一种注采单元水驱体积波及系数计算方法技术

本发明专利技术提供了一种注采单元水驱体积波及系数计算方法，属于石油开发油藏工程的技术领域，包括以下步骤：获取目标区域储层物性参数

【技术实现步骤摘要】
一种注采单元水驱体积波及系数计算方法


[0001]本专利技术属于石油开发油藏工程的
，尤其是涉及一种注采单元水驱体积波及系数计算方法
。

技术介绍

[0002]对于注水开发油田，水驱波及系数是判断水驱开发效果的重要指标
。
而注采单元内水驱体积波及系数是指导后续开发调整的重要依据
。
目前水驱波及系数的研究方法主要有三种：室内实验法
、
水驱曲线法
、
数模法
。
其中室内实验法以特定岩心的驱油实验为基础，难以考虑实际油藏储层及井网的复杂性，多适用于油田整体水驱波及系数的预测；水驱曲线法是利用实际的累积生产数据进行水驱规律曲线的拟合，但选取直线段受人为影响较大，且高含水期后多出现直线段的上翘而影响预测精度，该方法多适用于油田或油井周边整体的水驱波及系数预测；数模法对地质模型的建立及数模的拟合精度要求均较高，耗时长
、
操作复杂，且后期无水驱波及系数参数的定量输出，多适用于对油田整体
、
油井周边及不同注采单元内水驱波及系数的定性预测
。
[0003]综上所述，现有研究方法存在预测精度低
、
普适性较差及定量表征难的问题
。
由于油田各注采单元间储层非均质性及井网构型差异大，利用上述研究方法计算出的结果与实际生产情况符合度较低，且不能定量表征注采单元内水驱体积波及系数
。

