CN104389566B - 一种判定气体窜逸时间的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种判定气体窜逸时间的方法。该方法包括：建立油田采出气油比随注入时间的变化曲线；根据气油比的变化率将油田采出气油比随注入时间的变化曲线分为初步见气阶段、气窜通道初步形成阶段、完全气窜阶段，分别记为阶段A、阶段B、阶段C；分别建立阶段A、阶段C的油田采出气油比随注入时间的变化曲线的线性趋势线，两条线性趋势线的交点即为气体窜逸时间。本发明的气窜判定方法能够准确判定气窜时间点。

Description

一种判定气体窜逸时间的方法

技术领域

本发明涉及一种判定气体窜逸时间的方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

近年来，随着原油需求的不断提高，提高采收率的技术发展迅速，注气提高采收率的技术已经成为三次采油中最具有吸引力的驱油技术之一。大庆、胜利、吉林和延长等油田进行的注CO₂驱油矿藏试验，都说明CO₂驱油是开发我国低渗透油藏的有效方法之一。但是，由于油藏非均质性以及注入气体不利的流度比等原因，在注气开发的过程中，往往由于气体过早突破，形成气窜，导致注入气体往往沿着地层的裂缝或者高渗通道窜流，造成无效注气，造成波及效率低下，使得注CO₂驱油往往达不到预期效果。而且，由于气窜后的无效注气使得原油置换效率大大降低，从而增加了注入成本，使得注气开发效果变差。因此，控制CO₂驱油过程中的气体窜逸，对提高CO₂驱油效果尤为重要。

在研究CO₂驱油过程中的气体窜逸规律时，一个重要的内容就是确定气窜时间，但是目前已有的研究并没有明确的界定气窜时间的方法，包括室内实验和现场注气试验在内，对于见气后何时定义为气窜，并没有一个明确的判定方法。

目前关于气窜的判定一般以采出气量稳定、采出气油比大幅上升或特征组分的摩尔分数变化率为标准，但是，这些方法作为气窜的评判方法都具有局限性。如采用单一的采出气油比大幅上升来界定气窜时间时，由于气窜通道刚开始形成，造成气油比变化幅度大、变化不规律，且受一些特殊点对气窜定义的干扰的影响，导致无法准确判定气窜时间点。如采用特征组分摩尔分数变化率界定气窜时间时，受到采出气体组分以及原油组成的影响较大，而且摩尔分数变化率在气窜前后波动较大，影响对气窜时间的判断。这是由于气窜前后，采气速度和气油比同样波动很大，只有当气窜通道完全形成时，二者的变化才趋于稳定，但此时已经无法确定开始发生气窜的时间点。因此，从技术角度来说，上述方法确定气窜时间点可以作为判定气窜的参考因素，但不具有普遍适用性。

发明内容

鉴于上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的是提出一种判定气体窜逸时间的方法，通过建立气油比与注入时间的关系曲线并进行分段，根据变化趋势来确定气体窜逸时间。

为达到上述目的，本发明提供了一种判定气体窜逸时间的方法，其包括如下步骤：

建立油田采出气油比随注入时间的变化曲线；

根据气油比的变化率将油田采出气油比随注入时间的变化曲线分为初步见气阶段、气窜通道初步形成阶段、完全气窜阶段，分别记为阶段A、阶段B、阶段C；

分别建立阶段A、阶段C的油田采出气油比随注入时间的变化曲线的线性趋势线(或称线性拟合线)，两条线性趋势线的交点即为气体窜逸时间。

在上述方法中，优选地：

所述阶段A是指气油比从零开始，随着注入体积的增加缓慢上升，上升趋势线呈线性相关，线性趋势线的斜率小于10，且线性拟合度在85％以上的阶段；

所述阶段B是指气油比变化幅度较大且不规则，气油比的变化趋势偏离阶段A的趋势线，呈指数或二次关系增加、斜率为10-100的阶段；

所述阶段C是指气油比再次呈直线上升趋势的阶段，线性趋势线斜率大于100，线性拟合度高于90％的阶段。

在研究气体窜逸方面，气油比是一个重要参数。本发明提供的气窜判定方法以采出气油比变化为依据，建立采出气油比随注入时间的变化曲线，然后根据采出气油比的变化幅度将注CO₂开发过程中采出气油比的变化分为三个阶段。不同的阶段具有不同的特征，阶段A为开采过程中的初步见气的阶段，在这一阶段气油比从零开始，上升幅度较小，随着注入体积的增加(注入时间的延长)缓慢上升，其趋势线呈线性相关，主要原因是因为溶解扩散作用使得溶解在原油中的CO₂气体被采出。阶段B为开采过程中气体呈连续相被采出的阶段，气油比变化幅度较大，且不规则，气油比的变化趋势偏离阶段A的趋势线，呈指数或二次关系增加。阶段C为开采过程中气体窜流通道完全形成以后的阶段，在该阶段，气油比再次呈直线上升趋势。

