CN105134144B - 碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法 - Google Patents

碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法 Download PDF

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本发明公开了一种碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法，包括：根据石油价格信息，计算得到单井注氮气临界增油值；根据注氮气后开井生产周期累计产气量、注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量以及周期累计注入氮气量，计算得到存气率；根据注氮气后开井生产周期累产油量和周期累计注入氮气量，计算得到地下方气换油率；根据所述单井注氮气临界增油值、所述存气率以及所述地下方气换油率，结合单井剩余油可采储量，得到碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价信息。本发明为单井注氮气效果评价及工艺优化提供依据，使得油井注氮气后效果评价更具有针对性，使得碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气效果评价标准化、规范化。

Description

碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法
技术领域
本发明涉及石油开发技术领域，具体涉及一种碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法。
背景技术
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏是目前国内最大的碳酸盐岩油藏，截至2014年底，该油藏累计探明石油地质储量125847×104t，已动用原油地质储量82854×104t，可采储量11988×104t。塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏极其特殊，储层埋藏深，储集空间多样，储集体受构造、断裂控制，以裂缝-溶洞为主，储集体空间组成和尺度差异大，使得储层非均质性极强，油水关系极为复杂，油藏没有统一的油水界面，截止2014年底，采收率仅为14.5％。
塔河油田于2012年在TK404井开展碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气先导现场试验，取得了良好效果，技术效果显著，截止2014年单井注氮气累产油已达42.7万吨，注氮气已成为缝洞型油藏提高采收率的重要手段之一，但随着注气规模的扩大，存在以下问题：
1)碳酸盐岩缝洞型油藏储集体非均质性强，储集体规模变化，油井开发复杂，没有规律可依，注气后，效果评价方法单一，仅依靠增油量、含水率降低已经无法正确判断注气是否有效；
2)注氮气后，在地层内发挥了作用，但仅依据“增油降水”来判断效果效果，不能客观、真实的评价注氮气对地层作用，无法对油井注氮气参数优化提供指导。
综上所述，迫切需要研发一种能够客观、真实的评价碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气效果评价的方法，为油井注氮气效果评价及现场工艺优化提供依据，使得碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气效果评价标准化、规范化。
发明内容
鉴于上述问题，本发明提供了一种碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法，用以为油井注氮气效果评价及现场工艺优化提供依据。
本发明提供了一种碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法，包括：
根据石油价格信息，计算得到单井注氮气临界增油值；
根据注氮气后开井生产周期累计产气量、注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量以及周期累计注入氮气量，计算得到存气率；
根据注氮气后开井生产周期累产油量和周期累计注入氮气量，计算得到地下方气换油率；
根据所述单井注氮气临界增油值、所述存气率以及所述地下方气换油率，结合单井剩余油可采储量，得到碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价信息。
可选地，所述根据注氮气后开井生产周期累计产气量、注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量以及周期累计注入氮气量，计算得到存气率具体为根据以下公式计算存气率Rp：
其中，Qg为注氮气后开井生产周期累计产气量，为注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量，为周期累计注入氮气量。
