一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法与流程

本发明属于井中开采油、气、水、可溶解或可熔化物质或矿物泥浆的方法或设备，具体涉及到一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法。
背景技术：
：随着全球石油需求的快速增长，油气勘探开发对象日趋复杂，储量品位越来越差，浅层超低渗砂岩油藏成为今后我国油田开发过程中面临的一大难题。浅层超低渗透砂岩油藏注水开发过程中遇到的问题比较多，突出表现在，基质渗流困难，注水过程中易产生层间缝，开发效果差。目前对于浅层超低渗透砂岩油藏还没有形成一个比较完善的注水开发动态分析方法，对于超低渗透砂岩油藏注水开发动态分析主要沿用中高渗透油藏工程动态分析方法，没有考虑到启动压力梯度，主要借助于水驱特征曲线，这使得分析预测的结果与实际符合率较差。技术实现要素：本发明所要解决的技术问题在于克服目前对于浅层超低渗透砂岩油藏在油藏工程动态分析领域预测不准的缺点，提供一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法。解决上述技术问题所采用的技术方案是一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法，包括以下步骤：(1)在该油藏目的层取m个岩心，钻取相渗实验样品，配制地层水和模拟油，进行相渗实验，得到m条油水相对渗透率曲线，对m条油水相对渗透率进行归一化处理，得到1条代表整个油田的油水相对渗透率与含水饱和度的曲线：式中，Sw为含水饱和度；d、c分别为常数；Kro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、Krw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率；(2)预测水驱地质储量统计已开采时期的累积产油量NP、累积产水量WP，根据甲型水驱特征曲线进行拟合，计算a1、b1值；所述的甲型水驱特征曲线为：logWP＝a1+b1Np式中，WP为累积产水量，Np为累积产油量，a1、b1为常数；根据步骤(1)的油水相对渗透率关系式，得到乙型水驱特征曲线系数a2、b2的表达式：式中，N0为预测水驱地质储量，Swi束缚水饱和度，μo为地层原油的粘度，μw为地层水的粘度，Bo为地层原油的体积系数，Bw为地层水的体积系数，γw为地面脱气原油，γo为地面水的相对密度，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；由于b1＝b2，得出预测水驱地质储量N0：式中，Swi为束缚水饱和度，b1为甲型水驱特征曲线的系数，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；(3)预测水渠可采储量基于乙型水驱特征曲线预测可采储量：式中，WORmax含水为98％时的水油比，Npmax最大水驱可采储量，a2和b2为乙型水驱特征曲线系数；(4)预测可采储量采出程度Re：式中，Npmax最大水驱可采储量，N0为预测水驱地质储量；(5)基于启动压力梯度实验，拟合渗透率与最小启动压力梯度关系曲线：式中，λ为启动压力梯度，Ko为原始渗透率，μ为流体粘度，n为拟合常数；基于油水相对渗透率曲线，采出程度R表示为：式中，Sw为含水饱和度，Swi束缚水饱和度；(6)预测油藏未来动态基于启动压力梯度下的含水率fw与水驱储量采出程度R的关系：式中，Kro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、Krw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率，Sw为含水饱和度，Bo为地层原油的体积系数，Bw为地层水的体积系数，Swi为束缚水饱和度，μo为地层原油的粘度，μw为地层水的粘度，R采出程度，p注采压差，χ注采井距，λ为启动压力梯度；含水上升率与采出程度R的关系：式中，fw含水率，f′w含水上升率，R采出程度，p注采压差，χ注采井距。本发明的有益效果如下：本发明提供了一种采用油的相对渗透率曲线归一化方法，解决了单一使用某一相对渗透率曲线法不能充分描述整个油田渗流特征的缺陷，并在计算分流量方程中引入启动压力梯度，使对于浅层超低渗透砂岩油藏动态分析更为合理，并且对未来动态预测更为准确。该方法预测研究区的含水率与水驱储量采出程度以及含水率与含水上升率与实际生产吻合率高，对以后注水开发及其他增产、治理措施具有一定的指导意义。