CN103590807B - 一种确定稠油热采蒸汽腔形态的方法 - Google Patents

Abstract

本发明是石油开发中监测油藏开发的确定稠油热采蒸汽腔形态方法，将稠油油藏生产资料数据制成三维视图，确定投影基准面，提取注汽井、生产井在投影面上的投影坐标，记录生产井不同时间步的阶段产量数据，将生产井投影坐标和不同时间步的阶段产量数据合并、进行累加，得到相应时间点的累积注采插值结果，确定探区稠油热采蒸汽腔形态。本发明真实的反应了油藏的实际开发状况，降低了关停井对插值结果的影响，客观的反应了稠油开采中的蒸汽腔展布，有效的降低了投入。

Description

一种确定稠油热采蒸汽腔形态的方法

技术领域

本发明涉及石油开发中监测油藏开发技术，具体是一种确定稠油热采蒸汽腔形态的方法。

背景技术

稠油油藏原油粘度高，在油层中流动困难，开采难度很大，但原油粘度随温度的升高会迅速降低，因此一般采用热采进行开发。目前常用的热采方法主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、和蒸汽辅助重力泄油（SAGD）等方法。蒸汽吞吐法是通过向稠油层中注入一定数量和干度的热蒸汽，然后关井进行焖井，让注入的热蒸汽加热稠油油层，一定的加热时间后重新开井，开采加热后的地下原油。该方法经济实效，技术上难度相对较小，但获得的采收率相对较低。为了提高最终的稠油采收率，在蒸汽吞吐的基础上常常会进行蒸汽驱和SAGD等方法继续开采。SAGD技术是通过直井或水平井进行注汽，在注汽直井或水平井下部布置水平井，利用重力作用开发加热后原油的一种先进开发方法，能获得高达70％以上的采收率。

无论是蒸汽吞吐法还是SAGD法开发稠油油藏，都要向地层中注入大量的热蒸汽，通过热蒸汽来加热油层。蒸汽加热油层是在油藏中形成一定形态和范围的蒸汽腔，通过蒸汽腔与油层四周的接触来传递热量加热油层，降低原油粘度。蒸汽腔的大小和形态直接决定着稠油油层的开发状况。因此，如何确定蒸汽腔的发育形态成为热采开发稠油油藏的一个关键问题。

Ito等（1999）通过稠油热采数值模拟的方法来研究油砂的SAGD开发过程，获得了非常直观的蒸汽、油和水的动态分布和运动过程，取得了较好的研究效果。热采数值模拟是对油藏的开发过程建立数学物理方程，通过解复杂的数学方程来模拟油藏的开发过程，能得到全三维的汽腔形态特征。该方法充分利用了油藏开发中的各种信息，能获得随时间变化的油藏开发数据，但这种方法过程复杂，需要建立准确的油藏地质模型，并且对油藏流体和岩石物理等参数反应敏感，因此模拟结果会随着模拟人员和参数选择而有差异。另外，需要占用大量的模拟时间，成本相对较高。

为解决热采开发中的汽腔监测问题，史晓锋等（2002年）公开利用分布式光纤测温系统，通过测量井点处的温度来确定蒸汽腔的发育和形态情况。温度观察井能直观和准确地测量井点处的温度具体数值，通过物理状态方程来确定井点处的汽腔发育情况，但井间的汽腔形态和发育情况则无法确定。另外，进行温度观测要进行专门的温度观测井钻探，成本很高。

发明内容

本发明目的在于提供一种简便实用，充分利用已有油藏的开发动静态资料确定稠油热采蒸汽腔形态的方法。

本发明通过以下具体步骤实现：

1）测量探区稠油油藏生产井井资料数据，采集探区油藏构造形态数据；

步骤1）所述的稠油油藏生产井井资料数据是注汽井和产油井的井眼相关数据，包括井口坐标、井轨迹、射孔层段和分层数据。

步骤1）所述的油藏构造形态是通过钻井分层数据进行插值或通过已知地震层位和时间-深度转换得到的不同地质层段的层面构造深度数据。

2）将步骤1）的各类数据制成三维视图，得到井眼轨迹和油藏构造空间配置关系；

3）确定投影基准面；

步骤3）所述的确定投影基准面是依据生产井的生产层段与油藏构造形态空间对应关系，以及蒸汽上侵超覆情况。

所述生产井的生产层段与油藏构造形态空间对应关系包括生产井的生产层段在油藏构造中纵向上和横向上的所处部位和及二者的空间对应关系。

所述的蒸汽上侵超覆情况是根据蒸汽腔压力，油汽水特性差异和油藏纵横向渗透率差异确定，蒸汽的上侵超覆作用越强，则蒸汽腔越靠近油藏的上部，蒸汽的上侵超覆作用越弱，则蒸汽腔相对越靠近油藏下部。

