确定注水井压驱配注量的方法与流程

1.本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种确定注水井压驱配 注量的方法。


背景技术：

2.水驱开发油田特别是注水开发油田，如何确定合理的配注方案，充分 利用注水补充能量和扩大水驱波及，是油藏提高采收率的关键。
3.常规的注水开发油田，注水井的配注方法，一般是根据某注采井区分 小层能量保持需求，以采定注，确定该井区分小层需要配水量。参考注 水井分小层配注量的计算方法，计算注采井区内每口水井的理论配注量， q/sh1020 0529-2017,注水井地质配注方案设计方法(5.5.1)。这种方法是 首先计算注水井分小层配注量，根据开发方案配产和工艺技术水平、井 区内油井的分层测试资料、分层流动系数进行劈产，确定分小层产液量， 根据不同油藏合理注采压力要求确定注采比，从而确定小层的注水量， 再确定注采井区内每口水井的分小层配注量，每个小层相加得出层段注 水量，层段相加得出全井配注量。该方法以油水井间均衡驱替为原则， 同时是基于注水压力低于破裂压力来计算的配注量，不适合于高于破裂 压力情况下的大排量注水即压驱注入方式的配注量计算。
4.确定水井注水量的另一种方法是物质平衡法，利用物质平衡方程公式 推导，确定注采比与地层总压降和产液量间的关系，制作油田(单元) 不同注采比条件下地层压力和年产液量的关系图版，从而确定合理注采 比及配注水量。(物质平衡方程在确定油田合理注采比中的应用、刊物名 称《内蒙古石油化工》，主编：其其格，出版社：内蒙古石油化工，时间： 2012年第22期)。
[0005][0006]
k1＝nc
tboi
[0007]
k1:表示弹性产率，
×
104m3/mpa；
[0008]
k2:表示水侵系数，
×
104m3/(a
·
mpa)；
[0009]
△
p:表示地层总压降，mpa；
[0010]ql
:表示年产液量，
×
104t；
[0011]
ct：表示岩石综合压缩系数，mpa-1
；
[0012]
boi：表示原油体积系数，m3/m3；
[0013]
n:表示地质储量，
×
104m3；
[0014]
ipr：表示注采比；
[0015]
主要步骤：首先考虑有边底水水侵及无边底水水侵两个状态，需要计 算水侵系数，实际开发中需要考虑无效注水比例，确定地层压降与不同 注采比、不同采液速度的关系，得到注采比ipr与单位采液速度下地层压 降的线性关系曲线，最终得出井组或区块的合理注采比及配注水量。
[0016]
但该方法存在不足之处，一是公式适用于弹性水压驱动油藏，常规注 水条件下(低于破裂压力)的基质孔喉和裂缝储层；二是弹性产率与岩 石综合压缩系数相关，这些参数的选取复杂难以准确求取；三是边底水 的水侵量、水侵系数计算误差较大；四是室内试验研究表明，压驱时会 产生微细裂缝，引发裂缝拓展，基质孔隙压力上升，孔喉尺寸增大，连 通的孔隙和喉道数增加，储层孔隙度会提高2-3％，渗透率大幅提高。因 此，仅用物质平衡法在压驱大排量超破裂压力下计算水井配注量不太适 宜。
[0017]
注水井的配注，也可以采用油藏数值模拟技术进行计算，能够提供较 为准确定量的指导，常规注水情况下可以实现，但在高于地层破裂压力 下注水，地下油水渗流规律发生改变，目前油藏数值模拟的数学模型明 显不适应。
[0018]
在申请号：cn201510142060.1的中国专利申请中，涉及到一种海上 油田矢量化配产配注方法，该海上油田矢量化配产配注方法包括：步骤 1，计算油水井间分向流量，确定驱替突破系数；步骤2，通过油水井间 剩余油分析，得到驱替突破系数判识驱替是否均衡的界限值；步骤3，根 据驱替突破系数界限，将实际驱替情况分为多种模式；以及步骤4，针对 每一种模式，建立矢量化配产配注方法，实现海上多井干扰条件下油藏 最大化的驱替均衡。
[0019]
在申请号：cn201611113552.9的中国专利申请中，涉及到一种考虑 非达西流动的油藏注采能力图版绘制方法，该方法包括如下步骤：(1)提 取目标区块岩心，测试启动压力梯度，得到启动压力梯度的特征表达式； (2)搜集油藏基础数据，计算启动压力梯度；(3)修正低渗透油藏直井压裂 产能计算模型，回归训练得到产能公式的修正因子；(4)设置参数变化区 间，进行敏感性分析，完成产能计算图版的绘制；(5)计算注水井平衡吸 水指数，设置不同的注采比，完成注水压力图版的绘制。
[0020]
在申请号：cn201510276011.7的中国专利申请中，涉及到一种油藏 注水方法，涉及油藏注水开发技术领域，方法包括：以中心注水井配注 量为因变量，各生产井的产液量为自变量，建立多元回归模型，进行多 元回归计算，确定注水井的单井配注量；通过地质资料和油藏资料确定 重力分异影响系数及油藏的水油流度比；根据所述重力分异影响系数和 所述油藏的水油流度比，在一预先设置的重力分异图版上确定该重力分 异影响系数和油藏的水油流度比所对应的重力分异程度值；根据注水井 的单井米吸水指数、注水井最大井底压力、地层压力以及单井配注量确 定理论最小射孔厚度；根据油藏储层厚度、理论最小射孔厚度及重力分 异程度值确定射孔厚度，向注水井进行注水。
[0021]
