一种缝洞型油藏油水界面确定方法及系统与流程

本发明涉及油田勘探技术领域，具体地说，涉及一种缝洞型油藏油水界面确定方法及系统。

背景技术：

缝洞型体离散分布，缝洞接触关系多样化且尺度差异大。缝洞型油藏埋藏深，油藏油水关系复杂，受不同缝洞系统的控制，局部存在封存水，同时底部发育活跃的强底水。

油藏滚动开发以来，油井见水早、稳产期短、产量快速递减，采收率低。由于油藏埋深大，油水关系认识不清，导致油井控制出水难度极大。现有的缝洞型油藏油水界面分析方法主要有产液剖面测试法及动静综合分析法，但是，产液剖面测试费用高，动静综合分析追踪到动态油水界面难。

因此，如何准确追踪油井动态油水界面，实现油井稳油控水，是提高油藏开发效果的战略性问题。

技术实现要素：

为解决以上问题，本发明提供了一种油缝洞型油藏油水界面确定方法及系统，用以降低油井测试成本，有效指导油井稳油控水，全面提高油藏开发效果。

根据本发明的一个方面，提供了一种缝洞型油藏油水界面确定方法，包括：

利用油井基础数据，确定缝洞型油藏单元的原始油水界面深度；

利用油井压力测试数据、流体高压物性参数和地震正演模拟资料，计算重力分异作用下油井的油水界面推进高度；

根据原始油水界面深度和推进高度，确定缝洞型油藏未充填溶洞型油井的动态油水界面。

根据本发明的一个实施例，确定缝洞型油藏单元的原始油水界面深度进一步包括：

针对缝洞发育区的油井，

当试油资料显示钻遇水层时，以发育区内最高水底深度确定原始油水界面深度；

当试油资料不显示直接钻遇水层而该区域裸眼完井的录井数据表现为生产层段有油气显示时，以最大油底深度确定原始油水界面深度。

根据本发明的一个实施例，计算重力分异作用下油井的油水界面推进高度进一步包括：

建立考虑油水密度差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程和连续性方程；

联立所述流体流动方程和连续性方程，结合缝洞型油藏未充填洞穴的边界条件，计算得到重力分力作用下油井的油水界面速度；

根据所述油水界面速度，计算得到缝洞型油藏未充填洞穴重力分异作用下油井的油水界面推进高度表达式；

根据所述油水界面推进高度表达式计算油水界面推进高度。

根据本发明的一个实施例，考虑油水密度差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程为：

其中，p＝pt-δρgz，p表示压力，pt表示油井驱动力，r表示洞穴径向尺度，μ表示流体黏度，δρ表示油水密度差，z表示油藏深度，g表示重力系数。

根据本发明的一个实施例，所述油水界面推进高度表达式为：

其中，λo表示油相流体流度，t表示生产时间，δp＝(ph-p0)表示生产压差，ph表示洞穴顶部的流体压力，p0表示洞穴底部的流体压力，h表示洞穴高度。

根据本发明的另一个方面，还提供了一种缝洞型油藏油水界面确定系统，包括：

原始油水界面确定模块，利用油井基础数据，确定缝洞型油藏单元的原始油水界面深度；

油水界面推进高度计算模块，利用油井压力测试数据、流体高压物性参数和地震正演模拟资料，计算重力分异作用下油井的油水界面推进高度；

动态油水界面确定模块，根据原始油水界面深度和推进高度，确定缝洞型油藏未充填溶洞型油井的动态油水界面。

根据本发明的一个实施例，所述原始油水界面确定模块通过以下方式确定缝洞型油藏单元的原始油水界面深度：

针对缝洞发育区的油井，

当试油资料显示钻遇水层时，以发育区内最高水底深度确定原始油水界面深度；

当试油资料不显示直接钻遇水层而该区域裸眼完井的录井数据表现为生产层段有油气显示时，以最大油底深度确定原始油水界面深度。

根据本发明的一个实施例，所述油水界面推进高度计算模块通过以下方式计算重力分异作用下油井的油水界面推进高度：

建立考虑油水密度差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程和连续性方程；

联立所述流体流动方程和连续性方程，结合缝洞型油藏未充填洞穴的边界条件，计算得到重力分力作用下油井的油水界面速度；

根据所述油水界面速度，计算得到缝洞型油藏未充填洞穴重力分异作用下油井的油水界面推进高度表达式；

根据所述油水界面推进高度表达式计算油水界面推进高度。

根据本发明的一个实施例，所述油水界面推进高度计算模块建立的考虑油水密度差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程为：

