边水油藏合理注采比确定方法研究_崔传智

极差, 在拟合时需要做很大调整。而且压汞资料也 是用极小的岩样, 如井壁取心、钻屑或少数有代表 性的岩心而获得。资料虽然具有一定的代表性, 但 是只代表了储集层中一个 点的情况。综合以上原 因, 在气藏数值模拟时, 毛管力曲线资料的不确定 性很大, 具有很大的可调节空间。以某气藏为例, 从岩石孔隙结构出发, 分析了毛管力曲线对数值模 拟储量计算的影响, 并进一步研究了毛管力曲线对 开发动态 ( 包括采气速度和产水规律) 的影响。
Bt -
B ti +
mB
ti
B g - Bgi B gi
=
N+
M Bt -
p eQ ( tD , rD )
B ti +
mB
ti
Bg
- Bgi B gi
( 2)
其中直线的斜率 M 即为边底水油藏的水侵系 数, 截距 N 为地质储量。
2 预测未饱和边水油藏注采比
根据水驱油藏压力恢复速度与注采比关系式的
推导过程得到未饱和边水油藏注采比的关系式[ 6] 。
( 3) 对时间求导得压力恢复速度
dp dt
=
1 NC t Boi
( Q i + Q e) Bw - ( Qo Boi +
Qw B w )
( 4)
已知 IPR =
Q
o
Q iBw Boi + Q
w
Bw
,
Q
l
=
Qo Boi +
Qw Bw , 则QiBw = IPR ( QoBoi+ Qw Bw ) = IPRQ l , 式
( 1) 压力恢复 速度与水侵量 的关系。当 2008
年的地层压力恢复速度取不同值 ( - 2 0、- 1 0、 0、1 0 和 2 0 M Pa/ a) 时, 计 算相 应的 水侵 量, 二者的关系曲线见图 1。
表 1 天然累积水侵量及水侵速度
时间( 年)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
油气田地面工程第 29 卷第 9 期 ( 2010 9)
31
doi: 10 3969/ j issn 1006-6896 2010 09 014
毛管力曲线对气藏数值模拟计算的影响研究*
寇显明1 李治平1 王锐2 郭立波3
1 中国地质大学 ( 北京) 能源学院 2 中国石化石油勘探开发研究院 3 中国石油东方地球物理公司
该油藏开采的初始条件为: p i > p b ; W e 0; R p = R s = Rsi ; 在地层压 力变化保持在允许的范围 内, 可把地层原油体积系数看作一个常数, 即 B o
Boi , 其物质平衡方程式为
Np Bo = N B oiCt ( p i - p ) + ( w e + w i + w p) B w
p eQD
1 095 9 2 329 4 3 220 4 3 925 1 4 549 6 4 847 6 5 056 4
W e / 104m3
103 328 203 630 267 638 333 082 391 964 429 061 454 748
Qe / 104 m3 a- 1
103 328 100 302 64 008 66 444 58 882 38 097 25 687
500 m , 永 8 块位于新立村油田的南部, 永 20 大断 层位于永 8 块的北部, 将永 8 块进一步细分为 8-
斜 4 块、8- 斜 5 块和 8- 9 块。油藏投入开发 初 期, 永 8- 斜 5 块生产井较多, 且无边底水, 地层 压降大, 但是永 8- 斜 4 块具有一定的边水, 地层 能量充足, 压力变化不大。永 8- 斜 4 块自开发至 2007 年未进行注水, 地层能量充足, 流动 形态上
是由于随着开采的进行, 永 8- 斜 4 块边水能量下
降, 天然水侵量减少, 需及时注水进行补充, 其余
区块也需加 大注水。根据以上研究成果, 在 2008 年的注水综合调整中, 加大了各区块的注水力度,
注采比 提 高 至 0 78, 使 地 层 压 力 保 持 在 10 41
M Pa, 水驱自然递减率控制在 15 47% , 保持了较
( 1) d) ) ; pe
为油藏平均有效地层压降 ( M Pa) ; Q( tD , r D ) 为无
因次水侵量 ( 与 t D , rD 有关) ; t D 为平面径向流无因
次时间; rD 为平面 径向流系 统无因 次半径 ( r D =
re / r wR ) ; 为天然水域的有效孔隙度 ( f ) ; Ce 为天 然水域中地层水和岩石有效压缩系数 ( 1/ M Pa) 。
水侵速度与压力恢复速度的关系式为
Qe = -
14 0
dp dt
+ 0 64
( 8)
图 1 水侵 速度与压力恢复速度的关系曲线
