底水油藏水侵量計(jì)算新方法

崔雪婷, 張藝鐘,2 *, 張茂林,2, 楊龍, 田嘉鑫, 凡文科, 肖千祝

(1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院, 武漢 430000; 2.長(zhǎng)江大學(xué)非常規(guī)油氣省部共建協(xié)同創(chuàng)新中心, 武漢 430000; 3.中原油田勘探開發(fā)研究院, 濮陽(yáng) 457000; 4.大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠地質(zhì)研究所, 大慶 163712)

在水驅(qū)油藏開發(fā)過(guò)程中,明確水驅(qū)油藏的水侵量和水驅(qū)控制儲(chǔ)量可以及時(shí)有效調(diào)整開發(fā)方式,水侵量能夠反映生產(chǎn)井的水侵特征,對(duì)油藏開發(fā)具有重要意義[1]。國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)水侵量的計(jì)算做了大量的研究[2],主要分為穩(wěn)態(tài)水侵法、非穩(wěn)態(tài)水侵法和擬穩(wěn)態(tài)水侵法[3-10],以上3種都屬于靜態(tài)法但適用條件有所不同。穩(wěn)態(tài)法假設(shè)特大天然水域存在于油藏外部且天然水域滲透率高,水侵速度不隨時(shí)間變化,水侵量的計(jì)算結(jié)果會(huì)因忽略了油藏和天然水域的壓縮性而偏大;非穩(wěn)態(tài)模型指出當(dāng)時(shí)間發(fā)生變化時(shí)水侵速度隨之變化,處理過(guò)于復(fù)雜的問(wèn)題時(shí),計(jì)算結(jié)果精確性較差;擬穩(wěn)態(tài)水侵模型假定存在于水層與油水界面兩者間的壓降與水侵量之間存在正比關(guān)系,將無(wú)限個(gè)階段的水侵量累加作為累計(jì)水侵量,不考慮非穩(wěn)態(tài)時(shí)期的影響。

靜態(tài)法需要基于滲流理論,運(yùn)用靜態(tài)數(shù)據(jù),預(yù)測(cè)水體的大小和形態(tài)從而選擇合適的模型,但水體的規(guī)模難于準(zhǔn)確預(yù)測(cè),存在較大缺陷。動(dòng)態(tài)分析法是利用充足的油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù),以物質(zhì)平衡法為基礎(chǔ)來(lái)評(píng)估水侵量。如唐林等[11]在不假設(shè)水體形態(tài)和大小的情況下,利用Wegle方程結(jié)合水驅(qū)特征曲線和物質(zhì)平衡原理創(chuàng)建了新的水侵計(jì)算模型,簡(jiǎn)便了計(jì)算過(guò)程。張安剛等[12]建立了帶凝析氣頂?shù)姿筒匚镔|(zhì)的量物質(zhì)平衡方程,結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算不同時(shí)刻的水侵量。閆正和等[13]應(yīng)用水體物質(zhì)平衡方程建立了氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和水侵量計(jì)算新方法。李璐等[14]依據(jù)物質(zhì)平衡方程計(jì)算出不同油藏類型下的水侵量。吳克柳等[15]針對(duì)異常高壓有水凝析氣藏建立了相關(guān)的物質(zhì)平衡方程,計(jì)算出了水侵量。胡俊坤等[16]作出了采出程度與無(wú)因此壓力圖版,利用圖版參數(shù)通過(guò)相關(guān)計(jì)算確定水驅(qū)氣藏的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和水侵量。

一些學(xué)者采用動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的經(jīng)驗(yàn)算法與靜態(tài)法和動(dòng)態(tài)法相結(jié)合提出了水侵量的計(jì)算模型。如于清艷等[17]利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)擬合Blasingame曲線和水體重要參數(shù),利用擬穩(wěn)態(tài)水侵模型定量評(píng)價(jià)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、水侵量、水體指數(shù)等參數(shù)。唐圣來(lái)等[18],建立了優(yōu)化目標(biāo)函數(shù),將物質(zhì)平衡方程和測(cè)試地層靜壓考慮作為迭代條件,以擬合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量并確定水侵量。鹿克峰[19]將Fetkovitch水域模型和物質(zhì)平衡方程結(jié)合,利用經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式分析了水侵預(yù)測(cè)的適用性。

