一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法与流程

本发明属于高含水期砂岩油藏注水水质选择
技术领域：
，具体是一种基于砂岩渗透率水质敏感性的高含水期水质决策方法。
背景技术：
：随着我国各大油田大多数都一直采用水驱的方式进行开发，目前，已经进入高含水期的开采阶段。在水驱开发的过程中，注水水质的好坏会直接影响油藏水驱的开发效果以及对储层伤害的程度。在高含水期砂岩油藏中，经过长期注水，特别是注入不达标的水，会造成储层的严重堵塞，从而对储层渗透率造成伤害，具体表现为：一是注水层表面形成滤饼，水中杂质填充层内孔隙；二是注入水流速越大，导致堵塞越深；三是洗井只能解决井筒附近表层的堵塞问题，深层的堵塞难以通过洗井解决；四是当对堵塞进行酸化、压裂处理，后续注水会堵塞更深；五是由于堵塞分布不均匀，持续注水会产生大孔道；六是水中杂质会沿着大孔道进入储层内部；七是持续的堵塞会造成储层渗透率不断减小。由此可以看出，现在的储层渗透率已经不是原来的储层渗透率，注水开发前选择的水质无法继续满足对应层段注水开发的需要，不达标的注水水质加大了开发区块中水井的注水难度。为了减弱持续注水过程中，注入水对储层渗透率的堵塞作用，需在目前水质推荐标准下，重新对注水水质进行决策。以此，使油田开发效果得到改善，同时减小注入水对储层渗透率的伤害。但是，针对目前油藏平面、纵向上非均质需求，在现有油田水质推荐标准上，对不同储层渗透率保留率随不同水质与无因次注入量之间的变化规律不明确，缺少在目前水质推荐标准的基础上，对储层渗透率衰减规律的全面分析。同时，没有在综合考虑注水水质和注水历史的情况下，重新对整个注水系统控制储层的渗透率选择注水水质，没有明确的决策注水水质的技术政策界限，缺少一套与油藏开发相适应的，且可以评价、约束、判定水质方案可行性的动态评价、决策方法。技术实现要素：针对现有技术的不足，本发明提供了一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法。术语解释：1、水质敏感性，是指：油田在长期注水开发的过程中，储层渗透率由于受不同注水水质的影响，在堵塞作用下发生变化，导致储层内部渗透率逐渐下降，现把这种现象称为储层渗透率的水质敏感性。2、储层，即储集层，具有连通孔隙、允许油气在其中储存和渗滤的岩层。3、含油层，含有油气的储集层。发明概述：一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法，包括步骤如下：以注水系统中每口井为单位。通过每口井对应的储层渗透率与目前使用的注水水质，计算出每口井的渗透率水质敏感系数，将其与对应的水质准数相比较，来判断目前每口井的注水水质是否符合水质推荐标准。为了使注水经济效益最大，如果注水系统中计算出的渗透率水质敏感系数大于对应水质准数的井数占一半以上，则需要通过考虑注水历史的水质决策方法重新选择注水水质。选择过程中，决定注水水质的目前平均储层渗透率需先通过计算出注水系统中各口井对应的储层渗透率，再基于各口井的目前实际注水量进行加权平均后得到。这是因为不同的井注水量不同，对储层渗透率造成的伤害也不一样。本发明的技术方案为：一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法，包括步骤如下：以注水系统中每口井为单位。通过每口井对应的储层渗透率与目前使用的注水水质，计算出每口井的渗透率水质敏感系数，将其与对应的水质准数相比较，来判断目前每口井的注水水质是否符合水质推荐标准。为了使注水经济效益最大，如果注水系统中计算出的渗透率水质敏感系数大于对应水质准数的井数占一半以上，则需要通过考虑注水历史的水质决策方法重新选择注水水质。选择过程中，决定注水水质的目前平均储层渗透率需先通过计算出注水系统中各口井对应的储层渗透率，再基于各口井的目前实际注水量进行加权平均后得到。这是因为不同的井注水量不同，对储层渗透率造成的伤害也不一样。(1)计算每口井控制储层的孔隙体积；(2)计算每口井的无因次注入量qi：(3)计算注水开发前每口井控制储层的平均渗透率目前注水水质下每口井控制储层的渗透率水质敏感系数θi，以及目前考虑注水历史的每口井控制储层的渗透率ki：(4)计算目前注水系统控制储层的平均渗透率(5)在水质推荐标准的基础上，根据确定目前注水系统选择的注水水质。