本發(fā)明屬于油藏注水方法，具體涉及一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法及裝置。

背景技術(shù)：

1、碳酸鹽巖油藏由于其特殊的成藏機(jī)理，大部分開發(fā)單元封閉定容或者弱定容，能量不足是影響產(chǎn)能的主要因素，為恢復(fù)油井產(chǎn)能，普遍采取注水補充能量的方法，但目前碳酸鹽巖開發(fā)普遍采取常規(guī)的注水開發(fā)，注水壓力一般都控制在25mpa以內(nèi)，在某些油田中，注水已經(jīng)成為碳酸鹽巖油井穩(wěn)產(chǎn)的主要手段。本發(fā)明方法是在考慮了油藏地質(zhì)背景、井儲關(guān)系、斷儲關(guān)系的基礎(chǔ)上創(chuàng)新性形成的一種方法，一般情況下井口壓力會高于25mpa，甚至需要達(dá)到40mpa才能打通不連通或者弱連通儲層之間的滲流屏障，本方法的發(fā)明，為碳酸鹽巖油藏高含水期增儲提采提供了一種新的方法，為長停低效井治理提供了一種新的手段。

2、專利公開號為cn114482947a，專利名稱為一種用于碳酸鹽巖縫洞型油藏的高壓注水技術(shù)實現(xiàn)方法的專利申請，包括：根據(jù)待施工油藏區(qū)域的靜態(tài)地震資料，分析當(dāng)前油藏區(qū)域的井儲關(guān)系、和/或靜態(tài)儲量與動用儲量的對比結(jié)果、和/或當(dāng)前動用通道的狀態(tài)；根據(jù)區(qū)域分析結(jié)果，確定適應(yīng)當(dāng)前油藏區(qū)域的注水方式，并按照注水方式對應(yīng)的施工原則，得到包括注水總量和/或注水排量的施工參數(shù)，其中，注水方式選自用于創(chuàng)造人工次生底水平面的仿底水高壓注水技術(shù)和用于建立儲量動用通道的仿壓裂高壓注水技術(shù)中的一種；利用施工參數(shù)，按照注水方式，對當(dāng)前油藏區(qū)域?qū)嵤└邏鹤⑺鳂I(yè)。該專利申請能實現(xiàn)低產(chǎn)能井或注水失效井的產(chǎn)能增長，滿足可持續(xù)的注水開發(fā)需求，但該專利申請無法解決高壓注水時，滲流屏障被打通時的新增水驅(qū)儲量的計算問題。

技術(shù)實現(xiàn)思路

1、為了克服上述現(xiàn)有技術(shù)中存在的問題，本發(fā)明的目的在于提供一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法及裝置，針對多縫洞碳酸鹽巖內(nèi)部連通不暢的問題，通過精準(zhǔn)的設(shè)計，打通不連通或者弱連通儲層之間的滲流屏障，為高含水期增儲提產(chǎn)提供了一種新的手段。

2、為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用的技術(shù)方案是：

3、一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，包括以下步驟：

4、s1：監(jiān)測并繪制地層注水時的注水量—注水壓力之間的關(guān)系曲線；

5、s2：當(dāng)注水量—注水壓力之間的關(guān)系曲線上僅出現(xiàn)單一斜率k1的曲線時，通過k1與原油壓縮系數(shù)計算出水驅(qū)控制儲量；

6、s3：當(dāng)注水量—注水壓力之間的關(guān)系曲線上依次出現(xiàn)斜率為k1至kn的多個曲線時，通過曲線斜率k1至曲線斜率kn與原油壓縮系數(shù)，計算出新水驅(qū)控制儲量與新增儲量。

