的前提下，兼顾工序简单、操作方便，流线调控剂往往一次或两次加入，单层压驱加入次数一般不超过三次；各个方案之间的区别，主要是流线调控剂加注量、加注时机、加注次数的不同；为体现流线调控剂的效果，在一系列方案中，可通过不加流线调控剂的方案作为对比。
步骤五，以方案一为例，计算方案一中各注入步长下，各连通区域的注入劈分系数、劈分量、累计注入液量、累计注入流线调控剂溶液量，所有步长完成后，计算各连通区域的驱进距离（注入前缘距离）、驱进率、驱进率标准差（驱进标准参数），如图11所示，具体按照以下步骤进行：
根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率，具体包括：
（1）对于每一所述受效油井，根据所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述储层孔隙度计算所述受效油井的空间孔隙体积。
（2）根据所述受效油井的空间孔隙体积、目标压驱井组的压驱井组参数以及所述流线调控剂性能数据计算所述受效油井的连通区域的注入前缘距离，具体包括：
初始化所述受效油井的连通区域的累计注入液量、累计注入流线调控剂溶液量、注入前缘距离和基础地层系数；所述基础地层系数由所述注入井和所述受效油井的小层渗透率和射开有效厚度确定。
根据上一注入步长的累计注入流线调控剂溶液量、所述受效油井的空间孔隙体积和所述流线调控剂性能数据计算当前注入步长所述受效油井的实时地层系数。
根据当前注入步长所述受效油井的实时地层系数计算当前注入步长所述受效油井对应的劈分量，具体包括：根据当前注入步长所有所述受效油井的实时地层系数计算当前注入步长每一所述受效油井对应的注入劈分系数；根据当前注入步长每一所述受效油井对应的注入劈分系数计算当前注入步长每一所述受效油井对应的劈分量。
根据当前注入步长所述受效油井对应的劈分量计算经过当前注入步长后所述受效油井的连通区域的累计注入液量。
判断当前注入步长是否到达设定注入步长，若是，则根据当前注入步长所述受效油井的连通区域的累计注入液量、投影扇形的圆心角、所述注入井和所述受效油井的射开有效厚度、所述储层孔隙度以及所述受效油井与所述注入井的井距计算所述受效油井的连通区域的注入前缘距离；若否，则返回“根据上一注入步长的累计注入流线调控剂溶液量、所述受效油井的空间孔隙体积和所述流线调控剂性能数据计算当前注入步长所述受效油井的实时地层系数”，直至当前注入步长到达设定注入步长。
（3）根据所述受效油井的连通区域的注入前缘距离以及所述受效油井与所述注入井的井距计算所述受效油井的连通区域对应的驱进率。
以上述中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司某压驱井组（含1口注入井和3口受效油井，均为直井，压驱层位为单层）为例对驱进率的计算过程进行具体介绍：
1）初始化各连通区域的累计注入液量、累计注入流线调控剂溶液量/>、驱进距离/>、基础地层系数/>。初始状态，可认为步长m=0，压驱尚未开始，此时：/> =0。/>=0。/>=0。由于待压驱井组均是地层能量不足的井组，各油井动液面均较低、油井流压均较小，因此注入井向各个受效油井方向的驱替压差相近；根据平面径向流达西公式，近似认为注入井驱往各受效油井方向的液量正比于地层系数kh，各连通区域的基础地层系数/>为注入井和受效油井地层系数的平均值，计算公如下：
（/>）。
则根据上述对于每一受效油井而言，每一受效油井的基础地层系数计算如下：
。
。
。
2）初始化步长。令m=1，进入压驱第1步长。
3）计算实时地层系数。尚未开始压驱时，/>；完成至少1个步长的压驱注入之后，区域的实时地层系数为流线调控剂影响区域/>的地层系数/>与未影响区域/>基础地层系数/>按照体积的加权平均值，即。
其中，为第m注入步长第i个受效油井的实时地层系数；/>为第m-1注入步长流线调控剂的影响区域；/>为流线调控剂的影响区域倍数；/>为第m-1注入步长的累计注入流线调控剂溶液量；/>为流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；/>为第i个受效油井的基础地层系数；/>为第i个受效油井的空间孔隙体积。
具体到每一受效油井的当前注入步长：
；
；
；
4）计算劈分系数。各受效方向的注入劈分系数/>，具体到本步长：
。
。
。
可以看出，如果压驱全过程不加入流线调控剂，注入液体将大部分流向油井2的方向。
5）计算劈分量。单步长情况下各受效方向的注入劈分量，即单步长100m³注入量向各个受效方向的供液分配量，计算公式为/>，具体到当前注入步长：
m³。
m³。
m³。
6）更新和/>。当前注入步长未注入流线调控剂溶液，各连通区域的流线调控剂溶液累计流入体积/>的最新值与上一步长的/>相等；如当前注入步长注入流线调控剂溶液时，/>的最新值为上一步长的/>加上当前注入步长的劈分量/>，即。其中，/>为当前注入步长第i口受效油井的累计注入流线调控剂溶液量。
，同理，/>，/>；无论本步长是否注入流线调控剂溶液，累计注入液量（累计液量）/>的最新值均为上一注入步长的/>加上本步长的/>，即/>，具体到当前注入步长每一受效油井的累计注入液量如下：
m³。
m³。/>
m³。
7）判断是否完成压驱总注入量。
当前注入步长m=1，小于总步长=300，说明尚未完成注入，此时令m=m+1=2，进入下一步长，重复3）至6），直至当前注入步长到达设定注入步长300。
根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数，具体包括：
根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算驱进率平均值；
根据所述驱进率平均值和所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述流线调控剂加注方案对应的驱进率标准差；所述驱进率标准差为驱进标准参数。
