砂岩底水油藏水锥定量描述方法.pdf

本发明提供一种砂岩底水油藏水锥定量描述方法，该砂岩底水油藏水锥定量描述方法包括：步骤1，收集所研究油藏的油藏表征参数；步骤2，根据井型选择相应的水锥或水脊描述模型公式；以及步骤3，利用所选择的水锥或水脊描述模型公式计算水锥或水脊的形态参数和体积。该砂岩底水油藏水锥定量描述方法能够预测出油藏不同位置、不同时期水锥或水脊的形态，能够确定砂岩底水油藏的剩余油分布规律，具有预测成功率高、简便实用的特点。

1.  砂岩底水油藏水锥定量描述方法，其特征在于，该砂岩底水油藏水锥定量描述方法包括：
步骤1，收集所研究油藏的油藏表征参数；
步骤2，根据井型选择相应的水锥或水脊描述模型公式；以及
步骤3，利用所选择的水锥或水脊描述模型公式计算水锥或水脊的形态参数和体积。

2.  根据权利要求1所述的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，其特征在于，在步骤1中，根据油藏的地质及动态状况，收集该油藏表征参数，包括油水密度差、油水粘度比、井距、日产液量、含水率、油层厚度、避射高度、垂向渗透率、水平方向渗透率。

3.  根据权利要求1所述的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，其特征在于，水锥或水脊描述模型公式包括水锥描述公式、水锥水体体积描述公式、水脊描述公式和水脊水体体积描述公式。

4.  根据权利要求3所述的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，其特征在于，该水锥描述公式为：
f(r)=a1+a2e-a3r2---(1)]]>
a1=12(h+hb)-a2---(2)]]>
a2=0.724hb-506.493ΔρwohL lnμr-1.909lnqL+6.776---(3)]]>
a3=5.47×10-5ΔρwoqLfwlnμr+8.83×10-3hb+1.25Kv/KhL-8.14×10-4---(4)]]>
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
L--井距，m；
q_L--日产液量，m³/d；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
r--水锥半径，m；
f(r)--水锥半径r处的水锥高度，m。

5.  根据权利要求4所述的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，其特征在于，该水锥水体体积描述公式为：
V=V1+V2=a2a3π(1-e-a3rmax2)+L2×a1≈a2a3π+L2×a1---(5)]]>
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
L--井距，m；
q_L--日产液量，m³/d；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
r_max--最大水锥半径，m；
V--水锥总体积，m³；
V₁--水锥旋转体体积，m³；
V₂--水锥长方体体积，m³。

6.  根据权利要求3所述的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，其特征在于，该水脊描述公式为：
f(r)=a1+a2e-a3r2---(6)]]>
a2=hb-5.29ΔρwoSq1lnμr+1.57---(7)]]>
a3=0.121/S+0.026/h+1.16×10-4db2+8.26×10-7Δρwoq1lnμr+3.70×10-3fw+6.29×10-3Kv/Kh-6.43×10-3---(8)]]>
a₁+a₂=h*d_b          （9）
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
S--井距，m；
q_l--单位长度日产液量，m³/d/m；
d_b--避射程度，m。
r--水锥半径，m；
f(r)--水锥半径r处的水锥高度，m。

7.  根据权利要求6所述的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，其特征在于，该水脊水体体积描述公式为：
V=V1+V2=L×S×a1+πa3a2×L+a2a3π(1-e-a3((W-L)/2)2)+(W-L)×S×a1=W×S×a1+πa3a2×L+a2a3π(1-e-a3((W-L)/2)2)≈W×S×a1+πa3a2×L+a2a3π---(10)]]>
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
L--横向井距，m；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
S--纵向井距，m；
q_l--单位长度日产液量，m³/d/m；
d_b--避射程度，m；
W--水脊宽，m；
V--水脊总体积，m³；
V₁--水脊旋转体体积，m³；
V₂--水脊长方体体积，m³。

