一种适用于低渗透油藏的蓄能增渗评价方法与流程

1.本发明涉及注水技术领域，尤其涉及一种适用于低渗透油藏的蓄能增渗评价方法。


背景技术：

2.针对延长油田部分区块注水条件不成熟、地域受限、缺水等因素所致注水管线铺设难度大、成本高、注水站点少水源不足，因此，延长石油集团研究院油田开发研究所业内首次提出了蓄能增渗注水开发技术。蓄能增渗是基于大排量、高压泵注设备，以高于或略低于破裂压力的泵注压力，短期连续泵注大量水，快速高效补充地层能量，充分发挥油藏的渗吸-驱替作用的注水方式。
3.蓄能增渗的机理主要是蓄能作用和增渗效应，即一次或数次大液量快速注水，短时间内注水井压力快速波及至周围油井，实现快速蓄能，提高地层压力。同时在高于破裂压力的快速注水过程中，形成水驱动态裂缝，增加储层渗流能力，增强基质—裂缝渗吸置换作用，达到增加产量和改善开发效果的目的。蓄能增渗选井原则：储层原始含油饱和度高；油层厚度大，非均质强；初期产油量高，含水低，剩余可采储量大；目前低产低效停产或者产液量低，地层亏空严重；井组井网完善，周围可能受效油井多；井组注采关系对应好；注采井距适中；注水不见效或者注水困难；固井质量好，且井筒正常，无沉砂、堵塞等情况。其优点是减少注水站或者撬装站、注水管线与井口设备的投资，实施费用较低，可快速收回投资，实现低渗透油藏规模效益开发。


技术实现要素：

4.为了解决低渗透油藏的蓄能增渗注水中注水量、焖井时间、采液速度、注水速度的定量优选问题，本发明提出了一种基于油藏工程理论、室内实验与油藏数值模拟技术的低渗透油藏蓄能增渗评价方法，实现蓄能增渗技术中注水量、焖井时间、采液速度、注水速度定量优化。
5.本发明的技术方案在于：一种适用于低渗透油藏的蓄能增渗评价方法，方法如下：判断井组蓄能增渗开发潜力；开展井组注采连通性分析；开展井组生产现状分析，判断该井组是否正常生产、已关停及高含水；开展单井动态分析：分析油井的见水见效程度，确定油井实际见效累注水量与水淹累注水量；开展井组剩余采出程度评价：以剩余采出程度大于10％判定井组蓄能增渗开发潜力良好；在井组蓄能增渗开发潜力良好时，确定蓄能增渗评价参数；蓄能增渗评价参数包括最佳蓄能增渗注水量、最佳蓄能增渗焖井时间、最佳蓄能
增渗注水速度及蓄能增渗采液速度。
6.其中，所述最佳蓄能增渗注水量的获得过程为：确定最大注水量及最小注水量；以最大注水量及最小注水量为边界，以等间距插值原则设计不同注水量方案，运用油藏数值模拟计算，对比不同注水量下井组的累产油量、地层压力随生产时间变化，以累产油量最大时对应的注水量为数模中最佳蓄能增渗注水量；判断数模中最佳蓄能增渗注水量是否同时满足
①
低于水淹累注水量
②
处于见效累注水量范围
③
不低于地层亏空体积一半的条件，满足条件的数模中最佳蓄能增渗注水量即为最佳蓄能增渗注水量。
7.其中，所述最佳蓄能增渗焖井时间的获得过程为：确定最大焖井时间及最小焖井时间；以最大焖井时间及最小焖井时间为边界，在最佳蓄能增渗注水量条件下，以等间距插值原则设计不同焖井时间方案，运用油藏数值模拟计算，对比不同焖井时间井组的累产油量随生产时间变化，以累产油量最大时对应的焖井时间为最佳蓄能增渗焖井时间。
8.其中，所述最佳蓄能增渗注水速度的获得过程为：在最佳蓄能增渗注水量及最佳蓄能增渗焖井时间条件下，以等间距插值原则，对比不同注水速度井组的累产油量随生产时间变化，以累产油量最大时对应的注水速度为最佳蓄能增渗注水速度。
9.其中，还包括，确保在矿场上以最佳蓄能增渗注水速度注入的实际方法为：开展井组注水指示曲线测试，确定注水井地层破裂时的注水压力和注水量；地层正常注入时，实际注水压力低于注水井地层破裂时的注水压力；地层无法正常注入时，实际注水压力高于注水井地层破裂时的注水压力，进行超破压注水。
10.其中，所述蓄能增渗采液速度的获得过程为：在最佳蓄能增渗注水量、最佳蓄能增渗焖井时间及最佳蓄能增渗注水速度条件下，以等间距插值原则，对比不同采液速度井组的累产油量随生产时间变化，以累产油量最大时对应的采液速度为最佳蓄能增渗采液速度。