根据，在更新完最终/>后，用数值计算方法得到各受效方向的最终驱进距离/>，进一步计算各个方向的驱进率/>（即最终驱进距离与井距的比值），并计算/>的标准差/>，标准差小，说明沿各个方向的驱替较为均衡；标准差大，说明沿各个方向的驱替较为失衡。
方案一各步长情况下各参数的计算结果节选如表2所示。表中“是否加流线调控剂”列，“1”代表加入流线调控剂，“0”代表不加入流线调控剂。
表2 方案一计算结果节选表：
当步长m==300，说明完成了全部压驱注入，最终的/>，，/>，根据/>，求得最终的/>，/>，/>；进一步求解驱进率：
。/>。。驱进率的平均值为：/>。
驱进率的标准差（驱进标准参数）：。
步骤六，设定一系列新的初始流线调控剂加注方案，重复步骤五：
本实施例为了进行对比，还提出了方案二-五，具体如下：
方案二，全程不加流线调控剂。
方案三，中期（m=101至108）和后期（m=201至207）共两次加入与方案一同等用量（1500m³）的流线调控剂溶液。
方案四，早期（m=31至38）和中期（m=101至107）共两次加入与方案一同等用量（1500m³）的流线调控剂溶液。
方案五，不受药剂成本约束，在早期（m=31至42）和中期（m=101至107）共两次加入更多用量（1900m³）的流线调控剂溶液。
上述四种方案各步长情况下各参数的计算结果节选如表3至表6所示。
表3 方案二计算结果节选表：
表4 方案三计算结果节选表：
表5 方案四计算结果节选表：
表6 方案五计算结果节选表：
用方案一的方法，求取方案二、方案三、方案四、方案五的驱进率标准差；汇总五种方案压驱结束时各受效方向的累计液量、驱进距离、驱进率、驱进率标准差，如表7所示。
表7 五种方案计算结果对比表：
步骤七，优选出最佳流线调控剂加注方案：
根据所有所述流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案，具体包括：选取值最小的驱进标准参数对应的流线调控剂加注方案作为最佳流线调控剂加注方案。
具体地：汇总所有流线调控剂加注方案中驱进率的驱进率标准差（驱进标准参数），驱进率标准差最小的方案，即为最佳流线调控剂加注方案。最佳流线调控剂加注方案为/>的标准差最小的方案，/>的标准差小，意味着该方案下，注入井向各个受效油井方向均匀驱进；若/>的标准差达到理想值0，表明该方案下，按照驱替趋势继续注入，各方向的注入前缘将同时达到各油井。
从表7的结果可以看出：（1）方案一、方案三、方案四的驱进率标准差均小于方案二，表明加入流线调控剂比单一注水压驱，驱替更加均衡；（2）在不超预算药剂成本的情况下（即方案一、方案三、方案四），方案四的驱进率标准差最小，即针对本井组，在压驱早期和中期分两次加入流线调控剂溶液，流线调控效果最好，驱替最为均衡；（3）所有方案对比，方案五的驱进率标准差最小、流线调控效果最好，但是其超出了药剂成本预算，在现场不予采纳。
从以上实施例可以看出，本发明提供的直斜井井组单层压驱流线调控剂的方案优化方法，只需少量极易获取的数据，即可得到流线调控剂的优化方案，用以指导直斜井井组单层压驱过程中合理使用流线调控剂、提高压驱效果。
本发明获取储层发育注采井数据后，将注入井和各受效油井的连通区域抽象出空间几何模型，将压驱总注入量分割成小的步长，结合流线调控剂的性能特点，计算注入液体驱往各个连通区域的劈分量、驱进距离和驱进率，以各个方向注入前缘均匀驱往受效油井为评价标准，优选出最佳的流线调控剂加注方案。该方法不需要复杂、耗时且涉及大量数据的地质建模和油藏数值模拟过程，只需少量极易获取的数据，即可得到流线调控剂的优化方案，用以指导直斜井井组单层压驱过程中合理使用流线调控剂、提高压驱效果。
实施例2：
本实施例提供了一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化***，所述***包括：压驱井组参数获取模块，用于获取目标压驱井组的压驱井组参数；所述目标压驱井组包括一口注入井和若干口受效油井；所述注入井和受效油井为直井或斜井；所述压驱层位为单层；所述压驱井组参数包括目标压驱井组所在储层的储层孔隙度、所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述注入井与各所述受效油井的射开有效厚度、所述注入井与各所述受效油井的小层渗透率、每一所述受效油井与所述注入井的井距以及压驱总注入量。
模型构建模块，用于基于所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型；对于每一受效油井对应的连通区域，受效油井对应的连通区域为以注入井为圆心，以注入井和受效油井的井距为半径的扇形为上表面，以注入井与受效油井的射开有效厚度为两侧高度的三维饼状区域；连通区域的投影扇形的圆心角为受效油井的两个相邻角平分线构成的夹角；相邻角平分线为受效油井和注入井的连线与受效油井的相邻受效油井和注入井的连线的投影构成的夹角的角平分线；连通区域的弧形面的高度为受效油井的射开有效厚度。
驱进标准参数计算模块，用于对于每一初始流线调控剂加注方案，基于所述空间几何模型以设定注入步长进行加注模拟，根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率；根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数；流线调控剂性能数据包括流线调控剂的影响区域以及流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；各初始流线调控剂加注方案的流线调控剂总注入量、加入次数和加入时机不同；设定注入步长由所述压驱总注入量确定。
最佳方案确定模块，用于根据所有所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的***而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (8)
