高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法技术

本发明专利技术提供一种高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，包括：制作含低渗界面层的特定渗透率级差的砂岩平板模型，开展定注入速度水驱油物理实验；建立数值模拟模型，获取不同条件下特定高含水阶段的水驱油模拟数据信息；计算不同条件下过低渗界面层的相对窜流量；计算不同条件下储层水平与垂直方向的压力梯度比值；获取不同物性级差条件下压力梯度比值的校正系数；建立动态渗流界面判识模型；获取相对窜流量变化率曲面方程；获取高含水期油藏动态渗流界面的判识界限。该高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法是识别高含水期中高渗透油藏流动单元动态渗流界面的重要依据，为高含水期油藏流动单元的划分提供了基础。

【技术实现步骤摘要】
高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法
本专利技术涉及油田开发
，特别是涉及到一种高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法。
技术介绍
自从1984年美国地质学家C.L.Hearn等提出流动单元概念以来，许多中外学者从不同角度、用不同的方法，对流动单元的形成机制和控制因素进行过大量的研究，提出了若干理论和流动单元的划分标准。流动单元的内涵根据油田开发生产中面临的矛盾不同而有所变化，高含水期油藏流动单元应指一个油砂体及其内部因受边界限制、不连续遮挡层、各种沉积微界面、小断层及渗透率差异等造成的渗流特征相同、水淹特征一致的储层单元。识别高含水油藏的静态地质界面、动态渗流界面是流动单元划分的基础。对于中高渗透油藏来说，低级次的静态地质界面在高含水期对于流体的遮挡作用随着界面性质、储层性质的不同及驱替水动力条件变化而演变为动态渗流界面；强非均质条件下不同的水动力条件导致的流体的差异流动也会促使动态渗流界面的形成。建立动态渗流界面表征参数，定量认识静态地质因素、动态水动力条件对动态渗流界面表征参数的影响是识别动态渗流界面的难点，为此我们专利技术了一种新的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，解决了以上技术问题。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种获得了动态渗流界面的判识界限，该界限可以作为判识高含水期中高渗透油藏流动单元动态渗流界面的重要依据的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法。本专利技术的目的可通过如下技术措施来实现：高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，该高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法包括：步骤1，制作含低渗界面层的特定渗透率级差的砂岩平板模型，开展定注入速度水驱油物理实验；步骤2，建立相应的数值模拟模型，获取不同条件下特定高含水阶段的水驱油模拟数据信息；步骤3，计算不同条件下过低渗界面层的相对窜流量；步骤4，计算不同条件下储层水平与垂直方向的压力梯度比值；步骤5，获取不同物性级差条件下压力梯度比值的校正系数；步骤6，建立动态渗流界面判识模型；步骤7，获取相对窜流量变化率曲面方程；步骤8，根据相对窜流量变化率曲面突变界限，获取高含水期油藏动态渗流界面的判识界限。本专利技术的目的还可通过如下技术措施来实现：在步骤1中，制作含低渗界面层的特定渗透率级差的砂岩平板模型，模型包括两个高渗透率储层条带和一个低渗透率条带，模型抽真空并饱和水，通过油驱水实验获得具有一定原始含油饱和度的实验模型，开展定注入速度水驱油物理实验，记录不同时刻下出口端的液量、油量、水量这些实验数据信息。在步骤2中，根据平板砂岩模型建立相应的数值模拟模型，拟合步骤1中的水驱油实验出口端的油、水量这些指标，获得可靠的数值模拟模型，分别改变低渗界面层渗透率、储层渗透率级差、注入速度，拓展数值模拟实验，获取不同条件下特定高含水阶段的水驱油模拟数据信息。在步骤3中，计算不同条件模拟实验中特定高含水阶段过低渗界面层的液量占出口端总液量的比，该值为相对窜流量，记作Q，其计算公式为式中，q1,q2分别为砂岩平板模型注入端1、2的注水速度，ml/min；q1',q2'分别为砂岩平板模型出口端1、2的油与水的速度和。