基于水驱理论的多层油藏开发指标预测方法

基于水驱理论的多层油藏开发指标预测方法

多层油藏水驱驱替效率预测预测水驱油开发指标在评价新区生产能力和区域措施方面发挥着重要作用。许多专家学者相继提出许多开发指标预测方法,并不断改进完善。宋考平通过势的叠加原理,求解注采井间的油层压力分布来预测单层油藏的剩余油分布及开发指标。周英芳等利用Buckley-Leverett非活塞式水驱油理论求解多层油藏各层注水突破时的含水率,并通过最小二乘法进行回归处理,预测多层油藏的水驱驱替效率。邓英尔和刘慈群研究了具有启动压力梯度的单层油藏开发指标预测方法。目前注水开发指标预测方法大多数是针对平面非均质性,很少考虑油藏的层间非均质特性。然而多层非均质油藏层间物性差异很大,低渗透储层的渗流为非达西类型,启动压力梯度影响明显。因此,针对注水开发层间非均质油藏,在考虑启动压力梯度的基础上,建立了一套多层油藏水驱开发指标预测方法。1油气藏内温度对覆盖物的影响针对多层油藏层间非均质特征,基本假设条件如下:(1)油藏纵向上由n层具有独立性质小层组成;(2)驱替为非活塞式驱替,忽略重力和毛管力的影响,注采平衡;(3)油藏内只存在油水两相,水相符合达西定律,油相为非达西渗流;(4)各层启动压力梯度的大小仅受绝对渗透率和流体黏度的影响,不考虑其随含水饱和度的变化;(5)层间无窜流,全井的生产指标由各小层出口端指标叠加而成。1.1多层油藏定接枝改性时油相系统集成系统的分析各小层的配注量由各小层的有效注采压差和渗流阻力决定,因此各层配注量的劈分必须综合考虑有效注采压差和渗流阻力的影响。对于层间非均质油藏,随着开发的进行,各层的渗流阻力和有效注采压差不断变化,需进行动态劈分。多层油藏注水时,小层配注量Qi为:式中:Qi为第i层配注量,m3/d;Ki为第i层注采井间的渗透率,10-3μm2;Ai为第i层的横截面积,m2;Gi为第i层的启动压力,MPa;Δp为注采压差,MPa;Ri为第i层渗流阻力,mPa·s/(μm2·cm);a为单位换算系数;d为注水井与生产井之间的井距,m;m、n为具体参数;λro、λrw分别为油相和水相的相对流度,MPa-1;μo为油相黏度,mPa·s。对于多层油藏定压差生产时,注采压差:式中:pi、pp分别为注水井和生产井的压力,MPa。对于多层油藏定注入量生产时,迭加各小层配注量,可得该时刻注水井和生产井之间的注采压差为:式中:Qw为总的注水量,m3/d。随着注入水的推进,含水饱和度剖面不断变化,也随之不断变化,当注入水尚未突破时,注入端到驱替前缘位置df为油水两相区,驱替前缘df到出口端为油相区,因此第i小层渗流阻力Ri可以写成两积分之和的形式:式中:df为水驱前缘位置,m。注入水突破后,小层渗流阻力仅由第1部分组成:式中:Kro、Krw分别为油和水的相对渗透率;μo、μw分别为油相和水相的黏度,mPa·s。相对渗透率Kro、Krw和位置x没有直接的函数关系,但可通过B-L驱油理论中的前缘推进方程建立间接的函数关系,其明确的函数表达式很难得到,因此,在实际计算渗流阻力第1段积分时,一般采用数值方法。考虑实际数据中所提供的相渗曲线往往是分散的点列,采用分段梯形公式对第1段积分进行求解。油水井配置关系相同时,各小层的有效注采压差越大,相应的配注量越大;各小层的渗流阻力越大,相应的配注量越小。当第i小层的注采压差小于启动压力时,该层不参与生产,因此第i小层的劈分系数为:式中:αi为第i层劈分系数。