CN105888629B - 一种水平井组协同吞吐室内模拟方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种水平井组协同吞吐室内模拟方法，在本发明提供的水平井组协同吞吐室内模拟方法中，首先制备了目标区块的水平井组岩心模型，然后将岩心模型置于可模拟地层倾角环境的岩心夹持器中，并对岩心模型进行模拟天然能量的开采；在此基础上再对岩心模型进行注气吞吐开采，完成水平井组协同吞吐室内模拟实验。本发明提供的水平井组协同吞吐室内模拟方法，可模拟边水作用及地层倾角环境下多口生产井构成的水平井组协同吞吐过程，通过评价比较多种条件下油井注气吞吐的增油效果，可选择出一种在指定的生产条件和油藏地质条件下水平井组协同吞吐提高石油采收率的方式。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，具体涉及一种水平井组协同吞吐室内模拟方法。
背景技术
目前，二氧化碳与氮气等气体作为驱替介质成为开采稠油和稀油的热门。对于中等稠度的原油，二氧化碳非混相驱替是非热力采油提高采收率的有效技术，特别应用于地质条件复杂的油藏。常见矿场应用的包括：连续气体注入、二氧化碳吞吐、注二氧化碳段塞后后续水驱和气水交替(WAG)。
二氧化碳吞吐是一种单井大幅度提高采收率的有效方法，该技术能够在短时间内提高单井产油量。具有投资少、见效快、资金回收快等特点。因此，自从20世纪80年代开展二氧化碳矿场应用以来，广泛应用于单井提高产量。二氧化碳吞吐增产机理为：(1)降低原油粘度；(2)二氧化碳的溶解对原油的膨胀作用；(3)解除近井地带污染；(4)溶解气驱辅助重力分异作用；(5)压水体并改善粘度降低原油的泄油效果；(6)抽提原油中的轻质组分；(7)气体捕集和降低水相饱和度降低水相相对渗透率；(8)吐气过程中滞留作用降低水气相对渗透率；(9)降低界面张力。
目前，现有的气体吞吐研究，重点多集中在介质气体与原油的关系以及适合吞吐的油层条件筛选，影响吞吐效果的因素包括多个方面，如地质因素、开发现状、储层和原油条件、油井状况、注入工艺、生产过程等。标准不具有普遍性，只适合特定区块，现场吞吐的应用也是延用了蒸汽吞吐类似的过程，理论研究不足解释生产井条件不同，增产效果不同的原因。
目前，普通的物理模型承压能力差，一般不超过3MPa，难以满足CO2吞吐实验所要求的高温高压实验条件。且现有的注CO2吞吐实验的物理模型通常是直井模型，很难实现高温高压条件下水平井及水平井组CO2吞吐的物理模拟。此外，现有的物理模型通常是单井注气吞吐，并未考虑到整个区块能量供给情况，如边水底水作用，衰竭能量大小，以及断层、地层倾角等地质因素。同时，单井吞吐作用模型不能直观地反应多井同时吞吐或协同吞吐后油水在径向及平面上的空间分布以及各个生产井组之间的相互协同作用。
发明内容
为克服上述问题，本发明的目的是提供一种水平井组协同吞吐室内模拟方法。
本发明的另一目的是提供一种可模拟地层倾角的岩心夹持器。
为达到上述目的，本发明提供了一种水平井组协同吞吐室内模拟方法，该方法包括以下步骤：
(1)根据目标区块的实际情况压制初始岩心模型，具体包括：
a、根据目标区块的实际情况，设计水平井组中水平井的布井位置；所述水平井用于模拟目标区块的生产井；b、按照所设计的布井位置在岩心填料中布置水平井管柱；c、将布置有水平井管柱的岩心填料压制成型，制得所述初始岩心模型；
(2)在初始岩心模型上钻垂向孔，并向所述垂向孔中布置垂直井管柱，制得岩心模型，布置有垂直井管柱的垂向孔用于模拟边水注入井；
(3)将岩心模型置于岩心夹持器中，并使所述水平井管柱和垂直井管柱通过岩心夹持器的顶盖与外部的流体注入模块或流体收集模块连通；
(4)将岩心夹持器固定为与水平面呈一定角度，角度的大小为所述目标区块的地层倾角度数；根据各水平井相对于边水注入井所处的位置，得到高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井；