11.其中，最大注水量的获得过程为：所述最大注水量为易水淹注水量，具体计算过程为：以注水井的水驱前缘与对应油井压裂主裂缝相接，即注入水快速水淹油井，确定水驱前缘椭圆长半轴及短半轴，计算得到地层水驱前缘半径，再依据水驱前缘半径计算公式，得到目的油层累计吸水量，即为最大注水量；以水驱前缘椭圆长半轴及短半轴确定地层水驱前缘半径的具体过程为：
b＝na式中：a为椭圆短轴半长，m；b为椭圆长轴半长，m；n为长短轴比值，无量纲；求解出ri，代入地层水驱前缘半径计算公式中求解出目的油层累计吸水量；地层水驱前缘半径计算公式为：式中：ri为均值情况下目的油层水驱前缘半径，m；w为目的油层累计吸水量，m3；hi为有效动用厚度，m；φ为有效孔隙度，无量纲；s
wi
为束缚水饱和度，无量纲；s
or
为残余油饱和度，无量纲；求解出的目的油层累计吸水量即为最大注水量。
12.其中，所述最小注水量的获得过程为：建立不同注水量的注采井距与水驱地层压力梯度关系图版，以满足注采井间最小的水驱地层压力梯度必须大于井组储层启动压力梯度的原则确定有效驱替注水量，该有效驱替注水量即为最小注水量。
13.其中，所述焖井时间为注水压力传导时间与渗吸置换时间之和；注水压力传导时间通过低渗油藏平面径向流压力传播时间方程计算获得；最大注水压力传导时间计算时，压力波及半径取值注采井距，最小注水压力传导时间计算时，压力波及半径取值为注采井距减去对应油水井裂缝半长；平面径向流压力传播时间方程为：式中：t为压力传导时间，d；r为压力波及半径，m；η为导压系数，m2/d；h为射孔油层厚度，m；c为综合压缩系数，mpa-1
；λ为基质储层启动压力梯度，mpa/m；q为注入量，m3；所述渗吸置换时间通过储层岩心渗吸速度与时间关系曲线得到，以渗吸驱油速度不低于0.2％/h的时间为渗吸置换时间。
14.本发明的技术效果在于：本发明可有效指导油田油区蓄能增渗注水关键参数优化，形成最佳的蓄能增渗技
术方案，解决油田注水条件不成熟、地域受限等因素导致注水管线铺设难度大，不能及时注水的部分油区快速补充地层亏空的问题，发挥驱替-渗吸作用，提高水驱油效果。
附图说明
15.图1为本发明实施例的不同注入量下的注采井间水驱地层压力梯度分布曲线。
16.图2为本发明实施例的最大注水量界定示意图。
17.图3为本发明实施例的储层岩心渗吸速度与时间关系图。
18.图4为本发明实施例的模拟计算不同注水量下地层压力变化对比图。
19.图5为本发明实施例的模拟计算不同注水量下累产油量变化对比图。
20.图6为本发明实施例的井组所属区块的注水见效时间与见效累注水量关系图版。
21.图7为本发明实施例的井组所属区块水淹时间与水淹累注水量关系图版。
22.图8为本发明实施例的模拟计算不同焖井时间下累产油量变化对比图。
23.图9为本发明实施例的井组注水指示曲线图。
24.图10为本发明实施例的模拟计算不同注水速度下累产油量变化对比图。
25.图11为本发明实施例的模拟计算不同采液速度下累产油量变化对比图。
具体实施方式
26.一种适用于低渗透油藏的蓄能增渗评价方法，方法如下。
27.步骤1：判断井组蓄能增渗开发潜力；(1)收集蓄能增渗井组地质数据、生产数据，开展井组注采连通性分析；基于井组的砂体连通剖面与射孔段位置，分析注采井间的连通程度，保证蓄能增渗注水有效性；(2)开展井组生产现状分析，包含含油性、地层亏空体积及生产情况；通过井组中油井的初期日产油与含水率数据，以及井组目的油层厚度展布规律，分析油层的含油性；分析井组的累计注采比与阶段注采比，同时依据油井历年的产油与产水数据，计算井组的累计产油与累计产水，基于原油的体积系数，计算出井组的地层亏空体积；判断该井组油井是否正常生产、已关停、高含水；依据油水井最新的日度数据分析井组中每口油井与一线注水井的生产情况，判断为正常生产(日产液大于1方，日产油大于0.5吨)、注水(日注水满足配注量，井口压力正常)、低产低效生产(日产液小于1方，日产油小于0.5吨)、关停(日产液为0)、高含