上述一些方法求解水侵量的方法復(fù)雜、過(guò)程煩瑣且參數(shù)需求多,難以應(yīng)用于實(shí)際生產(chǎn),僅使用靜態(tài)參數(shù)或者生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)會(huì)造成較大的計(jì)算誤差。鑒于此,現(xiàn)結(jié)合靜態(tài)法和動(dòng)態(tài)法,在缺乏試井?dāng)?shù)據(jù)、常規(guī)方法難以確定水驅(qū)控制儲(chǔ)量的情況下,基于水驅(qū)特征曲線得出水驅(qū)控制儲(chǔ)量,利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)建立物質(zhì)平衡方程計(jì)算虧空體積曲線法下的水侵量,進(jìn)而確定水體特征和參數(shù)。運(yùn)用Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)法,采用試錯(cuò)法不斷調(diào)整水體體積和水侵系數(shù)擬合虧空體積曲線法計(jì)算的水侵量,從而得到最優(yōu)的水侵指數(shù)和水體體積。通過(guò)數(shù)值模擬軟件建立的機(jī)理模型所設(shè)置的水體體積和水侵指數(shù)與此方法的計(jì)算得到的最優(yōu)的結(jié)果進(jìn)行對(duì)比,驗(yàn)證了此方法的正確性。經(jīng)過(guò)實(shí)例計(jì)算誤差較小,表明可以使用Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)模型進(jìn)行未來(lái)水侵量的預(yù)測(cè)。

1 模型的建立

底水油藏是指儲(chǔ)層上方是油區(qū),下方是地層水的油藏,儲(chǔ)層、水在連通的流動(dòng)系統(tǒng)中。原油被采出的過(guò)程中,油藏內(nèi)部產(chǎn)生壓降,逐步傳播到與油藏相連的天然水域中,并引起束縛水的彈性膨脹和儲(chǔ)集層巖石的收縮,隨著壓降波到達(dá)油水邊界,在油藏開發(fā)中后期邊底水入侵到油藏內(nèi)部;同時(shí)壓力下降會(huì)引起部分溶解氣的脫出,這些驅(qū)動(dòng)能量將地層流體排驅(qū)出來(lái),如圖1所示。

圖1 底水油藏模式示意圖Fig.1 Bottom water reservoirs model diagram

因此模型基本假設(shè)條件如下:①油藏以底水天然能量開發(fā);②開發(fā)過(guò)程中考慮了油環(huán)油、溶解氣、水體等因素;③考慮了束縛水的彈性膨脹作用和孔隙體積的減小;④忽略了毛管壓力的作用。

2 水侵量計(jì)算公式推導(dǎo)

首先針對(duì)底水油藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量不明確的問(wèn)題,本次研究選取合適的水驅(qū)特征曲線并利用2.1節(jié)水驅(qū)特征曲線計(jì)算出的水驅(qū)控制儲(chǔ)量的大小應(yīng)用于2.2節(jié)虧空體積法計(jì)算現(xiàn)階段的水侵量中。在此基礎(chǔ)上用2.3節(jié)Fetovitch擬穩(wěn)態(tài)模型,采用試錯(cuò)法不斷調(diào)整水體體積Vw和水侵指數(shù)Je擬合2.2節(jié)中虧空體積法的水侵量,得到最優(yōu)的水體體積Vw和水侵指數(shù)Je,進(jìn)而運(yùn)用Fetovitch擬穩(wěn)態(tài)模型預(yù)測(cè)未來(lái)水侵量,如圖2所示為新方法計(jì)算思路。

圖2 新方法計(jì)算思路Fig.2 New method calculation diagram

2.1 水驅(qū)特征曲線

甲型水驅(qū)特征曲線被廣泛應(yīng)用于預(yù)測(cè)水驅(qū)油藏的動(dòng)態(tài)[20]。表達(dá)式為

lnWp=a1+b1Np

(1)

甲型水驅(qū)控制儲(chǔ)量計(jì)算公式為

(2)

乙型水驅(qū)特征曲線表達(dá)式為

lnRwo=a2+b2Np

(3)

乙型水驅(qū)控制儲(chǔ)量計(jì)算公式為

(4)