1.一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，其特征在于，包括：
获取目标压驱井组的压驱井组参数；所述目标压驱井组包括一口注入井和若干口受效油井；所述注入井和受效油井为直井或斜井；压驱层为单层；所述压驱井组参数包括目标压驱井组所在储层的储层孔隙度、所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述注入井与各所述受效油井的射开有效厚度、所述注入井与各所述受效油井的小层渗透率、每一所述受效油井与所述注入井的井距以及压驱总注入量；
基于所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型；对于每一受效油井对应的连通区域，受效油井对应的连通区域为以注入井为圆心，以注入井和受效油井的井距为半径的扇形为上表面，以注入井与受效油井的射开有效厚度为两侧高度的三维饼状区域；连通区域的投影扇形的圆心角为受效油井的两个相邻角平分线构成的夹角；相邻角平分线为受效油井和注入井的连线与受效油井的相邻受效油井和注入井的连线的投影构成的夹角的角平分线；连通区域的弧形面的高度为受效油井的射开有效厚度；
对于每一初始流线调控剂加注方案，基于所述空间几何模型以设定注入步长进行加注模拟，根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率；根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数；流线调控剂性能数据包括流线调控剂的影响区域以及流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；各初始流线调控剂加注方案的流线调控剂总注入量、加入次数和加入时机不同；设定注入步长由所述压驱总注入量确定；
根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率，具体包括：
对于每一所述受效油井，根据所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述储层孔隙度计算所述受效油井的空间孔隙体积；
根据所述受效油井的空间孔隙体积、目标压驱井组的压驱井组参数以及所述流线调控剂性能数据计算所述受效油井的连通区域的注入前缘距离；
根据所述受效油井的连通区域的注入前缘距离以及所述受效油井与所述注入井的井距计算所述受效油井的连通区域对应的驱进率；
根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数，具体包括：
根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算驱进率平均值；
根据所述驱进率平均值和所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进率标准差；所述驱进率标准差为驱进标准参数；
根据所有所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案。
2.根据权利要求1所述的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，其特征在于，根据所述受效油井的空间孔隙体积以及所述流线调控剂性能数据计算所述受效油井的连通区域的注入前缘距离，具体包括：
初始化所述受效油井的连通区域的累计注入液量、累计注入流线调控剂溶液量、注入前缘距离和基础地层系数；所述基础地层系数由所述注入井和所述受效油井的小层渗透率和射开有效厚度确定；
根据上一注入步长的累计注入流线调控剂溶液量、所述受效油井的空间孔隙体积和所述流线调控剂性能数据计算当前注入步长所述受效油井的实时地层系数；
根据当前注入步长所述受效油井的实时地层系数计算当前注入步长所述受效油井对应的劈分量；
根据当前注入步长所述受效油井对应的劈分量计算经过当前注入步长后所述受效油井的连通区域的累计注入液量；
判断当前注入步长是否到达设定注入步长，若是，则根据当前注入步长所述受效油井的连通区域的累计注入液量、投影扇形的圆心角、所述注入井和所述受效油井的射开有效厚度、所述储层孔隙度以及所述受效油井与所述注入井的井距计算所述受效油井的连通区域的注入前缘距离；若否，则返回“根据上一注入步长的累计注入流线调控剂溶液量、所述受效油井的空间孔隙体积和所述流线调控剂性能数据计算当前注入步长所述受效油井的实时地层系数”，直至当前注入步长到达设定注入步长。
3.根据权利要求2所述的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，其特征在于，根据当前注入步长所述受效油井的实时地层系数计算当前注入步长所述受效油井对应的劈分量，具体包括：
根据当前注入步长所有所述受效油井的实时地层系数计算当前注入步长每一所述受效油井对应的注入劈分系数；
根据当前注入步长每一所述受效油井对应的注入劈分系数计算当前注入步长每一所述受效油井对应的劈分量。
4.根据权利要求2所述的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，其特征在于，所述实时地层系数的计算公式如下：
其中，为第m注入步长第i个受效油井的实时地层系数；ωVCi，m-1为第m-1注入步长流线调控剂的影响区域；ω为流线调控剂的影响区域倍数；VCi，m-1为第m-1注入步长的累计注入流线调控剂溶液量；β为流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；KHi为第i个受效油井的基础地层系数；Vti为第i个受效油井的空间孔隙体积。
5.根据权利要求1所述的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，其特征在于，根据所有所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案，具体包括：