以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术 问题，压驱是一种新型的大排量超高压快速注入的注水技术，压驱时， 注入压力提高，油水井间压差增大，油井端的极限泄油半径相应增大， 受压驱裂缝影响，存在较大水窜风险。如何在高于地层破裂压力下，精 准计算井组、井区合理压驱注水量，确保地层压力合理恢复的同时减少 水窜风险，通过调研目前尚无相关资料和文献记载。因此，需要一种适 用于压驱注水新技术，在应用快捷便利的同时又能够准确计算压驱配注 水量的技术思路。为此我们发明了一种新的确定注水井压驱配注量的方 法。


技术实现要素：

[0022]
本发明的目的是提供一种根据低渗透油藏的渗流特点，结合油水井间压力 变化
特征，确定压驱注水前缘从而压驱注水量的方法。
[0023][0024]
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：确定注水井压驱配注量的 方法，该确定注水井压驱配注量的方法包括：
[0025]
步骤1，利用物质平衡方程计算注水量与地层压力恢复关系；
[0026]
步骤2，在步骤1基础上绘制不同注采比下地层压降变化图版；
[0027]
步骤3，绘制压驱前井间压力变化剖面；
[0028]
步骤4，确定压驱时水井极限易流半径，油井极限泄油半径；
[0029]
步骤5，绘制压驱时油水井间水驱波及范围示意图，利用流体连接法 计算建立有效驱替关系后对应的最大水驱前缘波及半径；
[0030]
步骤6，利用椭球模型计算最大水驱波及半径内孔隙体积确定极限压 驱注水量；
[0031]
步骤7，将步骤6计算的压驱水量与物质平衡法对比优化确定合适驱替 半径和压驱配注水量。
[0032]
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
[0033]
在步骤1中，基于未饱和油藏天然水驱和人工注水弹性驱动物质平衡 方程：
[0034]npbo
＝nb
oict
△
p+(wi+w
e-w
p
)bwꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式1)
[0035]
其中：
[0036]
n：地质储量，
×
104m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
np：累计产油量，
×
104m3；
[0037]
wp：累计产水量，
×
104m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
wi：累计注水，
×
104m3；
[0038]
we：累计天然水侵量，
×
104m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
swc：束缚水饱和度，小数；
[0039]
boi：原始压力下原油体积系数；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
bo：压力p下原油体积系数；
[0040]
bw：水的体积系数，m3/m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
cw：水压缩系数，mpa-1
；
[0041]
cf：孔隙的压缩系数，mpa-1
；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
co：原油的压缩系数，mpa-1
；
[0042]
ct：岩石综合压缩系数，mpa-1
；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ△
p：地层压降，mpa；
[0043]
假定水的体积系数bw＝1.0
[0044]
公式1变形为：
[0045]
we＝n
pbo-nb
oict
△
p-wi+wp
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式3)
[0046]
已知弹性产率：k1＝nc
tboi
[0047]
累产液：wl＝n
pbo
+w
p
[0048]
公式3变形为：we＝wl-wi-k1△
p
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式4)
[0049]
无边底水油藏水水侵量为0，即we＝0；
[0050]
公式4变形为：
[0051]
wi＝k1△
p+wl
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式5)
[0052]
对时间进行微分：
[0053][0054]
已知注采比ipr：
[0055]
[0056]
即
[0057][0058]
公式6可变形为：
[0059]
即：
[0060][0061]
表示单位时间内的总压降，表示单位时间内的累采液量
[0062]
表示单位时间内累计注水量。
[0063]
在步骤1中，利用公式7绘制定液生产不同注采比下地层压降变化情况， 从而计算单位时间内压驱注水量与地层压力变化间的关系。
[0064]
在步骤3中，由于低渗油藏具有渗流阻力大、存在明显的启动压力梯 度的特点，油水井间压力可划分为易流区和阻流区；常规注水时，因启 动压力高，水井吸水差，油水井间难以建立有效驱替关系，存在较大的 阻流区域；压驱时，注水压力提高，超地层破裂压力，产生微细裂缝， 基质孔隙压力上升，孔喉尺寸增大，连通的孔隙和喉道数量增多，促进 小孔隙低渗带吸水，油水井间逐步建立有效驱替关系，并形成新的压力 平衡截面及平衡点，随着注入量的增多，压力平衡点会向油井端移动， 当水驱前缘到达油井极限泄油半径内后，油井发生水淹水窜现象。