在上述方法中，确定气窜点的关键在于建立阶段A和C的线性趋势线(线性趋势线为直线)，在建立线性趋势线时，尽量选择阶段A和C中远离B区域的点，使得阶段A和C的线性拟合度尽可能高(优选大于85％)，建立线性趋势线并使得两线的延长线相交于阶段B所处的区域中的一点(即两条线性趋势线的交点优选位于阶段B所对应的横坐标内)，该交叉点即为气窜时间点，对应的时间为气窜时间，对应的气油比为气窜气油比。图1所示的就是一个气油比随时间变化的曲线示意图。

在上述方法中，优选地，油田采出气油比通过以下步骤测定：

测定岩心的孔隙度；

采用地层水或者模拟水对岩心进行饱和，记录孔隙体积；

以预定速度测定岩心的渗透率，然后以油田原油或者模拟油按照该预定速度进行油驱水，驱替至岩心出口端的含油率为100％，然后继续注入2-4PV后停止注入，计算得到初始含油饱和度；

对岩心进行48-72小时的老化处理，然后恒压注入CO₂气体，注入压力为10-20MPa，出口端回压为1-7MPa；

在岩心的出口端分别采集油和气，并记录出口端的出气量以及注入时间，计算得到油田采出气油比。

根据本发明的具体实施方案，油田采出气油比可以通过以下具体步骤测定：

测定岩心的孔隙度；

采用地层水或者模拟水对岩心进行饱和，记录孔隙体积；

以预定速度测定岩心的渗透率，然后以油田原油或者模拟油按照该预定速度进行油驱水，驱替至岩心出口端的含油率为100％，然后继续注入2PV后停止注入，计算得到初始含油饱和度；

对岩心进行72小时的老化处理，然后恒压注入CO₂气体，注入压力为12MPa，出口端回压为7MPa；

在岩心的出口端分别采集油和气，并记录出口端的出气量以及注入时间，按照常规方法计算得到油田采出气油比。

在上述方法中，优选的，所述两条线性趋势线的交点位于所述阶段B所对应的横坐标内。

本发明提供的气窜判定方法避免了由于气窜通道刚开始形成造成气油比变化幅度大、变化不规律导致的无法准确判定气窜时间点的问题，而且采用趋势拟合和交叉点的方法，降低了一些特殊点对气窜定义的干扰，也避免了单一使用气油比确定气窜的不准确性，室内研究和矿场数据分析结果表明，本发明所提供的方法对表征气窜具有较好的技术适用性。

附图说明

图1是气油比随时间变化的曲线示意图；

图2是实施例1中建立的气油比随时间的变化曲线和采出程度曲线图；

图3是实施例1中建立的采油速度随时间的变化曲线图；

图4是实施例2中建立的气油比随时间的变化曲线和采出程度曲线图；

图5是实施例3中建立的1#采油井的采出气油比随时间的变化曲线图；

图6是实施例3中建立的2#采油井的采出气油比随时间的变化曲线图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供一种判定气体窜逸时间的方法，其中，本实施例采用天然露头砂岩心模型，岩心尺寸为30cm×4.5cm×4.5cm，孔隙度为22％，渗透率为1.7×10^-3μm²；所采用的水为油田油井采出水，水型为CaCl₂型，矿化度为80.06g/L；所采用的原油为油田原油，脱气原油密度为0.8579g/mL，地面粘度11.54mPa·s，为模拟地下黏度采用煤油与脱气油复配形成模拟原油，模拟原油的黏度为4.87mPa·s(45℃)；CO₂气体的纯度为99.99％，实验温度为45℃。

本实施例提供的判定气体窜逸时间的方法包括如下步骤：

将岩心置于岩心夹持器中，检查系统的密封性后，将系统抽真空，然后采用加压的方式充分饱和油田油井采出水，得到饱和水的岩心，记录孔隙体积为133.6mL，然后以0.3mL/min的速度测得岩心渗透率为1.7×10^-3μm²；

用模拟原油以0.3mL/min的速度对饱和水的岩心进行油驱水，驱替至岩心夹持器的出口端流出物为100％的模拟原油，然后继续注入2PV后停止饱和，计算初始含油饱和度Soi为79％，得到用岩心夹持器夹持的原油饱和的岩心；

老化72小时后对原油饱和的岩心进行CO₂气体恒压驱替，注入压力为12MPa，出口端回压为7MPa，用恒压泵保持入口端的压力，在出口端得到油气混合物；出口端采用气液分离器分离油气混合物，采集油和气，并用气体质量流量计记录出口端出气量，同时记录出油量；

