10第十章 生产测井资料应用

注采系统注采剖面油藏数值模拟第十章生产测井资料应用某油田含油面积22km2，其中纯油区面积10.6km2，过渡带面积11.6km2，是一个受构造控制的气顶油田，采用反九点面积注水方式开采。针对油田全面转抽后，地层压力下降幅度大，压力系统不合理问题，将井网进行了转抽、调整后变为两排注水井夹三排生产井，中间井为间注间采的行列注水方式。注采系统调整后，采油井连通程度和供液能力显著提高。图10-1反九点法不同注采系统调整方式示意图第一节注采系统调整实例大庆油田杏五表外储层的开发就是依靠多种测井资料综合解释取得成功的实例。该区的开发目的层是萨、葡油层组厚度低于0.5m的薄层泥质粉砂岩，含油产状以油迹斑为主，渗透率、含油饱和度均较低，实验区平均单井射开厚度12.5m，油井采用限流法射孔、限流法压裂，设计方案单井产液6~8m3/d，含水低于15%。2.1地下动态综合分析1第二节在区块开发调整中的应用开井生产后，油井的产液与含水普遍较高，含水率高达84%。这与有效厚度低于0.2，孔渗性差有关。为了弄清这一情况，进行了过环空产出剖面测井。声波变密度和声幅测井结果表明，萨1和萨2层附近的固井质量较差，表明这两个产层与未射孔的目的层段之间存在窜槽的可能；随后进行的同位素示踪曲线证明了上述两层与未射开的其它层有窜槽现象。相邻层经水泥胶结的薄弱部位窜到表外层，导致全井产液量偏高。对比压裂前后的声波变密度测井资料，可以证明压裂之后声幅曲线明显升高，水泥胶结情况变差，因此压裂是导致窜槽的主要原因。2.1地下动态综合分析2注采剖面综合对比，可以确定油田开发中注采井组的注采关系和开发效果。B4256井组位于某油田北部，采用反五点面积法井网进行注水开采，井距300米，开采S层系多油层。图10-2B4256井组油层连通图2.2注采剖面资料对比1图10-2B4256井组油层连通图2.2注采剖面资料对比2B4256井为抽油井，共有11个油层，射开砂岩厚度25米，有效厚度15米，原始地层压力11.9，泡点压力11。中心井受B4155、B4157、B4355和B4357四口注水井的影响，水驱控制程度为100%，其连通图见图10--2。利用地层的注采剖面（分层注入率和产水率），结合Leverett方程可以建立产水率与地层在井点处的剩余油饱和度的关系，这样可以确定生产井和注入井处纵向上的剩余油饱和度；然后利用流管理论或插值计算方法计算出各地层横向上的剩余油分布，最后得到整个油田生产区纵横向上的剩余油分布，在作横向计算时要求注采井间的岩性是连通的，如果存在岩性尖灭或断层影响，则需要知道这些边界处的产水率值。第三节用注采剖面资料确定剩余油分布1.含水率（产水率）与油水相对渗透率的关系2.渗透率与含水饱和度的关系3.含水饱和度与含水率的关系owwowKKf11（10-2）mWiWnworrwroSSSSaKK)()1(（10-6）mWiWnWorwwSSSSaf)()1(110（10-8）3.1注采井点各产层剩余油饱和度确定当Z(x)满足无偏性条件及最优性条件时，无基台值的分型变差函数分形——点克里金的模型为：nioooiiKniinjoijijHHxxrxxrxxrxxrhVhr1211,2),(),(1),()(21)('（1）分形－点克里金方法13.2井间剩余油饱和度的确定当Z(x)满足无偏性条件及最优性条件时有基台值的分形变差函数分形——点克里金模型为：在上述两种模型中，只要通过求解方程组求得各加权系数应可以对点进行估计，从而预测储层参数的分布。若为剩余油饱和度，即可预测出剩余油的分布。nioiooKninjoijijHoxxcxxcxxcxxcahcchr121122),(),(1),(),()()('（1）分形－点克里金方法2在注采地层中，在某一截面A上取长度为dx的薄片，由于dx取得非常小，可以认为在这一薄片内各点处的含水饱和度相等，薄片进口端含水饱和度稍高于出口端，因而进口比出口含水率高dfw。