其中，p＝pt-δρgz，p表示压力，pt表示油井驱动力，r表示洞穴径向尺度，μ表示流体黏度，δρ表示油水密度差，z表示油藏深度，g表示重力系数。

根据本发明的一个实施例，所述油水界面推进高度计算模块得到的所述油水界面推进高度表达式为：

其中，λo表示油相流体流度，t表示生产时间，δp＝(ph-p0)表示生产压差，ph表示洞穴顶部的流体压力，p0表示洞穴底部的流体压力，h表示洞穴高度。

本发明的有益效果：

本发明考虑油水密度差，仅利用油井的现有基础数据可确定缝洞型油藏未填充洞穴型油井的动态油水界面，可降低油井测试成本，能有效指导油井稳油控水，为全面提高油藏开发效果奠定基础。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要的附图做简单的介绍：

图1是根据本发明的一个实施例的方法流程图；

图2是根据本发明的一个实施例的地震剖面结构示意图；以及

图3是对应图2的地震反演剖面结构示意图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

如图1所示为根据本发明的一个实施例的一种缝洞型油藏油水界面确定方法方法流程图，以下参考图1来对本发明进行详细说明。

首先，在步骤s110中，利用油井基础数据，确定缝洞型油藏单元的原始油水界面深度。

基础数据包括动、静态数据，试油、录井数据等。具体的，在该步骤中，针对缝洞型油藏缝洞发育区的油井，当钻井、中途dst测试等试油资料显示钻遇水层时，以发育区内最高水底深度确定原始油水界面深度；当区域内不存在直接钻遇水层的油井，而区域内较深油井完井方式为裸眼完井、录井数据表现为生产层段有明显油气显示时，以最大油底深度确定原始油水界面深度。此处以缝洞型油藏未充填溶洞型油井为例进行说明。

接下来，在步骤s120中，利用油井压力测试数据、流体高压物性参数和地 震正演模拟资料，计算重力分异作用下油井的油水界面推进高度。

该步骤可以通过以下具体的几个步骤实现。首先，建立考虑油水密度差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程和连续性方程。

考虑油水压力差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程为：

其中，p＝pt-δρgz，p表示压力，pt表示油井驱动力，可通过油井压力测试数据获取；r表示洞穴径向尺度，z表示油藏深度，通过地震正演模拟获取，如图2为油井地震剖面示意图，如图3是地震反演剖面示意图，通过图2和图3是可以获取计算溶洞纵向深度；μ表示流体黏度，δρ表示油水密度差，通过流体高压物性实验获取。

考虑油水压力差的缝洞型油藏未充填洞穴的连续性方程为：

接下来，联立流体流动方程和连续性方程，结合缝洞型油藏未充填洞穴的边界条件，计算得到重力分力作用下油井的油水界面速度。

具体的，联立流体流动方程和连续性方程得到：

即有：

其中，pw表示水压，po表示油压，边界条件：洞穴高度z＝0时的流体压力为p0，p＝p0；洞穴高度z＝h时的流体压力为ph，p＝ph，zf表示油水分界高度。需注意的是此处的计算模型以原始油水界面为0，则zf是油水界面在t时刻的推进高度。依据连续性方程(2)得到二阶常微分方程：

其中，ko表示油相流体渗透率，μo表示油相流体黏度，kw表示水相流体渗透率，μw表示水相流体黏度。

式(6)的通解表示为：

p＝az+b(7)

对于油相流体的通解表示为：

po＝aoz+bo(8)

其中，aoz表示一般解，bo表示特解。

水相流体的通解表示为：

pw＝awz+bw(9)

其中，awz表示一般解，bw表示特解。

联立式(8)、(9)，并代入式(4)和(5)中，结合边界条件求解，在油水边界z＝zf处，由压力平衡得到：

p＝aozf+bo-ρogzf＝awzf+bw-ρwgzf(10)

aoh+bo＝ph(11)

bw＝p0(12)

