[发明专利]一种确定非均质储层五点井网水驱波及系数的方法

权利要求书

1.一种确定非均质储层五点井网水驱波及系数的方法，其特征是：包括以下步骤：

(1)利用目标储层的岩心和油水样品，确定表征目标储层的物性参数、流体特征参数和驱油效率；

(2)在目标储层内以一口水井及周边四口油井，构建五点井网；利用油水两相渗流模型，确定非均质储层五点井网中一口水井与一口油井之间的单根流管的流量；

(3)依据五点井网的对称性，将五点井网均分为8个相同的计算单元，利用单根流管的流量模型，构建五点井网中单个计算单元的产量模型；

(4)利用五点井网中单个计算单元的产量模型，构建五点井网的产量模型；

(5)利用确定的五点井网产量模型，构建目标储层五点井网的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系；

步骤(1)所述的确定表征目标储层的物性参数、流体特征参数和驱油效率的方法包括以下步骤：

1.1、利用目标储层的岩心，测定表征目标储层的物性参数，包括渗透率和孔隙度；

1.2、利用目标储层的油水样品，测定表征目标储层的流体特征参数，包括地层原油粘度、地层水粘度、油相相对渗透率和水相相对渗透率；

1.3、利用目标储层岩心的相渗实验，测定并绘制包含油相相对渗透率和水相相对渗透率的相对渗透率与含水饱和度的对应关系曲线；

1.4、利用目标储层的岩心和油水样品，测定目标储层的驱油效率；

步骤(2)所述的利用油水两相渗流模型，确定非均质储层五点井网中一口水井与一口油井之间的单根流管的流量为式I所示的单根流管的流量模型：

式中：k为储层渗透率；k_ro为油相相对渗透率；k_rw为水相相对渗透率；p_w为注水井井底压力；p_o为生产井井底压力；L为注水井与采油井之间的距离；μ_o为地层原油粘度；μ_w为地层水粘度；ξ为从注水井出发的流管长度；A(ξ)为流管长度ξ处的流管截面积；流度比式中：K₁为水的相对渗透率；K₂为油的相对渗透率；μ₁为水的粘度；μ₂为油的粘度；

步骤(3)所述的依据五点井网的对称性，将五点井网均分为8个相同的计算单元，利用单根流管的流量模型，构建如式II所示五点井网中单个计算单元的产量模型：

式中：l为流管长度；r_w为井筒半径；α为流管与两口油井之间连线的夹角；

步骤(4)所述的利用五点井网中单个计算单元的产量模型，构建如式III所示五点井网中一口油井的产量模型：

式中：

a₁＝(p_w-p_o)/(M₁M₂...M_n-1L+ξ₁(1-M₁)+ξ₂M₁(1-M₂)+...+ξ_n-1M₁M₂...M_n-1(1-M_n-1))；h为地层厚度；L为注水井与采油井之间的距离；流度比式中：M_i为流管长度ξ_i处的流度比；K_i为注水井与流管长度ξ_i处之间的水的相对渗透率；K_i+1为注水井与流管长度ξ_i处之间的油的相对渗透率；μ_a为水的粘度；μ_b为油的粘度；

由五点井网中一口油井的产量模型，确定五点井网4口油井的累积产量为：

N_p＝4·Q·t

式中：N_p为油井的累积产量；t为开采时间；

步骤(5)所述的利用确定的五点井网产量模型，构建式IV所示的目标储层五点井网的水驱波及系数与驱替倍数的对应关系，建立水驱波及系数与驱替倍数的对应关系曲线，确定目标储层五点井网的水驱波及系数：

式中：E_V为水驱波及系数；M_p为驱替倍数；N为地质储量；R_o为采出程度；S_o为含油饱和度；E_D为驱油效率。