可选地，所述根据注氮气后开井生产周期累产油量和周期累计注入氮气量，计算得到地下方气换油率具体为根据以下公式计算地下方气换油率Re：
其中，Q为注氮气后开井生产周期累产油量，为周期累计注入氮气量，d为预设值。
可选地，所述方法还包括：依据容积法和水驱曲线法计算得到所述单井剩余油可采储量；或者，针对油井生产特征预先设定所述单井剩余油可采储量。
可选地，所述根据所述单井注氮气临界增油值、所述存气率以及所述地下方气换油率，结合单井剩余油可采储量，得到碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价信息进一步包括：
判断所述注氮气后开井生产周期累产油量是否大于或等于所述单井注氮气临界增油值；
若所述注氮气后开井生产周期累产油量大于或等于所述单井注氮气临界增油值，则根据所述存气率、所述地下方气换油率以及所述单井剩余油可采储量得到针对下一轮次注气的评价结果；
若所述注氮气后开井生产周期累产油量小于所述单井注氮气临界增油值，则得到需要优化注气成本的评价结果。
可选地，所述得到针对下一轮次注气的评价结果进一步包括：
若所述地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，所述存气率大于第一存气率阈值，所述单井剩余油可采储量大于或等于单井剩余油可采储量阈值，则得到所述评价结果为需增加下一轮次注气量；
若所述地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，所述存气率大于第一存气率阈值，所述单井剩余油可采储量小于单井剩余油可采储量阈值，则得到所述评价结果为需谨慎进行下一轮次注气；
若所述地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，所述存气率小于第二存气率阈值，则得到所述评价结果为需减少下一轮次注气量；
若所述地下方气换油率大于第二地下方气换油率阈值，所述存气率大于第一存气率阈值，则得到所述评价结果为需优化下一轮次注气量；
若所述地下方气换油率大于第二地下方气换油率阈值，所述存气率小于第二存气率阈值，则得到所述评价结果为无需优化下一轮次注气量。
可选地，所述第一地下方气换油率阈值为0.2吨/方，所述第二地下方气换油率阈值为1吨/方。
可选地，所述第一存气率阈值为60％，所述第二存气率阈值为10％。
可选地，所述单井剩余油可采储量阈值为1万吨。
针对碳酸盐岩缝洞型油藏储层非均质性强，储集体规模变化大，单井注氮气效果评价方法单一，无法客观真实的反映注气效果的技术问题，本发明为单井注氮气效果评价及工艺优化提供依据，使得油井注氮气后效果评价更具有针对性，使得碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气效果评价标准化、规范化，为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气稳步推进提供技术支撑。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1示出了本发明提供的碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法一个具体实施例的流程图；
图2为应用本发明方法的TH12418井多轮次注气生产对比曲线图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
本发明公开了一种碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法，其核心发明点在于引入了存气率、单井注氮气临界增油值、地下方气换油率、单井剩余油可采储量4个评价参数，应用4个评价参数能够真实、客观、准确的对单井注氮气效果进行评价，并对工艺参数优化提供指导。本发明实现了注气效果的多因素评价，应用本发明能够真实客观的评价注气效果，现场应用效果良好，有着较为广阔的推广应用前景。
图1示出了本发明提供的碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法一个具体实施例的流程图。如图1所示，该方法包括：
步骤S101，根据石油价格信息，计算得到单井注氮气临界增油值。
单井注氮气临界增油值QC是按照目前国际油价下单井注气成本的增油量，该值随着油价波动而变化，因此可根据石油价格信息，计算得到单井注氮气临界增油值QC。
步骤S102，根据注氮气后开井生产周期累计产气量、注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量以及周期累计注入氮气量，计算得到存气率。
存气率Rp是油井累计注入标态氮气量与生产过程中累计产出标态氮气量的比值。当Rp<10％时，储集体规模较小，注入气在井口附近聚集，注气后开井全部采出，下一轮次需减少注气量；当Rp>60％时，储集体规模较大，地层亏空严重，注入气地层全部扩散，注入气量偏小，下一轮次需增大注气量。
本发明可通过以下公式(1)来计算存气率：
