一种油田注入能力变化预测方法与流程

本发明涉及一种油田注入能力预测方法，特别是关于一种在油田注水或注聚中应用的油田注入能力变化预测方法。

背景技术

注入能力是油田水驱，聚驱或者二氧化碳驱油田开发广泛关注的一个问题，很多情况下，注入能力是评估项目是否可行的关键因素，这是因为对注入能力无论高估或者低估都会导致开发方案中不合理的注水井数，进而影响钻完井及工程投资。同时注入能力的变化规律也影响注水水质的分析，需深入分析其本质变化规律。

目前油田开发时的注入能力相关研究主要集中在注入测试的压力响应分析、注水油田的注入能力下降分析、聚合物注入能力分析、二氧化碳驱注入能力分析等。关于注入测试的压力响应分析，主要集中于通过构建针对不同条件下的解析模型来分析油藏压力响应特征，这是认识注入能力的基础。然而关于注入能力在测试过程中如何变化很少涉及。

对于油田注水能力下降主要是分析注水能力下降的各类影响因素以及从水质的角度来构建解析模型，从barkman提出水质系数以及注入能力半衰期的概念开始，针对这类模型的研究非常丰富，主要集中于刻画外滤饼的阻力和内部过滤导致的渗透率降低等两类机理来分析注入能力，但是目前采用该类模型预测注入能力面临着水质系数和注入面积等参数难以确定的问题。

对于聚合物注入能力，注聚能力的变化规律比注水能力更复杂，主要是聚合物的流变性和捕集作用导致的。目前预测聚合物注入能力有不同的方法，主要有二维的剖面模型，hall曲线，结合utchem软件的经验方法，在数值模拟中考虑局部网格加密的方法，还有结合utchem扩展peaceman井模型来模拟两种机理的模拟方法。这其中，部分方法可以解决聚合物剪切变稀和剪切变稠对注聚能力影响的问题。此外，还发现聚合物注入能力不仅受到上述两个机理的影响，还受到三价铁离子、岩屑、诱导缝因素、盐水浓度等其它因素的影响，聚合物注入能力的定量预测仍是一个难题。

而对于co2驱注入能力的研究主要集中于两类对比，一类是与盐水注入能力的对比，c02注入能力并不总是比盐水的注入能力高，主要原因是受到三相流相渗、粘度稳定性、相态、层间窜流等的综合影响。另一类是油田尺度与实验室尺度注入能力的对比，二个尺度的注入能力结果多有不同，主要是由注入的几何形状、原油带的性质、有效井筒半径不同以及层间非均质性不同导致的。

通过调研发现，目前注入能力本质变化规律研究十分欠缺。设计注水方案前一般都会进行注水能力测试，但目前注水能力测试研究较少，并不系统。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的目的是提供一种油田注入能力变化预测方法，该方法从本质上揭示注入能力的变化规律，指导油田注水或注聚。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种油田注入能力变化预测方法，其特征在于，包括以下步骤：1)将注水推进导致的注入能力变化分为三个阶段：第一阶段：存在两相渗流区和油相渗流区；第二阶段：仅有两相渗流区；第三阶段：水相渗流区和两相渗流区；2)计算第一阶段的吸水指数，并根据吸水指数确定注入能力变化规律；3)计算第二阶段的吸水指数，并根据吸水指数确定注入能力变化规律；4)计算第三阶段的吸水指数，并根据吸水指数确定注入能力变化规律；5)为了得到含水突破前的注入能力变化，根据三个阶段的注入能力变化规律以及吸水指数，确定各个阶段的注入能力变化公式，进而根据各个阶段的注入能力变化公式实现油田注入能力变化预测。

进一步，所述步骤2)中，吸水指数ii为：

式中，rf为驱替前缘半径,cm；rw为井筒半径,cm；re为供给边界半径,cm；k为渗透率,md；h为油层有效厚度,cm；kro为水相相对渗透率,f；krw为水相相对渗透率,f；μw为水粘度,mpa·s；μo为原油粘度,mpa·s；kro(swc)为束缚水下的油相相对渗透率端点,f；r表示距注水井的半径。