分析从进口端多流入薄片的水量可以得到对于注入时间t一定，则累积注入量q一定，给出一个Sw，由式（10—19）即可求得一个x（为孔隙度，A为地层横截面积，A为常数），这样即可求出距注入井X处的含油饱和度为Sw，对于所有的fw、f'w进行计算，即可得出Sw的平面分布。wfAqtx'（10-19）（2）流管分析法研究油藏主要方法有两种，第一种为直接观察法：即直接在油田上进行试验或取得资料，以便进行分析；第二种为模拟法：包括物理模拟和数学模拟。4.1油藏数值模拟简介第四节注采剖面在油藏数值模拟中的应用油藏数值模拟的主要内容包括三部分：数学模型建立，数值模型建立和计算机模型建立。4.2油藏数值模拟的主要步骤数学模型建立数值模型建立计算机模型建立油藏数值模拟（1）按流体的相的数目划分分为单相流模型、两相流动模型及三相流模型；（2）按空间维数划分分为零维模型、一维模型、二维模型及三维模型；（3）按模型使用功能划分分为气藏模型、黑油模型及组分模型。4.3油藏数值模拟基石数学模型（1）数学模型的分类在下列条件下：（1）油藏中存在单相流体渗流；（2）油藏岩石和流体是均质的；（3）流体渗流符合达西定律；（4）流体为微可压缩性的；（5）不考虑岩石的压缩性；（6）不考虑重力的影响；可以写出其完整的数学模型为：tPKcrPrrr)(1（10－20）（2）一维径向单相流的数学模型利用有限差分法将连续的偏微分方程（10－20）变为离散形式，空间和时间两方面都要被离散化。可以得到：根据不同的外边界条件，解此线性方程组即可求得地层内各点压力或饱和度随时间的变化规律。inininidPPP11111（3）差分方程的建立历史拟合就是用已有的油藏参数（渗透率、孔隙度、饱和度等）去计算油田的开发历史，并将计算出的开发参数（油藏压力、产量、含水率等）与油田实际动态相对比，直到计算结果与实际动态相吻合或在允许的误差范围内为止，通过拟合可以比较客观地认识油田的过去和现状，预测将来的开发动态并制定最佳开发方案或调整方案，获取最佳的经济效益。在油藏开发拟合中，一般把产量作为已知条件。拟合的步骤有四个：一是油藏原始平衡状态检查；二是油田平均压力及单井压力拟合；三是综合含水和单井含水拟合；四是井底压力拟合。（4）油田开发历史拟合与动态预测根据各含油小层的物性和油水分布情况把8个砂层组的34个小层划分为11个模拟层。划分的依据是：（1）各层有一定的储量，储量分布在21.94~126.12t。（2）层间有一定隔层，适应用油水井的分层开采条件，隔层在之间。（3）各层的油水系统和油藏类型不同。（4）各层的动用程度有一定差异。（1）模拟层的划分第五节油藏数值模拟在油田开发调整中的应用5.1基本情况油藏深度和高压物性参数如下：油藏中部深度2706m；原始地层压力为27.06MPa；原始油藏温度为93℃；饱和压力为20.13MPa；原始气油比为161.6m3/m3；油水界面为-2800m；水的粘度为0.4mPa·s；水的压缩系数3×10-5；岩石压缩系数为1.5×10-5；地面原油相对密度为0.8442；压力系数为1.0。（2）油藏参数的选取经过反复调整和试算，油藏整体和单井拟合较好。见图10－9、10－10。累积产油、产水误差小于9.53％。图11-9油藏累积生产拟合曲线图11-10油藏含水拟合曲线图11-9油藏累积生产拟合曲线5.2动态拟合综合治理的主要工作量378井次，其中新钻油水井45口，累积采油36×104t，补孔、卡堵、提液等措施210井次，转注48口，注水井补孔、调剖、增压等措施142次。综合调整治理后进一步完善了注采系统，改善了开发效果，自然递减由28.7％控制到19.6％，综合递减由21％控制到9.36％，控制递减累积增油49×104。按钻新井、老井措施和其他投入资金计算，投入产出比约为1:2～１:３，经济效益显著。5.3方案实施及应用效果