建立岩心气体流量(出气量)和驱油数据(出油量)的比值(即采出气油比)随着注入时间的变化曲线以及采出程度曲线，如表1及图2所示。

表1

对变化曲线进行分段，在开始注入到150分钟内，采出液中没有见到气体，为无气采油期。从150分钟到320分钟为阶段A，此阶段气油比上升缓慢，主要是因为油相中的溶解的CO₂气体随着原油一同被开采出来；从320分钟开始直至400分钟，当连续相的气体被采出时，气油比迅速上升，气窜通道在此阶段开始形成，此为阶段B；当注入时间到达400分钟以后为阶段C，此时气油比的幅度更大，但是变化率比较稳定，气油比再次成直线上升，且直线斜率远大于阶段A。对阶段A的曲线和阶段C的曲线进行线性拟合，做出阶段A和阶段C的线性趋势线，两条趋势线相交于一点，该点对应的时间为气窜时间，该气窜时间为370分钟，对应的气窜气油比为3100m³/m³左右。

由图2中的采出程度曲线可以看出，在阶段B初期，虽然气油比升幅较大，但是属于气窜通道初步形成阶段，因溶解气的作用还可以采出窜流通道及附近的孔隙中存在的部分原油，采收率仍然大幅度上升；但是，在气窜点以后的气油比则急剧上升，气油比变化率最大，虽然气窜后也采出一小部分原油，但采油速度明显降低，如图3所示，驱替效果变差；并且，由于采出气油比很大，与气窜前相比，采出同样的原油需要注入更多的CO₂气体，增加了驱替成本，从经济效益角度计算，以原油价格110美元/桶计算，注入CO₂成本约为100美元/吨左右，CO₂驱油的经济极限为注采气油比为3210m³/m³，当采出气油比超出此值时，注CO₂气体已经无法获得经济效益，而通过本实施例的方法确定的气窜气油比为3100，因此，该方法确定的气窜点是合理的。

实施例2

本实施例提供一种判定气体窜逸时间的方法，其中，本实施例采用天然露头砂岩心模型，岩心尺寸为30cm×4.5cm×4.5cm，孔隙度为23％，渗透率为2.5×10^-3μm²，所采用的水为油田油井采出水，水型为CaCl₂型，矿化度为80.06g/L；所采用的原油为油田原油，脱气原油密度为0.8579g/mL，地面粘度11.54mPa·s，为模拟地下黏度采用煤油与脱气油复配形成模拟原油，模拟原油的黏度为4.87mPa·s(45℃)；CO₂气体的纯度为99.99％；实验温度为45℃。

本实施例提供的判定气体窜逸时间的方法包括如下步骤：

将岩心置于岩心夹持器中，检查系统的密封性后，将系统抽真空，然后采用加压的方式充分饱和油田油井采出水，得到饱和水的岩心，记录孔隙体积为139.6mL，然后以0.3mL/min的速度测得岩心渗透率为2.5×10^-3μm²；

用模拟原油以0.3mL/min的速度对饱和水的岩心进行油驱水，驱替至岩心夹持器的出口端流出物为100％的模拟原油，然后继续注入2PV后停止饱和，计算初始含油饱和度Soi为81％，得到用岩心夹持器夹持的原油饱和的岩心；

老化72小时后对原油饱和的岩心进行CO₂气体恒压驱替，注入压力为12MPa，出口端回压为7MPa，用恒压泵保持入口端的压力，在出口端得到油气混合物；出口端采用气液分离器分离油气混合物，采集油和气，并用气体质量流量计记录出口端出气量，同时记录出油量；待出口端见气之后，恒压注入0.1PV的水段塞，然后继续注入CO₂进行驱替，做出岩心气体流量(出气量)和驱油数据(出油量)的比值随着注入时间的变化曲线，如表2和图4所示。

表2

对变化曲线进行分段，在开始注入到200分钟内，采出液中没有见到气体，为无气采油期。从200分钟开始见气到490分钟为阶段A，此阶段气油比上升缓慢，呈线性；从490分钟开始直至600分钟，气油比迅速上升，一直上升到8000m³/m³，此为阶段B；当注入时间到达600分钟以后，汽油比超过8000m³/m³，为阶段C，此时气油比的幅度更大，但是变化率比较稳定，气油比再次成直线上升，且直线斜率远大于阶段A。对阶段A的曲线和阶段C的曲线进行线性拟合，做出阶段A和阶段C的线性趋势线，两条趋势线相交于一点，该点对应的时间为气窜时间，该气窜时间为560分钟，对应的气窜气油比为3650m³/m³左右。