在步骤4中，根据模型水平方向入口端与出口端的压力梯度数据及垂直方向两个入口端的压力梯度数据，计算不同条件模拟实验中特定高含水阶段水平方向与垂直方向的压力梯度比值，记作P，其计算公式为式中，h1,h2,h3分别为模型储层条带1、2及低渗界面层条带3的宽度，cm；d为模型的长度，cm；ρo,ρw分别为油、水的密度，g/cm3；g为重力加速度，取9.8×10-3N/g；α为低渗界面层倾角°；p1,p2分别为砂岩平板模型注入端1、2的压力，Pa；p1',p2'分别为出口端1、2的压力，Pa。在步骤5中，绘制水平与垂直方向压力梯度比值与物性级差的关系曲线，获取不同物性级差条件下压力梯度比值的校正系数。在步骤5中，以水平与垂直方向压力梯度比值P为因变量，以物性级差k2/k1为自变量，回归不同低渗界面层渗透率条件下水平与垂直方向压力梯度比值P与物性级差k2/k1的关系，得到回归公式为根据回归公式(3)获得不同低渗界面层渗透率条件下物性级差对水平与垂直方向压力梯度比值的校正系数a、b。在步骤6中，回归相对窜流量与低渗界面层渗透率、水平与垂直方向压力梯度比值的关系，建立以相对窜流量为表征参数，以低渗界面层渗透率、物性级差、水平与垂直方向压力梯度比值为主控因素的动态渗流界面判识模型。在步骤6中，以相对窜流量Q为因变量，以低渗界面层渗透率k3、水平与垂直方向压力梯度比值P为自变量，回归三者之间的关系，得到以相对窜流量为表征参数，以低渗界面层渗透率、物性级差、水平与垂直方向压力梯度比值为主控因素的动态渗流界面判识模型如下根据判识模型(4)获得动态渗流界面曲面图；式中，a,b分别为不同物性级差条件下压力梯度比值的校正系数，无因次；c1,c2,c3,c4,c5,c6,c7,c8分别为相对窜流量与低渗界面层渗透率、水平与垂直方向压力梯度比值的回归系数，无因次，k2/k1为物性级差，无因次。在步骤7中，求取相对窜流量对低渗界面层渗透率、水平与垂直方向压力梯度比值的一阶导数，获取相对窜流量变化率曲面方程。在步骤7中，求取相对窜流量Q对低渗界面层渗透率k3、水平与垂直方向压力梯度比值P的一阶导数，获取相对窜流量变化率曲面方程，其计算公式为根据公式(5)获得相对窜流量变化率方程曲面图，即动态渗流界面判识界限曲面图。在步骤8中，根据相对窜流量变化率方程曲面，过低渗界面层的相对窜流速度变化率存在突变界限，界限以下过低渗界面层的相对窜流速度变化率小且窜流量相对稳定，动态渗流界面是稳定的，大于一定界限后，相对窜流量大且相对窜流量变化率突增，动态渗流界面处于非稳定状态，该界限对应的低渗界面层渗透率、压力梯度值、物性极差即动态渗流界面的判识界限。本专利技术中的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，可以快速、准确地识别流动单元动态渗流界面，为高含水期静、动态渗流界面分割形成不同的流动单元的划分提供依据。高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限通过水驱油物理实验及数值模拟拓展实验，建立了以相对窜流量为表征参数，以界面低渗层物性、储层渗透率级差、水平与垂直方向驱替压力梯度比值为主控因素的动态渗流界面判识模型，并根据相对窜流量的大小及相对窜流量变化率突变界限，获得了动态渗流界面的判识界限。该界限可以作为判识高含水期中高渗透油藏流动单元动态渗流界面的重要依据，是指导中高渗透油藏流动单元划分的基础。附图说明图1为本专利技术的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法的一具体实施例的流程图；图2为本专利技术的一具体实施例中砂岩平板模型示意图；图3为本专利技术的一具体实施例中不同低渗界面层渗透率条件下储层渗透率级差对本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，其特征在于，该高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法包括：/n步骤1，制作含低渗界面层的特定渗透率级差的砂岩平板模型，开展定注入速度水驱油物理实验；/n步骤2，建立相应的数值模拟模型，获取不同条件下特定高含水阶段的水驱油模拟数据信息；/n步骤3，计算不同条件下过低渗界面层的相对窜流量；/n步骤4，计算不同条件下储层水平与垂直方向的压力梯度比值；/n步骤5，获取不同物性级差条件下压力梯度比值的校正系数；/n步骤6，建立动态渗流界面判识模型；/n步骤7，获取相对窜流量变化率曲面方程；/n步骤8，根据相对窜流量变化率曲面突变界限，获取高含水期油藏动态渗流界面的判识界限。/n

