[发明专利]碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法

权利要求书

1.一种碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：包括如下步骤：

步骤一，根据地层渗流力学将注采井之间流体渗流近似等效为流管中的流动，建立流管物理模型；

步骤二，根据流管物理模型的几何关系及流体渗流达西定律，考虑堵剂段塞在多孔介质中运移前缘、后缘位置，建立堵剂调驱渗流的数学模型；

步骤三，根据堵剂注入过程中节点压力分布，确定深部调驱过程中的注采压力平衡方程模型，得到堵剂通过注水井注入目标储层过程中的注入压力；

步骤四，根据注水井控制周边生产井的物质平衡关系，确定每个流管流量，再根据步骤三得到的注入压力及每个流管流量确定压力、流量守恒方程组；

步骤五，根据步骤四中流量守恒方程组确定的流管流量及注入压力，进行堵剂调驱措施后井组增油量预测，以及确定增加的可采储量；

所述的前缘、后缘位置的表达式为：

式中，L_fi(t)、L_bi(t)分别表示堵剂段塞在流管中运移前缘、后缘位置，q_i(t)为第i口油井对应流管i流量，T₁为堵剂注入结束时间，T₂为堵剂推进结束时间，h为储层厚度，a为流管圆弧的角度，L为注采井间井距，S为流管的截面积，r_w为井口半径；

所述的堵剂通过注水井注入目标储层过程中的注入压力为：

式中：P_wht为堵剂井口注入压力，P_i为第i口油井的储层压力，K_i为第i口油井对应流管i渗透率，S(x)为流管的截面积，R_F表示调剖堵剂的阻力系数，ρ_t为堵剂的密度，H为调驱层段的深度，q为堵剂的注入速度，μ为流体粘度，μs为堵剂的运动粘度，d为油管直径，g为重力加速度，f、m为摩阻系数，取值与流体流态有关；

根据步骤五确定的流管流量确定堵剂调驱措施后的井组增油量△Q_o，表达式如下：

式中：T₃为堵剂失效时间，fw为含水率，N为注水井周边受效油井的数量。

2.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：根据所述流管物理模型，确定流管流量q，表达式如下：

式中，K为储层渗透率，P为流管压力。

3.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：所述的压力、流量守恒方程组为：

写成矩阵形式：

式中：

采用Matlab矩阵编程求解得各流管的流量及注入压力

式中：q_w为注水井的注入量，M为流动阻力系数。

4.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：根据调驱措施前后累积产液量参数，绘制水驱特征曲线：

lgW_p＝a+bN_p

式中：W_p为累积产水量，N_p为累积产液量，a是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合截距，b是累积产水量W_p和累积产液量N_p回归直线的拟合斜率。

5.根据权利要求4所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：调驱措施后增加的可采储量：

ΔN_pR＝N_pR1-N_pR2

式中；a₁、b₁、a₂、b₂表示相关系数，无因次，N_pR1为含水率fw＝98％时堵剂深部调驱后的可采储量，N_pR2为含水率fw＝98％时常规水驱的可采储量。

6.根据权利要求5所述的碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法，其特征在于：调驱措施后增加的最终采收率为：

式中：R_e表示初期原油的采出程度；N表示地质储量。