[0065]
在步骤4中，在实施压驱的井组根据渗流力学原理建立与渗透率和原 油性相关的油水井驱替表达式；
[0066]
考虑油水井为均值介质，且生产时为径向流：
[0067][0068]
其中：
[0069]
q：产油量或注水量，m3/d；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
k：油层有效渗透率,10-3
μm2；
[0070]
h：产层有效厚度，m；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
μ：流体粘度,mpa.s；
[0071]bo
：压力p下原油体积系数；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ△
p：地层压降(mpa)；
[0072]
r:供给半径，m；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
r：油井井筒半径，m；
[0073]
假定流量或注入量恒定，地层厚度h，油井井筒半径r均为特定值，那 么油井的渗流半径和注水井的注入供给半径的对数lnr都与
△
p，k/μ成 正比，在此条件下，推导出油水井流动的极限半径公式：
[0074][0075]
pe：地层压力，mpa；pw：井底流压，mpa；
[0076]
式9中为注水井时，r
极限
为注水井在某一特定注水压差下不同渗透率、 原油粘度的极限易流半径；式9中为油井时，r
极限
为油井在某一特定生产 压差下不同渗透率、原油粘度的极限泄油半径；
[0077]
压驱时，注入压力提高，水井井底压力超地层破裂压力，产生微细裂 缝并引发裂
缝拓展，在近井地带生产缝网，储层渗透率大幅提高；对比 常规注水，压驱时油水井间压差增大，水井极限易流半径、油井极限泄 油半径会增大，受裂缝影响，存在较大水窜风险。
[0078]
在步骤5中，注采井距为水井极限易流半径、油井极限泄油半径与油 水井间阻流距离之和；
[0079]
注采井距d＝极限易流半径rw+阻流距离rc+极限泄油半径ro
[0080]
对比常规注水，压驱后水井极限易流半径、油井极限泄油半径增大， 因此，阻流距离会减小；油水井间要建立有效驱替关系，压驱波及半径 应大于极限易流半径，小于阻流距离与极限易流半径之和，即rw《压驱波 及半径《rc+rw；结合压驱现场实践，水驱波及半径到达阻流区的 1/3-2/3较为合理，认为位于阻流区的1/2为最佳；
[0081]
因此，压驱最大波及半径为
[0082][0083]
k：油层有效渗透率,10-3
μm2；μ：流体粘度,mpa.s；
[0084]
pe：地层压力，mpa；pw：井底流压，mpa。
[0085]
在步骤6中，由于压驱时，超地层破裂压力注入，近井地带会形成微 细裂缝，引发裂缝分支及拓展，形成大量缝网带，并且基质储层孔喉尺 寸增大，连通的孔隙和喉道数量增加，储层的孔隙度和储积能力相应提 升，通过室内岩心模拟压驱注入实验研究，孔隙度提升2-3％，缝网改善 储积能力8％-15％。因此，对椭球法计算孔隙体积求取压驱注水量的方法 进行系数修正，取值1.1-1.18；
[0086]
因此，压驱最大注水量：
[0087][0088]
β：修正系数，1.1-1.18
ꢀꢀꢀ
φ：孔隙度，％
[0089]
h：储层厚度，m；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
f：参考井区压裂裂缝带宽
[0090]
rmax:压驱最大波及半径。
[0091]
在步骤7中，将步骤6计算的最大压驱注水量与步骤1-2物质平衡法计 算地层压力系数恢复至1.0-1.2时压驱所需注水量对比，并优选水驱波及 半径位于阻流区距离的1/3-2/3范围内的压驱配注水量，达到了合理恢复 地层压力的同时扩大水驱波及范围降低水窜风险的目的。
[0092]
本发明中的确定注水井压驱配注量的方法，依据渗流力学基本理论、 物质平衡理论与压驱注水新模式进一步结合，根据低渗透油藏的渗流特 点，结合油水井间压力变化特征，确定压驱注水前缘从而压驱注水量的 方法。与现有技术相比，本发明通过物质平衡方程推导了一套预测地层 压力恢复与压驱注水量关系的公式，绘制了不同注采比下地层压力恢复 的图版，结合流体连接法确定压驱最大、合理、最优波及范围，利用椭 球模型确定不同波及范围的注水量，将物质平衡法与流体连接法测算压 驱注水量对比优化，在合理恢复地层压力的同时扩大了水驱波及范围并 减小了水淹水窜的风险，弥补了压驱配注水量设计暂无相关技术资料支 撑的空白。该方法实施压驱后地层压力持续回升，有效扩大了水驱波及 范围，降低了水窜风险，压驱井组见效率提高至82％以上，增产效果明显。
附图说明
[0093]
图1为本发明的确定注水井压驱配注量的方法的一具体实施例的流程 图；
[0094]
图2为本发明的定采液速度不同注采比下地层压降变化示意图；
[0095]
图3为本发明的常规注水、压驱注水、水淹时的井间压力变化示意图；
[0096]
图4为本发明的压驱最大水驱波半径示意图；
[0097]
图5为本发明的地下水驱前缘波及形态示意图；
[0098]
图6为本发明的压驱波及范围内地层孔隙体积计算模型示意图；
