一種縫洞型油藏油水界面確定方法及系統與流程

本發明涉及油田勘探技術領域，具體地說，涉及一種縫洞型油藏油水界面確定方法及系統。

背景技術：

縫洞型體離散分布，縫洞接觸關系多樣化且尺度差異大。縫洞型油藏埋藏深，油藏油水關系復雜，受不同縫洞系統的控制，局部存在封存水，同時底部發育活躍的強底水。

油藏滾動開發以來，油井見水早、穩產期短、產量快速遞減，采收率低。由于油藏埋深大，油水關系認識不清，導致油井控制出水難度極大。現有的縫洞型油藏油水界面分析方法主要有產液剖面測試法及動靜綜合分析法，但是，產液剖面測試費用高，動靜綜合分析追蹤到動態油水界面難。

因此，如何準確追蹤油井動態油水界面，實現油井穩油控水，是提高油藏開發效果的戰略性問題。

技術實現要素：

為解決以上問題，本發明提供了一種油縫洞型油藏油水界面確定方法及系統，用以降低油井測試成本，有效指導油井穩油控水，全面提高油藏開發效果。

根據本發明的一個方面，提供了一種縫洞型油藏油水界面確定方法，包括：

利用油井基礎數據，確定縫洞型油藏單元的原始油水界面深度；

利用油井壓力測試數據、流體高壓物性參數和地震正演模擬資料，計算重力分異作用下油井的油水界面推進高度；

根據原始油水界面深度和推進高度，確定縫洞型油藏未充填溶洞型油井的動態油水界面。

根據本發明的一個實施例，確定縫洞型油藏單元的原始油水界面深度進一步包括：

針對縫洞發育區的油井，

當試油資料顯示鉆遇水層時，以發育區內最高水底深度確定原始油水界面深度；

當試油資料不顯示直接鉆遇水層而該區域裸眼完井的錄井數據表現為生產層段有油氣顯示時，以最大油底深度確定原始油水界面深度。

根據本發明的一個實施例，計算重力分異作用下油井的油水界面推進高度進一步包括：

建立考慮油水密度差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程和連續性方程；

聯立所述流體流動方程和連續性方程，結合縫洞型油藏未充填洞穴的邊界條件，計算得到重力分力作用下油井的油水界面速度；

根據所述油水界面速度，計算得到縫洞型油藏未充填洞穴重力分異作用下油井的油水界面推進高度表達式；

根據所述油水界面推進高度表達式計算油水界面推進高度。

根據本發明的一個實施例，考慮油水密度差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程為：

其中，p＝pt-δρgz，p表示壓力，pt表示油井驅動力，r表示洞穴徑向尺度，μ表示流體黏度，δρ表示油水密度差，z表示油藏深度，g表示重力系數。

根據本發明的一個實施例，所述油水界面推進高度表達式為：

其中，λo表示油相流體流度，t表示生產時間，δp＝(ph-p0)表示生產壓差，ph表示洞穴頂部的流體壓力，p0表示洞穴底部的流體壓力，h表示洞穴高度。

根據本發明的另一個方面，還提供了一種縫洞型油藏油水界面確定系統，包括：

原始油水界面確定模塊，利用油井基礎數據，確定縫洞型油藏單元的原始油水界面深度；

油水界面推進高度計算模塊，利用油井壓力測試數據、流體高壓物性參數和地震正演模擬資料，計算重力分異作用下油井的油水界面推進高度；

動態油水界面確定模塊，根據原始油水界面深度和推進高度，確定縫洞型油藏未充填溶洞型油井的動態油水界面。

根據本發明的一個實施例，所述原始油水界面確定模塊通過以下方式確定縫洞型油藏單元的原始油水界面深度：

針對縫洞發育區的油井，

當試油資料顯示鉆遇水層時，以發育區內最高水底深度確定原始油水界面深度；

當試油資料不顯示直接鉆遇水層而該區域裸眼完井的錄井數據表現為生產層段有油氣顯示時，以最大油底深度確定原始油水界面深度。

根據本發明的一個實施例，所述油水界面推進高度計算模塊通過以下方式計算重力分異作用下油井的油水界面推進高度：

建立考慮油水密度差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程和連續性方程；

聯立所述流體流動方程和連續性方程，結合縫洞型油藏未充填洞穴的邊界條件，計算得到重力分力作用下油井的油水界面速度；

根據所述油水界面速度，計算得到縫洞型油藏未充填洞穴重力分異作用下油井的油水界面推進高度表達式；

根據所述油水界面推進高度表達式計算油水界面推進高度。

根據本發明的一個實施例，所述油水界面推進高度計算模塊建立的考慮油水密度差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程為：