第i小层油藏的配注量Qi为:1.2小层含水率计算当某时刻各小层配注量确定以后,基于物质平衡原理和Buckley-Leverett油水两相驱油理论,对于第i小层内某个微元,单位时间内微元内水量的增加量等于该微元内产出的油量,即:两边取积分,有:根据含水率fw与含水饱和度sw的关系和该时刻小层的累计注入量,对式(11)进行求解,可得到该小层出口端含水率。求解计算时,若df<d,小层未见水,fwi=0;若df≥d,小层见水,小层含水率通过式(11)求解。该时刻生产井含水率可通过与该生产井相关的各小层的配注量加权平均得到:1.3初始驱替边缘位置及含水率由式(11)和式(12)可知,计算生产井含水率,需确定各时刻各小层的注水量,各小层注水量与当时各小层驱替前缘位置有关,而小层驱替前缘位置又是小层累计注入量的函数。因此,在计算见水时间时应采用迭代法,计算步骤如下。(1)设初始时间t=0,各小层的初始驱替前缘位置df=0,给定相渗曲线序列[Sw1,Sw2,…,Swm]、[Kro1,Kro2,…,Krom]、[Krw1,Krw2,…,Krwm],计算含水率序列[fw1,fw2,…,fwm],采用向前差分计算含水率对饱和度的导数序列:(2)由B-L驱油理论计算各饱和度对应位置序列[d1,d2,…,dm]。(4)重复步骤(2)、(3),计算该时刻所有小层的渗流阻力。(5)若定压差生产,根据式(4)计算该时刻的生产压差;若定产量生产,则根据式(5)计算该时刻的生产压差。(6)根据式(9)计算该时刻各小层的配注量Qi和累计注入量Wi=Wi+QiΔt。(7)计算该时刻各小层出口端含水率fwi。(8)若出口端总含水率小于98%,则令t=t+Δt,转至步骤(2);否则,迭代结束。2开发压力对渗流阻力的影响以某区块层状非均质油藏为例。纵向上分为5个小层,各层渗透率分别为50×10-3、80×10-3、150×10-3、282×10-3、400×10-3μm2;各层厚度均为2m。孔隙度均为0.28;油相黏度为10mPa·s,水相黏度为0.5mPa·s。使用本文建立的多层油藏水驱开发指标方法预测其渗流阻力、有效注采压差和各层产液比例。(1)由于各小层物性、渗流阻力不同,高渗透层渗流阻力小,吸水多,渗流阻力慢慢减小;低渗透层渗流阻力大,吸水少,渗流阻力变化幅度小;因此,随着注水开发的进行,高渗透层和低渗透层渗流阻力的差异越来越大,层间矛盾越来越突出(图1)。(2)随着注水开发的进行,由于水淹区的扩大,总渗流阻力慢慢减小,因此在定液量生产时,注采压差也逐渐减小,当注采压差低于某小层启动压力时,该层停止产液(图2),层间矛盾越来越严重。(3)保持其他条件相同,对比分析考虑启动压力梯度和不考虑启动压力梯度的各层产液比例。考虑启动压力梯度时,高渗透层和低渗透层的产液比例差距更加明显,层间矛盾更加严重(图3)。(4)由于各小层的产液量不同(表1),开发状况各时刻各有差异,物性好的小层已暴性水淹,而物性差的小层尚未见水。综上所述,随着注水的进行,高渗透层与低渗透层之间的差异愈加明显,层间矛盾愈加严重,高渗层水淹严重,而低渗层得不到有效的注水驱替,整体水驱开发效果较差。针对多层合注,层间矛盾严重的油藏,可采取分层注水,将物性好的小层和物性差的小层分别用不同的注水系统进行开发,减轻多层油藏的层间矛盾,改善注水开发效果。3生产措施效果预测(1)基于Buckley-Leverett水驱油理论,建立了考虑启动压力梯度的多层油藏开发指标预测方法。该方法可真实反映多层合注时,因层间物性差异而导致层间矛盾突出的问题,还可应用于分层注水等生产措施的效果预测。(2)实际算例结果表明:高渗透层渗流阻力小,有效注采压差大;