期间依据含水上升率特点实施调剖堵水作业达到了降水稳油的目的，延长了中、低含水期，提高了经济效益。附图说明图1是本发明具体实施例提供的油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度回归曲线。图2是本发明具体实施例提供的甲型水驱特征曲线历史拟合曲线。图3为本发明具体实施例提供的渗透率与启动压力梯度拟合曲线。图4为本发明具体实施例提供的含水率与水驱储量采出程度关系曲线。图5为本发明具体实施例提供的含水率与含水上升率关系曲线。具体实施方式下面结合附图和实施例对本发明进一步详细说明，但本发明不限于下述的实施方式。实施例本实施例的一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法，具体包括以下步骤：(1)在渭北油田长3储层选取40块岩心，钻取相渗实验样品，配制地层水和模拟油进行相渗实验，得到40条油水相对渗透率曲线，对40条相渗曲线进行归一化处理，得到渭北油田的油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度对应关系表(如表1)，表1归一化油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度对应关系表Sw/％KroKrw33.79031037.10650.2520720.00334640.42270.214480.01251643.73880.1785960.0270847.0550.144570.04682250.37110.1125930.07159953.68730.0829150.10130257.00350.0558890.13584560.31960.0320540.17515663.63580.0123920.21917366.951900.241931表1拟合油的相对渗透率与水的相对渗透率关系式：式中，Sw为含水饱和度，d、c分别为常数；Kro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、Krw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率；根据油的相对渗透率和水的相对渗透率与含水饱和度的线性关系，如图1，利用线性回归得到常数d＝454521和c＝24.765。(2)预测水驱地质储量统计渭北油田长3储层已开采时期的累积产油量NP、累积产水量WP，根据甲型水驱特征曲线进行拟合，计算a1、b1值；所述的甲型水驱特征曲线为：logWP＝a1+b1Np式中，WP为累积产水量，Np为累积产油量，如图2，a1＝0.0445、b1＝0.2063；根据步骤(1)的油的相对渗透率与水的相对渗透率关系式，得到乙型水驱特征曲线系数a2、b2的表达式：式中，N0为预测水驱地质储量，Swi束缚水饱和度，μo为地层原油的粘度，μw为地层水的粘度，Bo为地层原油的体积系数，Bw为地层水的体积系数，γw为地面脱气原油，γo为地面水的相对密度，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数；由于b1＝b2，得出预测水驱地质储量N0：式中，Swi为束缚水饱和度，b1为甲型水驱特征曲线的系数，c为步骤(1)中油水相对渗透率关系式的系数，得预测水驱地质储量N0＝34.5×104t；(3)预测水驱可采储量基于乙型水驱特征曲线预测可采储量Npmax：式中，WORmax含水为98％时的水油比，a2和b2为乙型水驱特征曲线系数，得到最大水驱可采储量Npmax＝12×104t；(4)预测可采储量采出程度Re：式中，Npmax最大水驱可采储量，N0为预测水驱地质储量，得Re＝34.7％；(5)基于启动压力梯度实验，拟合渗透率与最小启动压力梯度关系曲线：式中，λ为启动压力梯度，Ko为原始渗透率，μ为流体粘度，n为拟合常数，如图5；基于油水相对渗透率曲线，采出程度R表示为：式中，Sw为含水饱和度，Swi束缚水饱和度；(6)预测油藏未来动态基于启动压力梯度下的含水率fw与水驱储量采出程度R的关系：式中，Kro为归一化含水饱和度下油相的相对渗透率、Krw为归一化含水饱和度下水相的相对渗透率，Sw为含水饱和度，Bo为地层原油的体积系数，Bw为地层水的体积系数，Swi为束缚水饱和度，μo为地层原油的粘度，μw为地层水的粘度，R采出程度，p注采压差，χ注采井距，λ为启动压力梯度，如图4；含水上升率与采出程度R的关系：式中，fw含水率，f′w含水上升率，R采出程度，p注采压差，χ注采井距，如图5。当前第1页1 2 3