由图 1 可以看出: 随着压力恢复速度的增加,
水侵速度逐渐减小。当压力恢复速度为负值, 即地
层压力下降时, 有水侵发生, 且压力降低越快, 水
侵速度越大。压力恢复速度为正值时, 无水侵发生,
关键词: 气藏; 岩石孔隙结构; 毛管力 曲线; 数值模拟; 储量
储集层岩石的毛管压力曲线反映了储集层孔隙 结构特征, 表征了岩石孔喉大小和分布, 毛管力曲 线对储量拟合及动态分析预测有很大影响。目前有 关油藏数值模拟参数选择的文献有很多[ 1- 4] , 但针 对气藏数值模拟时如何选取毛管力曲线的报道尚不 多, 而毛管力曲线对拟合有很大影响。油田现场一 般不提供气水两相的毛管力曲线资料, 最多也只是 提供压汞资料, 这就需经推导计算来换算为气水两 相的毛管力曲线。这种推导出的毛管力曲线可靠性
物质平衡方程式为
N p Bo + W p
t
o
BoiCe p
= N+ M 0
其中:
p e Q( t D , r D ) Boi Ce p
X=
t 0
p eQ ( tD , rD ) ;Y =
Np Bo+ o
Wp
( 7)
Boi Ce p
B oiCe p
通过试算, 当供水区与油区半径之比为 2 时,
永 8- 斜 4 块物质平衡式中的 X 与 Y 值成直线关
属于平面径向流非稳态水侵系统。
代入油藏参数, 得永 8- 斜 4 块水侵系数无因
次时间计算公式为
tD
=
8
64 10- 2 kw t
w
Cer
2 wR
= 0 33
8 64 10- 2 0 38 8 573
2 430 10- 4
564 22 t
= 0 006 135 t 永 8- 斜 4 块自生产至今, 地层压力持续高于 饱和压力, 驱动类型上属于弹性水压驱动油藏, 其
( 4) 可变为
dp dt
=
1 NC t Boi
( Qi Bw + Q eB w ) - Q o Boi + Q w Bw )
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油气田地面工程第 29 卷第 9 期 ( 2010 9)
=
1 NC t Boi
( IPRQ l -
Ql ) +
பைடு நூலகம்
Qe Bw
=
1 NC t Boi
( IPR - 1) Ql +
且 Qe < 0, 表明有水注入, 或采取了其他措施。 ( 2) 绘制地层压力 与注采比关系图 版。将式
( 8) 代入式 ( 7) , 进一步整理得
dp dt
=
1 18 2
12 93( IP R -
1)
Q l + 0 827 5
( 9) 做出 Ql = 70 104 ( m3 / a) 、I PR 取 0 9~ 1 2
1 天然水侵量计算
1 1 平面径向流水侵量公式
根据国内学者的研究成果[ 4- 5] , 模拟边水围绕
油藏的平面径向流系统非稳态水侵时的累积水侵量
计算公式为
t
We
=2
r
2 wR
hCe
p e Q( t D , r D )
0
t
= BR p eQ ( tD , rD ) 0
式中 BR 为水侵系数 ( m3 / ( M Pa
摘要: 油田现场一般不提供气水两相的 毛管力曲线资料, 需经推导来计算。这种推 导出的毛管力曲线可靠性极差, 在拟合时需 要做很大调整。从岩石孔隙结构出发, 分析 了毛管力曲线对数值模拟储量计算的影响规 律, 并进一步研究了毛管力曲线对开发动态 ( 包括采气速度和产水规律) 的影响。研究 结论认为, 毛管力曲线的形式、气藏储量和 开发动态特征是由岩石孔隙结构决定的。
摘要: 注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况, 反映产液量、注水量与地层压力之 间联系的综合指标。边底水油藏注采比的确定需要有准确的水侵量为依托。利用物质平衡法计算 边水油藏水侵量, 并以此为基础, 推导边水油藏地层压力恢复速度与注采比的关系式, 实现了对 注采比的计算和合理的预测。将上述研究成果用于新立村油田永 8 断块油藏的实际分析中, 绘制 出地层压力与注采比关系图版, 应用效果理想, 对边水油藏合理注采比的确定具有指导意义。
高的开发水平, 实际开发效果与理论计算结果符合 较好。
4 结语
( 1) 将基于物质平衡方程的水侵量计算方法用 于永 8- 斜 4 块计算中, 地质储量、水域面积以及 水侵量的变化趋势 均拟合较好, 说明该方法在 计 算、预测边水油藏水侵量方面是可行的, 而且效果 较好。
时地层压力与注采比关系曲线。同理可 做出当 Q l = 90、100 和 110 104 m3/ a 时的关系曲线, 组成