所述的投影基准面是根据蒸汽上侵超覆的强弱，在注汽生产层段平均构造面上5-40米的汽腔发育构造面。

4）提取注汽井、生产井在投影面上的投影坐标；

步骤4）所述的提取是依照步骤3）的投影基准面，井眼轨迹穿过投影基准面的相交点投影坐标。

步骤4）所述的生产井在投影面上的投影坐标，对于直井，直接提取井眼轨迹在投影面上的投影坐标，对于水平井，取射孔层段在投影面的若干投影点作为虚拟井。

5）记录生产井不同时间步的阶段产量数据；

步骤5）所述的不同时间步是指：将生产数据的记录格式和生产和注入井的关停、和井类型调整信息按照时间段分别计算其阶段累积产量数据。

步骤5）所述的不同时间步为一个月至一年。

步骤5）所述的阶段产量数据，对于直井，对不同产量项根据实际开发产量排列为不同时间步的阶段累积产量；对于水平井，根据虚拟井数量将不同产量项平分或加权平分到不同的虚拟井上。

所述的的不同产量项是注汽量、产油量。

6）利用散点数据插值对步骤4）得到的生产井投影坐标和步骤5）得到生产井不同时间步的阶段产量数据合并，得到不同时间步的阶段插值结果；

7）对各个时间步的阶段累积插值结果进行累加，得到相应时间点的累积注采插值结果；

8）对步骤7）得到的结果绘制，确定探区稠油热采蒸汽腔形态。

本发明针对稠油热采中的蒸汽腔描述问题，利用生产井的生产动态数据进行按时间分步插值，依据插值结果来确定蒸汽腔的平面展布特征。分步插值法更加真实的反应了油藏的实际开发状况，降低了关停井对插值结果的影响，获得了更加平滑的插值效果。通过与稠油油藏热采数值模拟结果的比较，插值结果确定的汽腔形态与模拟的油藏汽腔形态具有很好的一致性。

本发明简单实用，充分考虑了注采井空间位置与注采量的匹配关系对稠油热采的影响，客观的反应了稠油开采中的蒸汽腔展布，相对现有方法提高了平面描述能力，有效的降低了投入。

附图说明

图1探区内生产井井口坐标、井眼轨迹平面显示图；

图2生产井井眼轨迹、射孔层位与油藏构造层面三维显示图；

图3生产井在投影基准面上的坐标投影点和轨迹；

图4探区年度注汽量散点数据分布图；

图5探区年度的阶段注汽量插值分布图；

图6分步插值法从开发起始累积注汽量形态图；

图7直接插值法从开发起始累积注汽量形态图；

图8热采数值模拟法得到温度分布图；

图9本发明的实例流程图。

具体实施方式

确定稠油热采蒸汽腔形态的方法，通过以下具体步骤实现：

1）测量探区稠油油藏生产井井数据，采集探区油藏构造形态数据；

测量探区稠油油藏生产井井数据包含测量注汽井和产油井的井眼相关数据，包括井口坐标、井轨迹、射孔层段和分层数据。这些数据决定了井在油藏中的空间位置关系，也决定了井的生产对油藏产生效果的区域和相互间的空间配置关系。图1为探区内生产井的井口坐标、井眼轨迹平面分布图，图中横坐标为东西向大地坐标，纵坐标为南北向大地坐标。图中共有40口直井和5口水平井的井口坐标和井眼轨迹，可以看到井口位置不规则的分布在探区内不同部位，一些井的井口位置距离很近（图中小方框圈住的区域），对这些井采用井口坐标来直接进行生产动态分析和插值显然会存在误差。

探区油藏构造形态数据的采集可以采用两种方法，一种是通过钻井分层数据进行插值，另一种是通过已知地震层位进行时间-深度转换得到不同地质层段的层面构造深度数据。本实例中的油藏构造数据来自已知地震层位，经过时间-深度转换得到油藏不同层面的构造深度。

2）将步骤1）的各类数据制成三维视图，得到井眼轨迹和油藏构造空间配置关系；

进行油藏生产动态和累积产量插值的基础是确定生产井与油藏构造形态的空间位置匹配关系，而对生产井数据和油藏构造数据进行三维可视化成图是确定其配置关系直观和有效的方法。图2为探区生产井井眼轨迹、射孔层段和油藏构造层面三维显示图，图中水平方向两个坐标轴分别为东西向和南北向大地坐标，纵向坐标轴为油藏深度，环绕着井轨迹的相对粗圈为井的射孔层段，从图上可以看到直井的射孔层位主要集中在3小层和4小层之间，井位在射孔层段分布均匀；水平井射孔层段位于4小层上部。