丙型水驅(qū)特征曲線表達(dá)式為

(5)

丙型水驅(qū)控制儲(chǔ)量推導(dǎo)公式為

(6)

(7)

丁型水驅(qū)特征曲線表達(dá)式為

(8)

丁型水驅(qū)控制儲(chǔ)量推導(dǎo)公式為

Nm=1/b4

(9)

(10)

式中:Wp為累計(jì)產(chǎn)水量,104m3;Np為累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;N為水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量,104m3;Rwo為水油比,m3/m3;Lp為累計(jì)產(chǎn)液量,104m3;Nm為水驅(qū)可動(dòng)用儲(chǔ)量,104m3;Swi為束縛水飽和度;Sor為殘余油飽和度;a1、a2、a3、a4為水驅(qū)曲線截距;b1、b2、b3、b4為水驅(qū)曲線斜率;A1=b1ea1,B1=b1N,A2=ea2,B2=b2N。

2.2 虧空體積法計(jì)算水侵量

在利用合適的水驅(qū)特征曲線完成動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)后,在油藏開發(fā)過(guò)程中將實(shí)際油藏簡(jiǎn)化,看作體積不變的容積,考慮了儲(chǔ)集層和束縛水的彈性膨脹作用、外部水體的侵入和原油溶解氣的脫出這些因素對(duì)地層流體的驅(qū)替,可以根據(jù)物質(zhì)平衡原理[21]利用虧空體積曲線法計(jì)算出油藏的水侵量。

由水驅(qū)特征曲線得到油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量N,則初始條件壓力為pi時(shí)油藏儲(chǔ)量為

Vci=NBoi

(11)

式(11)中:Boi為原油原始體積系數(shù),m3/m3。

生產(chǎn)進(jìn)行過(guò)程中,儲(chǔ)層壓降將導(dǎo)致油藏孔隙體積的減少、束縛水體積的膨脹,其計(jì)算公式為

(12)

(13)

式中:ΔVp為油藏孔隙體積的減小量,104m3;Vp為油藏的孔隙體積,104m3;cp為巖石的壓縮系數(shù),MPa-1;p為地層壓力,MPa;pi為原始地層壓力,MPa;Δp為油藏壓降,Δp=pi-p,MPa;swc為油藏的束縛水飽和度,小數(shù);ΔVwc為油藏束縛水體積的膨脹量,104m3;cw為地層水的壓縮系數(shù),MPa-1。

油藏的存水量W(104m3)等于外來(lái)水的侵入量減去產(chǎn)出的水量,即

W=We-WpBw

(14)

式(14)中:We為侵入油藏的邊底水體積(水侵量),104m3;Wp為從油藏產(chǎn)出的水體積(產(chǎn)水量),104m3;Bw為水相體積系數(shù),m3/m3。

原油脫出氣量ΔVgs(m3)將占據(jù)油藏的一部分容積,表達(dá)式為

ΔVgs=N(Rsi-Rs)Bg

(15)

式(15)中:Rsi為原始溶解氣油比,m3/m3;Rs為地層壓力(p)下的溶解氣油比,m3/m3;Bg為氣體體積系數(shù),m3/m3。

油藏產(chǎn)出的自由氣體體積ΔVgp(104m3)為

ΔVgp=Np(Rp-Rs)Bg

(16)

式(16)中:Rp為油藏的累積生產(chǎn)氣油比,m3/m3。

油藏的存氣量ΔVg為

ΔVg=ΔVgs-ΔVgp

=N(Rsi-Rs)Bg-Np(Rp-Rs)Bg

(17)

地層壓力不斷下降,當(dāng)下降到p時(shí)的油藏容積Vc(104m3)為

Vc=Vci-ΔVp-ΔVwc-ΔVg-W

(18)

式(18)中:Vci為原始條件下油藏的容積,104m3。

將式(18)整理后可得

N(Rsi-Rs)Bg+Np(Rp-Rs)Bg-We+WpBw

(19)

當(dāng)采出Np體積原油后,剩余油量的地面體積Nres(104m3)為

(20)

式(20)中:Bo為地層壓力為p時(shí)的原油體積系數(shù),m3/m3。

根據(jù)物質(zhì)平衡方程的基本形式,即

N=Np+Nres

(21)

