一种多层油藏开发特征评价方法、系统、设备和介质与流程

1.本发明属于石油开发油藏工程的技术领域，具体来说，本发明涉及一种油藏开发特征评价方法、系统、设备和介质，特别是一种多层油藏开发特征评价方法、系统、设备和介质。


背景技术：

2.多层油藏动态开发现状的准确判定以及量化描述是油田进行生产措施调整的重要基础。然而，受限于生产动态监测方法，对于合采条件下的多层油藏无法直接、准确获取各层动用规律及特征，并且对于分层开发动态的评价多采用定性描述性方法，缺乏量化方法及指标。
3.试井方法虽然能够通过压力、产量等常规测试数据得到储层物性参数，但却较难得出多层油藏动态的采出程度状况，以及各层的生产动态特征；数值模拟方法虽能对油藏开发动态进行量化模拟与预测，但其可靠性与准确性对精细化油藏描述的结果依赖性性太高。


技术实现要素：

4.针对上述问题，本发明的目的是提供一种多层油藏开发特征评价方法、系统、设备和介质，该评价方法操作性强、可信度高、具有很好实用性，能够对多层油藏中各层油藏的开发现状进行评价。
5.为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
6.第一方面，本发明提供一种多层油藏开发特征评价方法，包括以下步骤：
7.以中心采油井及其周围的n个注入井构成的井组作为研究对象，并获取研究对象的各项物性采出数据；
8.基于获取的各项物性采出数据，确定注采井间的渗流阻力公式，并绘制饱和度-渗流阻力图版；
9.基于极限含水条件与初始含油条件下的含水饱和度，计算出相应渗流阻力并绘制出单层压力-流量关系图版；
10.基于获取的各层油藏的实时井口压力和特定时刻的产液剖面数据，以及单层压力-流量关系图版和饱和度-渗透阻力图版，得到多层油藏中各层油藏的开发特征评价结果。
11.进一步，所述获取的各项物性采出数据包括层厚度、单层渗透率、井间距离以及含水率，且各项数据均取自中心采油井与周围注入井的平均值。
12.进一步，所述基于获取的各项物性采出数据，确定注采井间渗流阻力公式，并绘制饱和度-渗流阻力图版的方法，包括：
13.将从注入井到中心采油井全程的平均含水饱和度所对应的相对渗透率作为全程的平均相对渗透率，利用水驱油过程中贝克莱列维尔特理论与等值渗流阻力法，确定注采
井间的渗流阻力公式；
14.基于注采井间的渗流阻力公式，绘制饱和度-渗透阻力图版。
15.进一步，所述注采井间渗流阻力公式包括：
16.在采油井见水前，渗流阻力计算公式为：
[0017][0018]
当采油井见水后，渗流阻力计算公式为：
[0019][0020]
式中，ω为井间阻力；z为连通系数；k为井间渗透率，md；a为井间渗流截面积，m2；k
ro
为油相相对渗透率；k
rw
为水相相对渗透率；μo为油相粘度,cp；μw为水相粘度，cp；l
xf
为注入水推进距离，m；lo为注采井距，m；为井间平均含水饱和度。
[0021]
进一步，所述基于获取的各层油藏的实时井口压力和特定时刻的产液剖面数据，以及单层压力-流量关系图版和饱和度-渗透阻力图版，得到多层油藏中各层油藏的开发特征评价结果，包括：
[0022]
4.1)获取实时井口压力以及特定时刻的产液剖面数据，将所得到的单层注采井压差以及相应的产液量在单层压力-流量关系图版上找到相应的点；
[0023]
4.2)对所得点与两条极限状况直线界定的范围进行判断，如果所得点位于两条极限状况直线界定的范围以内，则进入步骤4.4)，否则进入步骤4.3)；
[0024]
4.3)根据判断结果对注采井间单层渗流阻力公式中的相应参数进行调整后，返回步骤4.1)，直至所得点位于两条极限状况直线界定的范围以内；
[0025]
4.4)基于所得点，做过原点的直线，并基于该直线斜率计算得到该层油藏采出程度。
[0026]
进一步，所述根据判断结果对注采井间单层渗流阻力公式中的相应参数进行调整，包括：
[0027]
如据所测压力与对应流量绘制点落在两条极限状况直线界定范围的下方，则按照预设规律对渗流阻力公式中的连通系数z进行增大；当连通系数z值增大到1仍不能满足要求时，按照预设幅度增大井间渗透率k的值；
[0028]
如据实测压力与对应流量绘制点落在两条极限状况直线界定范围的上方，则按照预设规律减小渗流阻力公式中的连通系数z；当连通系数z值降低到预设值仍不能满足要求时，按照预设幅度降低井间渗透率k的值；
[0029]
各项参数调整完后，返回步骤4.1)，直至相应的点落到两条极限状况直线界定范围内。
[0030]
进一步，所述该层采出程度的计算公式为：
[0031]
[0032]
式中，r为储层采出程度；s