技术实现思路

[0004]有鉴于此，本专利技术的目的是解决上述现有研究方法无法准确
、
定量表征注采单元内水驱体积波及系数的技术问题，提供一种针对性强
、
实用性强，能够真实反映不同储层条件
、
不同井网
、
不同注采条件下的注采单元内水驱体积波及系数定量计算方法
。
[0005]为达到上述目的，本专利技术的技术方案是这样实现的：一种注采单元水驱体积波及系数计算方法，所述方法为利用油水井动静态参数，通过油藏工程方法，对注采单元的水驱体积波及系数进行定量表征，包括以下步骤：
[0006]步骤1，获取目标区域储层物性参数
、
流体特征参数
、
区域所有油水井历史生产动态数据；
[0007]步骤2，针对目标区域，划分注采单元：以油井为中心，基于注采井间角分线划分不规则四边形的注采单元；
[0008]步骤3，根据目标注采单元的储层参数
、
井网展布计算注采单元原始井控体积；
[0009]步骤4，计算注采单元目前注水波及体积；
[0010]步骤5，根据注采单元波及体积及原始井控体积，求出注采单元水驱体积波及系数
。
[0011]进一步的，所述步骤1，从油藏工程角度出发，以定量表征注采单元内水驱体积波及系数为目标，利用油田地质油藏参数及历史生产动态数据
。
[0012]进一步的，所述步骤3中，注采单元原始井控体积计算公式如下，
[0013]V
ij
＝
A
·
h
·
φ
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0014]上式中：
V
ij
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的原始井控体积，
m3；
A
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的面积，
m2；
h
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的平均储层厚度，
m
；
φ
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的平均孔隙度
。
[0015]进一步的，所述步骤4包括以下步骤，
[0016]步骤
4.1
，建立注采单元含水率与注水波及体积的函数关系式；
[0017]步骤
4.2
，利用阻容模型，求取注采单元内累积注水量；
[0018]步骤
4.3
，注采单元内注水波及体积的计算
。
[0019]进一步的，所述步骤
4.1
具体为，
[0020]目标注采单元的注水倍数等于注采单元的累积注水量与注水波及体积之比：
[0021][0022]依据水驱前缘理论，可知含水率导数与注水倍数的关系函数，如下式所示：
[0023][0024]根据目标油田的相渗参数回归
Corey
相渗模型，推导求出含水率及含水率导数的计算公式：
[0025][0026][0027]其中，
M
是水油流度比与油水体积系数比的乘积：
[0028][0029]联立式
(2)
～式
(5)
，可知含水率是一个关于累积注水量和注水波及体积的隐式函数，如下式所示：
[0030]f
wij
(t)
＝
g(W
ij
(t),V
ij
波及
(t))
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0031]式
(2)
～式
(7)
中：
W
ij
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间的注采单元在
t
时刻的累积注水量，
m3；
V
ij
波及
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元在
t
时刻的水驱波及体积，
m3；
PV
ij
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元在
t
时刻的注水倍数；
L
e
为水驱前缘位置，
m
；
x0为水驱起始点位置，
m
；
f
wij
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间的注采单元在
t
时刻的实际含水率；
f
wij
'(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间的注采单元在
t
时刻的含水率导数；
M
为水油流度比与油水体积系数比的乘积；
S
wd
为标准化的含水饱和度；
n
o
为油相指数；
n
w
为水相指数；
μ
w
为水粘度，
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.
一种注采单元水驱体积波及系数计算方法，其特征在于，所述方法为利用油水井动静态参数，通过油藏工程方法，对注采单元的水驱体积波及系数进行定量表征，包括以下步骤：步骤1，获取目标区域储层物性参数
、
流体特征参数
、
区域所有油水井历史生产动态数据；步骤2，针对目标区域，划分注采单元：以油井为中心，基于注采井间角分线划分不规则四边形的注采单元；步骤3，根据目标注采单元的储层参数
、
井网展布计算注采单元原始井控体积；步骤4，计算注采单元目前注水波及体积；步骤5，根据注采单元波及体积及原始井控体积，求出注采单元水驱体积波及系数
。2.
根据权利要求1所述的一种注采单元水驱体积波及系数计算方法，其特征在于：所述步骤1，从油藏工程角度出发，以定量表征注采单元内水驱体积波及系数为目标，利用油田地质油藏参数及历史生产动态数据
。3.
根据权利要求1所述的一种注采单元水驱体积波及系数计算方法，其特征在于：所述步骤3中，注采单元原始井控体积计算公式如下，
V
ij
＝
A
·
h
·
φ
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
上式中：
V
ij
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的原始井控体积，
m3；
A
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的面积，
m2；
h
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的平均储层厚度，
m
；
φ
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元的平均孔隙度
。4.
根据权利要求3所述的一种注采单元水驱体积波及系数计算方法，其特征在于：所述步骤4包括以下步骤，步骤
4.1
，建立注采单元含水率与注水波及体积的函数关系式；步骤
4.2
，利用阻容模型，求取注采单元内累积注水量；步骤
4.3
，注采单元内注水波及体积的计算
。5.
根据权利要求4所述的一种注采单元水驱体积波及系数计算方法，其特征在于：所述步骤
4.1
具体为，目标注采单元的注水倍数等于注采单元的累积注水量与注水波及体积之比：依据水驱前缘理论，可知含水率导数与注水倍数的关系函数，如下式所示：根据目标油田的相渗参数回归
Corey
相渗模型，推导求出含水率及含水率导数的计算公式：
其中，
M
是水油流度比与油水体积系数比的乘积：联立式
(2)
～式
(5)
，可知含水率是一个关于累积注水量和注水波及体积的隐式函数，如下式所示：
f
wij
(t)
＝
g(W
ij
(t),V
ij
波及
(t))
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
式
(2)
～式
(7)
中：
W
ij
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间的注采单元在
t
时刻的累积注水量，
m3；
V
ij
波及
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元在
t
时刻的水驱波及体积，
m3；
PV
ij
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间注采单元在
t
时刻的注水倍数；
L
e
为水驱前缘位置，
m
；
x0为水驱起始点位置，
m
；
f
wij
(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间的注采单元在
t
时刻的实际含水率；
f
wij
'(t)
为第
j
口生产井与第
i
口注水井之间的注采单元在
t
时刻的含水率导数；
M
为水油流度比与油水体积系数比的乘积；
S
wd
为标准化的含水饱和度；
n
o
为油相指数；
n
w
为水相指数；
μ
w
为水粘度，
mPa.s
；
μ
o
为原油粘度，
mPa.s
；
B
o
为原油体积系数；
B
w
为水体积系数；
k
ro
(S
...

【专利技术属性】
技术研发人员：吴晓慧，李超，刘英宪，罗宪波，雷源，杨明，周凤军，刘美佳，郭书豪，张佳琪，
申请(专利权)人：中海石油中国有限公司天津分公司，
类型：发明
国别省市：