水(含水率为80％以上)，若存在低产低效井、关停井、高含水井，找出低产低效生产、关停、高含水井原因，后续注水蓄能后恢复生产；(3)开展单井动态分析：针对井组已注水的油井、油井生产数据与水井注水数据，以油井为中心，分析油井的见水见效程度(见效判定原则：日产液量上升幅度大于40％，含水率下降幅度大于1％；见水判定原则：含水率每个月上升幅度大于10％)，建立注水见效时间与见效累注水量关系图版、水淹时间与水淹累注水量关系图版，可知油井实际见效累注水量及水淹累注水量范围；(4)开展井组剩余储量评价：基于目的油层厚度、含油面积、孔隙度、束缚水饱和度、原油体积系数数据，运用容积法计算井组的探明地质储量，基于区块标定水驱采收率，
计算井组的可采储量；同时结合当前井组累产油量，计算出井组剩余探明地质储量与剩余可采储量，评价井组蓄能增渗注采开发潜力(开发潜力判定原则：以剩余采出程度大于10％，判定井组蓄能增渗注采开发潜力大，即剩余采出程度＝标定水驱采收率-目前采出程度)。
28.步骤2：确定最佳蓄能增渗注水量；(1)确定最大注水量及最小注水量；所述最大注水量为易水淹注水量，最大注水量的获得过程为：以注水井的水驱前缘与对应油井压裂主裂缝相接，即注入水快速水淹油井，确定水驱前缘椭圆长半轴及短半轴，计算得到地层水驱前缘半径，再依据水驱前缘半径计算公式，得到目的油层累计吸水量，即为最大注水量；以水驱前缘椭圆长半轴及短半轴确定地层水驱前缘半径的具体过程为：b＝na式中：a为椭圆短轴半长，m；b为椭圆长轴半长，m；n为长短轴比值，无量纲；求解出ri，代入地层水驱前缘半径计算公式中求解出目的油层累计吸水量；地层水驱前缘半径计算公式为：式中：ri为均值情况下目的油层水驱前缘半径，m；w为目的油层累计吸水量，m3；hi为有效动用厚度，m；φ为有效孔隙度，无量纲；s
wi
为束缚水饱和度，无量纲；s
or
为残余油饱和度，无量纲；求解出的目的油层累计吸水量即为最大注水量；最小注水量的获得过程为：建立不同注水量的注采井距与水驱地层压力梯度关系图版，以满足注采井间最小的水驱地层压力梯度必须大于井组储层启动压力梯度的原则确定有效驱替注水量，该有效驱替注水量即为最小注水量；(2)基于界定的最大注水量及最小注水量，以等间距插值原则设计不同注水量方案，运用油藏数值模拟计算，对比不同注水量下井组的累产油量、地层压力随生产时间变化，随注水量增大，累产油量与地层压力不断上升，当注水量突破临界注水量后，随注水量继续增大，累产油量出现下降，地层压力持续增加，以累产油量最大对应的注水量即为数模中最佳蓄能增渗注水量；(3)判断数模中最佳蓄能增渗注水量是否同时满足
①
低于水淹累注水量
②
处于见效累注水量范围
③
不低于地层亏空体积一半的条件，满足条件的数模中最佳蓄能增渗注水
量即为最佳蓄能增渗注水量。从理论计算与矿场数据相结合，保证蓄能增渗开发效果。
29.步骤3：基于最佳蓄能增渗注水量，确定最佳蓄能增渗焖井时间；(1)确定最大焖井时间及最小焖井时间；定义所述焖井时间为注水压力传导时间与渗吸置换时间之和；其中，注水压力传导时间通过低渗油藏平面径向流压力传播时间方程计算获得；最大注水压力传导时间计算时，压力波及半径取值注采井距，最小注水压力传导时间计算时，压力波及半径取值为注采井距减去对应油水井裂缝半长；平面径向流压力传播时间方程为：式中：t为压力传导时间，d；r为压力波及半径，m；η为导压系数，m2/d；h为射孔油层厚度，m；c为综合压缩系数，mpa-1
；λ为基质储层启动压力梯度，mpa/m；q为注入量，m3；所述渗吸置换时间通过储层岩心渗吸速度与时间关系曲线得到，以渗吸驱油速度不低于0.2％/h的时间为渗吸置换时间。(2)以最大焖井时间及最小焖井时间为边界，在最佳蓄能增渗注水量条件下，以等间距插值原则对比不同焖井时间井组的累产油量变化曲线，运用油藏数值模拟进行模拟计算，比不同焖井时间井组的累产油量变化曲线规律，随焖井时间增大，累产油量不断上升，当焖井时间突破临界焖井时间后，随焖井时间继续增大，累产油量保持稳定且出现下降趋势，以累产油量最大时对应的焖井时间为最佳蓄能增渗焖井时间。