根据本发明优选的，所述步骤(1)，计算每口井控制储层的孔隙体积vφi：设单井控制供油面积f＝井距×排距，单位为m2，注水系统总井数为n，则：vφi＝fhφ(ⅰ)式(ⅰ)中，h为油层有效厚度，m；φ为平均有效孔隙度；i为注水井的标号，i＝1,2,3,...,n。根据本发明优选的，所述步骤(2)，计算每口井的无因次注入量qi，是指：根据每口注水井的月度数据报表，得到每口井从开始注水开发到目前累计的总注水量qti，单位为m3，则：qi＝qti/vφi(ii)。根据本发明优选的，所述步骤(3)中，计算注水开发前每口井控制储层的平均渗透率目前注水水质下每口井控制储层的渗透率水质敏感系数θi，以及目前考虑注水历史的每口井控制储层的渗透率ki，是指：根据注水开发前每口井控制储层的测井二次解释成果，将每口井控制储层所有小层的渗透率取算数平均便得根据和目前注水水质，对应到渗透率介于2000～1×10-3μm2的渗透率水质敏感系数θi的具体取值表，如表1所示，通过线性插值，得目前注水水质下每口井控制储层的渗透率水质敏感系数θi；表1θ值i级水质ii级水质iii级水质iv级水质v级水质2000～1500×10-3μm21.2～2.31.6～3.12.4～3.83.7～5.35.3～6.71500～500×10-3μm22.3～4.53.1～5.93.8～6.65.3～8.56.7～9.5500～50×10-3μm24.5～5.25.9～7.86.6～9.28.5～9.49.5～11.750～10×10-3μm25.2～11.97.8～13.29.2～13.99.4～14.811.7～16.710～1×10-3μm211.9～13.413.2～14.413.9～15.014.8～16.016.7～17.9通过得到目前考虑注水历史的每口井控制储层的渗透率ki。根据本发明优选的，根据每口注水井的月度数据报表，得到目前每口井的实际注水量qwi，单位为m3/d，基于qwi对ki进行加权平均，得到：根据本发明优选的，所述步骤(5)中，根据水质推荐标准，确定目前注水系统选择的注水水质，是指：设定注入层平均空气渗透率为a，单位为μm2；悬浮固体含量为b，单位为mg/l；含油量为c，单位为mg/l；当a<0.01，b≤1.0，且c≤5.0时，水质等级为i级水质；当0.01<a≤0.05，1.0<b≤2.0，且5.0<c≤6.0时，水质等级为ii级水质；当0.05<a≤0.5，2.0<b≤5.0，且6.0<c≤15.0时，水质等级为iii级水质；当0.5<a≤1.5，5.0<b≤10.0，且15.0<c≤30.0时，水质等级为iv级水质；当a>1.5，10.0<b≤30.0，且30.0<c≤50.0时，水质等级为v级水质；当步骤(4)中求得的时，选择i级水质；当步骤(4)中求得的时，选择ii级水质；当步骤(4)中求得的时，选择iii级水质；当步骤(4)中求得的0.5<时，选择iv级水质；当步骤(4)中求得的时，选择v级水质。本发明的有益效果为：本发明提供了基于砂岩渗透率水质敏感性的高含水期水质决策方法，在水质推荐标准的基础上通过岩心流动实验，考虑注水历史，研究水质推荐标准中的五种水质对不同储层渗透率保留率的影响规律，提出了储层渗透率的水质敏感理论，并建立了定量描述储层渗透率保留率的数学表达式。依据sy/t5329-2012水质推荐标准，给出了五类储层在五种不同水质条件下的水质敏感系数，以及水质准数即注水水质决策的技术政策界限，综合考虑注水水质的不同控制指标以及注水历史，对注水水质进行选择，更符合实际地进行水驱开发，利于提高水驱油效率。本发明不仅对解决高含水期开发矛盾，满足长期注水开发后储层的注水需求有很好帮助，而且对降低能耗、节约成本，适应低油价时代也有重要的意义。附图说明图1(a)为i级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果示意图；图1(b)为ii级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果示意图；图1(c)为iii级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果示意图；图1(d)为iv级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果示意图；图1(e)为v级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