(5)通过流体注入模块向生产井和边水注入井中依次注入水和原油，建立束缚水饱和度；
(6)在油藏温度下对岩心模型中的原油进行老化；
(7)对岩心模型进行模拟天然能量的开采，具体包括：
a、向边水注入井中注水，同时，使部分或全部高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井开井生产，以模拟目标区块油藏边水作用下的开采；b、至任意一口开井生产的高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井达到指定含水(如含水率达到98％)时关闭所有生产井；c、对流体收集模块采集到的参数进行分析，完成模拟天然能量开采；
(8)向部分或全部生产井中注吞吐气体至目标压力，闷井一段时间后开井生产，在开井生产期间，持续向模拟边水井中注水；
(9)当开井生产的生产井达到指定含水(如含水率达到98％)时关闭该井，当所有生产井关闭时，结束开采；
(10)对流体收集模块采集到的参数进行分析，完成水平井组协同吞吐室内模拟实验。
在制备岩心模型时，“根据目标区块的实际情况”是指：根据目标区块的现有布井情况或所需的布井情况，设计水平井在岩心模型中的位置。另外，可根据目标区块的实际情况调整水平井的数量关系，水平井水平段的长度及其走向亦可根据实际情况采用相似原理进行调整。以水平井组的岩心模型为例，在岩心的压制过程中，需要根据水平井段完井层位、水平段长度、延伸方向等井数据，布置好井管柱的位置再压制成目标岩心模型。
本发明提供的水平井组协同吞吐室内模拟方法，可模拟边水作用及地层倾角环境下多口生产井构成的水平井组协同吞吐过程，通过评价比较多种条件下油井注气吞吐的增油效果，可选择出一种在指定的生产条件和油藏地质条件下水平井组协同吞吐提高石油采收率的方式。同时，该方法能够模拟均质或非均质油藏，可以考虑地层倾角以及强边水或弱边水等因素。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，步骤(2)中的所述岩心模型上钻有用于获取岩心参数变化的监测井。例如，可将监测井设于岩心模型的中央，通过检测井中的压力传感器监控模拟试验中岩心模型整体压力的变化。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，步骤(5)中建立束缚水饱和度的方法包括以下步骤：a、将真空泵通过管线连接到任意一口生产井或边水注入井，关闭其它井后，抽真空4-8小时；b、用步骤a的方法对其它井依次进行抽真空；c、将流体注入装置连接到任意一口井进行注水，关闭其它井，饱和地层水；d、用步骤c的方法对其他井饱和地层水，注入各井的地层水的总体积即为岩心的孔隙体积；e、将岩心夹持器放入烘箱，设定烘箱温度为实际地层温度；f、在地层温度下，向岩心模型中饱和模拟油，采用一注多采的形式，待任意一口生产井不再出水并连续出油时关闭该生产井；待所有生产井均连续产油时，关闭所有生产井，而注入井继续饱和油，待岩心模型压力升至等效边水能量的压力值时停止注入，饱和油过程结束，束缚水饱和度建立完成。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，步骤(2)中模拟边水注入井时，布置垂向孔和垂直井管柱的设置参数可参考以下几方面的内容：(1)可根据垂直井管柱插入初始模拟岩心垂向孔的深度，模拟边水层位相对油层的垂向位置，盲孔深度不超过岩心厚度；(2)可根据垂直井管柱是否钻孔结合注入压力以及岩心周边渗透率情况，模拟边水注入量及注入速度；(3)垂直井管柱设置有钻孔时，通过改变钻孔朝向生产井的位置，模拟边水与油层的水平位置；在垂直井管柱上进行单边钻孔时，模拟半封闭型边水体；在垂直井管柱上钻通孔时，模拟开启型边水体；(4)可根据垂直井管柱上钻孔的直径与密度，模拟边水注入过程中水流量的大小；(5)在保证注入压力不超过岩心夹持器的围压条件下，结合垂直井管柱深入管线深度、钻孔通透、钻孔密度、直径结合注入压力模拟边水的能量的大小以及活跃程度。