由图4中的采出程度曲线可以看出，在气窜前采出程度为55％，而气窜后提高采出程度不到2％，说明该气窜点之后，驱油效果明显变差。

与实施例1相比，相对于只直接使用CO₂驱的气窜前的采出程度只有38％，本实施例加入水段塞的气窜前采出程度为55％，加入水段塞的气驱效果明显好于只直接使用气驱的效果，这是因为注入的水段塞，减小了阶段A的气油比的上升幅度，延长了阶段A的时间，推迟了阶段B的气油比的迅速上升，从而使得CO₂气窜时间延长。实验结果说明，延长阶段A，推迟气窜的发生，可以大幅提高CO₂驱采出程度。

实施例3

本实施例提供了一种判定气体窜逸时间的方法，其是以国内某油田低渗透注CO₂先导性矿场为例，该矿场包括多个采油井，以1#采油井和2#采油井为实施对象，其中，1#采油井的平均产液为9.1t/d，含水率为2.06％。

本实施例提供的判定1#采油井气体窜逸时间的方法包括如下步骤：

对1#采油井进行CO₂气体恒压驱替，得到油气混合物；

随着驱替的进行，对油气混合物进行分离，测定各个时间点的出油量和出气量，得到各个时间点的气油比；制作气油比随注入时间的变化曲线，如图5所示，根据将气油比的变化趋势分段，以呈线性变化且缓慢上升的曲线段为A段；而在2008年11月，当汽油比在40m³/t左右时，曲线的变化趋势开始偏离A段、气油比大幅不规则变化上升，直至2009年7月，气油比上升到245m³/t，这两点之间的曲线段为B段，2009年7月之后，气油比变化趋势再次呈线性稳定上升，这段曲线段为C段；

做出曲线A段和曲线C段的线性拟合线，两条线性拟合线相交于一点，该点对应的时间为气体窜逸时间，该气体窜逸时间为2009年4月，对应的气窜气油比为150m³/t。

根据气窜的定义，气窜后采出气量明显增加，采油效率降低，因此，应避免阶段C的出现，即在气窜后即需要进行作业，如改用水气交替，周期性注气以及封窜等方法控制气窜。根据资料，该井设计在2009年10月在对应的注入井采取了周期性注气的方式来抑制气体的窜逸。

对2#采油井按照1#采油井的判定气体窜逸时间的方法判定气窜时间，其制作的气油比随时间的变化曲线，如图6所示。从图6中的曲线可以看出，在2009年6月，气油比开始上升明显，从阶段A的40m³/t左右进入阶段B，直至2010年1月，气油比上升到200m³/t，这时进入阶段C，气油比进入稳定上升阶段，根据阶段A和阶段C的拟合线的交点，确定该井的气窜时间为2009年9月，对应的气窜气油比为100m³/t。

通过上述内容可以看出本发明所提供的判定气体窜逸时间的方法能够用于指导生产及矿场控制CO₂窜逸，其是一种有效的判定方法。

Claims (3)

1.一种判定气体窜逸时间的方法，其包括如下步骤：

建立油田采出气油比随注入时间的变化曲线；

根据气油比的变化率将油田采出气油比随注入时间的变化曲线分为初步见气阶段、气窜通道初步形成阶段、完全气窜阶段，分别记为阶段A、阶段B、阶段C；

分别建立阶段A、阶段C的油田采出气油比随注入时间的变化曲线的线性趋势线，两条线性趋势线的交点即为气体窜逸时间；

其中，所述阶段A是指气油比从零开始，随着注入体积的增加缓慢上升，上升趋势线呈线性相关，线性趋势线的斜率小于10，且线性拟合度在85％以上的阶段；

所述阶段B是指气油比变化幅度较大且不规则，气油比的变化趋势偏离阶段A的趋势线，呈指数或二次关系增加、斜率为10-100的阶段；

所述阶段C是指气油比再次呈直线上升趋势的阶段，线性趋势线斜率大于100，线性拟合度高于90％的阶段。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述油田采出气油比通过以下步骤测定：

测定岩心的孔隙度；

采用地层水或者模拟水对岩心进行饱和，记录孔隙体积；

以预定速度测定岩心的渗透率，然后以油田原油或者模拟油按照该预定速度进行油驱水，驱替至岩心出口端的含油率为100％，然后继续注入2-4PV后停止注入，计算得到初始含油饱和度；

对岩心进行48-72小时的老化处理，然后恒压注入CO₂气体，注入压力为10-20MPa，出口端回压为1-7MPa；

在岩心的出口端分别采集油和气，并记录出口端的出气量以及注入时间，计算得到油田采出气油比。

3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述两条线性趋势线的交点位于所述阶段B所对应的横坐标内。