其中，p＝pt-δρgz，p表示壓力，pt表示油井驅動力，r表示洞穴徑向尺度，μ表示流體黏度，δρ表示油水密度差，z表示油藏深度，g表示重力系數。

根據本發明的一個實施例，所述油水界面推進高度計算模塊得到的所述油水界面推進高度表達式為：

其中，λo表示油相流體流度，t表示生產時間，δp＝(ph-p0)表示生產壓差，ph表示洞穴頂部的流體壓力，p0表示洞穴底部的流體壓力，h表示洞穴高度。

本發明的有益效果：

本發明考慮油水密度差，僅利用油井的現有基礎數據可確定縫洞型油藏未填充洞穴型油井的動態油水界面，可降低油井測試成本，能有效指導油井穩油控水，為全面提高油藏開發效果奠定基礎。

本發明的其它特征和優點將在隨后的說明書中闡述，并且，部分地從說明書中變得顯而易見，或者通過實施本發明而了解。本發明的目的和其他優點可通過在說明書、權利要求書以及附圖中所特別指出的結構來實現和獲得。

附圖說明

為了更清楚地說明本發明實施例或現有技術中的技術方案，下面將對實施例或現有技術描述中所需要的附圖做簡單的介紹：

圖1是根據本發明的一個實施例的方法流程圖；

圖2是根據本發明的一個實施例的地震剖面結構示意圖；以及

圖3是對應圖2的地震反演剖面結構示意圖。

具體實施方式

以下將結合附圖及實施例來詳細說明本發明的實施方式，借此對本發明如何應用技術手段來解決技術問題，并達成技術效果的實現過程能充分理解并據以實施。需要說明的是，只要不構成沖突，本發明中的各個實施例以及各實施例中的各個特征可以相互結合，所形成的技術方案均在本發明的保護范圍之內。

如圖1所示為根據本發明的一個實施例的一種縫洞型油藏油水界面確定方法方法流程圖，以下參考圖1來對本發明進行詳細說明。

首先，在步驟s110中，利用油井基礎數據，確定縫洞型油藏單元的原始油水界面深度。

基礎數據包括動、靜態數據，試油、錄井數據等。具體的，在該步驟中，針對縫洞型油藏縫洞發育區的油井，當鉆井、中途dst測試等試油資料顯示鉆遇水層時，以發育區內最高水底深度確定原始油水界面深度；當區域內不存在直接鉆遇水層的油井，而區域內較深油井完井方式為裸眼完井、錄井數據表現為生產層段有明顯油氣顯示時，以最大油底深度確定原始油水界面深度。此處以縫洞型油藏未充填溶洞型油井為例進行說明。

接下來，在步驟s120中，利用油井壓力測試數據、流體高壓物性參數和地 震正演模擬資料，計算重力分異作用下油井的油水界面推進高度。

該步驟可以通過以下具體的幾個步驟實現。首先，建立考慮油水密度差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程和連續性方程。

考慮油水壓力差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程為：

其中，p＝pt-δρgz，p表示壓力，pt表示油井驅動力，可通過油井壓力測試數據獲取；r表示洞穴徑向尺度，z表示油藏深度，通過地震正演模擬獲取，如圖2為油井地震剖面示意圖，如圖3是地震反演剖面示意圖，通過圖2和圖3是可以獲取計算溶洞縱向深度；μ表示流體黏度，δρ表示油水密度差，通過流體高壓物性實驗獲取。

考慮油水壓力差的縫洞型油藏未充填洞穴的連續性方程為：

接下來，聯立流體流動方程和連續性方程，結合縫洞型油藏未充填洞穴的邊界條件，計算得到重力分力作用下油井的油水界面速度。

具體的，聯立流體流動方程和連續性方程得到：

即有：

其中，pw表示水壓，po表示油壓，邊界條件：洞穴高度z＝0時的流體壓力為p0，p＝p0；洞穴高度z＝h時的流體壓力為ph，p＝ph，zf表示油水分界高度。需注意的是此處的計算模型以原始油水界面為0，則zf是油水界面在t時刻的推進高度。依據連續性方程(2)得到二階常微分方程：

其中，ko表示油相流體滲透率，μo表示油相流體黏度，kw表示水相流體滲透率，μw表示水相流體黏度。

式(6)的通解表示為：

p＝az+b(7)

對于油相流體的通解表示為：

po＝aoz+bo(8)

其中，aoz表示一般解，bo表示特解。

水相流體的通解表示為：

pw＝awz+bw(9)

其中，awz表示一般解，bw表示特解。

聯立式(8)、(9)，并代入式(4)和(5)中，結合邊界條件求解，在油水邊界z＝zf處，由壓力平衡得到：

p＝aozf+bo-ρogzf＝awzf+bw-ρwgzf(10)

aoh+bo＝ph(11)

bw＝p0(12)