进一步，所述步骤2)中，注入能力变化规律如下：(1)如果两相渗流区渗流阻力值的增加速度大于纯油相渗流区渗流阻力的降低速度，则注入能力递减；(2)如果两相渗流区渗流阻力值的增加速度小于纯油相渗流区渗流阻力的降低速度，则注入能力递增；(3)除了上述的两种情况，还存在注入能力变化时有拐点的情况。

进一步，所述步骤3)中，第二阶段的注入能力为：

式中，rw为井筒半径,cm；re为供给边界半径,cm；k为渗透率,md；h为油层有效厚度,cm；kro为水相相对渗透率,f；krw为水相相对渗透率,f；μw为水粘度,mpa·s；μo为原油粘度,mpa·s；r表示距注水井的半径。

进一步，所述步骤3)中，注入能力变化规律为：

递增，则注入能力递增，对于递减或者不变时，则注入能力递减或不变。

进一步，所述步骤4)中，第三阶段的注入能力为：

式中，rw为井筒半径,cm；rfw为纯水区推进半径,cm；re为供给边界半径,cm；k为渗透率,md；h为油层有效厚度,cm；krw(sor)为残余油下的水相相对渗透率端点,f；kro为水相相对渗透率,f；krw为水相相对渗透率,f；μw为水粘度,mpa·s；μo为原油粘度,mpa·s；r表示距注水井的半径。

进一步，所述步骤4)中，注入能力的变化规律取决于考虑到该阶段渗流区域的含水饱和度均大于前缘含水饱和度，注入能力是逐渐增加的。

进一步，所述步骤5)中，第一阶段的注入能力变化公式为：

式中，

a为常量；fw为含水率,f；swf为驱替前缘含水饱和度,f；re为供给边界半径,cm；rw为井筒半径,cm；t为注入时间,s；μo为原油粘度,mpa·s；μw为水粘度,mpa·s；krw(sor)为残余油下的水相相对渗透率端点,f；kro(swc)为束缚水下的油相相对渗透率端点,f；qi表示注水量；fwf表示前缘含水饱和度下的含水率；φ为孔隙度,f；θ为形状因子,无因次；h为油层有效厚度,cm。

进一步，第二阶段的注入能力变化公式：

进一步，第三阶段的注入能力变化公式：

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明能得到不同注水阶段的注入能力变化规律，第一注水阶段的注入能力有三种类型的变化：注入能力递增、注入能力递减以及注入能力先减小后增加，决定其变化规律的是相渗曲线、油水粘度比和残余油下水相端点；第二阶段的注入能力以递增为主，在某些极端的情况(油相指数接近1)下会出现注入能力递减或基本不变；第三阶段的注入能力以递增为主，只是在不同的参数组合下注入能力增加的幅度有所不同。实现了注入能力变化预测的正确性和精度。2、本发明通过敏感性分析，得出储层物性参数(渗透率、厚度等)和相渗参数中的油水相指数并不影响注入能力的变化规律，但影响注入能力的初值和峰值，而流体参数和残余油下的水相相渗端点影响注入能力的变化规律。渗透率、厚度越大则注入能力越大。流体粘度和残余油下的水相相渗端点影响早期注入能力的变化规律，除了出现注入能力递增和递减的情况以外，流体粘度和残余油下的水相相渗端点在某一范围时会出现注入能力先递减后递增的情况。本发明提出的注入能力预测方法揭示了注入能力变化的根本原因，可用于注入能力变化预测，也可用于针对不同油藏分类分析，避免稀油油藏工程上过度追求注水水质，避免过度投资，也避免稠油油藏低估污染程度，导致解除污染不彻底。

