一种确定非均质储层五点井网水驱波及系数的方法与流程

本发明涉及一种确定非均质储层五点井网水驱波及系数的方法，属于石油开发技术领域。

背景技术：

水驱波及系数是注水油田开展动态分析、评价水驱效果的重要参数，它直接影响油田水驱的采收率。由一口注水井及其周边四口采油井组成的五点井网是油藏开发中普遍采用的一种井网型式。目前水驱波及系数的确定方法主要有三种：

1)、丙型水驱曲线法。该方法依据由累积油液比和累积产液量之间的直线关系式得到的丙型水驱曲线，推导出水驱体积波及系数与含水率的变化关系式。该方法仅适用于丙型水驱规律，在表征水驱特征直线段出现后，其确定的水驱波及系数误差较大。

2)、驱油效率确定水驱波及系数法。该方法利用水驱驱油效率、体积波及系数表达式，推导出水驱驱油效率、体积波及系数与含水率的理论关系式。该方法过多依赖于目标区块开发初期的原油高压物性和描述油藏流体性质的pvt静态资料，与生产实际符合度较低。

3)、室内实验法，该方法采用大尺寸非均质物理模型，利用模型上布置的饱和度测量探针，通过动态测量水驱的开采效果、压力和饱和度场变化，得到不同井网条件下的水驱波及系数。该方法实验步骤多、周期长、可重复性低。

综上所述，在现有条件下，由于非均质油藏渗透率、孔隙度等物性参数在不同位置变化较大，采用上述方法确定的水驱波及系数存在精度低的缺点，导致水驱效果评价结果与生产实际误差较大，并且上述方法不能确定非均质油藏不同位置的水驱波及系数。

技术实现要素：

本发明目的是克服上述现有技术中确定的水驱波及系数存在精度低的缺陷，提供一种确定非均质储层五点井网水驱波及系数的方法。

本发明采用的技术方案是利用表征目标储层的物性参数、流体特征参数和驱油效率，确定非均质储层五点井网中一口水井与一口油井之间的单根流管的流量，构建五点井网中单个计算单元的产量模型和五点井网的产量模型，在建立目标储层五点井网的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系的基础上，确定目标储层五点井网的水驱波及系数。

本发明申请采用的技术方案包括以下步骤：

1、利用目标储层的岩心和油水样品，确定表征目标储层的物性参数、流体特征参数和驱油效率：

1.1、利用目标储层的岩心，测定表征目标储层的物性参数，包括渗透率和孔隙度；

1.2、利用目标储层的油水样品，测定表征目标储层的流体特征参数，包括地层原油粘度、地层水粘度、油相相对渗透率和水相相对渗透率；

1.3、利用目标储层岩心的相渗实验，测定并绘制包含油相相对渗透率和水相相对渗透率的相对渗透率与含水饱和度的对应关系曲线；

1.4、利用目标储层的岩心和油水样品，测定目标储层的驱油效率。

2、在目标储层内以一口水井及周边四口油井，构建五点井网；利用油水两相渗流模型，确定非均质储层五点井网中一口水井与一口油井之间的单根流管的流量。

3、依据五点井网的对称性，将五点井网均分为8个相同的计算单元，利用步骤2建立单根流管的流量模型，构建五点井网中单个计算单元的产量模型。

4、利用步骤3确定的五点井网中单个计算单元的产量模型，构建五点井网的产量模型。

5、利用步骤4确定的五点井网产量模型，构建目标储层五点井网的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系。

步骤2所述的在五点井网上确定一口水井与一口油井之间的单根流管的流量为式(1)所示的单根流管的流量模型：

式中：k为储层渗透率；kro为油相相对渗透率；krw为水相相对渗透率；pw为注水井井底压力；po为生产井井底压力；l为注水井与采油井之间的距离；μo为地层原油粘度；μw为地层水粘度；ξ为从注水井出发的流管长度；a(ξ)为流管长度ξ处的流管截面积；流度比

步骤3所述的依据五点井网的对称性，将五点井网均分为8个相同的计算单元，利用单根流管的流量模型，构建如式(2)所示五点井网中单个计算单元的产量模型：

式中：l为流管长度；rw为井筒半径；α为流管与两口油井之间连线的夹角。

步骤4所述的利用五点井网中单个计算单元的产量模型，构建如式(3)所示五点井网中一口油井的产量模型：

式中：

a1＝(pw-po)/(m1m2...mn-1l+ξ1(1-m1)+ξ2m1(1-m2)+...+ξn-1m1m2...mn-1(1-mn-1))；h为地层厚度；l为注水井与采油井之间的距离；流度比

由五点井网中一口油井的产量模型，确定五点井网4口油井的累积产量为：

np＝4·q·t

式中：np为油井的累积产量；t为开采时间。

步骤5所述的利用确定的五点井网中4口油井的累积产量模型，构建式(4)所示的目标储层五点井网的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系，建立水驱波及系数与驱替倍数的对应关系曲线，确定目标储层五点井网的水驱波及系数

式中：ev为水驱波及系数；mp为驱替倍数；n为地质储量；ro为采出程度；so为含油饱和度；ed为驱油效率。

本发明的有益效果：本发明提供了一种考虑平面非均质对水驱波及系数的影响，水驱波及系数计算精度高的非均质油层五点井网水驱波及系数确定方法，为非均质油藏数值模拟及现场开发调整提供依据。