引入兩相體積系數(shù)Bt,即

Bt=Bo+(Rsi-Rs)Bg

(22)

將式(19)～式(22)聯(lián)合,可以得到水侵量的計(jì)算公式為

We=Np[Bo+(Rp-Rs)Bg]+WpBw-

N[BoiCc(pi-p)+(Bt-Bti)]

(23)

式(23)中:Bt為綜合體積系數(shù),m3/m3;Bti為原始綜合體積系數(shù),m3/m3;Cc為油藏容積壓縮系數(shù),計(jì)算公式為

(24)

式(24)中:Cc為油藏容積的壓縮系數(shù),MPa-1。

假設(shè)變量X表示地層能量損失,則有

X=[BoiCc(pi-p)+(Bt-Bti)]

(25)

基于水驅(qū)特征曲線得到的儲(chǔ)量N計(jì)算出不同壓力下的不考慮水體虧空體積Vve和考慮水侵虧空體積Vv[22-23]為

Vve=NX

(26)

Vv=Np[Bo+(Rp-Rs)Bg]+WpBw

(27)

式(27)減去式(26),可得出區(qū)塊水侵量為

We=Vv-Vve

(28)

2.3 Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)法

虧空體積曲線法僅能通過(guò)已有的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算油藏過(guò)去和現(xiàn)階段的水侵量,而Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)法可以利用水侵指數(shù)和水體體積等參數(shù)預(yù)測(cè)未來(lái)的水侵量。

水侵指數(shù)方程描述了水侵流量qe(m3/ks)與時(shí)間的關(guān)系,表達(dá)式為

(29)

在水體的綜合壓縮系數(shù)ct(MPa-1)恒定不變的前提下,水侵量與壓降存在正比關(guān)系,兩者關(guān)系式為

(30)

式(30)中:Vw為水體體積大小,104m3。

定義最大水侵量Wei(104m3)為

Wei=Vwctpi

(31)

將式(31)代入式(30)中得

(32)

對(duì)式(32)兩邊對(duì)時(shí)間求導(dǎo)數(shù),得

(33)

把式(33)代入式(29),得

(34)

對(duì)式(34)進(jìn)行積分得

(35)

把式(35)代入式(29),得

(36)

將式(36)積分,水侵量的計(jì)算公式為

(37)

2.4 虧空體積曲線法和Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)法擬合

根據(jù)Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)模型對(duì)水體體積Vw和水侵指數(shù)Je賦一初值0。根據(jù)式(37)計(jì)算不同時(shí)刻下的水侵量,與虧空體積曲線法相應(yīng)時(shí)刻下的水侵量進(jìn)行比較。

若兩種方法計(jì)算出的水侵量的差距太大則不斷對(duì)Vw和Je賦值,直至達(dá)到兩者的平均相對(duì)誤差最小,即擬合效果最優(yōu)為止,便可得到最優(yōu)的水侵指數(shù)Je和水體體積Vw,從而利用Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)水侵模型對(duì)油藏未來(lái)的水侵量做預(yù)測(cè)。

3 儲(chǔ)量及水侵量的計(jì)算步驟

水驅(qū)控制儲(chǔ)量和水侵量的計(jì)算步驟如下。

(1)結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù),利用式(38)計(jì)算自投產(chǎn)至今的采出程度(范圍在0～100%),以采出程度為橫坐標(biāo),含水率為縱坐標(biāo)做出實(shí)際含水上升率變化曲線[24],表達(dá)式為

(38)

式(38)中:Npi為自投產(chǎn)到最終年每半個(gè)月的累計(jì)產(chǎn)油量,m3;Np為最終的累計(jì)產(chǎn)油量,m3。

(2)進(jìn)行水驅(qū)特征曲線優(yōu)選。將實(shí)際含水率變化曲線與圖版上的4種含水上升規(guī)律甲型、乙型、丙型、丁型的理論含水率變化曲線形態(tài)進(jìn)行對(duì)比,選擇最符合的實(shí)際含水上升規(guī)律的曲線。

(3)依據(jù)最優(yōu)水驅(qū)特征曲線公式做出圖像,在曲線上取直線段擬合出趨勢(shì)線,得出截距和斜率[25],根據(jù)水驅(qū)控制儲(chǔ)量計(jì)算公式得到N。