附图说明

图1是本发明的注入能力变化三阶段示意图；

图2是乌干达某油田j-2井不同注入粘度下比吸水指数随时间的变化规律；

图3是乌干达某油田j-2井注入层位的相渗曲线；

图4是渗流阻力的导数比ftwophase'/fpureoil'与含水饱和度的关系；

图5是伊拉克某油田b48井注入量和井口压力生产剖面。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

在本发明中，各符号的含义如下：

a——常量；k——渗透率,md；q——产液量,cm³/s；qi——注水量,cm³/s；h——油层有效厚度,cm；fw——含水率,f；fwf——前缘含水饱和度下的含水率,f；ftwo-phase——两相区的渗流阻力,10⁵pa/(cm³/s)；foil-phase——纯油区的渗流阻力,10⁵pa/(cm³/s)；fwater-phase——纯水区的渗流阻力,10⁵pa/(cm³/s)；ii——吸水指数,cm³/s/(10⁵pa)；krw——水相相对渗透率,f；kro——水相相对渗透率,f；krw(sor)——残余油下的水相相对渗透率端点,f；kro(swc)——束缚水下的油相相对渗透率端点,f；pinj——注入井底压力,10⁵pa；pe——供给边界处压力,10⁵pa；rf——驱替前缘半径,cm；rfw——纯水区推进半径,cm；re——供给边界半径,cm；rw——井筒半径,cm；r——距注水井距离或半径,cm；t——注入时间,s；sw——含水饱和度,f；swf——驱替前缘含水饱和度,f；φ——孔隙度,f；θ——形状因子,无因次；μo——原油粘度,mpa·s；μw——水粘度,mpa·s。