果示意图；图2(a)为i级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图2(b)为ii级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图2(c)为iii级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图2(d)为iv级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图2(e)为v级水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图3(a)为i级水质下取负对数的不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图3(b)为ii级水质下取负对数的不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图3(c)为iii级水质下取负对数的不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图3(d)为iv级水质下取负对数的不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图3(e)为v级水质下取负对数的不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化关系的拟合结果的示意图；图4(a)不同水质下渗透率>50×10-3μm2的水质敏感系数随岩心渗透率变化关系的拟合结果的示意图；图4(b)不同水质下渗透率<50×10-3μm2的水质敏感系数随岩心渗透率变化关系的拟合结果的示意图；图5(a)为渗透率为2000×10-3μm2的保留率在五种不同水质下随无因次注入量变化的理论图版示意图；图5(b)为渗透率为1500×10-3μm2的保留率在五种不同水质下随无因次注入量变化的理论图版示意图；图5(c)为渗透率为500×10-3μm2的保留率在五种不同水质下随无因次注入量变化的理论图版示意图；图5(d)为渗透率为50×10-3μm2的保留率在五种不同水质下随无因次注入量变化的理论图版示意图；图5(e)为渗透率为10×10-3μm2的保留率在五种不同水质下随无因次注入量变化的理论图版示意图；图5(f)为渗透率为1×10-3μm2的保留率在五种不同水质下随无因次注入量变化的理论图版示意图。具体实施方式下面结合说明书附图和实施例对本发明作进一步限定，但不限于此。实施例1一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法，具体实施时需要已知该注水系统所在区块的地质概况等资料，包括：每口井的井距、排距、累积注水量以及配注量，和控制储层厚度、孔隙度以及渗透率，选取广利油田莱38断块分析，包括步骤如下：(1)计算每口井控制储层的孔隙体积vφi；设单井控制供油面积f＝井距×排距，单位为m2，注水系统总井数为n，则：vφi＝fhφ(ⅰ)式(ⅰ)中，h为油层有效厚度，m；φ为平均有效孔隙度；i为注水井的标号，i＝1,2,3,...,n。(2)计算每口井的无因次注入量qi；是指：根据每口注水井的月度数据报表，得到每口井从开始注水开发到目前累计的总注水量qti，单位为m3，则：qi＝qti/vφi(ii)。(3)计算注水开发前每口井控制储层的平均渗透率目前注水水质下每口井控制储层的渗透率水质敏感系数θi，以及目前考虑注水历史的每口井控制储层的渗透率ki；根据注水开发前每口井控制储层的测井二次解释成果，将每口井控制储层所有小层的渗透率取算数平均便得得到目前地层平均渗透率为109.7×10-3μm2；油田在长期注水开发的过程中，储层渗透率由于受不同注水水质的影响，在堵塞作用下发生变化，导致储层内部渗透率逐渐下降，现把这种现象称为储层渗透率的水质敏感性。在sy/t5329-2012水质推荐标准的基础上，为了更加具体地描述储层渗透率的水质敏感性，首先把水质推荐标准中五种不同的注入层平均空气渗透率按照从小到大的顺序，依次命名各自对应不同控制指标下的不同水质为i级水质、ii级水质、iii级水质、iv级水质、v级水质如表2所示，由于注水水质对油田注水开发过程产生明显的影响主要是来源于悬浮固体含量与含油量这两个控制指标，故表2中不同水质的控制指标只列出了悬浮固体含量与含油量，于是便可以根据表2来指导后面的实验等内容。