[0099]
图7为本发明的一具体实施例中定液生产不同注采比条件下地层压降 变化曲线示意图；
[0100]
图8为本发明的一具体实施例中油水井间压力剖面示意图；
[0101]
图9为本发明的一具体实施例中井组渗透率等值图及易流半径、极限 泄油半径示意图；
[0102]
图10为本发明的一具体实施例中不同水驱前缘波及半径下的压驱配 注水量示意图；
[0103]
图11为本发明的一具体实施例中压驱注水后井组日度生产曲线示意 图；
[0104]
图12所示为本发明的一具体实施实例注采井网图；
[0105]
图13为本发明的一具体实施例中井区定液生产时不同注采比下地层 压降随时间的变化曲线图；
[0106]
图14为本发明的一具体实施实例中l13-x62井与l13-x64井井间压力剖 面示意图；
[0107]
图15为本发明的一具体实施实例中l13-x62、l13-x63井组极限易流半 径、极限泄油半径示意图；
[0108]
图16本发明的一具体实施实例中l13-x62不同压驱水驱波及半径对应 的压驱注水量示意图；
[0109]
图17本发明的一具体实施实例中l13-x63不同压驱水驱波及半径对应 的压驱注水量示意图；
[0110]
图18为本发明的一具体实施例在l13-x63井区矿场应用效果验证图；
[0111]
图19为本发明的一具体实施例中注采井网图；
[0112]
图20为本发明的一具体实施例中s106-8井区定液生产时不同注采比下 地层压降随时间的变化曲线图；
[0113]
图21为本发明的一具体实施实例中s106-8井与s106-7井井间压力剖面 示意图；
[0114]
图22为本发明的一具体实施实例中s106-8井组极限易流半径、极限泄 油半径示意图；
[0115]
图23本发明的一具体实施实例中s106-8不同压驱水驱波及半径对应的 压驱注水量示意图；
[0116]
图24为本发明的一具体实施例中s106-8井区矿场应用效果验证图。
具体实施方式
[0117]
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的 说明。除非
另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所 属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0118]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非 意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下 文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理 解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存 在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
[0119]
本发明的确定注水井压驱配注量的方法包括了以下步骤：
[0120]
步骤1，利用物质平衡方程计算注水量与地层压力恢复关系；
[0121]
根据物质平衡方程计算注水量与地层压力恢复关系；
[0122]
已知未饱和油藏(pi＞pb)天然水驱和人工注水弹性驱动物质平衡方 程：
[0123]npbo
＝nb
oict
△
p+(wi+w
e-w
p
)bwꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式1)
[0124]
其中：
[0125]
n：地质储量，
×
104m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
np：累计产油量，
×
104m3；
[0126]
wp：累计产水量，
×
104m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
wi：累计注水，
×
104m3；
[0127]
we：累计天然水侵量，
×
104m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
swc：束缚水饱和度，小数；
[0128]
boi：原始压力下原油体积系数；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
bo：压力p下原油体积系数；
[0129]
bw：水的体积系数，m3/m3；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
cw：水压缩系数，mpa-1
；
[0130]
cf：孔隙的压缩系数，mpa-1
；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
co：原油的压缩系数，mpa-1
；
[0131]
ct：岩石综合压缩系数，mpa-1
；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ△
p：地层压降，mpa；
[0132]
假定水的体积系数bw＝1.0
[0133]
公式1变形为：
[0134]
we＝n
pbo-nb
oict
△
p-wi+wp