wc
为储层束缚水饱和度。
[0033]
第二方面，本发明提供一种多层油藏开发特征评价系统，包括：
[0034]
数据采集模块，用于以中心采油井及其周围的n个注入井构成的井组作为研究对象，并获取研究对象的各项物性采出数据；
[0035]
第一图版绘制模块，用于基于获取的各项物性采出数据，确定注采井间的渗流阻力公式，并绘制饱和度-渗流阻力图版；
[0036]
第二图版绘制模块，用于基于极限含水条件与初始含油条件下的含水饱和度，计算出相应渗流阻力并绘制出单层压力-流量关系图版；
[0037]
开发特征评价模块，用于基于获取的实时井口压力和特定时刻的产液剖面数据，以及得到的单层压力-流量关系图版和饱和度-渗透阻力图版，得到多层油藏开发特征评价结果。
[0038]
第三方面，本发明提供一种处理设备，所述处理设备至少包括处理器和存储器，所述存储器上存储有计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序时执行以实现所述多层油藏开发特征评价方法的步骤。
[0039]
第四方面，本发明提供一种计算机存储介质，其上存储有计算机可读指令，所述计算机可读指令可被处理器执行以实现所述多层油藏开发特征评价方法的步骤。
[0040]
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
[0041]
1、本发明通过对井间单层渗流阻力公式进行计算，并基于其绘制饱和度-渗流阻力图版，同时利用极限含水条件与初始含油条件下的含水饱和度，计算出相应渗流阻力并绘制出单层压力-流量关系图版，进而计算得到单层油藏的采出程度，能够对于多层油藏动态开发现状的给出准确判定以及量化描述。
[0042]
2、本发明中绘制图版时所用到的各项参数获取容易，计算过程简单，不需要建立复杂的数值模拟模型就可以对相关指标进行判定和预测。
[0043]
因此，本发明该方法操作性强、可信度高、具有很好实用性，可以广泛应用于石油开发油藏工程的技术领域。
附图说明
[0044]
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在整个附图中，用相同的附图标记表示相同的部件。在附图中：
[0045]
图1是本发明实施例提供的多层油藏开发特征评价方法流程图；
[0046]
图2是本发明实施例提供的典型中高渗储层相渗曲线；
[0047]
图3是本发明实施例提供的渗流阻力-全程平均含水饱和度关系；
[0048]
图4是本发明实施例提供的渗流阻力-全程平均含水饱和度关系；
[0049]
图5是本发明实施例提供的渤海sz油田某小层开发特征评价结果图。
具体实施方式
[0050]
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发
明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0051]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本技术的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
[0052]
本发明的一些实施例中，提供一种多层油藏开发特征评价方法，包括：首先，基于给定储层相渗数据与流体性质数据，通过图解法得出总渗流阻力随平均含水饱和度的变化情况；其次，通过阻力公式确定单层压力-流量关系；最后，通过实测单层注入压力以及产液剖面以及图解法，在单层压力-流量关系图版上得到渗透阻力，并根据物质守恒，给出平均含水饱和度与采出程度的关系曲线。从而，就可以基本判断目的单层的采出程度。
[0053]
与之相对应地，本发明的另一些实施例中，提供一种多层油藏开发特征评价系统、设备和介质。
[0054]
实施例1
[0055]
如图1所示，本实施例提供一种多层油藏开发特征评价方法，包括以下步骤：
[0056]
1)以中心采油井及其周围的n个注入井构成的井组作为研究对象，并获取研究对象的各项物性采出数据；
[0057]
2)基于获取的各项物性采出数据，确定注采井间的渗流阻力公式，并绘制饱和度-渗流阻力图版；
[0058]
3)基于极限含水条件与初始含油条件下的含水饱和度，计算出相应渗流阻力并绘制出单层压力-流量关系图版；
[0059]
4)基于获取的实时井口压力和特定时刻的产液剖面数据，以及步骤2)得到的饱和度-渗透阻力图版和步骤3)得到的单层压力-流量关系图版，得到多层油藏中各层油藏的开发特征评价结果。
[0060]