其中，Qg为注氮气后开井生产周期累计产气量，单位为万方；为注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量；为周期累计注入氮气量，单位为万方。
步骤S103，根据注氮气后开井生产周期累产油量和周期累计注入氮气量，计算得到地下方气换油率。
地下方气换油率Re是注入每体积地下气体能采出的地表原油质量。当Re<0.2吨/方时，单井剩余油可采储量少，或储集体规模较大、注气量少；当Re>1吨/方时，单井剩余油可采储量高，注气可能沟通其它缝洞体。
本发明可通过以下公式(2)来计算地下方气换油率：
其中，Q为注氮气后开井生产周期累产油量，单位为吨；为周期累计注入氮气量，单位为万方；d为预设值，优选d＝304.8。
步骤S104，根据所述单井注氮气临界增油值、所述存气率以及所述地下方气换油率，结合单井剩余油可采储量，得到碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价信息。
其中，单井剩余油可采储量Rrr可依据容积法和水驱曲线法计算得到，但由于缝洞型油藏储集体规模纵向上和平面上变化大，导致地质储量计算存在偏差，例如累计产油量大于地质储量。因此，本发明也可针对油井生产特征预先设定单井剩余油可采储量Rrr，当Rrr≥1万吨时，剩余油储量多；当Rrr<1万吨时，剩余油储量少。
在步骤S104中，首先判断注氮气后开井生产周期累产油量是否大于或等于单井注氮气临界增油值，即判断Q是否大于或等于QC，若Q≥QC，则根据存气率、地下方气换油率以及单井剩余油可采储量得到针对下一轮次注气的评价结果，具体可分为如下几种情况：
(1)若地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，存气率大于第一存气率阈值，单井剩余油可采储量大于或等于单井剩余油可采储量阈值，则得到评价结果为需增加下一轮次注气量。
如，当Re<0.2吨/方，Rp>60％，Rrr≥1万吨时，得到评价结果为：单井剩余油可采储量多，储集体规模大，本轮次注气量偏少，下一轮次增大注气量。
(2)若地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，存气率大于第一存气率阈值，单井剩余油可采储量小于单井剩余油可采储量阈值，则得到评价结果为需谨慎进行下一轮次注气。
如，当Re<0.2吨/方，Rp>60％，Rrr<1万吨时，得到评价结果为：单井剩余油可采储量少，下一轮次注气需谨慎。
(3)若地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，存气率小于第二存气率阈值，则得到评价结果为需减少下一轮次注气量。
如，当Re<0.2吨/方，Rp<10％时，得到评价结果为：储集体规模较小，本轮次注气量偏多，下一轮次需优化减少注气量。
(4)若地下方气换油率大于第二地下方气换油率阈值，存气率大于第一存气率阈值，则得到评价结果为需优化下一轮次注气量。
如，当Re>1吨/方时，Rp>60％时，得到评价结果为：单井剩余油丰富，注气可能沟通其他地方剩余油，下一轮次注气需从地质、邻井分析，进行注气量优化。
(5)若地下方气换油率大于第二地下方气换油率阈值，存气率小于第二存气率阈值，则得到评价结果为无需优化下一轮次注气量。
如，当Re>1吨/方时，Rp<10％时，得到评价结果为：单井剩余油丰富，注气量合适，下一轮可减少注气量优化。
若Q<QC，则表明注气没有经济效益，得到评价结果为需要优化注气成本，包括注气施工、管柱、地面流程等，以降低注气费用。
在实际作业过程中，利用上述本发明提供的评价方法，现场优化施工120井次，充分发挥了注氮气作用，有效提高了单井注气增油，减少作业时间及占井周期。
图2为应用本发明方法的TH12418井多轮次注气生产对比曲线图。如图2所示，TH12418井酸压完井，酸压施工曲线表明沟通储集体，注气前累计产油57658吨，利用水驱指示曲线计算剩余油可采储量为8.3万吨，第一轮累计注气量50万方，注气后累计增油425吨，地下方气换油率0.26吨/方，存气率93.6％；通过分析，该井储集体规模大，井区剩余油丰富，首轮注气量偏少，为此开展第二轮次注气，注气量累计89.97万方，注气后累计增油1698吨。
针对碳酸盐岩缝洞型油藏储层非均质性强，储集体规模变化大，单井注氮气效果评价方法单一，无法客观真实的反映注气效果的技术问题，本发明为单井注氮气效果评价及工艺优化提供依据，使得油井注氮气后效果评价更具有针对性，使得碳酸盐岩缝洞型油藏注氮气效果评价标准化、规范化，为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气稳步推进提供技术支撑。
最后，需要注意的是：以上列举的仅是本发明的具体实施例子，当然本领域的技术人员可以对本发明进行改动和变型，倘若这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，均应认为是本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价方法，其特征在于，包括：
根据石油价格信息，计算得到单井注氮气临界增油值；