(4)利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)和壓力測(cè)試數(shù)據(jù),根據(jù)水侵量計(jì)算式(26)～式(28),計(jì)算出不同壓力下不考慮水侵虧空體積Vve和考慮水侵虧空體積Vv,將Vv和Vve相減,可得出虧空體積曲線法下的水侵量。

(5)通過(guò)試錯(cuò)法不斷對(duì)水體體積Vw和水侵指數(shù)Je進(jìn)行優(yōu)化,使得Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)水侵模型計(jì)算出的水侵量和步驟(4)虧空體積曲線法計(jì)算出的水侵量擬合效果達(dá)到最好,即虧空體積曲線法和Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)法計(jì)算水侵量平均相對(duì)誤差最小。

(6)得到最優(yōu)的水體體積Vw和水侵指數(shù)Je,便可利用Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)模型對(duì)未來(lái)的水侵量進(jìn)行預(yù)測(cè)。

4 實(shí)例計(jì)算及數(shù)模驗(yàn)證

以底水油藏為研究區(qū),驗(yàn)證本文所提出的預(yù)測(cè)水驅(qū)油田水侵量是否合理。如圖3所示,利用tNavigator油藏?cái)?shù)值模擬軟件建立了一個(gè)機(jī)理模型,模型地質(zhì)儲(chǔ)量為4.848 8×104m3,水體模型選用Fetkovitch水體,底水體體積設(shè)置為1×109m3,水侵指數(shù)設(shè)置為9 000 m3/(d·MPa)。該模型的相關(guān)參數(shù)如表1所示。

表1 底水油藏相關(guān)參數(shù)Table 1 Parameters related to bottom water reservoirs

圖3 底水油藏機(jī)理模型Fig.3 Mechanism model of bottom water reservoirs

通過(guò)底水油藏機(jī)理模型,模擬從初始開發(fā)狀態(tài)至今的油藏狀況,結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)如表2所示,依據(jù)式(38)繪制出實(shí)際的含水上升率曲線,與圖版上甲型、乙型、丙型、丁型4種含水率變化曲線對(duì)比,得出丙型水驅(qū)特征曲線最符合實(shí)際含水上升率曲線,如圖4所示。

表2 底水油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)Table 2 Production performance data of bottom water reservoirs

圖4 含水上升率曲線Fig.4 Water content rise rate curve

依據(jù)丙型水驅(qū)特征曲線的式(5),以累產(chǎn)液為橫坐標(biāo),累產(chǎn)液與累產(chǎn)油的比值為縱坐標(biāo)作圖。如圖5所示,取直線段擬合出趨勢(shì)線,易知截距為a3=0.276 9,斜率為b3=0.403 8。因此可根據(jù)式(7)計(jì)算出水驅(qū)控制儲(chǔ)量N為4.882 1×104m3,對(duì)比數(shù)值模擬中的儲(chǔ)量4.848 8×104m3,相對(duì)誤差為0.69%,水驅(qū)控制儲(chǔ)量計(jì)算準(zhǔn)確,可以將丙型水驅(qū)特征曲線計(jì)算出的水驅(qū)控制儲(chǔ)量結(jié)果應(yīng)用到水侵量的計(jì)算中。

圖5 丙型水驅(qū)特征曲線Fig.5 Type C water drive characteristic curve

通過(guò)對(duì)地層流體PVT相態(tài)擬合取樣和實(shí)驗(yàn)室分析得到如表3所示的PVT相態(tài)數(shù)據(jù)。

表3 PVT相態(tài)數(shù)據(jù)Table 3 PVT phase data

經(jīng)過(guò)對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行校正得到了壓力與Bo、Rs、Z關(guān)系式為

Bo=0.000 4p2+0.005 9p+1.156 2,

R2=0.999 7

(39)

Rs=0.065 6p2+4.736 4p+9.083 6,

R2=0.997 5

(40)

Z=0.000 2p2-0.006 4p+0.951,

R2=0.853 2

(41)

結(jié)合底水油藏相關(guān)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)如表2以及計(jì)算得到的水驅(qū)控制儲(chǔ)量,依據(jù)虧空體積曲線法的公式如表4所示計(jì)算出不同壓力下的不考慮水侵虧空體積Vve和考慮水侵虧空體積Vv,兩者相減從而得出虧空體積曲線法的水侵量We[26],如圖6所示。