表2由于目前油田现场是根据注水开发前的地层平均渗透率来选择注水水质的，广利油田莱38断块注水开发前地层平均渗透率为188.2×10-3μm2，故根据表2可知目前注水水质为iii级水质。根据和目前注水水质，对应到渗透率介于2000～1×10-3μm2的渗透率水质敏感系数θi的具体取值表，如表1所示，通过线性插值，得目前注水水质下每口井控制储层的渗透率水质敏感系数θi；表1θ值i级水质ii级水质iii级水质iv级水质v级水质2000～1500×10-3μm21.2～2.31.6～3.12.4～3.83.7～5.35.3～6.71500～500×10-3μm22.3～4.53.1～5.93.8～6.65.3～8.56.7～9.5500～50×10-3μm24.5～5.25.9～7.86.6～9.28.5～9.49.5～11.750～10×10-3μm25.2～11.97.8～13.29.2～13.99.4～14.811.7～16.710～1×10-3μm211.9～13.413.2～14.413.9～15.014.8～16.016.7～17.9通过得到目前考虑注水历史的每口井控制储层的渗透率ki。(4)计算目前注水系统控制储层的平均渗透率根据每口注水井的月度数据报表，得到目前每口井的实际注水量qwi，单位为m3/d，基于qwi对ki进行加权平均，得到：得到目前地层平均渗透率为109.7×10-3μm2，水质准数为7.7。(5)在水质推荐标准的基础上，根据来确定目前注水系统应该具体选择哪种注水水质。求得的时，选择iii级水质。表3为水质准数取值表，10-3，根据表3可知目前注水开发最优水质应该选择iii级水质。在原iii级水质控制指标含量的基础上进行水质提高，经现场试验表明，该区块的原油采收率提高了2.7％，说明通过该注水水质决策方法确定的水质是正确的。表3式的推导过程如下：通过设计岩心流动实验，分析五种不同注水水质对不同储层渗透率注入能力的影响，得到不同储层渗透率在不同注水水质下注入能力的差异，即渗透率下降的情况。从而分析在确定的水质条件下，不同渗透率随无因次注入量的变化关系，总结实验规律并加以应用。实验中，控制注入水流速在临界流速以下，测定岩心渗透率随流量增加的变化情况。所用注入水是主要以悬浮固体含量与含油量为控制指标依次配制符合水质推荐标准的五种不同水质的注入水，所用的岩心为介于2000～1×10-3μm2范围内的75组岩心，实验持续到累积注入量达到200pv时结束。整理所得实验数据，得到五种不同水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果如图1(a)、图1(b)、图1(c)、图1(d)、图1(e)所示，其中，纵坐标k/k0为岩心渗透率保留率，横坐标qi为无因次注入量把图1(a)、图1(b)、图1(c)、图1(d)、图1(e)中的五种不同水质下不同岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果通过最小二乘法进行拟合，同时得到各条趋势线对应的公式如图2(a)、图2(b)、图2(c)、图2(d)、图2(e)所示，总结分析其中的规律。图2(a)、图2(b)、图2(c)、图2(d)、图2(e)中各条趋势线的相关系数均接近于1，说明岩心渗透率保留率k/k0与无因次注入量qi之间呈明显的指数关系。把拟合公式的指数中无因次注入量的倍数用θ来表示，便可归纳得到相关规律公式如下：理论上，现定义θ为储层渗透率的水质敏感系数，是指在确定的注水水质下，注入层的单位渗透率随无因次注入量的变化速率。根据上述储层渗透率的水质敏感系数的定义，可用如下公式表示：式②中：θ为储层渗透率的水质敏感系数，10-3；k为目前储层渗透率，×10-3μm2；qi为无因次注入量，pv；为确定的注水水质下储层渗透率随无因次注入量的变化值，由于无因次注入量增加储层渗透率减小，因此该值为负值，×10-3μm2/pv。对式①分离变量积分可得到：lnk＝-θqi③在注水开发前，即qi＝qi0＝0时k＝k0，则有：lnk0＝-θqi0④由式③与式④相减变形可得：经理论推导得到的式⑤与前面大量实验数据拟合出来的规律公式一致，说明通过理论推导充分验证了实验所得规律的正确性。将式⑤变形可以得到：式中：k0为注水开发前储层渗透率，×10-3μm2。