根据注氮气后开井生产周期累计产气量、注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量以及周期累计注入氮气量，计算得到存气率；
根据注氮气后开井生产周期累产油量和周期累计注入氮气量，计算得到地下方气换油率；
根据所述单井注氮气临界增油值、所述存气率以及所述地下方气换油率，结合单井剩余油可采储量，得到碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价信息；
其中，所述根据所述单井注氮气临界增油值、所述存气率以及所述地下方气换油率，结合单井剩余油可采储量，得到碳酸盐岩缝洞型油藏单井注氮气效果评价信息进一步包括：
判断所述注氮气后开井生产周期累产油量是否大于或等于所述单井注氮气临界增油值；
若所述注氮气后开井生产周期累产油量小于所述单井注氮气临界增油值，则得到需要优化注气成本的评价结果。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据注氮气后开井生产周期累计产气量、注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量以及周期累计注入氮气量，计算得到存气率具体为根据以下公式计算存气率Rp：
<mrow> <mi>R</mi> <mi>p</mi> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <mi>Q</mi> <mi>g</mi> <mo>&amp;times;</mo> <msub> <mi>f</mi> <msub> <mi>N</mi> <mn>2</mn> </msub> </msub> </mrow> <msub> <mi>Q</mi> <msub> <mi>N</mi> <mn>2</mn> </msub> </msub> </mfrac> </mrow>
其中，Qg为注氮气后开井生产周期累计产气量，为注氮气后开井生产周期气体组分中氮气平均含量，为周期累计注入氮气量。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据注氮气后开井生产周期累产油量和周期累计注入氮气量，计算得到地下方气换油率具体为根据以下公式计算地下方气换油率Re：
<mrow> <mi>Re</mi> <mo>=</mo> <mfrac> <mi>Q</mi> <msub> <mi>Q</mi> <msub> <mi>N</mi> <mn>2</mn> </msub> </msub> </mfrac> <mo>&amp;times;</mo> <mi>d</mi> </mrow>
其中，Q为注氮气后开井生产周期累产油量，为周期累计注入氮气量，d为预设值。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：依据容积法和水驱曲线法计算得到所述单井剩余油可采储量；或者，针对油井生产特征预先设定所述单井剩余油可采储量。
5.根据权利要求1-4任一项所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
若所述注氮气后开井生产周期累产油量大于或等于所述单井注氮气临界增油值，则根据所述存气率、所述地下方气换油率以及所述单井剩余油可采储量得到针对下一轮次注气的评价结果。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述得到针对下一轮次注气的评价结果进一步包括：
若所述地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，所述存气率大于第一存气率阈值，所述单井剩余油可采储量大于或等于单井剩余油可采储量阈值，则得到所述评价结果为需增加下一轮次注气量；
若所述地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，所述存气率大于第一存气率阈值，所述单井剩余油可采储量小于单井剩余油可采储量阈值，则得到所述评价结果为需谨慎进行下一轮次注气；
若所述地下方气换油率小于第一地下方气换油率阈值，所述存气率小于第二存气率阈值，则得到所述评价结果为需减少下一轮次注气量；
若所述地下方气换油率大于第二地下方气换油率阈值，所述存气率大于第一存气率阈值，则得到所述评价结果为需优化下一轮次注气量；
若所述地下方气换油率大于第二地下方气换油率阈值，所述存气率小于第二存气率阈值，则得到所述评价结果为无需优化下一轮次注气量。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述第一地下方气换油率阈值为0.2吨/方，所述第二地下方气换油率阈值为1吨/方。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述第一存气率阈值为60％，所述第二存气率阈值为10％。
9.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述单井剩余油可采储量阈值为1万吨。
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