附图说明

图1为本发明技术路线框图；

图2为本发明五点井网示意图；

图3为本发明相对渗透率与含水饱和度的对应关系曲线；

图4为本发明中渗注低渗采条件下水驱波及系数与驱替倍数关系曲线；

图5为本发明非均质平板物理模型。

具体实施方式

下面结合具体实施实例对本发明进行描述，由图1可知本发明包括以下步骤：

实施例以图2所示的某油田沙二上储层的五点井网为例，采用下述步骤确定其水驱波及系数：

1、利用某油田沙二上储层的岩心和油水样品，确定表征某油田沙二上储层的物性参数、流体特征参数和驱油效率。

1.1、利用某油田沙二上储层的岩心，测定其渗透率k为142.95md，孔隙度为φ为0.2387；

1.2、利用某油田沙二上储层的油水样品，测定地层原油粘度μo为1.25mpa.s、地层水粘度μw为0.55mpa.s；

1.3、通过某油田沙二上储层岩心的相渗实验，测定并绘制如图3所示的包含油相相对渗透率和水相相对渗透率的相对渗透率与含水饱和度的对应关系曲线；

1.4、利用某油田沙二上储层的岩心和油水样品，测定某油田沙二上储层的驱油效率ed为0.58；

2、利用油水两相渗流模型，在图2所示的某油田沙二上储层的五点井网上，确定一口水井与一口油井之间的单根流管的流量。

设定油、水井之间由流管连通，根据油水两相渗流模型，构建如式(1)所示的单根流管的流量模型：

式中：k为储层渗透率；kro为油相相对渗透率；krw为水相相对渗透率；pw为注水井井底压力；po为生产井井底压力；l为注水井与采油井之间的距离；μo为地层原油粘度；μw为地层水粘度；ξ为从注水井出发的流管长度；a(ξ)为流管长度ξ处的流管截面积；流度比

3、依据五点井网的对称性，将五点井网均分为8个相同的计算单元，利用步骤2建立的如式(1)所示的单根流管的流量模型，构建如式(2)所示的五点井网中单个计算单元的产量模型。

式中：l为流管长度；rw为井筒半径；α为流管与两口油井之间连线的夹角。

4、利用步骤3确定的五点井网中单个计算单元的产量模型，构建如式(3)所示五点井网中一口油井的产量模型为：

式中：

a1＝(pw-po)/(m1m2...mn-1l+ξ1(1-m1)+ξ2m1(1-m2)+...+ξn-1m1m2...mn-1(1-mn-1))；h为地层厚度；流度比

由五点井网中一口油井的产量模型，确定五点井网4口油井的累积产量为：

np＝4·q·t

式中：np为油井的累积产量；t为开采时间。

5、利用步骤4确定的五点井网中4口油井的累积产量模型，构建某油田沙二上储层五点井网的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系式(4)，绘制如图4所示的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系曲线。

式中：ev为水驱波及系数；mp为驱替倍数；n为地质储量；ro为采出程度；so为含油饱和度；ed为驱油效率。

比较例1

1、室内实验求取水驱波及系数包括以下步骤：

1.1、根据某油田沙二上储层的物性参数制备如图5所示的非均质平板模型，非均质平板模型尺寸为：长×宽×高＝40cm×40cm×10cm。模型平面上分为三部分，从左至右为中渗透层、高渗透层和低渗透层。

1.2、制备代表非均质平板模型每一部分特性的岩心标定样。标定样的尺寸为：长×宽×高＝30cm×3.9cm×3.9cm。

1.3、岩心标定样的饱和度标定

1.3.1、在岩心标定平行样等间距的布置7对饱和度电极，测定模型气体渗透率和气体孔隙度；

1.3.2、模型抽空，饱和水，测量模型单相水渗透率和7对电阻电极电阻值；

1.3.3、油驱水制造束缚水(驱替1.5pv)，测定束缚水饱和度下的油相渗透率值和7对饱和度电极电阻率值；

1.3.4、水驱至残余油状态，测定残余油状态下水相渗透率和残余油状态下的7对电阻率值。

1.4、求取非均质平板模型五点井网水驱波及系数，包括以下步骤：

1.4.1、模型抽空，测定模型平均气体渗透率和气体孔隙度；

1.4.2、饱和水，测模型孔隙体积、水相渗透率和单相水电阻率值；

1.4.3、饱和油，造束缚水饱和度；测定油水稳定后的饱和度电极电阻值；

1.4.4、水驱油，测定49对饱和度电极电阻值，动态监测层间非均质模型油水运移规律及水驱波及系数变化。

2、依据平面非均质平板水驱室内实验数据，绘制水驱波及系数与驱替倍数的对应关系曲线，并将结果叠加到图4中。图4和表1的水驱波及系数室内实验法与本发明方法对比结果表明，水驱波及系数的水驱室内实验结果与本发明方法基本一致，由此可见本发明的实施结果的准确性，且本发明方法与室内实验法相比，步骤简单，计算简便，耗用时间短，可重复性高。

表1水驱波及系数室内实验数据与本发明方法结果对比