优选地，上述步骤1)中，获取的各项物性采出数据包括层厚度、单层渗透率、井间距离以及含水率等，各项数据均取自中心采油井与周围注入井的平均值，具体计算方法为：将周围注入井的厚度、单层渗透率、井间距离等相加后除去井数，而得到物性的算术平均值。
[0061]
优选地，上述步骤2)中，确定注采井间渗流阻力公式的方法，包括：
[0062]
2.1)将从注入井到中心采油井全程的平均含水饱和度所对应的相对渗透率作为全程的平均相对渗透率，利用水驱油过程中贝克莱列维尔特理论与等值渗流阻力法，确定注采井间的渗流阻力公式。
[0063]
在采油井见水前，渗流阻力计算公式为：
[0064][0065]
式中，ω为井间阻力；z为连通系数；k为井间渗透率，md；a为井间渗流截面积，m2；k
ro
为油相相对渗透率；k
rw
为水相相对渗透率；μo为油相粘度,cp；μw为水相粘度，cp；l
xf
为注
入水推进距离，m；lo为注采井距，m；为井间平均含水饱和度。
[0066]
由于采油井与周围注入井之间连通性随储层非均质性不同而不同，因而首先确定连通性，也即确定连通系数。由于非均质的影响，位于河道砂部的油水井，其渗流通道连通性好，流体易流动；相反，在油水井间有变差储层遮挡的情况下，渗流较困难，甚至没有流量。通过不同类型油层各含水阶段的注入量与产量研究结果可知，在油水井为处于河道砂部或油水井间没有变差储层遮挡的条件下，没有明显的水线突进与绕流显现，此时油水井井组单元内地层厚度和渗透率非均质性影响较小，可认为各井点均z＝1；在有遮挡，需要绕流的情况，连通系数为0.5；对于油层在大范围的泥岩层遮挡的情况下，连通系数z为0。
[0067]
在采油井见水之前，井间平均含水饱和度由b-l方程可表示如下：
[0068][0069]
式中，s
wf
为水驱前缘含水饱和度，f(s
wf
)为水驱前缘含水饱和度对应含水率，f'(s
wf
)为水驱前缘含水饱和度对应含水率的导数。
[0070]
注水开发过程中，随着两相区不断扩大，从注入井到采油井全程的平均含水饱和度将不断增加，会引起注入井与采油井之间的渗流阻力发生相应变化。
[0071]
当采油井见水后，其渗流阻力计算公式如下：
[0072][0073]
且在采油井见水之后，两相区平均含水饱和度即为全程平均含水饱和度：
[0074][0075]
随着等饱和度平面依次到达采出井，平均含水饱和度是不断增加的。计算过程中需要用的油相与水相的相对渗透率值可以由实验方法测得，给定储层相渗数据与流体性质数据后，即可通过图解法得出总渗流阻力随平均含水饱和度的变化情况。
[0076]
2.2)基于注采井间单层平均含水饱和度与渗流阻力的关系公式，绘制饱和度-渗透阻力图版。
[0077]
如图2、图3所示，通过渗透阻力公式可以给出渗透阻力ω与平均含水饱和度sw的关系，根据物质守恒，可以给出sw与采出程度r的关系曲线。从而通过实测单层注入压力以及产液剖面，就可以基本判断目的单层的采出程度。
[0078]
优选地，上述步骤3)中，如图4所示，根据渗流阻力公式，可以得到不同含水阶段下注采压差与流量之间的关系曲线。当某一单层处于初始含油状态，此时渗流阻力最大，在压力-流量关系图版上为斜率最小的直线。假设该层处于100％完全水淹的条件下，注采井间平均含油饱和度接近残余油饱和度，那么此时注采井间渗流阻力最小，体现在压力-流量关系图版上为斜率最大的直线。理想状况下，其他任意含水时刻的单层压力与流量关系曲线都应该分布在上述两条直线之间的区域。
[0079]
[0080]
上式中，δq为单层流量差，δp为相对应的压力差。
[0081]
优选地，上述步骤4)中，得到多层油藏开发特征评价结果的方法，包括：
[0082]
4.1)获取实时井口压力以及特定时刻的产液剖面数据，将所得到的单层注采井压差以及相应的产液量在单层压力-流量关系图版上找到相应的点；
[0083]
4.2)对所得点与两条极限状况直线界定的范围进行判断，如果所得点位于两条极限状况直线界定的范围以内，则进入步骤4.4)，否则进入步骤4.3)；
[0084]
4.3)根据判断结果对注采井间单层平均含水饱和度与渗流阻力的关系公式中的相应参数进行调整后，返回步骤4.1)，直至所得点位于两条极限状况直线界定的范围以内。
[0085]
其中，根据判断结果对注采井间单层平均含水饱和度与渗流阻力的关系公式中的相应参数进行调整的方法，包括：
[0086]
如据所测压力与对应流量绘制点落在两条极限状况直线界定范围的下方，则对渗流阻力公式中的连通系数z进行调整，偏离程度的越大，增大连通系数z值的幅度越大；当连通系数z值增大到1仍不能满足要求时，按照预设幅度增大井间渗透率k的值；
