基于数值模拟的注采井间优势通道识别方法研究

发布时间：2020-06-14 17:28

【摘要】：大庆油田NS区块经过长期注水开发,目前已经进入特高含水期,储层水淹严重,优势通道发育迅速,注入水在储层中低效无效循环,降低了油田开发效果和经济效益,阻碍着油田进一步提高采收率。对此,本文开展了对大庆油田NS区块注采优势通道识别的研究工作,为该区块油田提供了一套有效的优势通道识别方法,为该区块下一步进行调剖堵水提供理论支持。基于油田地质资料和开发动态数据分析研究,沉积微相、储层非均质性以及储层物质构成都会影响优势通道的形成,优势通道的形成又会影响储层中的泥质含量和含水饱和度,以及注、采井的生产参数。分析静、动态参数的变化,利用模糊综合评判法建立优势通道识别体系。首先建立评价集合和因素集合并利用层次分析法确定各因素的权重,其次利用正态分布函数确定各个参数隶属度的大小,最后将权重和隶属度的乘积作为优势通道的评价集合,评价集合结果作为判断油、水井间是否存在优势通道的依据,最终确定了油、水井间优势通道方向。利用数值模拟技术和油藏工程方法确定优势通道含水饱和度、驱油效率、注水倍数和采出程度的界限值。首先利用油藏数值模拟技术将地质模型和流体模型综合在一起,为注采关系定量化描述奠定了基础,其次在模型中加入示踪剂,可以实时跟踪液体流向并标记流体,确定油、水井之间的注采关系,通过统计河道、主体、非主体以及表外四种砂体的含水饱和度和注水倍数,并以含水98%作为优势通道形成的条件,最终确定了四种砂体形成优势通道时的含水饱和度、驱油效率、注水倍数和采出程度,并以此确定优势通道分布区域。通过结合模糊综合评判方法和示踪剂追踪功能,实现了对优势通道的定量化识别,确定油、水井间的注采关系,并通过数值模拟和油藏工程方法确定了优势通道的区域,该研究对高含水期油田的优势通道识别具有指导意义。
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2019
【分类号】：TE357.6
【图文】：

沉积微相图,大庆油田,区块,深黄色

（c） NS_S211b 层（d） NS_S212b 层 2.1 大庆油田 NS 区块沉积微相图（红色为河道砂体，深黄色为主体砂，浅黄色为非主体砂，色为表外砂体，灰色为尖灭）从大庆油田 NS 区块沉积微相图（图 2.1）表明：大庆油田 NS 区块主要以河道、、非主体和表外四种砂体为主，四种砂体在各层分布差异较大，层内砂体也是交错，当油水井间存在多种砂体类型时，注入水会优先进入物性较好的河道砂体，而砂合区域由于物性差别较大，也会造成注入水沿着高渗透区域突进，储层内存在多种类型为优势通道的形成提供了有利条件。.2 含水饱和度结合大庆油田 NS 区块低含水时期、中含水时期、高含水时期以及特高含水时期相渗曲线（图 2.2），分析不同含水时期含水饱和度对优势通道的影响。

相渗曲线,大庆油田,含水,区块

（c）高含水时期（d）特高含水期图 2.2 大庆油田 NS 区块不同含水时期相渗曲线通过分析不同含水时期的四种相渗曲线表明，随着含水饱和度的增加共渗点在逐渐右移，这也表明了岩石的亲水性逐渐增强，当岩石油水相渗曲线的等渗点 Sw大于 50%时，储层表现为强亲水，不同岩性的岩石，对含水量的敏感性不同，当含水达到一定程度后，岩石的强度会降低，当岩石中含有较多的亲水性和可溶性矿物，岩石的软化性较强，岩石的稳定性较弱，易分解和开裂。所以高含水期和特高含水期岩石表面为强亲水性，共渗区域逐渐扩大，表明孔隙度变大，连通性变好。低含水期和中含水期相渗曲线表现特征为：油相渗透率整体下降较为缓慢，水相渗透率呈现近似直线状态，主要是由于岩心中的易膨胀物阻隔了注入水渗入孔隙的通道。高含水期和特高含水期的相渗曲线表现特征为：油相渗透率整体下降较快，水相渗透率随着含水饱和度的增加上升速度变快，残余油饱和度所对应的水相渗透率较高，表明储集层内的泥质含量较少，孔隙度和渗透率较大，孔喉连通性较好，流体在岩心中的流动连续性较好。经过低、中含水期与高、特高含水期相渗曲线的对比，经过注入水的冲刷，[52]

【参考文献】