选取值最小的驱进标准参数对应的初始流线调控剂加注方案作为最佳流线调控剂加注方案。
6.根据权利要求1所述的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，其特征在于，所述压驱总注入量由目标压驱井组的开发历史和当前地层亏空情况确定。
7.根据权利要求1所述的直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法，其特征在于，所述流线调控剂总注入量上限由采油厂对目标压驱井组的设定流线调控剂成本确定。
8.一种直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化***，其特征在于，所述***包括：
压驱井组参数获取模块，用于获取目标压驱井组的压驱井组参数；所述目标压驱井组包括一口注入井和若干口受效油井；所述注入井和受效油井为直井或斜井；压驱层为单层；所述压驱井组参数包括目标压驱井组所在储层的储层孔隙度、所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述注入井与各所述受效油井的射开有效厚度、所述注入井与各所述受效油井的小层渗透率、每一所述受效油井与所述注入井的井距以及压驱总注入量；
模型构建模块，用于基于所述注入井与各所述受效油井的井位坐标、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度构建受效油井对应的连通区域的空间几何模型；对于每一受效油井对应的连通区域，受效油井对应的连通区域为以注入井为圆心，以注入井和受效油井的井距为半径的扇形为上表面，以注入井与受效油井的射开有效厚度为两侧高度的三维饼状区域；连通区域的投影扇形的圆心角为受效油井的两个相邻角平分线构成的夹角；相邻角平分线为受效油井和注入井的连线与受效油井的相邻受效油井和注入井的连线的投影构成的夹角的角平分线；连通区域的弧形面的高度为受效油井的射开有效厚度；
驱进标准参数计算模块，用于对于每一初始流线调控剂加注方案，基于所述空间几何模型以设定注入步长进行加注模拟，根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率；根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数；流线调控剂性能数据包括流线调控剂的影响区域以及流线调控剂对影响区域渗透率的改变幅度；各初始流线调控剂加注方案的流线调控剂总注入量、加入次数和加入时机不同；设定注入步长由所述压驱总注入量确定；
根据目标压驱井组的压驱井组参数、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角以及流线调控剂性能数据计算每一所述受效油井的连通区域对应的驱进率，具体包括：
对于每一所述受效油井，根据所述注入井与所述受效油井的射开有效厚度、所述受效油井对应的连通区域的投影扇形的圆心角、所述受效油井与所述注入井的井距以及所述储层孔隙度计算所述受效油井的空间孔隙体积；
根据所述受效油井的空间孔隙体积、目标压驱井组的压驱井组参数以及所述流线调控剂性能数据计算所述受效油井的连通区域的注入前缘距离；
根据所述受效油井的连通区域的注入前缘距离以及所述受效油井与所述注入井的井距计算所述受效油井的连通区域对应的驱进率；
根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数，具体包括：
根据所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算驱进率平均值；
根据所述驱进率平均值和所有所述受效油井的连通区域对应的驱进率计算所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进率标准差；所述驱进率标准差为驱进标准参数；
最佳方案确定模块，用于根据所有所述初始流线调控剂加注方案对应的驱进标准参数确定最佳流线调控剂加注方案。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311666151.6A CN117371069B (zh) | 2023-12-07 | 2023-12-07 | 直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及*** |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311666151.6A CN117371069B (zh) | 2023-12-07 | 2023-12-07 | 直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及*** |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117371069A CN117371069A (zh) | 2024-01-09 |
| CN117371069B true CN117371069B (zh) | 2024-03-08 |
Family
ID=89394892
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202311666151.6A Active CN117371069B (zh) | 2023-12-07 | 2023-12-07 | 直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及*** |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117371069B (zh) |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5282508A (en) * | 1991-07-02 | 1994-02-01 | Petroleo Brasilero S.A. - Petrobras | Process to increase petroleum recovery from petroleum reservoirs |