3）确定投影基准面；

要确定稠油热采开发中的蒸汽腔展布情况，首先要确定蒸汽腔展布的平均构造面，该构造面即为生产动态数据插值的投影基准面。该投影基准面的确定除了要考虑步骤2）得到的井眼射孔层段与油藏构造形态的空间配置关系，还要考虑稠油热采开发中蒸汽腔的形成和发育特点，即由于蒸汽和原油密度差导致的蒸汽上侵超覆现象。根据探区的油藏地质条件，一般选取生产井射孔层段平均构造面以上5-40米的构造面为投影基准面，本实例中探区内生产井的射孔层段平均构造面位于3小层附近，本实例选取平均射孔层面以上35米的2小层构造面为投影基准面。

4）提取注汽井、生产井在投影面上的投影坐标

得到了步骤3）确定的投影面，该步的主要工作是提取注汽井和生产井在该投影面上的投影坐标，即井眼轨迹穿过该投影面的相交点的大地坐标。图3为生产井在投影面上的坐标投影点和投影轨迹，图中横坐标轴为东西向大地坐标，纵坐标轴为南北向大地坐标。图中直井在投影基准面上直接为投影点，水平井在投影基准面为投影轨迹。可以看出，经过井眼轨迹在投影基准面上的投影后井点位置在探区内均匀分布，投影点更真实地反应了生产井在油藏中实际空间位置，能更准确地描述生产井开发效果和影响。

上述的生产井在投影面上的投影坐标，对于直井，直接提取井眼轨迹在投影面上的投影坐标，对于水平井，由于在投影基准面上没有穿过点，取射孔层段在投影面的若干投影点作为虚拟井进行处理。虚拟井点数的确定取决于水平井产量项与周围直井产量项的差异，原则是进行水平井产量项劈分后虚拟井产量与周围直井尽可能接近。本实例对不同水平井分别选择4-5个虚拟井点进行产量项劈分。

5）记录生产井不同时间步的阶段产量数据；

稠油热采开发过程工艺复杂，需要经常进行注汽和生产转换，有时还要进行生产井的关停、补孔和换层等作业，直接用累积注采量插值不能真实的反应油藏的开发过程和状况，因此本发明提出分不同时间步进行阶段产量处理的方法。

该处所述的不同时间步阶段产量数据是指将生产数据的记录格式和生产和注入井的关停、和井类型调整信息按照时间段分别计算其阶段累积产量数据。

该处所述的不同时间步依据油藏生产数据记录格式和数据量，以及生产井作业频率采用一个月到一年为时间步的步长，本实例采用一年为阶段产量项的步长，生产记录的总时间段从2000年到2011年。

该处所述的阶段产量数据，对于直井，对不同产量项根据实际开发产量排列为不同时间步的阶段累积产量；对于水平井，根据虚拟井数量将不同产量项平分或加权平分到不同的虚拟井上，本实例采用平分法将水平井产量项劈分到不同的虚拟井。

该处所述的的不同产量项包括注汽量、产油量、产液量等，本实例选取注汽量进行分析。

6）对步骤4）得到的生产井投影坐标和步骤5）得到生产井不同时间步的阶段产量数据合并得到阶段产量散点数据，对散点数据进行插值，得到不同时间步的阶段插值结果；

将步骤4）的生产井投影坐标和步骤5）得到阶段产量数据进行合并，可以得到从2000年到2011年共12个不同阶段的产量散点数据。图4为探区2002年注汽量散点数据分布图，图中横坐标轴为东西向大地坐标，纵坐标轴为南北向大地坐标，该图为合并得到的12个阶段散点数据中的一个，从图上可以看到依据该年度注汽开井实际情况，插值散点非均匀分布，客观的反应了实际注汽井分布状况。

分别对这12个不同阶段的注汽散点数据选择合适的插值方法进行插值，得到不同阶段的注汽量展布情况。图5为探区2009年的阶段注汽量插值展布图，图中横坐标轴为东西向大地坐标，纵坐标为南北向大地坐标，图中深色表示注汽量大值，浅色表示注汽量较小。从图上可以看到，2009年阶段注汽量为探区内中部注汽量较大，东西两边注汽量偏小。

7）对各个时间步的阶段累积插值结果进行累加，得到相应时间点的累积注汽量插值结果；

步骤6）得到了不同阶段的注汽量的展布情况，只是反映了油藏的阶段开发情况，实际油藏开发过程中蒸汽腔的形成是不同阶段开发效果的累积结果，累积注汽量展布情况能更好的反应热采开发中的蒸汽腔发育特征，因此该步对步骤6）中得到的不同时间步阶段插值结果进行累加，得到不同时间的累积注汽量展布结果，进而确定不同时间阶段蒸汽腔的宏观展布特征。