30.步骤4：基于最佳蓄能增渗注水量及最佳蓄能增渗焖井时间，确定最佳蓄能增渗注水速度；(1)依据实际区块注水情况，在最佳蓄能增渗注水量及最佳蓄能增渗焖井时间条件下，以等间距插值原则设计不同注水速度方案，运用油藏数值模拟进行模拟计算，对比分析不同注水速度井组的累产油量变化曲线，随注水速度增大，累产油量不断上升，当注水速度突破临界注水速度后，随注水速度继续增大，累产油量保持稳定，以累产油量最大时对应的注水速度为最佳蓄能增渗注水速度。(2)在矿场上实现注入速度控制：开展井组注水指示曲线测试，确定注水井地层破裂时的注水压力和注水量；地层正常注入时，实际注水压力低于注水井地层破裂时的注水压力；地层无法正常注入时，实际注水压力高于注水井地层破裂时的注水压力，进行超破压注水，确保以最佳蓄能增渗注水速度注入。
31.步骤5：基于最佳蓄能增渗注水量、最佳蓄能增渗焖井时间及最佳蓄能增渗注水速度，采用等间距插值原则设计不同采液速度方案，运用油藏数值模拟进行模拟计算，对比分析井组的累产油量变化规律，随采液速度增大，累产油量不断上升，当采液速度突破临界采
液速度后，随采液速度继续增大，累产油量保持稳定且出现下降趋势，以累产油量最大时对应的采液速度即为最佳蓄能增渗采液速度。
32.具体应用例
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延长油田mg油区延长油田mg油区属于低渗透岩性油藏，低渗，低压且储层非均质严重，部分油区注水条件不成熟、地域受限等因素导致注水管线铺设难度大、注水站点少，不能及时注水，因此采用蓄能增渗技术可快速补充地层亏空，发挥驱替-渗吸作用，提高水驱油效率。该油区有一个蓄能增渗井组wq28-85，该井组包括8口油井和1口注水井。
33.步骤1：判断井组蓄能增渗开发潜力；(1)收集蓄能增渗井组地质数据、生产数据，开展井组注采连通性分析；基于井组的砂体连通剖面与射孔段位置，分析注采井间的连通程度，保证蓄能增渗注水有效性；(2)开展井组生产现状分析，包含含油性、地层亏空体积及生产情况；通过井组中油井的初期日产油与含水率数据，以及井组目的油层厚度展布规律，分析油层的含油性；分析井组的累计注采比与阶段注采比，同时依据油井历年的产油与产水数据，计算井组的累计产油与累计产水，基于原油的体积系数，计算出井组的地层亏空体积为8089方；判断该井组是否正常生产、已关停、高含水；依据油水井最新的日度数据分析井组中每口油井与一线注水井的生产情况，判断为正常生产(日产液大于1方，日产油大于0.5吨)、注水(日注水满足配注量，井口压力正常)、低产低效生产(日产液小于1方，日产油小于0.5吨)、关停(日产液为0)、高含水(含水率为80％以上)，分析发现低产低效井2口、关停井4口、正常生产2口，低产低效与关停的具体原因为地层亏空严重，驱替能量不足，后续注水蓄能后恢复生产；(3)开展单井动态分析：针对井组已注水的油井、油井生产数据与水井注水数据，针对井组wq28-85及mg油区其他井组已注水的油井，基于油井历年月度生产数据与注水井历年月度注水数据，以油井为中心，分析油井的见水见效程度(见效判定原则：日产液量上升幅度大于40％，含水率下降幅度大于1％；见水判定原则：含水率每个月上升幅度大于10％)，建立注水见效时间与见效累注水量关系图版和水淹时间与水淹累注水量关系图版，(如图6、7所示)，可知油井见效累注水量处于3500方-4600方，水淹累注水量主要处于5000方以上(井组中水井排上油井)；(4)开展井组剩余储量评价：基于目的油层厚度、含油面积、孔隙度、束缚水饱和度、原油体积系数数据，运用容积法计算井组的探明地质储量130028吨，基于区块标定水驱采收率18.25％，计算井组的可采储量23730吨；同时结合当前井组累产油量，计算出井组剩余探明地质储量125833吨、剩余可采储量19535吨，根据目前采出程度3.23％，计算出剩余采出程度15.02％，依据开发潜力判定原则，因此判定评价井组蓄能增渗注采开发潜力大。