通过式⑥，便可定量计算或预测出在确定注水水质下，经过一定注入时期后，目的储层渗透率的具体大小。由此可以看出，尤其是对于高含水期的老油田来说，目前储层的渗透率相比于注水开发前的储层渗透率发生了巨大的变化。为了获得公式⑥中θ的具体取值的大小，通过重新整理实验所得数据，把在五种不同水质下，取负对数的岩心渗透率保留率随无因次注入量变化的结果通过最小二乘法进行拟合，得到各条趋势线对应的公式如图3(a)、图3(b)、图3(c)、图3(d)、图3(e)所示，其中，纵坐标-lnk/k0为取负对数的岩心渗透率保留率，总结分析其中的规律。图3(a)、图3(b)、图3(c)、图3(d)、图3(e)中各条趋势线的相关系数均接近于1，说明取负对数的岩心渗透率保留率与无因次注入量之间呈明显的线性关系。图3中趋势线的斜率即为θ值，其数量级为-3。把图3(a)、图3(b)、图3(c)、图3(d)、图3(e)中分别在五种不同水质下，岩心渗透率>50×10-3μm2与<50×10-3μm2对应的θ值通过最小二乘法进行拟合，得到渗透率的水质敏感系数θ随渗透率变化的多条趋势线对应的公式如图4(a)、图4(b)所示，其中，纵坐标θ为渗透率水质敏感系数，横坐标k为岩心渗透率，总结分析其中规律。由图4(a)、图4(b)可以看出，在确定的注水水质与储层渗透率下，通过线性插值与扩展，能够分别得到2000～1500×10-3μm2、1500～500×10-3μm2、500～50×10-3μm2、50～10×10-3μm2与10～1×10-3μm2范围的端点处的渗透率对应的θ值。最终经整理可得渗透率介于2000～1×10-3μm2范围的渗透率水质敏感系数θ的具体取值如表1所示。在确定的注水水质与储层渗透率下，根据表1经线性插值，可得到目前储层渗透率的水质敏感系数θ的具体大小，将θ值带入公式⑥中，即可定量计算或预测出经过确定的注水时期后，在目前的注水水质下，目的储层渗透率的具体大小。把表1中不同水质不同渗透率范围下对应的渗透率水质敏感系数与水质推荐标准中不同水质对应的不同渗透率范围一一对应，找到在水质推荐标准下5种水质各自对应的θ取值范围。现把这些θ值定义为水质准数如表3所示，其物理意义为依据sy/t5329-2012水质推荐标准，水质达标的界限θ值。当计算出的θ值比对应的水质准数要小时，说明选择的水质适合注入该目的层。反之，说明选择的水质不适合注入该目的层，需要根据该目的层渗透率对应的水质准数，重新选择注水水质。考虑到要保证注水经济效益最大，需要选择的水质计算出的θ值小于对应的水质准数，同时还必须接近水质准数。这些水质准数即为选择注水水质的技术政策界限，用来判断选择的注水水质方案是否具有可行性。根据表3可以作出2000×10-3μm2、1500×10-3μm2、500×10-3μm2、50×10-3μm2、10×10-3μm2与1×10-3μm2这6个典型渗透率的保留率在五种不同水质下随无因次注入量变化的理论图版如图5(a)、图5(b)、图5(c)、图5(d)、图5(e)、图5(f)所示。通过该理论图版便可分析不同水质相同渗透率下渗透率保留率的变化规律，以及不同渗透率相同水质下渗透率保留率的变化规律。实施例2根据实施例1所述一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法，其区别在于：选取杏树岗油田杏3-4区分析，注水开发前地层平均渗透率为900.3×10-3μm2，根据表2可知目前注水水质为iv级水质。由步骤(1)～(4)计算得到目前地层平均渗透率为300.7×10-3μm2，水质准数为7.2，根据表3可知目前注水开发最优水质应该选择iii级水质。由iv级水质提高到iii级水质的现场试验表明，该区块的原油采收率提高了6.3％，说明通过该注水水质决策方法确定的水质是正确的。实施例3根据实施例1所述一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法，其区别在于：选取萨尔图油田南一区分析，注水开发前地层平均渗透率为1646.1×10-3μm2，根据表2可知目前注水水质为v级水质。由步骤(1)～(4)计算得到目前地层平均渗透率为943.6×10-3μm2，水质准数为7.1，根据表3可知目前注水开发最优水质应该选择iv级水质。由v级水质提高到iv级水质的现场试验表明，该区块的原油采收率提高了8.2％，说明通过该注水水质决策方法确定的水质是正确的。当前第1页12