【技术特征摘要】
1.高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，其特征在于，该高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法包括：
步骤1，制作含低渗界面层的特定渗透率级差的砂岩平板模型，开展定注入速度水驱油物理实验；
步骤2，建立相应的数值模拟模型，获取不同条件下特定高含水阶段的水驱油模拟数据信息；
步骤3，计算不同条件下过低渗界面层的相对窜流量；
步骤4，计算不同条件下储层水平与垂直方向的压力梯度比值；
步骤5，获取不同物性级差条件下压力梯度比值的校正系数；
步骤6，建立动态渗流界面判识模型；
步骤7，获取相对窜流量变化率曲面方程；
步骤8，根据相对窜流量变化率曲面突变界限，获取高含水期油藏动态渗流界面的判识界限。


2.根据权利要求1所述的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，在步骤1中，制作含低渗界面层的特定渗透率级差的砂岩平板模型，模型包括两个高渗透率储层条带和一个低渗透率条带，模型抽真空并饱和水，通过油驱水实验获得具有一定原始含油饱和度的实验模型，开展定注入速度水驱油物理实验，记录不同时刻下出口端的液量、油量、水量这些实验数据信息。


3.根据权利要求1所述的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，在步骤2中，根据平板砂岩模型建立相应的数值模拟模型，拟合步骤1中的水驱油实验出口端的油、水量这些指标，获得可靠的数值模拟模型，分别改变低渗界面层渗透率、储层渗透率级差、注入速度，拓展数值模拟实验，获取不同条件下特定高含水阶段的水驱油模拟数据信息。


4.根据权利要求1所述的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，在步骤3中，计算不同条件模拟实验中特定高含水阶段过低渗界面层的液量占出口端总液量的比，该值为相对窜流量，记作Q，其计算公式为



式中，q1,q2分别为砂岩平板模型注入端1、2的注水速度，ml/min；q1',q2'分别为砂岩平板模型出口端1、2的油与水的速度和。


5.根据权利要求1所述的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判识界限构建方法，在步骤4中，根据模型水平方向入口端与出口端的压力梯度数据及垂直方向两个入口端的压力梯度数据，计算不同条件模拟实验中特定高含水阶段水平方向与垂直方向的压力梯度比值，记作P，其计算公式为



式中，h1,h2,h3分别为模型储层条带1、2及低渗界面层条带3的宽度，cm；d为模型的长度，cm；ρo,ρw分别为油、水的密度，g/cm3；g为重力加速度，取9.8×10-3N/g；α为低渗界面层倾角°；p1,p2分别为砂岩平板模型注入端1、2的压力，Pa；p1',p2'分别为出口端1、2的压力，Pa。


6.根据权利要求1所述的高含水油藏动态渗流界面的判识模型及判...

【专利技术属性】
技术研发人员：李阳，杨勇，孙红霞，张宗檁，张世明，王建，吴义志，孙业恒，于金彪，孙志刚，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：山东;37