一种水驱油藏高耗水条带动态描述方法与流程

本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及水驱油藏高耗水条带技术领域。

背景技术：

高耗水条带是指长期水驱过程中形成的含油饱和度低且驱替倍数远远大于其他区域、不具备继续注水驱油潜力的连通区域。油田开发进入特高含水后期，受储层非均质性影响，高耗水条带普遍发育，造成大量注入水的低效无效循环，水驱不均衡程度增强，水驱开发效果变差，准确识别和描述高耗水条带是对其进行有效治理的前提，同时对于改善特高含水油藏开发效果、降低生产成本具有重要意义。

目前针对高耗水条带描述的研究极少，吸水剖面法和压降曲线法主要用于判别高耗水条带存在与否，而示踪剂测试方法和干扰试井方法过于强调储层绝对渗透率的影响，所得到的结果只反映储层的平均性质，并非高耗水条带参数，而且这些方法的测试时间较长，解释难度也较大。以上高耗水条带描述方法均无法完全考虑高耗水条带的特殊性，往往局限于定性分析，目前缺乏针对高耗水条带的有效描述方法。

技术实现要素：

为克服现有技术所存在的缺陷，本发明提供一种水驱油藏高耗水条带动态描述方法，基于不同时刻拟含水率>98％的流线流经区域的位置及范围识别，实现水驱油藏高耗水条带发育的动态描述。

为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：一种水驱油藏高耗水条带动态描述方法，其包括如下步骤：

步骤1，搜集整理目标油藏的地质资料与开发资料，利用流线模拟器构建目标油藏的流线模拟模型；

步骤2，调用流线模拟器，开展目标油藏水驱开发的流线数值模拟，获取目标油藏不同时刻的流线分布结果；

步骤3，提取不同时刻各条流线的特征参数值，计算各条流线的拟含水率；

步骤4，识别不同时刻拟含水率>98％的流线流经区域位置及范围，输出目标油藏高耗水条带动态描述结果。

优选的，所述步骤1中，

所述地质资料包括储层构造参数、储层物性参数以及流体物性参数；所述储层构造参数包括顶部构造、断层数据；所述储层物性参数包括地层压力、地层温度、油层厚度、含油饱和度、渗透率、孔隙度、孔隙压缩系数；所述流体物性参数包括油相粘度、油相密度、水相粘度、水相密度、相对渗透率曲线、毛细管压力曲线；

所述开发资料包括注水井与生产井的井口坐标、井轨迹、射孔层位、工作制度。

优选的，所述步骤1中，所述流线模拟器包括但不限于frontsim流线模拟器。

优选的，所述步骤3具体包括以下步骤：

步骤301，提取不同时刻各条流线的特征参数值，所述特征参数值包括第i条流线流经的节点数、第i条流线上第j节点处的流线位置数据、油相饱和度数据soi,j、水相饱和度数据swi,j、油相流动速率数据νoi,j、水相流动速率数据νwi,j；

步骤302，根据不同时刻提取到的各条流线的特征参数值，计算各条流线上流经各节点的油相平均流动速率与水相平均流动速率，分别采用公式(1)、(2)：

公式(1)、(2)中：为第i条流线上的水相平均流动速率；为第i条流线上的油相平均流动速率；vwi,j为提取到的第i条流线上第j节点处的水相流动速率；voi,j为提取到的第i条流线上第j节点处的油相流动速率；ni为提取到的第i条流线流经的节点数；

步骤303，计算各条流线的拟含水率，采用公式(3)：

公式(3)中：fwi为第i条流线上流经各节点的拟含水率；ρw为水相密度；ρo为油相密度。

优选的，所述步骤4具体包括以下步骤：

步骤401，识别不同时刻所述拟含水率>98％的流线流经区域位置及范围，以确定该时刻下目标油藏各高耗水条带的发育位置、形状及范围；

步骤402，根据不同时刻提取到的各条流线的特征参数值，绘制并输出不同时刻下所述拟含水率>98％的流线流经区域的位置及范围变化图，即为不同时刻下目标油藏各高耗水条带的动态描述结果。

本发明技术方案带来的有益效果在于：本发明的方法通过快速识别不同时刻拟含水率>98％的流线所流经区域的位置及范围，更加准确地实现了水驱油藏各高耗水条带的发育位置、形状及范围的动态描述，为水驱油藏改善开发效果提供指导。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1为一种水驱油藏高耗水条带动态描述方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明，以使本领域的技术人员可以更好地理解本发明并能予以实施，但所举实施例不作为对本发明的限定。

如图1所示，一种水驱油藏高耗水条带动态描述方法，包括如下步骤：

步骤1，搜集整理目标油藏的地质资料与开发资料，利用流线模拟器构建目标油藏的流线模拟模型。

所述地质资料包括储层构造参数、储层物性参数以及流体物性参数；所述储层构造参数包括顶部构造、断层数据；所述储层物性参数包括地层压力、地层温度、油层厚度、含油饱和度、渗透率、孔隙度、孔隙压缩系数；所述流体物性参数包括油相粘度、油相密度、水相粘度、水相密度、相对渗透率曲线、毛细管压力曲线；所述开发资料包括注水井与生产井的井口坐标、井轨迹、射孔层位、工作制度；所述流线模拟器包括但不限于frontsim流线模拟器。

步骤2，调用流线模拟器，开展目标油藏水驱开发的流线数值模拟，获取目标油藏不同时刻的流线分布结果。

步骤3，提取不同时刻各条流线的特征参数值，计算各条流线的拟含水率。

步骤3具体包括以下步骤：

步骤301，提取不同时刻各条流线的特征参数值，所述特征参数值包括第i条流线流经的节点数、第i条流线上第j节点处的流线位置数据、油相饱和度数据soi,j、水相饱和度数据swi,j、油相流动速率数据νoi,j、水相流动速率数据νwi,j；

步骤302，根据不同时刻提取到的各条流线的特征参数值，计算各条流线上流经各节点的油相平均流动速率与水相平均流动速率，分别采用如下公式：

式中：为第i条流线上的水相平均流动速率；为第i条流线上的油相平均流动速率；vwi,j为提取到的第i条流线上第j节点处的水相流动速率；voi,j为提取到的第i条流线上第j节点处的油相流动速率；ni为提取到的第i条流线流经的节点数；

步骤303，计算各条流线的拟含水率，采用如下公式：

式中：fwi为第i条流线上流经各节点的拟含水率；ρw为水相密度；ρo为油相密度。ρw为水相密度，ρo为油相密度为步骤1中建模给定的。

步骤4，识别不同时刻拟含水率>98％的流线流经区域位置及范围，输出目标油藏高耗水条带动态描述结果。

步骤4具体步骤如下：

步骤401，识别不同时刻所述拟含水率>98％的流线流经区域位置及范围，以确定该时刻下目标油藏各高耗水条带的发育位置、形状及范围；

步骤402，根据不同时刻提取到的各条流线的特征参数值，绘制并输出不同时刻下所述拟含水率>98％的流线流经区域的位置及范围变化图，即为不同时刻下目标油藏各高耗水条带的动态描述结果。

以上所述实施例仅是为充分说明本发明而所举的较佳的实施例，本发明的保护范围不限于此。本技术领域的技术人员在本发明基础上所作的等同替代或变换，均在本发明的保护范围之内。本发明的保护范围以权利要求书为准。