7、可選的，步驟s2中，水驅(qū)控制儲量的計算方法如下：

8、v0＝1/(co*k1)；

9、式中，v0為水驅(qū)控制儲量；

10、co為原油壓縮系數(shù)；

11、k1為曲線斜率。

12、可選的，步驟s3中，新水驅(qū)控制儲量的計算公式為v1＝1/(c0*kn)，新增儲量的計算公式為v2＝1/(c0*kn)-1/(co*kn-1)；

13、式中，v1為新水驅(qū)控制儲量；

14、v2為新增水驅(qū)控制儲量；

15、co為原油壓縮系數(shù)；

16、k1、kn為對應(yīng)曲線斜率，其中n＞1。

17、可選的，步驟s1中對地層注水前，包括以下步驟：

18、1)根據(jù)現(xiàn)場資料，得到變化單位地層壓力時，井口的產(chǎn)液量；

19、2)通過試井測試獲取所需地層壓力；

20、3)根據(jù)所需地層壓力與原始地層壓力，得到地層壓力差；

21、4)將地層壓力差與單位產(chǎn)液量相乘，得到所需注水量，并根據(jù)所需注水量對地層注水。

22、可選的，步驟2)中，所需地層壓力的計算公式為ph＝0.018h，其中，ph為地層壓力；h為地層深度。

23、可選的，步驟2)中，所需地層壓力的計算公式為ph＝0.014h，其中，ph為地層壓力，h為地層深度。

24、可選的，步驟s1中對地層注水前，包括以下步驟：

25、測試并統(tǒng)計現(xiàn)場井眼的注水前地層壓力pi；

26、計算注水后地層壓力ph＝1.3pi；

27、計算所需地層注水量wi＝nboico(ph-pi)，并根據(jù)所需注水量wi對地層注水；

28、式中，wi為所需地注水量；

29、boi為原始原油體積系數(shù)；

30、co為原油壓縮系數(shù)；

31、ph為所需地層壓力；

32、pi為注水前地層壓力。

33、一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量的計算裝置，包括：

34、監(jiān)測模塊，用于監(jiān)測并繪制地層注水時的注水量—注水壓力之間的關(guān)系曲線；

35、第一處理模塊，用于當(dāng)注水量—注水壓力曲線上僅出現(xiàn)單一斜率k1的曲線時，通過k1與原油壓縮系數(shù)計算出水驅(qū)控制儲量；

36、第二處理模塊，用于當(dāng)注水量—注水壓力曲線上依次出現(xiàn)斜率為k1至kn的多個曲線時，通過曲線斜率k1至曲線斜率kn與原油壓縮系數(shù)，計算出新水驅(qū)控制儲量與新增儲量。

37、一種計算機(jī)設(shè)備，包括存儲器、處理器以及存儲在所述存儲器中并可在所述處理器上運行的計算機(jī)程序，所述處理器執(zhí)行所述計算機(jī)程序時實現(xiàn)所述油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法的步驟。

38、一種計算機(jī)可讀存儲介質(zhì)，所述計算機(jī)可讀存儲介質(zhì)存儲有計算機(jī)程序，所述計算機(jī)程序被處理器執(zhí)行時實現(xiàn)所述油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法的步驟。

39、與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明具有以下有益效果：

40、本發(fā)明的一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，豐富了碳酸鹽巖注水的原理，探索并建立了系統(tǒng)的高壓擴(kuò)容注水技術(shù)體系。本發(fā)明根據(jù)定容儲集體的原油壓縮系數(shù)方程，對該方程進(jìn)行離散，并根據(jù)實際計算需要，假定注入水量的體積不變，即可得到注入水的體積等于儲集體中原油壓縮的體積的結(jié)論，對上述推導(dǎo)過程公式進(jìn)行整理，即可得到水驅(qū)控制儲量與原油壓縮系數(shù)、注水量—注水壓力曲線上斜率的關(guān)系，根據(jù)這些數(shù)據(jù)，即可得到高壓擴(kuò)容注水后的水驅(qū)儲量。同時，本發(fā)明解決了高壓注水時，滲流屏障被打通時的新增水驅(qū)儲量的計算問題。本發(fā)明給出的本發(fā)明的成功應(yīng)用，能夠為油田碳酸鹽巖注水開發(fā)中后期失利低效井治理提供了一條有效途徑。