本发明提供一种油田注入能力变化预测方法，该方法包括以下步骤：

1)如图1所示，将注水推进导致的注入能力变化分为三个阶段：

第一阶段：存在两相渗流区和油相渗流区；

第二阶段：仅有两相渗流区；

第三阶段：水相渗流区和两相渗流区；

由于注水测试会在地层中触发两相渗流，随着注水的推进，渗流阻力场会持续发生变化，导致注入能力表现出并非常数，而是逐渐变化的。

2)计算第一阶段的吸水指数，并根据吸水指数确定注入能力变化规律；

在两相渗流区，通过任一渗流截面的注水量qi为：

式中，r表示距注水井的半径。

因此，两相渗流区总的渗流阻力为：

随着注水的推进，两相渗流区的渗流阻力逐渐增加。类似地，纯油相渗流区的渗流阻力为：

随着注水的推进，纯油相渗流区的渗流阻力逐渐减少。因此，注入量与压差的关系为：

将上式变形，可得吸水指数：

基于式(5)，注入能力变化规律如下：

(1)如果两相渗流区渗流阻力值的增加速度大于纯油相渗流区渗流阻力的降低速度，则注入能力递减。

(2)如果两相渗流区渗流阻力值的增加速度小于纯油相渗流区渗流阻力的降低速度，则注入能力递增。

(3)除了上述的两种情况，还存在注入能力变化时有拐点的情况。

上述注入能力变化规律不同的原因可用两相渗流区渗流阻力与纯油相渗流区渗流阻力的导数比(渗流阻力的导数代表的时渗流阻力的变化速度)来定量评估，导数比的表达式为：

因此，决定注入能力变化规律的决定性因素是油水粘度比和相对渗透率曲线：当注入能力递减；当注入能力递增；除了上述两种情况，注入能力的变化存在拐点。

当时，总是成立的，也就是说，对于原油粘度低于水粘度的低粘原油或者挥发油，注入能力一定是递减的。

当时，总是成立的，也就是说，对于原油粘度远大于水粘度的稠油油田，在含水突破前注入能力一定是递增的。

除了上述and的情况，还存在一些注入能力变化有拐点的情况。

3)计算第二阶段的吸水指数，并根据吸水指数确定注入能力变化规律；

第二阶段的注入能力为：

在这个过程中，注水前缘已经到了注水井控制边界，此时控制注入能力变化的根本原因为含水饱和度上升导致的两相渗流阻力的变化。

通过上式可以看出递增，则注入能力递增，这是第二阶段最常见的一种情况，主要是因为通常情况下原油粘度大于水的粘度而且两相渗流区的含水饱和度大于前缘含水饱和度，在这一含水饱和度范围，krw的增加幅度通常大于kro的减少幅度；而对于递减或者不变时，则注入能力递减或不变，这种情况非常少见，通常出现在油相指数很小(接近1或者小于1)，稀油且残余油下水相相渗端点值较小的情况；

4)计算第三阶段的吸水指数，并根据吸水指数确定注入能力变化规律；

第三阶段的过程注水井附近由于长时间的冲刷，仅为剩余油，所以出现了水相渗流区。

注入能力的变化规律取决于考虑到该阶段渗流区域的含水饱和度均大于前缘含水饱和度，在绝大多数情况下都大于1，说明注入能力是逐渐增加的，只是在不同的参数组合下注入能力增加的幅度有所不同。

5)为了得到含水突破前的注入能力变化，根据三个阶段的注入能力变化规律以及吸水指数，确定各个阶段的注入能力变化公式，进而根据各个阶段的注入能力变化公式实现油田注入能力变化预测；

对步骤2)中第一阶段的吸水指数计算公式(5)中的积分进行求解：

首先，径向流的等饱和度面移动方程为：

式中，渗流截面积a(r)＝rθh,对于规则井网，θ＝2π。实际上，很多油藏的井网并不规则，边界也不规则，所以一般情况下θ≠2π。

对式(9)进行积分可得

结合水驱前缘，并与式(10)作比值，可得

将式(11)变形，可写为

基于相渗曲线，当含水饱和度大于前缘含水饱和度时，有如下关系：

式中a是常数，将式(12)和式(13)带入式(5)，可得

通过对上式积分，可以得到注入能力和驱替前缘半径ii-rf的关系式

另外，从式(10)可以得到

将式(16)带入式(15)，可以得到注入能力和时间pi-t的关系式

当t＝0时，可以得到初始的注入能力ii0：

于是，式(17)可以变形为

式(19)即为含水突破前的注入能力变化公式；式(19)可以简化为：

式中，

影响ii变化规律的主要取决于系数a,b和c的值，而决定a,b和c数值大小的主要是粘度，其次是残余油下的水相相渗端点。从该公式中也可以看出，虽然初期注入能力与注入量无关，但是随着注水的推进，注入能力的变化与注入量有一定的关系。

对于仅有两相渗流区的第二阶段，参考第一阶段的推导过程，对公式(7)进行积分得到第二阶段的注入能力变化公式：

同样地，对于纯水区和两相区共纯的第三阶段，注入能力变化公式为：

综上所述，本发明从理论上分析出注入能力随注水过程会表现出上升、下降、先下降后上升(存在拐点)三种情况。且数学推导出其决定性因素为油水粘度比以及相渗端点值。油水粘度比较大的油藏(稠油油藏)，注入能力会持续上升；油水粘度比特别小的收藏，注入能力会持续下降。存在部分油藏先下降后上升。通过数值模拟计算，验证了上述结果，并进一步分析出储层物性参数(渗透率、非均质性等)、流体参数、相渗曲线、开发参数(注入速度、井控条件、井距等)，并不影响变化规律，但影响初值和峰值。通过实际油田动态资料以及测试结果验证了上述结果。另外，在同一口井，注水、注聚合物以及掺入少量聚合物的稠化水相比，表现出了上升、下降、存在拐点三种情况。提出的理论模型预测精度较高，可以用于注水能力预测以及变化趋势预测。