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式3)
[0135]
已知弹性产率：k1＝nc
tboi
[0136]
累产液：wl＝n
pbo
+w
p
[0137]
公式3变形为：we＝wl-wi-k1△
p
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式4)
[0138]
无边底水油藏水水侵量为0，即we＝0；
[0139]
公式4变形为：
[0140]
wi＝k1△
p+wl
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(式5)
[0141]
对时间进行微分：
[0142][0143]
已知注采比ipr：
[0144][0145]
即
[0146][0147]
公式6可变形为：
[0148]
即：
[0149][0150]
表示单位时间内的总压降，表示单位时间内的累采液量
[0151]
表示单位时间内累计注水量。
[0152]
步骤2，在步骤1基础上绘制不同注采比下地层压降变化图版，如图2 所示。由图2可知，某井区目前地层压降为14.5mpa，若采用注采比为21 的注水量，3个月时间地层压降将从14.5mpa减小至3.5mpa，若采用注采 比为3的注水量，需要24个月将地层压降从14.5mpa减小至3.5mpa；利用 公式7绘制定液生产不同注采比下地层压降变化情况，从而计算单位时间 内压驱注水量与地层压力变化间的关系。
[0153]
步骤3，根据油水井生产动态数据分析油水井驱替关系，绘制压驱前 井间压力变化剖面；
[0154]
根据油水井生产动态数据分析油水井驱替关系，绘制压驱前井间压力 变化剖面。由于低渗油藏受边界层效应影响，具有渗流阻力大、存在明 显的启动压力梯度的特点，油水井间渗流区域划分为易流区和阻流区， 如图3所示。由图3可知，常规注水时，因启动压力高，水井吸水差，油 水井间难以建立有效驱替关系，井间阻流区域较大。压驱时，注水压力 提高，超地层破裂压力，产生微细裂缝，基质孔隙压力上升，孔喉尺寸 增大，连通的孔隙和喉道数量增多，促进小孔隙低渗带吸水，油水井间 逐步建立有效驱替关系，阻流区减少甚至消失，并形成新的压力平衡截 面及平衡点，随着注入量的增多，压力平衡点会向油井端移动，当水驱 前缘到达油井极限泄油半径内后，油井发生水淹水窜现象。
[0155]
步骤4，确定压驱时水井极限易流半径，油井极限泄油半径。在实施 压驱的井组根据渗流力学原理建立与渗透率和原油性相关的油水井驱替 表达式。
[0156]
考虑油水井为均值介质，且生产时为径向流：
[0157][0158]
其中：
[0159]
q：产油量或注水量，m3/d；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
k：油层有效渗透率,10-3
μm2；
[0160]
h：产层有效厚度，m；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
μ：流体粘度,mpa.s；
[0161]bo
：压力p下原油体积系数；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ△
p：地层压降(mpa)；
[0162]
r:供给半径，m；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
r：油井井筒半径，m；
[0163]
假定流量或注入量恒定，地层厚度h，油井井筒半径r均为特定值，那 么油井的渗流半径和注水井的注入供给半径的对数lnr都与
△
p，k/μ成 正比，在此条件下，推导出油水井流动的极限半径公式：
[0164][0165]
式9中为注水井时，r
极限
为注水井在某一特定注水压差下不同渗透率、 原油粘度的极限易流半径；式9中为油井时，r
极限
为油井在某一特定生产 压差下不同渗透率、原油粘度的极限泄油半径。
[0166]
压驱时，注入压力提高，水井井底压力超地层破裂压力，产生微细裂 缝并引发裂
缝拓展，在近井地带生产缝网，储层渗透率大幅提高。对比 常规注水，压驱时油水井间压差增大，水井极限易流半径、油井极限泄 油半径会增大，受裂缝影响，存在较大水窜风险。
[0167]
步骤5，绘制压驱时油水井间水驱波及范围示意图，利用流体连接法 计算建立有效驱替关系后对应的最大水驱前缘波及半径；
[0168]
绘制压驱时水驱波及范围示意图，如图4所示，利用流体连接法确定 最大水驱前缘波及半径。压驱注水波及半径并非越大越好，波及半径过 大，水驱前缘极易到达油井井底，引发水淹水窜现象；水驱前缘波及半 径过小，阻流区域大，启动压力梯度大，压降损失严重，油水井间难以 建立有效驱替压差。研究认为，压驱最大水驱前缘波及半径不能突破油 井的极限泄油半径，否则油井呈现水淹水窜现象。
[0169]
图4为本发明的压驱最大水驱波半径示意图，注采井距为水井极限易 流半径、油井极限泄油半径与油水井间阻流距离之和。
[0170]
注采井距d＝极限易流半径rw+阻流距离rc+极限泄油半径ro
[0171]
对比常规注水，压驱后水井极限易流半径、油井极限泄油半径增大， 因此，阻流距离会减小。油水井间要建立有效驱替关系，压驱波及半径 应大于极限易流半径，小于阻流距离与极限易流半径之和，即rw《压驱波 及半径《rc+rw。结合压驱现场实践，水驱波及半径到达阻流区的 1/3-2/3较为合理，认为位于阻流区的1/2为最佳。