砂岩底水油藏水锥定量描述方法
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种砂岩底水油藏水锥定量描述方法。
背景技术
国内许多专家对砂岩底水油藏的水锥描述方法进行了研究，多基于静力学原理和地下流体的运动规律方程，建立了底水油藏水锥形态解析模型及求解方法，未考虑垂向与水平渗透率比、井距、产液速度、油层厚度、避射程度、油水粘度比、油水密度差等因素的影响，难以解决具体区块的砂岩底水油藏水锥问题。为此我们发明了一种新的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种通过油藏数值模拟技术对多个油藏表征参数回归得到影响砂岩底水油藏水锥形态的参数，实现对砂岩底水油藏水锥形态的定量描述的方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：砂岩底水油藏水锥定量描述方法，该砂岩底水油藏水锥定量描述方法包括：步骤1，收集所研究油藏的油藏表征参数；步骤2，根据井型选择相应的水锥或水脊描述模型公式；以及步骤3，利用所选择的水锥或水脊描述模型公式计算水锥或水脊的形态参数和体积。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，根据油藏的地质及动态状况，收集该油藏表征参数，包括油水密度差、油水粘度比、井距、日产液量、含水率、油层厚度、避射高度、垂向渗透率、水平方向渗透率。
水锥或水脊描述模型公式包括水锥描述公式、水锥水体体积描述公式、水脊描述公式和水脊水体体积描述公式。
该水锥描述公式为：
f(r)=a1+a2e-a3r2---(1)]]>
a1=12(h+hb)-a2---(2)]]>
a2=0.724hb-506.493ΔρwohLlnμr-1.909lnqL+6.776---(3)]]>
a3=5.47×10-5ΔρwoqLfwlnμr+8.83×10-3hb+1.25Kv/KhL-8.14×10-4---(4)]]>
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
L--井距，m；
q_L--日产液量，m³/d；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
r--水锥半径，m；
f(r)--水锥半径r处的水锥高度，m。
该水锥水体体积描述公式为：
V=V1+V2=a2a3π(1-e-a3rmax2)+L2×a1≈a2a3π+L2×a1---(5)]]>
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
L--井距，m；
q_L--日产液量，m³/d；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
r_max--最大水锥半径，m；
V--水锥总体积，m³；
V₁--水锥旋转体体积，m³；
V₂--水锥长方体体积，m³。
该水脊描述公式为：
f(r)=a1+a2e-a3r2---(6)]]>
a2=hb-5.29ΔρwoSq1lnμr+1.57---(7)]]>
a3=0.121/S+0.026/h+1.16×10-4db2+8.26×10-7Δρwoq1lnμr+3.70×10-3fw+6.29×10-3Kv/Kh-6.43×10-3---(8)]]>
a₁+a₂=h*d_b          （9）
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
S--井距，m；
q_l--单位长度日产液量，m³/d/m；
d_b--避射程度，m。
r--水锥半径，m；
f(r)--水锥半径r处的水锥高度，m。
该水脊水体体积描述公式为：
V=V1+V2=L×S×a1+πa3a2×L+a2a3π(1-e-a3((W-L)/2)2)+(W-L)×S×a1=W×S×a1+πa3a2×L+a2a3π(1-e-a3((W-L)/2)2)≈W×S×a1+πa3a2×L+a2a3π---(10)]]>
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
L--横向井距，m；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
S--纵向井距，m；
