重力准数。从而在获取到缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率后，能够通过该重力 准数来与油藏采收率对应，确定油藏采收率最大时的重力准数。可见，通过该重力准数能 够表征缝洞型油藏水驱开采效果，从而解决了当前对于缝洞型油藏水驱效果还没有表征方 法，针对传统砂岩油藏的毛细管数不适用于缝洞型油藏开发效果的评价的问题。
[0050] 对于上述步骤102的根据油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以 及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数，可以通过公式：
[0051]
[0052] 确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数Ng;其中，AP为所述油藏驱替压差， 单位为MPa;Ap为所述水油密度差，g卩Ap=pw-p。，pw为水密度、p。为油密度，单位 均为kg/m3;g为所述油藏当地的重力加速度，单位为m/s2;H为油藏厚度，单位为米（m)。
[0053] 值得说明的是，本发明实施例提供的缝洞型油藏的类型可以为天然水驱油藏，也 可以为人工水驱油藏。
[0054] 若缝洞型油藏的类型为天然水驱油藏，上述步骤101中的获取缝洞型油藏开采各 时间的油藏驱替压差，可以通过如下方式实现：
[0055] 获取缝洞型油藏开采各时间的地层压力Pi和井底流压P2;
[0056] 根据所述地层压力Pi和井底流压P2，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差 AP:AP=PfP"
[0057] 若缝洞型油藏的类型为人工水驱油藏，上述步骤101中的获取缝洞型油藏开采各 时间的油藏驱替压差，可以通过如下方式实现：
[0058] 获取缝洞型油藏开采各时间的注水驱替压力Pi和井底流压P2。
[0059] 根据所述注水驱替压力Pi和井底流压P2，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替 压差AP:AP=PfP2〇
[0060] 值得说明的是，本发明实施例中除可以获取缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采 收率之外，还可以获取缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水率或者油藏含水上升率等宏 观指标数据。从而能够确定重力准数和所述油藏含水率或者油藏含水上升率等的关系曲 线。从而能够从各宏观指标数据的角度来通过重力准数表征缝洞型油藏水驱开采效果。
[0061] 为了使本领域的技术人员更好的了解本发明，下面通过一个具体的应用环境来说 明本发明。
[0062] 本发明以塔河S48井区为原型，根据地质特征与流体特征，依照相似性理论，建立 四种缝洞型油藏模型，进行天然水驱实验，针对不同的缝洞型油藏模型开展不同底水压力 的驱替实验。其中，四种缝洞型油藏模型如图2至图5所示。
[0063] 根据上述步骤101至105,对图2至图5所示的四种缝洞型油藏模型进行处理，得 到的重力准数和油藏采收率的关系曲线分别如图6至图9所示。其中，在图6至图9中，横 坐标为重力准数Ng，纵坐标为油藏采收率Ro。
[0064] 根据图6所示的第一种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线，可 知该类型油藏在重力准数小于16. 8时，开发效果较好（油藏采收率较高），重力准数大于 16. 8则开发效果变差。
[0065] 根据图7所示的第二种缝洞型油藏模型的重力准数和油藏采收率的关系曲线，可 知该类型油藏在重力准数等于16. 8时，开发效果最好（油藏采收率最高），重力准数大于或 小于16. 8时，则开发效果变差。其原因是由于重力准数太小，驱替力较小，部分裂缝中原油 未启动；重力准数太大，则驱替力太大，惯性力太大，水沿着高导流裂缝窜流而导致采收率 低。
[0066] 对于图8、9所示的第三种和第四种缝洞型油藏，其重力准数越小，水驱开发效果 越好，开发效果也越好（油藏采收率越高），其中，对于图8中的第三种缝洞型油藏，重力准 数对开发效果的敏感性更强，表现为缝洞连通性好且复杂，开发过程中重力准数不宜太大； 而图9中的第四种缝洞型油藏，其采收率随着重力准数的增加缓慢降低，表现为高导流通 道较发育。
[0067] 通过上述的具体实例和图示，可见本发明实施例提供的一种表征缝洞型油藏水驱 开采效果的方法能够有效的表征不同类型的缝洞型油藏水驱效果，能够为天然水驱与人工 水驱开发策略的确定与开发参数的选取提供依据。
[0068] 本发明中应用了具体实施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。
【主权项】
1. 一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，包括： 获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以 及油藏厚度； 根据所述油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞 型油藏开采各时间对应的重力准数； 确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率； 根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏采收率，确定所述重力准 数和所述油藏采收率的关系曲线； 根据所述关系曲线确定所述油藏采收率最大时的重力准数。2. 根据权利要求1所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，所述根 据所述油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏 开采各时间对应的重力准数，包括： 根据公式：确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数Ng;其中，AP为所述油藏驱替压差；Ap为所述水油密度差；g为所述油藏当地的重力加速度；H为油藏厚度。3. 根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，所述缝 洞型油藏的类型为天然水驱油藏； 所述获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，包括： 获取缝洞型油藏开采各时间的地层压力P1和井底流压P2; 根据所述地层压力P1和井底流压P2，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差AP:AP=P1-P204. 根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，所述缝 洞型油藏的类型为人工水驱油藏； 所述获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差，包括： 获取缝洞型油藏开采各时间的注水驱替压力P1和井底流压P2; 根据所述注水驱替压力P1和井底流压P2，确定缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差AP:AP=P1-P205. 根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，还包括： 确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水率； 根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏含水率，确定所述重力准 数和所述油藏含水率的关系曲线。6. 根据权利要求2所述的表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，其特征在于，还包括： 确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏含水上升率； 根据所述缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和所述油藏含水上升率，确定所述重 力准数和所述油藏含水上升率的关系曲线。
【专利摘要】本发明提供了一种表征缝洞型油藏水驱开采效果的方法，涉及缝洞型油藏开采技术领域。方法包括：获取缝洞型油藏开采各时间的油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度；根据油藏驱替压差、水油密度差、油藏当地的重力加速度以及油藏厚度，确定缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数；确定缝洞型油藏开采各时间对应的油藏采收率；根据缝洞型油藏开采各时间对应的重力准数和油藏采收率，确定重力准数和油藏采收率的关系曲线；根据关系曲线确定油藏采收率最大时的重力准数。本发明能够解决当前对于缝洞型油藏水驱效果还没有表征方法，针对传统砂岩油藏的毛细管数不适用于缝洞型油藏开发效果的评价的问题。
【IPC分类】E21B43/20, G06F19/00
【公开号】CN105041277
【申请号】CN201510440959
【发明人】刘中春, 侯吉瑞, 汪勇, 宋兆杰, 郑泽宇, 罗旻
【申请人】中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院, 中国石油大学(北京)
【公开日】2015年11月11日
【申请日】2015年7月24日