式(12)減式(11)得：

其中，表示水相流體流度λw與油相流體流度λo的比值。

在大尺度縫洞型油藏的未充填洞穴內，考慮重力分異作用時，油水界面速度vf表示為：

其中，vw表示水相流體的速度。

式(14)積分變換后，得大尺度未充填洞穴型油井油水界面推進高度：

式中：δp＝(ph-p0)表示生產壓差。

由以上分析可知，大尺度未充填洞穴型油井油水界面推進速度與洞穴幾何尺寸、生產壓差、油水流度比、油水密度差等因素相關。其中，利用油井壓力測試數據，可以確定油井的生產壓差。通過地震正演模擬方法，確定溶洞體積(即溶 洞高度和徑向尺度)。基于流體高壓物性實驗，可以確定水相和油相流體的流度。

通常情況下，為了方便工程使用，式(15)按泰勒公式展開，取一階無窮小，得到未充填洞穴型油井動態油水界面推進高度：

其中，t表示生產時間。在實際油藏中，原始油水界面位置為z0(對應計算模型中原始油水界面0)，因此，在實際油藏中，t時刻動態油水界面高度為z0與推進高度zf的和。

最后，在步驟s130中，根據原始油水界面深度和推進高度，確定縫洞型油藏未充填溶洞型油井的動態油水界面。具體的，將原始油水界面深度減去推進高度，即可得到所需的動態油水界面深度。

以下以塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏某單元為例，來對本發明進行驗證說明。首先分析縫洞型油藏單元的原始油水界面。由油井基礎資料得知，該單元油井均未直接鉆遇水層，dst測試等試油資料也未顯示鉆遇水層。選擇鉆井最深的井w2，裸眼完井、完鉆井深5640m，生產層段5560-5585，錄井顯示5565-5598m有良好油氣顯示。其次是w3，酸壓完井、完鉆井深5625m、生產層段5532-5580，錄井資料顯示5555-5590m有良好油氣顯示。據此，確定單元原始油水界面位置為5598m以下。

接著對動態油水界面進行追蹤，按式(19)確定未充填洞穴型油井重力分異作用下動態油水界面。w1井計算參數：油相流度為0.18μm²/mpa·s，截止2009年7月5日該井生產時間為1210天。地震正演模擬方法確定溶洞縱向尺寸約為42m。測壓數據確定該井生產壓差為0.35mpa。確定該井投產1210天的油水界面推進高度為157m。結合單元原始油水界面深度5598m，確定2009年7月該井油水界面位置為5441m。

同時刻該油井w1產液剖面測試結果為：5424-5460m，油水同層，含水率為86.2％，5460m以下全為水層。對比分析可知：本發明可替代產液剖面測試技術追蹤油井動態油水界面，可有效指導油井實施穩油控水，為全面提高油藏開發效果奠定基礎。

由以上分析可知，本發明僅利用油井的現有基礎數據可確定縫洞型油藏未填充洞穴型油井的動態油水界面，可降低油井測試成本，能有效指導油井穩油控水， 為全面提高油藏開發效果奠定基礎。

根據本發明的另一個方面，還提供了一種一種縫洞型油藏油水界面確定系統，包括原始油水界面確定模塊、油水界面推進高度計算模塊和動態油水界面確定模塊。

其中，原始油水界面確定模塊利用油井基礎數據，確定縫洞型油藏單元的原始油水界面深度；油水界面推進高度計算模塊利用油井壓力測試數據、流體高壓物性參數和地震正演模擬資料，計算重力分異作用下油井的油水界面推進高度；動態油水界面確定模塊根據原始油水界面深度和推進高度，確定未充填溶洞型油井的動態油水界面。

在本發明的一個實施例中，原始油水界面確定模塊通過以下方式確定縫洞型油藏單元的原始油水界面深度：針對縫洞發育區的油井，當試油資料顯示鉆遇水層時，以發育區內最高水底深度確定原始油水界面深度；當試油資料不顯示直接鉆遇水層而該區域裸眼完井的錄井數據表現為生產層段有油氣顯示時，以最大油底深度確定原始油水界面深度。

在本發明的一個實施例中，油水界面推進高度計算模塊通過以下方式計算重力分異作用下油井的油水界面推進高度：建立考慮油水密度差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程和連續性方程；聯立流體流動方程和連續性方程，結合縫洞型油藏未充填洞穴的邊界條件，計算得到重力分力作用下油井的油水界面速度；根據油水界面速度，計算得到縫洞型油藏未充填洞穴重力分異作用下油井的油水界面推進高度表達式；根據油水界面推進高度表達式計算油水界面推進高度。

在本發明的一個實施例中，油水界面推進高度計算模塊建立的考慮油水密度差的縫洞型油藏未充填洞穴內流體流動方程如式(1)所示。

在本發明的一個實施例中，油水界面推進高度計算模塊得到的油水界面推進高度表達式如式(16)所示。

雖然本發明所公開的實施方式如上，但所述的內容只是為了便于理解本發明而采用的實施方式，并非用以限定本發明。任何本發明所屬技術領域內的技術人員，在不脫離本發明所公開的精神和范圍的前提下，可以在實施的形式上及細節上作任何的修改與變化，但本發明的專利保護范圍，仍須以所附的權利要求書所界定的范圍為準。