| CN102606131A (zh) * | 2011-12-09 | 2012-07-25 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种液压驱动的顶驱控制*** |
| CN102747998A (zh) * | 2012-06-29 | 2012-10-24 | 中国石油大学(北京) | 页岩气增产方法及页岩气增产设备 |
| CN103556993A (zh) * | 2013-11-07 | 2014-02-05 | 中国石油大学(北京) | 低渗透油田平面五点法井网二氧化碳驱仿真实验模拟方法 |
| CN104632154A (zh) * | 2014-12-23 | 2015-05-20 | 东北石油大学 | 一种水驱聚驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法 |
| CN105952383A (zh) * | 2016-07-04 | 2016-09-21 | 海斯比得（武汉）石油科技有限公司 | 钻头、钻井工具及局部欠平衡钻井方法 |
| CN109751023A (zh) * | 2018-08-16 | 2019-05-14 | 郭志东 | 宽范围永久缩小岩石孔隙的驱、调、堵一体化提高采收率方法 |
| RU2710338C1 (ru) * | 2019-07-01 | 2019-12-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Гидравлический забойный двигатель |
| CN111080789A (zh) * | 2019-12-26 | 2020-04-28 | 中国石油大学(北京) | 复杂断块油藏开采区域加密井井位确定方法及装置 |
| CN112780242A (zh) * | 2019-11-08 | 2021-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法 |
| CN115841083A (zh) * | 2021-09-22 | 2023-03-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 确定注水井压驱配注量的方法 |
| CN116804356A (zh) * | 2022-03-18 | 2023-09-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于dts测井资料的井组动态分析方法及*** |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080296018A1 (en) * | 2007-05-29 | 2008-12-04 | Zubrin Robert M | System and method for extracting petroleum and generating electricity using natural gas or local petroleum |
| US9410406B2 (en) * | 2013-08-14 | 2016-08-09 | BitCan Geosciences & Engineering Inc. | Targeted oriented fracture placement using two adjacent wells in subterranean porous formations |
-
2023
- 2023-12-07 CN CN202311666151.6A patent/CN117371069B/zh active Active
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5282508A (en) * | 1991-07-02 | 1994-02-01 | Petroleo Brasilero S.A. - Petrobras | Process to increase petroleum recovery from petroleum reservoirs |
| CN102606131A (zh) * | 2011-12-09 | 2012-07-25 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种液压驱动的顶驱控制*** |
| CN102747998A (zh) * | 2012-06-29 | 2012-10-24 | 中国石油大学(北京) | 页岩气增产方法及页岩气增产设备 |
| CN103556993A (zh) * | 2013-11-07 | 2014-02-05 | 中国石油大学(北京) | 低渗透油田平面五点法井网二氧化碳驱仿真实验模拟方法 |
| CN104632154A (zh) * | 2014-12-23 | 2015-05-20 | 东北石油大学 | 一种水驱聚驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法 |
| CN105952383A (zh) * | 2016-07-04 | 2016-09-21 | 海斯比得（武汉）石油科技有限公司 | 钻头、钻井工具及局部欠平衡钻井方法 |