实施例：

乌干达某油田为了确定油田的注水能力，进行了注入测试，注入层位的地层原油粘度约为130cp。在该油田j-2井的注入能力测试中，注入过程分两步走：第一步向地层中注入粘度为0.53cp的清水，注入时间7.3hr，紧接着进行关井恢复地层压力，关井时间9.4hr；第二步继续向地层中注入15cp的稠化水，注入时间4.6hr，紧接着进行关井恢复地层压力，关井时间4.7hr。在注入过程中采用阶梯增加注入量的方式连续注入，第一个阶段分别注入720bbl/d,1440bbl/d,2880bbl/d,5760bbl/d的清水，注入时间分别为2hr，2hr，2hr，1.3hr，第二个阶段分别注入720bbl/d,1440bbl/d,2160bbl/d的稠化水，注入时间分别为1.6hr，1.5hr和1.6hr，详细的测试结果见如表1和图2所示。

由图2可知，在注入0.53cp的清水时，注入能力是递增的，而在注入15cp的稠化水时，注入能力先减小后增加。上述现象基本体现了前述理论模型中的递增情况(uw＝0.53cp)以及(uw＝15cp)存在拐点的情况。

为了进一步验证不同注入粘度下的注入能力变化规律，进一步用公式(6)进行验证。j-2井注入层位的相渗曲线如图3所示，再结合地层原油粘度和注入流体粘度，得到随含水饱和度增加的变化关系，如图4所示，从图中可以看出，当注入流体的粘度为0.53cp时，渗流阻力的导数比一直小于1，这说明注入能力是递增的，这与该井注入测试的结论完全一致。

当注入流体的粘度为15cp时，渗流阻力导数比随着含水饱和度的增加先增加后减小；体现在与1的关系上，渗流阻力导数比先是大于1，说明此时注入能力逐渐减少，随着含水饱和度继续增加，渗流阻力导数比小于1，说明此时注入能力逐渐增大；总体上来看，就是注入能力先减小后增加，与该井注入15cp的稠化水时注入能力的变化完全一致，也进一步验证了上述理论模型的准确性。

根据上述分析，注入能力在注水的初期阶段本质上是变化的，而且在不同情况下的变化规律有所不同，这很容易对油田注入能力的认识造成一定的困扰，本文提供的理论模型可以对注入能力的变化提供精确的理论指导，从而将注入测试所反映的现象给予解释，更重要的是通过该理论模型可以对注入测试得到的注入能力结果进行修正，从而更加准确的确定单井注入量进而确定所需要的井数，实现最佳的经济性。另外，该理论的提出还可以指导注入测试设计的注入时间，在注入测试设计时如果希望仅通过注入测试就得到油田比较稳定的注入能力，增加注入的时间。

表1乌干达某油田j-2井注入能力测试结果

除了乌干达某油田j-2井的注入测试的结果可以验证前述的理论模型，在实际的油田中也可以进行验证。伊拉克某油田的原油粘度约1cp，是稀油油田。该油田中的b48井在注水初期(0d～120d)表现出注水量持续下降且井口压力持续上升的现象，如图5所示。由于该井无井下压力计，所以无法直接得到准确的井底流压数据，但是考虑到水井注入过程中的管流为单相流，井底流压与井口压力的变化规律基本同步，这足以说明这段时间注入压差逐渐增加，同时又由于注水量逐渐减少，两个方面的共同作用会导致注入能力逐渐下降，而且比图5中展示的注水量的递减速度还要快。这也验证了前述理论分析中提到的稀油情况下，注入能力持续递减的情况。

综合上述数值模拟的结果、实际的注入测试试验和油田的实际注水实践均出现了油田注水过程中不同条件下注入能力变化规律不同的现象，这些现象均证实了前述理论模型的正确性。基于上述理论模型的分析又可以反过来指导油田的注水开发实践，得到准确的注入能力和合理的注水井数和井网，进而实现较好的经济效益。

上述各实施例仅用于说明本发明，各个步骤都是可以有所变化的，在本发明技术方案的基础上，凡根据本发明原理对个别步骤进行的改进和等同变换，均不应排除在本发明的保护范围之外。