式(12)减式(11)得：

其中，表示水相流体流度λw与油相流体流度λo的比值。

在大尺度缝洞型油藏的未充填洞穴内，考虑重力分异作用时，油水界面速度vf表示为：

其中，vw表示水相流体的速度。

式(14)积分变换后，得大尺度未充填洞穴型油井油水界面推进高度：

式中：δp＝(ph-p0)表示生产压差。

由以上分析可知，大尺度未充填洞穴型油井油水界面推进速度与洞穴几何尺寸、生产压差、油水流度比、油水密度差等因素相关。其中，利用油井压力测试数据，可以确定油井的生产压差。通过地震正演模拟方法，确定溶洞体积(即溶 洞高度和径向尺度)。基于流体高压物性实验，可以确定水相和油相流体的流度。

通常情况下，为了方便工程使用，式(15)按泰勒公式展开，取一阶无穷小，得到未充填洞穴型油井动态油水界面推进高度：

其中，t表示生产时间。在实际油藏中，原始油水界面位置为z0(对应计算模型中原始油水界面0)，因此，在实际油藏中，t时刻动态油水界面高度为z0与推进高度zf的和。

最后，在步骤s130中，根据原始油水界面深度和推进高度，确定缝洞型油藏未充填溶洞型油井的动态油水界面。具体的，将原始油水界面深度减去推进高度，即可得到所需的动态油水界面深度。

以下以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏某单元为例，来对本发明进行验证说明。首先分析缝洞型油藏单元的原始油水界面。由油井基础资料得知，该单元油井均未直接钻遇水层，dst测试等试油资料也未显示钻遇水层。选择钻井最深的井w2，裸眼完井、完钻井深5640m，生产层段5560-5585，录井显示5565-5598m有良好油气显示。其次是w3，酸压完井、完钻井深5625m、生产层段5532-5580，录井资料显示5555-5590m有良好油气显示。据此，确定单元原始油水界面位置为5598m以下。

接着对动态油水界面进行追踪，按式(19)确定未充填洞穴型油井重力分异作用下动态油水界面。w1井计算参数：油相流度为0.18μm²/mpa·s，截止2009年7月5日该井生产时间为1210天。地震正演模拟方法确定溶洞纵向尺寸约为42m。测压数据确定该井生产压差为0.35mpa。确定该井投产1210天的油水界面推进高度为157m。结合单元原始油水界面深度5598m，确定2009年7月该井油水界面位置为5441m。

同时刻该油井w1产液剖面测试结果为：5424-5460m，油水同层，含水率为86.2％，5460m以下全为水层。对比分析可知：本发明可替代产液剖面测试技术追踪油井动态油水界面，可有效指导油井实施稳油控水，为全面提高油藏开发效果奠定基础。

由以上分析可知，本发明仅利用油井的现有基础数据可确定缝洞型油藏未填充洞穴型油井的动态油水界面，可降低油井测试成本，能有效指导油井稳油控水， 为全面提高油藏开发效果奠定基础。

根据本发明的另一个方面，还提供了一种一种缝洞型油藏油水界面确定系统，包括原始油水界面确定模块、油水界面推进高度计算模块和动态油水界面确定模块。

其中，原始油水界面确定模块利用油井基础数据，确定缝洞型油藏单元的原始油水界面深度；油水界面推进高度计算模块利用油井压力测试数据、流体高压物性参数和地震正演模拟资料，计算重力分异作用下油井的油水界面推进高度；动态油水界面确定模块根据原始油水界面深度和推进高度，确定未充填溶洞型油井的动态油水界面。

在本发明的一个实施例中，原始油水界面确定模块通过以下方式确定缝洞型油藏单元的原始油水界面深度：针对缝洞发育区的油井，当试油资料显示钻遇水层时，以发育区内最高水底深度确定原始油水界面深度；当试油资料不显示直接钻遇水层而该区域裸眼完井的录井数据表现为生产层段有油气显示时，以最大油底深度确定原始油水界面深度。

在本发明的一个实施例中，油水界面推进高度计算模块通过以下方式计算重力分异作用下油井的油水界面推进高度：建立考虑油水密度差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程和连续性方程；联立流体流动方程和连续性方程，结合缝洞型油藏未充填洞穴的边界条件，计算得到重力分力作用下油井的油水界面速度；根据油水界面速度，计算得到缝洞型油藏未充填洞穴重力分异作用下油井的油水界面推进高度表达式；根据油水界面推进高度表达式计算油水界面推进高度。

在本发明的一个实施例中，油水界面推进高度计算模块建立的考虑油水密度差的缝洞型油藏未充填洞穴内流体流动方程如式(1)所示。

在本发明的一个实施例中，油水界面推进高度计算模块得到的油水界面推进高度表达式如式(16)所示。

虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。