[0172]
因此，压驱最大波及半径为
[0173][0174]
步骤6，利用椭球模型计算水驱波及半径内孔隙体积确定压驱注水量；
[0175]
受储层层间、层内非均质性的影响，压驱注水时水驱前缘并非呈现同 心圆式的均衡扩散。结合压裂椭球渗流理论、数值模拟及室内实验研究， 注水前缘呈现类似椭球形态突进，如图5所示。由图5可知，平面上看， 水井注水时，油水井间水驱波及范围呈现一定夹角，整体上呈椭圆形态。 因此，利用椭球法计算最大压驱驱替半径内的孔隙体积从而求取最大压 驱注水量，避免压驱后出现水淹水窜现象，如图6所示，椭球的长轴半径 rmax为最大水驱波及半径，短轴半径f可参考模拟压驱裂缝的带宽，纵轴 半径h/2参考储层有效厚度的二分之一。由于压驱时，超地层破裂压力注 入，近井地带会形成微细裂缝，引发裂缝分支及拓展，形成大量缝网带， 并且基质储层孔喉尺寸增大，连通的孔隙和喉道数量增加，储层的孔隙 度和储积能力相应提升，通过室内岩心模拟压驱注入实验研究，孔隙度 提升2-3％，缝网改善储积能力8％-15％。因此，对椭球法计算孔隙体积求 取压驱注水量的方法进行系数修正，取值1.1-1.18。
[0176]
因此，压驱最大注水量：
[0177][0178]
β：修正系数，1.1-1.18
ꢀꢀꢀ
φ：孔隙度，％
[0179]
h：储层厚度，m；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
f：参考模拟压驱裂缝带宽
[0180]
步骤7，将步骤6计算的压驱水量与物质平衡法对比优化确定合适驱替 半径和压驱配注水量。
[0181]
将步骤6计算的最大压驱注水量与步骤1-2物质平衡法计算地层压力系 数恢复至1.0-1.2时压驱所需注水量对比，并优选水驱波及半径位于阻流 区距离的1/3-2/3范围内
的压驱配注水量，达到了合理恢复地层压力的同 时扩大水驱波及范围降低水窜风险的目的。
[0182]
以下为应用本发明的几个具体实施例。
[0183]
实施例1：(物质平衡法测算水量小于最小合理压驱注水量)
[0184]
在应用本发明的一具体实施例1中，如图1所示，图1为本发明的注水 井压驱配注量的设计新方法的一具体实施例的流程图。
[0185]
步骤101，根据物质平衡方程建立某时间段内地层压降与采液量，注 水量、注采比间的关系表达式；
[0186][0187]
步骤102，根据式1绘制定年采液量时不同注采比下地层压降随时间的 变化示意图。注采比越高，地层压力恢复速度越快，达到相同压力下注 水时间越短，根据采液量和注采比即可求出理想地层压力下的注水量。
[0188]
图7所示为本发明的一具体实施实例注采井网图，图8中所示为n35-42 井组定液生产时不同注采比下地层压降随时间的变化曲线。井组实施压 驱前地层压力16.4mpa，设计压驱后地层压力系数恢复至1.2即35.9mpa， 预测压驱后年产液量0.77
×
104t，物质平衡条件下，2个月内应完成压驱 注水量3.53
×
104m3。
[0189]
步骤103，根据油水井动态生产数据，历史注水见效状况分析油水井 驱替关系，绘制井间压力变化剖面。
[0190]
图9为本发明的一具体实施实例，n35-42井与n35-x7井井间压力剖面 示意图。n35-42井组单井日液1.5t/d单井日油1.2t/d，单井日注 13.4m3/d，水井长期注水效果差，油井未见效，认为油水井未建立有效驱 替关系，油水井间存在较大阻流距离。
[0191]
步骤104，根据式2计算实施例n35-42井组水井极限易流半径以及对应 油井的极限泄油半径。
[0192][0193]
由公式2计算n35-42压驱前极限易流半径66m，n35-x7、n35-x6、 n35-x41、n35-43、n35-5-x4极限泄油半径分别为48.3m，62.1，27.6，46.1，19.8m。
[0194]
步骤105，根据极限易流半径、极限泄油半径绘制井组水驱波及范围 示意图，确定最大水驱前缘波及半径。
[0195]
图7为本发明的一具体实施实例，n35-42井组极限易流半径、极限泄 油半径示意图。因n35-x7历史压裂裂缝方向与水井n35-42井基质井距最 小，因此，以n35-42与n35-x7井确定最大压驱驱替半径。压驱时，由于 注入压力提高，注水和生产压差变大，水井极限易流半径和油井极限泄 油半径变大，计算n35-42压驱后极限易流半径122m，n35-x7井极限泄油 半径122m，两井间阻流距离为96m，那么，最大驱替半径为＝注采井距360m
‑ꢀ
极限泄油半径122m＝218m，合理水驱波及半径位于阻流区1/3-2/3处即 154m-186m，最佳水驱波及半径阻流区1/2处为170m。
[0196]
步骤106根据椭球法模型计算实施例井组，最大压驱驱替半径、合理 压驱驱替半径、最佳水驱波及半径内的孔隙体积求取相应的压驱注水量。
[0197]
图10本发明的一具体实施实例，不同压驱水驱波及半径对应的压驱注 水量示意图。n35-42井组最大压驱驱替半径218m，对应注水量为5.67
×ꢀ
104m3，合理压驱注水量范围154m-186m，对应注水量为4.01-4.84
×
104m3， 最佳压驱波及半径170m，对应注水量为4.42
×
104m3。
[0198]