41、進(jìn)一步，本發(fā)明通過變化單位地層壓力時井口產(chǎn)液量與地層壓力差相乘，得到所需注水量，根據(jù)壓力梯度法和裂縫閉合壓力計算公式，并根據(jù)經(jīng)驗總結(jié)，給出了計算其中的所需地層壓力時的經(jīng)驗系數(shù)，便于計算且能夠滿足實際生產(chǎn)需要。

42、進(jìn)一步，本發(fā)明通過經(jīng)驗總結(jié)，給出了注水后地層壓力為注水前地層壓力的1.3倍，便于計算且能夠滿足實際生產(chǎn)需要。

技術(shù)特征：

1.一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，其特征在于，包括以下步驟：

2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，其特征在于，步驟s2中，水驅(qū)控制儲量的計算方法如下：

3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，其特征在于，步驟s3中，新水驅(qū)控制儲量的計算公式為v1＝1/(c0*kn)，新增儲量的計算公式為v2＝1/(c0*kn)-1/(co*kn-1)；

4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，其特征在于，步驟s1中對地層注水前，包括以下步驟：

5.根據(jù)權(quán)利要求4所述的一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，其特征在于，步驟2)中，所需地層壓力的計算公式為ph＝0.018h，其中，ph為地層壓力；h為地層深度。

6.根據(jù)權(quán)利要求4所述的一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，其特征在于，步驟2)中，所需地層壓力的計算公式為ph＝0.014h，其中，ph為地層壓力，h為地層深度。

7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法，其特征在于，步驟s1中對地層注水前，包括以下步驟：

8.一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量的計算裝置，其特征在于，包括：

9.一種計算機(jī)設(shè)備，包括存儲器、處理器以及存儲在所述存儲器中并可在所述處理器上運行的計算機(jī)程序，其特征在于，所述處理器執(zhí)行所述計算機(jī)程序時實現(xiàn)如權(quán)利要求1至7任意一項所述油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法的步驟。

10.一種計算機(jī)可讀存儲介質(zhì)，所述計算機(jī)可讀存儲介質(zhì)存儲有計算機(jī)程序，其特征在于，所述計算機(jī)程序被處理器執(zhí)行時實現(xiàn)如權(quán)利要求1至7任意一項所述油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法的步驟。

技術(shù)總結(jié)
本發(fā)明公開了一種油藏高壓擴(kuò)容注水的水驅(qū)控制儲量計算方法及裝置，監(jiān)測并繪制地層注水時的注水量—注水壓力之間的關(guān)系曲線；當(dāng)注水量—注水壓力之間的關(guān)系曲線上僅出現(xiàn)單一斜率K<subgt;1</subgt;的曲線時，通過K<subgt;1</subgt;與原油壓縮系數(shù)計算出水驅(qū)控制儲量；當(dāng)注水量—注水壓力之間的關(guān)系曲線上依次出現(xiàn)斜率為K<subgt;1</subgt;至K<subgt;n</subgt;的多個曲線時，通過曲線斜率K<subgt;1</subgt;至曲線斜率K<subgt;n</subgt;與原油壓縮系數(shù)，計算出新水驅(qū)控制儲量與新增儲量。本發(fā)明根據(jù)原油壓縮系數(shù)方程，對該方程進(jìn)行離散，并根據(jù)實際計算需要，得到水驅(qū)控制儲量與原油壓縮系數(shù)、注水量—注水壓力曲線上斜率的關(guān)系，可得到高壓擴(kuò)容注水后的水驅(qū)儲量。同時，本發(fā)明解決了高壓注水時，滲流屏障被打通時的新增水驅(qū)儲量的計算問題。

技術(shù)研發(fā)人員：姜許健,陳利新,馬燕妮,趙秋勝
受保護(hù)的技術(shù)使用者：中國石油天然氣股份有限公司
技術(shù)研發(fā)日：
技術(shù)公布日：2025/1/9