[0087]
如据实测压力与对应流量绘制点落在两条极限状况直线界定范围的上方，则对渗流阻力公式中的连通系数z进行调整，偏离程度的越大，降低连通系数z值的幅度越大；当降低连通系数z值仍不能满足要求时，按照预设幅度降低井间渗透率k的值；这种情况下计算出的采出程度准确性降低，预测出现严重窜流的可能性大大增加；
[0088]
各项参数调整完后，返回步骤4.1)，直至相应的点落到两条极限状况直线界定范围内。
[0089]
4.4)基于所得点，做过原点的直线，并基于该直线斜率计算得到该层油藏采出程度。
[0090]
如果所得点位于两条极限状况直线界定的范围以内，做过原点的直线，计算该直线斜率，即可得某时刻该单层相应注采井间的渗透阻力值大小,结合饱和度-渗流阻力图版可以推算出单层平均含水饱和度，进而可以获取该层采出程度；
[0091][0092]
上式中，r为储层采出程度；s
wc
为储层束缚水饱和度。
[0093]
实施例2
[0094]
如图5所示，本实施例对渤海sz油田某小层开发特征进行了评价，图中三角形标记为2014年10月测试结果做出的关系点，圆形标记为2019年12月测试结果的关系点。该层为主力吸水层，2014年与2019年吸水占比分别为17.7％与56.1％。从阻力特征状况图上可以看出两次测试都显示该层存在一定程度大孔道发育，并且2019年情况要比2014年更为严重。
[0095]
实施例3
[0096]
上述实施例1提供了多层油藏开发特征评价方法，与之相对应地，本实施例提供一种多层油藏开发特征评价系统。本实施例提供的系统可以实施实施例1的多层油藏开发特征评价方法，该系统可以通过软件、硬件或软硬结合的方式来实现。例如，该系统可以包括集成的或分开的功能模块或功能单元来执行实施例1各方法中的对应步骤。由于本实施例
的系统基本相似于方法实施例，所以本实施例描述过程比较简单，相关之处可以参见实施例1的部分说明即可，本实施例提供的系统的实施例仅仅是示意性的。
[0097]
本实施例提供的多层油藏开发特征评价系统，包括：
[0098]
数据采集模块，用于以中心采油井及其周围的n个注入井构成的井组作为研究对象，并获取研究对象的各项物性采出数据；
[0099]
第一图版绘制模块，用于基于获取的各项物性采出数据，确定注采井间的渗流阻力公式，并绘制饱和度-渗流阻力图版；
[0100]
第二图版绘制模块，用于基于极限含水条件与初始含油条件下的含水饱和度，计算出相应渗流阻力并绘制出单层压力-流量关系图版；
[0101]
开发特征评价模块，用于基于获取的各层油藏的实时井口压力和特定时刻的产液剖面数据，以及得到的单层压力-流量关系图版和饱和度-渗透阻力图版，得到多层油藏中各层油藏的开发特征评价结果。
[0102]
实施例4
[0103]
本实施例提供一种与本实施例1所提供的多层油藏开发特征评价方法对应的处理设备，处理设备可以是用于客户端的处理设备，例如手机、笔记本电脑、平板电脑、台式机电脑等，以执行实施例1的方法。
[0104]
所述处理设备包括处理器、存储器、通信接口和总线，处理器、存储器和通信接口通过总线连接，以完成相互间的通信。存储器中存储有可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序时执行本实施例1所提供的多层油藏开发特征评价方法。
[0105]
在一些实施例中，存储器可以是高速随机存取存储器(ram：random access memory)，也可能还包括非不稳定的存储器(non-volatile memory)，例如至少一个磁盘存储器。
[0106]
在另一些实施例中，处理器可以为中央处理器(cpu)、数字信号处理器(dsp)等各种类型通用处理器，在此不做限定。
[0107]
实施例5
[0108]
本实施例1的多层油藏开发特征评价方法可被具体实现为一种计算机程序产品，计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于执行本实施例1所述的多层油藏开发特征评价方法的计算机可读程序指令。
[0109]
计算机可读存储介质可以是保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是但不限于电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意组合。
[0110]
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。