8）对步骤7）得到的结果成图，确定探区稠油热采蒸汽腔展布。

在以上工作的基础上，对结果进行成图。图6为探区从开发起始至2009年的累积注汽量展布图，图中横坐标轴为东西向大地坐标，纵坐标轴为南北向大地坐标，图中深色表示累积注汽量大值，浅色为注汽量小值。从图上可以看到，相对2009年的阶段注汽量展布图，该图反应的汽腔展布更为精确，同时在西北角和东部二者差异明显。

为了比较分不同时间步插值法与直接累积产量项插值方法的效果差异，本实例提供了直接对2009年累积注汽量进行插值的结果，也提供了热采数值模拟方法的成果。图7为直接累积产量插值法得到的从开发起始至2009年的累积注汽量展布图，图中横坐标轴为东西向大地坐标，纵坐标轴为南北向大地坐标，图中深色表示累积注汽量大值，浅色为累积注汽量小值。图8为热采数值模拟方法得到的探区2009年温度分布图，图中横坐标轴为东西向大地坐标，纵坐标轴为南北向大地坐标，深色表示相对温度高，浅色表示温度低。从图6、图7和图8反应的蒸汽腔展布形态来看，图6和图8形态更为接近，更准确地描述了汽腔的平面展布规律，而图7在探区的中部平滑性不够，显示出很强的非均匀性，不能客观的反应汽腔的发育变化规律。

以上结果表明，随时间分布插值动态数据确定蒸汽腔展布法充分利用了注采生产井在油藏开发变化过程中的时空配置关系，更加客观的反映了油藏的生产动态变化过程，得到的结果准确地描述了汽腔的展布情况。相对热采模拟等方法更加直接简便有效，节省了大量的时间和经费，简化了工作流程而又相对的保留了精度，能够很好的指导油藏的开发和方案调整。图9为本次实例的工作流程图。

Claims (11)

1.一种确定稠油热采蒸汽腔形态的方法，特点是通过以下具体步骤实现：

1)测量探区稠油油藏生产井井资料数据，采集探区油藏构造形态数据；

2)将步骤1)的井资料数据和探区油藏构造形态数据制成三维视图，得到井眼轨迹和油藏构造空间配置关系；

3)确定投影基准面；

所述的确定投影基准面是依据生产井的生产层段与油藏构造形态空间对应关系，以及蒸汽上侵超覆情况；

4)提取注汽井、生产井在投影基准面上的投影坐标；

5)记录生产井不同时间步的阶段产量数据；

所述的不同时间步是指：将生产数据的记录格式和生产和注入井的关停、和井类型调整信息按照时间段分别计算其阶段累积产量数据；

6)利用散点数据插值对步骤4)得到的生产井的投影坐标和步骤5)得到生产井不同时间步的阶段产量数据合并，得到不同时间步的阶段插值结果；

7)对各个时间步的阶段累积插值结果进行累加，得到相应时间点的累积注采插值结果；

8)对步骤7)得到的结果绘制成图，确定探区稠油热采蒸汽腔形态。

2.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤1)所述的稠油油藏生产井井资料数据是注汽井和生产井的井眼相关数据，包括井口坐标、井轨迹、射孔层段和分层数据。

3.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤1)所述的油藏构造形态数据是通过钻井分层数据进行插值或通过已知地震层位和时间-深度转换得到的不同地质层段的层面构造深度数据。

4.根据权利要求1所述的方法，特点是所述生产井的生产层段与油藏构造形态空间对应关系包括生产井的生产层段在油藏构造中纵向上和横向上的所处部位和空间对应关系。

5.根据权利要求1所述的方法，特点是所述的蒸汽上侵超覆情况是根据蒸汽腔压力、油汽水特性差异和油藏纵横向渗透率差异确定，蒸汽的上侵超覆作用越强，则蒸汽腔越靠近油藏的上部，蒸汽的上侵超覆作用越弱，则蒸汽腔相对越靠近油藏下部。

6.根据权利要求1所述的方法，特点是所述的投影基准面是根据蒸汽上侵超覆的强弱，在注汽生产层段平均构造面上5-40米的汽腔发育构造面。

7.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤4)所述的提取是依照步骤3)的投影基准面，提取井眼轨迹穿过投影基准面的相交点投影坐标。

8.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤4)所述的生产井在投影基准面上的投影坐标，对于直井，直接提取井眼轨迹在投影基准面上的投影坐标，对于水平井，取射孔层段在投影基准面的若干投影点作为虚拟井。

9.根据权利要求1所述的方法，特点是步骤5)所述的不同时间步为一个月至一年。

10.根据权利要求8所述的方法，特点是步骤5)所述的阶段产量数据，对于直井，对不同产量项根据实际开发产量排列为不同时间步的阶段累积产量；对于水平井，根据虚拟井数量将不同产量项平分或加权平分到不同的虚拟井上。

11.根据权利要求10所述的方法，特点是所述的不同产量项是注汽量、产油量。