表4 體積虧空法和Fetkovitch水侵模型水侵量計(jì)算結(jié)果表Table 4 Calculation results of volume deficit method and Fetkovitch water intrusion model

圖6 油藏虧空體積變化曲線示意Fig.6 The net production volume curve of bottom water reservoisrs

如圖7所示,通過(guò)不斷改變水體體積和水侵系數(shù),不斷對(duì)比表4中體積虧空法和Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)水侵模型使得兩種方法的水侵量的平均相對(duì)誤差最小為0.106 0,此時(shí)的假設(shè)值Nw為0.974 0×109m3和Je為8 800 m3/(d·MPa)即為區(qū)塊最優(yōu)的水體體積和水侵系數(shù)。

圖7 虧空體積曲線法與Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)法水侵量擬合圖Fig.7 Water influx fitting diagram of the net production volume curve and Fetkovitch quasisteady state method

如表5所示,對(duì)比數(shù)模模型中的水體體積1.000×109m3,水侵指數(shù)9 000 m3/(d·MPa),得出水體體積誤差為2.6%,水侵指數(shù)的誤差為2.2%,誤差較小,可以用于油藏水侵量的預(yù)測(cè)當(dāng)中。

表5 優(yōu)化參數(shù)對(duì)比Table 5 Comparison of optimization parameters

如表6所示,當(dāng)壓力為21.588 7、20.873 0 MPa時(shí)虧空體積法可以計(jì)算出水侵量分別為48.949 8×104、54.774 7×104m3。利用最優(yōu)的水體體積1.000×109m3和水侵指數(shù)9 000 m3/(d·MPa)預(yù)測(cè)的水侵量分別為52.710 2×104、59.681 9×104m3,相對(duì)誤差分別為0.12%、0.11%,計(jì)算準(zhǔn)確。

表6 水侵量預(yù)測(cè)驗(yàn)證Table 6 Verification of water influx prediction

經(jīng)過(guò)與虧空體積曲線法計(jì)算的水侵量的結(jié)果對(duì)比表明,Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)水侵模型預(yù)測(cè)水侵量是可靠的,驗(yàn)證了文中方法的準(zhǔn)確性,采用試錯(cuò)法可以實(shí)現(xiàn)二者相匹配條件下的水侵預(yù)測(cè)。

5 結(jié)論

(1)在缺乏試井?dāng)?shù)據(jù)的情況下,通過(guò)合適的水驅(qū)特征曲線計(jì)算了水驅(qū)控制儲(chǔ)量,在此基礎(chǔ)上考慮了油環(huán)油和束縛水體積、儲(chǔ)層巖石彈性膨脹等因素以及外部水侵的影響,建立了底水油藏的物質(zhì)平衡方程,利用虧空體積曲線法計(jì)算出水侵量。

(2)通過(guò)試錯(cuò)法不斷優(yōu)化水體體積和水侵系數(shù)使得Fetkvoitch擬穩(wěn)態(tài)法計(jì)算的水侵量和虧空體積曲線法計(jì)算的水侵量最接近,平均相對(duì)誤差達(dá)到最小為0.106 0,得到最優(yōu),水體體積為0.974 0×109m3和水侵系數(shù)為8 800 m3/(d·MPa)。運(yùn)用油藏?cái)?shù)值軟件建立的模型與本文提出兩種的計(jì)算方法擬合結(jié)果對(duì)比可知的水體體積和水侵指數(shù)的誤差較小,計(jì)算結(jié)果準(zhǔn)確,為底水油藏計(jì)算水侵量的提供了可靠的依據(jù)。經(jīng)過(guò)實(shí)例計(jì)算比較得知誤差較小,表明可以使用Fetkovitch擬穩(wěn)態(tài)模型進(jìn)行未來(lái)水侵量的預(yù)測(cè)。

(3)針對(duì)底水油藏,給出了水侵量的求解方法和過(guò)程,計(jì)算過(guò)程簡(jiǎn)單,所需數(shù)據(jù)較少,便于礦場(chǎng)應(yīng)用,對(duì)于底水油藏未來(lái)水侵量的預(yù)測(cè)具有重要意義。