| CN109751023A (zh) * | 2018-08-16 | 2019-05-14 | 郭志东 | 宽范围永久缩小岩石孔隙的驱、调、堵一体化提高采收率方法 |
| RU2710338C1 (ru) * | 2019-07-01 | 2019-12-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Гидравлический забойный двигатель |
| CN112780242A (zh) * | 2019-11-08 | 2021-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 砾岩油藏化学驱储层分级驱替采油方法 |
| CN111080789A (zh) * | 2019-12-26 | 2020-04-28 | 中国石油大学(北京) | 复杂断块油藏开采区域加密井井位确定方法及装置 |
| CN115841083A (zh) * | 2021-09-22 | 2023-03-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 确定注水井压驱配注量的方法 |
| CN116804356A (zh) * | 2022-03-18 | 2023-09-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于dts测井资料的井组动态分析方法及*** |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| Improving coarse-scale simulation models with a dual-porosity dual-permeability upscaling technique and a near-well approach;Victor de Souza Rios et al.;《Journal of Petroleum Science and Engineering》;全文 * |
| 定量表征单砂体注采关系的流线方法;侯建锋;姜瑞忠;王海江;吴义志;;油气地质与采收率(第03期);全文 * |
| 底水油藏水平井物理模拟实验研究;路辉;裴柏林;刘蓉;裴根;;内蒙古石油化工(第04期);全文 * |
| 注空气开发特低渗透油藏可行性研究;王金多;;化学工程与装备(第03期);全文 * |
| 现代设计方法在石油机械中的应用;辛国华;;黑龙江科技信息(第33期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117371069A (zh) | 2024-01-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8532969B2 (en) | Numerical simulation method for characterizing fluid channelling along large-aperture fractures of reservoirs | |
| CN1310424A (zh) | 三维结构设计体系及其使用方法和用于计算机的记录媒体 | |
| CN103437746A (zh) | 一种水平井多段段内多缝体积压裂方法 | |
| CN106437674A (zh) | 仿水平井注水开发井网适配方法 | |
| CN110410045A (zh) | 一种针对特高含水期油藏的堵调方法 | |
| CN117371069B (zh) | 直斜井井组单层压驱流线调控剂加注方案优化方法及*** | |
| CN114880962B (zh) | 基于地层渗流-井筒管流耦合的致密气藏储气库单井注采能力一体化分析方法 | |
| CN112528503A (zh) | 一种废弃矿井瓦斯抽采数值模拟分析方法 | |
| CN106372377A (zh) | 一种细粉砂油层充填防砂方法 | |
| CN1560429A (zh) | 注水开发油田区块整体调剖堵水决策方法 | |
| CN105257338A (zh) | 一种储气库盐穴垂直分段溶腔方法 | |
| CN108194053A (zh) | 一种裸眼水平井基质酸化酸液用量的确定方法及装置 | |
| CN110390154A (zh) | 一种提高复杂断块油气田油藏数值模拟效率的方法 | |
| CN109187321A (zh) | 一种大尺寸型盐水平连通井组水溶造腔模拟实验方法 | |
| CN105677961B (zh) | 一种边坡三维滑裂面模型构建方法 | |
| CN108959807A (zh) | 一种页岩气藏水力压裂排量的确定方法 | |
| CN109899037A (zh) | 一种大倾角煤层开采过程中及开采后的瓦斯抽采方法 | |
| CN114397233B (zh) | 一种定向钻孔注浆的三维模拟试验方法 | |
| CN113486537B (zh) | 一种基于气水交替驱油的井距设计方法、装置及设备 | |
| CN112989528B (zh) | 一种预测浅层水平缝油藏反九点井网平面动用系数的计算方法 | |
| CN112983378B (zh) | 实现多径向井立体压裂多主缝均衡扩展及强化体积改造的方法 | |
| CN113738351A (zh) | 一种断缝体油藏物理模型的制作方法和实验方法 | |
| CN112329243B (zh) | 非均质储层高含水水平井水侵过程反演方法和装置 | |
| CN116335622B (zh) | 一种地浸采铀井网布置、生产调控方法及*** | |
| CN112196527B (zh) | 一种缝洞型油藏水体大小的确定方法 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |