[发明专利]一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法

权利要求书

1.一种底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法，其特征在于，包括以下步骤：

S101，获取底水砂岩油藏水平井模型的基本特点；所述底水砂岩油藏水平井模型的基本特点包括：油藏底水能量充足，底水压力基本保持不变；考虑水平井井筒摩阻对水脊形态的影响；考虑避水高度对物理模拟结果的影响；

S102，根据所述底水砂岩油藏水平井模型的基本特点，建立物理模拟实验的基本假设条件；所述物理模拟实验的基本假设条件包括：岩石中流体流动满足非线性渗流方程；油藏条件下为等温渗流；底水水体巨大，底水上侵为定态水侵；考虑井筒摩阻造成的压力损失；考虑毛管力和重力的影响；储层内油、水、岩石均可压缩；油、水的粘度不变；在整个渗流体系中束缚水饱和度和残余油饱和度是均匀的；

S103，根据所述物理模拟实验的基本假设条件选择描述底水砂岩油藏水平井模型的若干方程，这些方程包括连续性方程、渗流运动方程和井筒内压力损失方程，将这些方程与压缩性方程、毛管力方程、实际油藏的初始条件和边界条件结合，得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型；

S104，根据所述底水砂岩油藏水平井模型的数学模型，推导得到底水砂岩油藏水平井模型的数学模型中的若干基本量和参量，并根据方程分析法得到底水砂岩油藏水平井模型的若干相似准数；

S105，分析所述底水砂岩油藏水平井模型中所有相似准数的敏感性，根据每一个相似准数的敏感性确定构建物理模拟实验过程中相似准数的拟合顺序；

S106，结合实验室条件，将实际油藏参数代入到每一个相似准数的表达式中按照所述拟合顺序对相似准数进行拟合，确定需构建的物理模拟实验模型的各参数；

S107，根据所述确定的物理模拟实验模型的各参数，构建物理模拟实验模型，利用所述物理模拟实验模型进行实际油藏的物理模拟实验。

2.如权利要求1所述的底水砂岩油藏水平井模型物理模拟实验构建方法，其特征在于，步骤S103中，连续性方程的表达式为：

式中，ρ_o为油密度(g/cm³)，ρ_w为水密度(g/cm³)，v_o为油相的渗流速度，v_w为水相的渗流速度，φ为油藏孔隙度，t为油藏开发时长(d)，W_e为水侵量，W_e的表达式为W_e＝A+K₂ΔPt，A为常数，K₂为水侵系数，水侵系数K₂表示单位时间单位压降下油藏中的水体，ΔP为地层压力和井底流压之差；

渗流运动方程的表达式为：

式中，K为油藏渗透率(mD)，K_ro为油相渗透率(mD)，K_rw为水相渗透率(mD)，μ_o为油粘度(mPa.s)，μ_w为水粘度(mPa.s)，为油的压降；为水的压降；

水平井井筒内压力损失方程的表达式为：

式中，P’_w(x)为水平井井筒内压力损失(MPa)，P’_w为水平井水平段始端压力(MPa)，L为水平井水平段长度(m)，ρ为井筒内液体密度(g/cm³)，r_w为井筒半径(m)，q(x)为水平井水平段流量(L/d)，q_h(x)为水平井水平段末端流量(L/d)，f为摩阻因子，摩阻因子的表达式为R_e为雷诺数，b为与井壁粗糙度相关的常数；

压缩性方程的表达式为：

ρ_o＝ρ_o0[1+C_o(P_o-P_o0)]，

ρ_w＝ρ_w0[1+C_w(P_w-P_w0)]，

式中，ρ_o0为原始油密度(g/cm³)，ρ_w0为原始水密度(g/cm³)，C_o为油相压缩系数；C_w为水相压缩系数，C_φ为岩石综合压缩系数，P_o为油相压力(MPa)，P_w为水相压力(MPa)，P_o0为初始油相压力(MPa)，P_w0为初始水相压力(MPa)；

毛管力方程的表达式为：

式中，P_c为毛管力，σ为表面张力(MPa)，θ为润湿角；φ_o为油藏原始孔隙度；J(S_w)为J函数；

饱和度方程的表达式为：

S_o+S_w＝1

式中，S_o为含油饱和度，S_w为含水饱和度；

实际油藏的边界条件和初始条件为：

P|_t＝0＝P_i；油藏边界封闭，在水域边界上压力为0；油藏边界定压，t＝0时，各点压力为原始地层压力；

底水砂岩油藏水平井模型的数学模型的表达式为：

ρ_o＝ρ_o0[1+C_o(P_o-P_o0)]，

ρ_w＝ρ_w0[1+C_w(P_w-P_w0]，

S_o+S_w＝1，

P|_t＝0＝P_i。