34.步骤2：确定最佳蓄能增渗注水量；(1)确定最大注水量及最小注水量；确定水驱前缘椭圆长半轴为287m、短半轴为124m，依据水驱前缘半径计算方程，计算出最大注水量为6157m3。最小注水量为有效驱替注水量，获得过程为：建立不同注水量的注采井距与水驱
地层压力梯度关系图版，以满足注采井间最小的水驱地层压力梯度必须大于井组储层启动压力梯度的原则确定有效驱替注水量，如图1所示。最小注水量为2800m3。(2)基于界定的最大注水量及最小注水量，采用等间距插值原则设计不同注水量(2800m3、3600m3、4400m3、5200m3、6000m3))模拟方案，运用油藏数值模拟进行模拟计算，对比分析不同注水量下井组的累产油量、地层压力变化规律(图4、图5)，发现随注入量增加，地层压力逐渐恢复，地层压力不断上升，从9.8mpa上升至13.2mpa，压力保持水平从63％增加到92％；累产油量不断上升，当注水量大于4400m3，随注水量继续升高，地层压力持续增加至14.4mpa，累产油量出现一定程度下降，注水量4400m3时，累产油量最高，且达到6612t。以累产油量最大对应的注水量4400m3即为数模中最佳蓄能增渗注水量；(3)综合考虑油藏数模结果、区块实际油井见效累注水量、水淹累注水量以及地层亏空体积，以蓄能增渗注水量同时满足低于水淹累注水量且处于见效累注水量范围且不低于地层亏空体积一半为原则，判定数模中最佳蓄能增渗注水量4400m3即为最佳蓄能增渗注水量，从理论计算与矿场数据相结合，保证蓄能增渗开发效果。
35.步骤3：基于最佳蓄能增渗注水量，确定最佳蓄能增渗焖井时间；(1)储层岩心渗吸速度与时间关系曲线(图3)分析，发现渗吸驱油速度随时间延长呈现下降，开始阶段渗吸速度较大，渗吸驱油效率高，以渗吸驱油速度不低于0.2％/h为原则，判定出渗吸速度较快的时间段为5d，即渗吸置换时间为5d。计算得到大焖井时间为65d，最小焖井时间为29d。(2)以最大焖井时间及最小焖井时间为边界，在最佳蓄能增渗注水量4400m3条件下，以等间距插值原则对比不同焖井时间(30d、40d、50d、60d、65d)井组的累产油量变化曲线，运用油藏数值模拟进行模拟计算，比不同焖井时间井组的累产油量变化曲线规律(图8)，随着焖井时间延长，井组累产油量增加幅度较大，当焖井时间大于40d时，随焖井时间继续延长，累产油量保持稳定且出现下降趋势，以40d为最佳蓄能增渗焖井时间。
36.步骤4：基于最佳蓄能增渗注水量及最佳蓄能增渗焖井时间，确定最佳蓄能增渗注水速度；(1)基于最佳蓄能增渗注水量4400m3及最佳蓄能增渗焖井时间40d，以等间距插值原则设计不同注水速度(20m3/d、50m3/d、100m3/d、200m3/d、300m3/d)方案，运用油藏数值模拟进行模拟计算，对比分析不同注水速度井组的累产油量变化曲线(图10)，随注水速度增大，累产油量不断上升，当注水速度大于200m3/d后，随注水速度继续增大，累产油量保持稳定，以累产油量最大时对应的注水速度200m3/d为最佳蓄能增渗注水速度。(2)在矿场上实现注入速度控制：开展井组注水指示曲线测试(图9)，确定注水井地层破裂时的注水压力和注水量；地层正常注入时，实际注水压力低于注水井地层破裂时的注水压力；地层无法正常注入时，实际注水压力高于注水井地层破裂时的注水压力，进行超破压注水，确保以最佳蓄能增渗注水速度注入。
37.步骤5：基于最佳蓄能增渗注水量4400m3、最佳蓄能增渗焖井时间40d及最佳蓄能增渗注水速度200m3/d，采用等间距插值原则设计不同采液速度(1m3/d、1.5m3/d、2m3/d、2.5m3/d、3m3/d)方案，运用油藏数值模拟进行模拟计算，对比分析井组的累产油量变化曲线(图11)，随采液速度增大，累产油量不断上升，当采液速度大于2m3/d后，随采液速度继续增
大，累产油量保持稳定且出现下降趋势，以累产油量最大时对应的采液速度2m3/d即为蓄能增渗采液速度。