步骤107将步骤106计算的最大压驱注水量与步骤102物质平衡法计算 地层压力系数恢复至1.2时压驱所需注水量对比，n35-42井组物质平衡法 测算压驱注水量为3.53
×
104m3小于压驱水窜极限注水量5.67
×
104m3，进 而优化选择水驱波及半径位于1/2阻流区的最佳注水量4.42
×
104m3。
[0199]
图11为本发明的一具体实施例在n35-42井组矿场应用效果验证图，依 据该方法，优化压驱配注水量设计，扩大水驱波及范围减少了水窜风险， n35-42井组压驱后产能提高至近3倍，井组含水稳定，验证了该方法的正 确性和实用性。
[0200]
实施例2：(物质平衡法测算水量位于合理压驱注水量范围内)
[0201]
在应用本发明的具体实施例2中，图1为本发明的注水井压驱配注量的 设计新方法的一具体实施例的流程图。
[0202]
步骤101，根据式1物质平衡方程建立某时间段内地层压降与采液量， 注水量、注采比间的关系表达式；
[0203]
步骤102，根据式1绘制定年采液量时不同注采比下地层压降随时间的 变化示意图。
[0204]
图12所示为本发明的一具体实施实例注采井网图，图13所示为 l13-x63井区定液生产时不同注采比下地层压降随时间的变化曲线。井组 实施压驱前地层压力23.6mpa，地层总压降25.16mpa，设计压驱后地层压 力系数恢复至1.2即38.9mpa，物质平衡法测算压驱注水量为3.4
×
104m3。
[0205]
步骤103，根据油水井动态生产数据，历史注水见效状况分析油水井 驱替关系，绘制井间压力变化剖面。
[0206]
图14为本发明的一具体实施实例，l13-x62井与l13-x64井井间压力剖 面示意图。l13-x63井区单井日液2.5t/d单井日油2.0t/d，单井日注 5.5m3/d，水井长期吸水差，油井低液低能，认为油水井未建立有效驱替 关系，油水井间存在较大阻流距离。
[0207]
步骤104，根据式2计算实施例l13-x63井区水井极限易流半径以及对 应油井的极限泄油半径。
[0208]
由公式2计算l13-x62、l13-x63压驱前极限易流半径分别为78.2m、 59.6m，l13-x60、l13-x61、l13-x64、l13-x65、l13-x66极限泄油半径 分别为58.2m，23.6，84.4，55.2，111.0m。
[0209]
步骤105，根据极限易流半径、极限泄油半径绘制井组水驱波及范围 示意图，确定最大水驱前缘波及半径。
[0210]
图15为本发明的一具体实施实例，l13-x62、l13-x63井组极限易流半 径、极限泄油半径示意图。因l13-x64历史压裂裂缝方向与水井l13-x62 井基质井距最小，因此，以l13-x62与l13-x64井确定l13-x62的最大压驱 驱替半径。同理，以l13-x63与l13-x65井确定l13-x63井最大压驱驱替半 径。压驱时，由于注入压力提高，注水和生产压差变大，水井极限易流 半径和油井极限泄油半径变大，计算l13-x62、l13-x63压驱后极限易流 半径分
别为113.7、73.4m，l13-x64、l13-x65井极限泄油半径分别为 104.3m、68.2m，l13-x62与l13-x64间阻流距离为42m，l13-x63与 l13-x65间阻流距离为158.4m。那么，l13-x62、l13-x63最大驱替半径分 别为155.7m、231.8m，l13-x62、l13-x63合理水驱波及半径分别为 127.7m-141.7m、126.2-179m，l13-x62、l13-x63井最佳驱替半径分别为 134.7m、152.6m。
[0211]
步骤106根据椭球法模型计算实施例井组，最大压驱驱替半径、合理 压驱驱替半径、最佳水驱波及半径内的孔隙体积求取相应的压驱注水量。
[0212]
图16本发明的一具体实施实例，l13-x62不同压驱水驱波及半径对应 的压驱注水量示意图。l13-x62井组最大压驱驱替半径155.7m，对应注水 量为2.5
×
104m3，合理压驱注水量范围127.7m-141.7m，对应注水量为 2.1-2.5
×
104m3，最佳压驱波及半径134.7m，对应注水量为2.2
×
104m3。
[0213]
图17本发明的一具体实施实例，l13-x63不同压驱水驱波及半径对应 的压驱注水量示意图。l13-x63井组最大压驱驱替半径231.8m，对应注水 量为2.5
×
104m3，合理压驱注水量范围126.2m-179m，对应注水量为 1.3-1.9
×
104m3，最佳压驱波及半径152.6m，对应注水量为1.6
×
104m3。
[0214]
步骤107将步骤106计算的最大压驱注水量与步骤102物质平衡法计算 地层压力系数恢复至1.2时即38.9mpa时所需注水量对比，l13-x63井区物 质平衡法测算压驱注水量为3.4
×
104m3，流体连接法计算井区合理压驱注 水量为3.4
×
104m
3-4.2
×
104m3，最大压驱注水量为5.0
×
104m3。考虑物质 平衡法测算压驱水量已达到合理压驱水量范围，且井区油井采用仿水平 井压裂方式投产，为避免压裂裂缝线性水窜，优选物质平衡法测算压驱 注水量3.4
×
104m3,其中l13-x62压驱注水量为2.1
×
104m3,l13-x62压驱注 水量1.3
×
104m3。
[0215]
图18为本发明的一具体实施例在l13-x63井区矿场应用效果验证图， 依据该方法，优化压驱配注水量设计，井区压驱注水3.4