q_l--单位长度日产液量，m³/d/m；
d_b--避射程度，m；
W--水脊宽，m；
V--水脊总体积，m³；
V₁--水脊旋转体体积，m³；
V₂--水脊长方体体积，m³。
本发明中的砂岩底水油藏水锥定量描述方法，建立了直井水锥描述模型。该模型拓展了现有砂岩底水油藏的水锥描述方法，能够预测出油藏不同位置、不同时期水锥或水脊的形态，能够确定砂岩底水油藏的剩余油分布规律，具有预测成功率高、简便实用的特点。
附图说明
图1为本发明的砂岩底水油藏水锥定量描述方法的一具体实施例的流程图；
图2为水锥剖面示意图；
图3为本发明的一具体实施例中生产井最大水锥半径示意图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的砂岩底水油藏水锥定量描述方法的流程图。
在步骤101，根据油藏的地质及动态状况，收集该油藏表征参数，如油水密度差、油水粘度比、井距、日产液量、含水率、油层厚度、避射高度、垂向渗透率、水平方向渗透率等。流程进入到步骤102。
在步骤102，根据井型选择相应的水锥或水脊描述模型公式。下列公式中，式（1）～（4）为本发明的水锥描述公式；水锥形状如图2所示，式（5）为本发明的水锥水体体积描述公式；式（6）～（9）为本发明的 水脊描述公式；式（10）为本发明的水脊水体体积描述公式；
f(r)=a1+a2e-a3r2---(1)]]>
a1=12(h+hb)-a2---(2)]]>
a2=0.724hb-506.493ΔρwohLlnμr-1.909lnqL+6.776---(3)]]>
a3=5.47×10-5ΔρwoqLfwlnμr+8.83×10-3hb+1.25Kv/KhL-8.14×10-4---(4)]]>
V=V1+V2=a2a3π(1-e-a3rmax2)+L2×a1≈a2a3π+L2×a1---(5)]]>
f(r)=a1+a2e-a3r2---(6)]]>
a2=hb-5.29ΔρwoSq1lnμr+1.57---(7)]]>
a3=0.121/S+0.026/h+1.16×10-4db2+8.26×10-7Δρwoq1lnμr+3.70×10-3fw+6.29×10-3Kv/Kh-6.43×10-3---(8)]]>
a₁+a₂=h*d_b       （9）
V=V1+V2=L×S×a1+πa3a2×L+a2a3π(1-e-a3((W-L)/2)2)+(W-L)×S×a1=W×S×a1+πa3a2×L+a2a3π(1-e-a3((W-L)/2)2)≈W×S×a1+πa3a2×L+a2a3π---(10)]]>
其中，△ρ_wo--油水密度差，kg/m³；
μ_r--油水粘度比；
L--横向井距，m；
q_L--日产液量，m³/d；
f_w--含水率，小数；
h--油层厚度，m；
h_b--避射高度，m；
K_v--垂向渗透率，μm²；
K_b--水平方向渗透率，μm²；
S--纵向井距，m；
q_l--单位长度日产液量，m³/d/m；
d_b--避射程度，m。流程进入到步骤103。
在步骤103，利用所选择的模型计算水锥或水脊的形态参数，利用水锥或水脊的体积计算公式，计算水体大小。流程结束。
在应用本发明的一具体实施例1中，油田1为一典型长轴背斜砂岩底水油藏，油藏埋深1450m，含油面积4.2km²，孔隙度32.3%，空气渗透率1047×10^-3μm²，平均地层原油粘度200mPa.s，地质储量783×10⁴t。截止到2011年3月，该块平均单井累积产油1.57×10⁴t，累积产水29.65×10⁴t，水平井平均累产油1.22×10⁴t，采出程度16.9％。
（1）收集该块的地层平均原油密度0.90g/cm³，平均地层原油粘度200mPa.s，平均空气渗透率1047×10^－3um²，总砂体厚度一般10～35m，井距200～500m，以及直井和水平井的日产液量和含水率等表征参数。
（2）把具体表征参数代入水锥或水脊描述模型。
（3）计算水脊或水锥的形态参数和体积。根据水锥或水脊预测模型计算，2011年3月，该油田油井最大水锥半径在10-100米，如图3所示。深化认识了油田1的剩余油分布规律。
本发明首次对多个因素进行分析，通过多元回归分析法攻关形成了砂岩底水油藏直井水锥、水平井水脊的定量描述公式，进一步得到水锥/水脊体积计算公式，利用直井水锥描述公式可以得到水锥剖面上不同半径处 水锥高度，可以详细描述水锥的形状和大小，从而了解剩余油的分布和剩余油量。