[发明专利]一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法

说明书

本发明一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法涉及石油开采技术领域，具体地涉及一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法，包括以下步骤：建立注水开发井组平面物理模型并分区，根据油水相对渗透率曲线，确定各分区储层的前缘含水饱和度及含水率导数；根据所选井组的实际生产数据确定各采油井见水时间，以见注水时间最长的采油井对应的的见水时间确定为基准见水时间；建立各个采油井注采压差与见水时间关系曲线，绘制于同一个图版。本发明通过该方法的应用，可以快速、准确地调整井组内各个采油井的注采压差，使得井组同步见水，解决了注水开发油田平面矛盾突出带来的水驱波及效率低、见水时间差异大引起注入水低效、无效循环等问题。

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，具体地涉及一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法。

背景技术

延长油田位于鄂尔多斯盆地东南部，低渗致密油藏储量占比达到86％以上。该类油藏储层特征为基质致密、裂缝发育、非均质性强，注水开发平面“舌进”现象严重，平面波及系数小，注水开发采收率低。同时由于滞后注水开发，采取不规则面积井网注水开发，油水间井距不同，油井见水时间不同，早见水的油井形成无效注水循坏，降低注水利用率。

为了将更多的地下原油开采出来，扩大平面波及面积是关键。调整注采压差是井组同步见效提高平面波及面积的一种有效方法，差异化的注采压差降低较近井距、渗透率较大的方向油井先见水的现象，使得不同井距、不同渗透率方向上的油水前缘相对均匀推进，整个井组的水驱波及面积最大、采收率最高。

对于注采压差优化的研究主要针对剖面上多层合采开发过程中的层间干扰，对于平面非均质性差异引起的矛盾研究较少，其中渗流阻力计算的过程中假设活塞式水驱，不考虑油水两相区的存在，而且均没有考虑毛管压力的作用，这就导致计算结果与实际油田开发存在较大偏差。为了解决注水开发油田平面矛盾突出带来的水驱波及效率低、见水时间差异大引起注入水低效、无效循环等问题。

发明内容

本发明旨在针对上述问题，提出一种以贝克莱-列维尔特非活塞两相驱油理论为基础，建立了考虑毛管压力的平面径向流水驱数学模型，对渗流阻力进行修正，通过对注采井组进行分区注采压差精准调控，得到了一种基于油井同步见水的井组注采参数优化方法。

本发明一种基于采油井同步见水的井组注采压差优化方法，包括以下步骤：

步骤一：建立注水开发井组平面物理模型，注水开发井组平面物理模型包括一口注水井及以注水井为中心布置的n口采油井；

步骤二：根据步骤一井组平面物理模型，将井组平面物理模型以注水井为中心平均分为n等份，每个分区比例为1/n，其中4≤n≤8，n为自然数；

步骤三：根据油水相对渗透率曲线，确定各分区储层的前缘含水饱和度及含水率导数；

步骤四：根据所选井组的实际生产数据确定各采油井见水时间，以见注水时间最长的采油井对应的的见水时间确定为基准见水时间；

步骤五：建立各个采油井注采压差与见水时间关系曲线，并绘制于同一个图版，得到采油井注采压差与见水时间的关系图版；

步骤六：在步骤五中得到的采油井注采压差与见水时间的关系图版中，各采油井注采压差与见水时间关系曲线上基准见水时间对应的注采压差即为井组同步见水的各采油井合理注采压差。

优选地，步骤三中的前缘含水饱和度及前缘含水率导数计算方法如下：

以不同分区内储层的油水相对渗透率曲线和毛管压力曲线为基础，拟合油水相对渗透率与含水饱和度的关系式，以非稳态法计算得到考虑毛管压力的含水率曲线，并以初始可流动含水饱和度为起点做含水率的切线，得到前缘含水饱和度S_wf以及对应的前缘含水率导数 f_w'(S_wf)。

优选地，采油井注采压差与见水时间的关系图版采用如下方法获得：

(1)计算不同采油井所在区域t＝0的初始参数：

初始时刻渗流阻力