×
104m3后，日产 油量由9.2t/d提高至17.9t/d，井组含水稳定，累计增油1976t，说明该 方法具有较好的指导意义。
[0216]
实施例3：(物质平衡法测算水量大于最大压驱注水量)
[0217]
在应用本发明的具体实施例3中，图1为本发明的注水井压驱配注量的 设计新方法的一具体实施例的流程图。
[0218]
步骤101，根据式1物质平衡方程建立某时间段内地层压降与采液量， 注水量、注采比间的关系表达式；
[0219]
步骤102，根据式1绘制定年采液量时不同注采比下地层压降随时间的 变化示意图。
[0220]
图19所示为本发明的一具体实施实例注采井网图，图20所示为 s106-8井区定液生产时不同注采比下地层压降随时间的变化曲线。井组 实施压驱前地层压力25.5mpa，地层总压降18.89mpa，设计压驱后地层压 力系数恢复至1.0即34.1mpa，物质平衡法测算压驱注水量为4.5
×
104m3。
[0221]
步骤103，根据油水井动态生产数据，历史注水见效状况分析油水井 驱替关系，绘制井间压力变化剖面。
[0222]
图21为本发明的一具体实施实例，s106-8井与s106-7井井间压力剖面 示意图。b106-8井区单井日液3.8t/d单井日油1.3t/d，单井日注 11.5m3/d，注采两难，油水井间阻流距离较大。
[0223]
步骤104，根据式2计算实施例s106-8井区水井极限易流半径以及对应 油井的极限泄油半径。
[0224]
由公式2计算s106-8压驱前极限易流半径为90.36m，s106-2、s106-7、 s106-4、s106-x9极限泄油半径分别为67.8m、49.3、73.3、54.5m。
[0225]
步骤105，根据极限易流半径、极限泄油半径绘制井组水驱波及范围 示意图，确定最大水驱前缘波及半径。
[0226]
图22为本发明的一具体实施实例，s106-8井组极限易流半径、极限泄 油半径示意图。因s106-4历史压裂裂缝方向与水井s106-8井基质井距最 小，因此，以s106-4与s106-8井确定最大压驱驱替半径。压驱时，水井 极限易流半径和油井极限泄油半径变大，计算s106-8压驱后极限易流半 径为131.4m，s106-4井极限泄油半径分别为104.8m，s106-8与s106-4间 阻流距离为113.8m。那么，s106-8最大驱替半径分别为245.2m，合理水 驱波及半径169.3-207.2m，最佳驱替半径分别为188.3m。
[0227]
步骤106根据椭球法模型计算实施例井组，最大压驱驱替半径、合理 压驱驱替半径、最佳水驱波及半径内的孔隙体积求取相应的压驱注水量。
[0228]
图23本发明的一具体实施实例，s106-8不同压驱水驱波及半径对应的 压驱注水量示意图。s106-8井组最大压驱驱替半径245.2m，对应注水量 为4.2
×
104m3，合理压驱注水量范围169.3m-207.2m，对应注水量为 2.9-3.5
×
104m3，最佳压驱波及半径188.3m，对应注水量为3.2
×
104m3。
[0229]
步骤107将步骤106计算的最大压驱注水量与步骤102物质平衡法计算 地层压力系数恢复至1.0时即34.1mpa时所需注水量对比，s106-8井区物 质平衡法测算压驱注水量为4.5
×
104m3，流体连接法计算井区合理压驱注 水量为2.9
×
104m
3-3.5
×
104m3，最大压驱注水量为4.2
×
104m3。考虑物质 平衡法测算压驱水量大于最大压驱波半径测算注水量，可能出现水窜现 象，优选波及半径位于阻流距离2/3处压驱注水量3.5
×
104m3。
[0230]
图24为本发明的一具体实施例在s106-8井区矿场应用效果验证图，根 据该方法优化压驱配注水量设计，井区压驱注水3.5
×
104m3后，产能翻倍， 井组含水稳定，说明该方法具有较好的指导意义。
[0231]
与现有技术相比，本发明通过物质平衡方程推导了一套预测地层压力 恢复与压驱注水量关系的公式，绘制了不同注采比下地层压力恢复的图 版，结合流体连接法确定压驱最大、合理、最优波及范围，利用椭球模 型确定不同波及范围的注水量，将物质平衡法与流体连接法测算压驱注 水量对比优化，在合理恢复地层压力的同时扩大了水驱波及范围并减小 了水淹水窜的风险，弥补了压驱配注水量设计暂无相关技术资料支撑的 空白。该方法已在胜利油田现河采油厂多个井组中应用，实施压驱后地 层压力持续回升，有效扩大了水驱波及范围，降低了水窜风险，压驱井 组见效率提高至82％以上，增产效果明显。
[0232]
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于 限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本 领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改， 或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内， 所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之 内。
[0233]
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。