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，所述岩心模型为均质岩心模型、平面或纵向非均质岩心模型。对于岩心填料的选择，最好能通过分析目标区块的非均质性、渗透率、孔隙度等，选择合适的岩心填料以制备模拟度高的岩心模型。若需要模拟非均质岩心，则可以通过分层压制的方式制备。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，步骤(8)中的所述注吞吐气体包括水蒸气、N2或CO2。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，当所述注吞吐气体为CO2时，步骤(8)具体包括：
步骤一、选取高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井中的任意一口注入CO2，闷井一段时间，同时检测岩心模型的压力变化情况；步骤二、使高部位生产井、中部位生产井和低部位生产井同时开井生产，同时以等效边水能量压力向边水注入井中进行恒压注水，记录实验过程中岩心模型的压力变化，以及各井的产油量、产液量；步骤三、生产中，高部位生产井、中部位生产井和低部位生产井达到指定含水(如含水率达到98％)时，关闭该井，待所有生产井达到指定含水(如含水率达到98％)时，关闭所有生产井，计算CO2吞吐的采出程度；结束CO2协同吞吐实验。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，当所述注吞吐气体为CO2时，可在步骤(2)中岩心模型制作完成后，在岩心模型的表面涂有一层厚度为0.2-0.4mm的环氧树脂涂层，防止CO2对岩心模型的腐蚀。
在上述水平井组协同吞吐室内模拟方法中，优选地，当所述注吞吐气体为CO2时，上述步骤一中注入CO2的生产井为两口或多口，用以实现不同注入井数量及位置关系组合条件下水平井组CO2协同吞吐的室内模拟。
本发明还提供了一种可模拟地层倾角的岩心夹持器，该岩心夹持器包括岩心放置部、底座、固定支架、旋转轴、固定轴和固定件；
所述岩心放置部的内部设有用于容纳岩心的腔室，腔室的下部设有用于提供轴压的活塞，腔室的周围设有用于提供围压的橡胶套筒；岩心放置部的外部结构包括筒形的夹持器壁、以及用于密封夹持器壁的顶盖和底盖，所述顶盖上开有可以和外部连通的若干通孔；
所述岩心放置部的侧壁设有位置相对的两个旋转轴，旋转轴的外侧端置于固定轴的凹槽内，旋转轴在凹槽内能够沿轴向方向以0-360°旋转；
所述旋转轴的外侧端的端面上开有以圆周状排布的第一固定孔，所述固定轴上开有与第一固定孔位置相对应的第二固定孔，所述固定件可穿过一组处于相同位置的第二通孔和第一通孔固定所述岩心放置部；
所述固定轴固定于固定支架的一端，固定支架的另一端固定于底座上。
本发明提供的上述岩心夹持器中，通过调整旋转轴旋转的角度，可以使岩心夹持器与水平面呈0-90°的角度，以模拟地层倾角环境。
在上述岩心夹持器中，优选地，所述岩心夹持器的岩心放置部为CN103556993A中的夹持器。
在上述岩心夹持器中，优选地，所述第二通孔由靠近第一通孔的第一开口段和远离第一通孔的第二开口段组成，所述第一开口段的直径与所述第一通孔的直径相同，所述第二开口段的直径小于第一开口段；所述固定件为活动铆钉，活动铆钉由钉帽和钉杆组成，所述钉杆的形状与第一通孔向适配，并能在第一通孔内进行一定程度的轴向运动，钉杆的长度设置为：活动铆钉进行远离第一通孔的运动时，钉杆的直径较大端能与所述第一通孔完全分离，活动铆钉进行靠近第一通孔的运动时，钉杆的直径较大端能部分或全部插入所述第一通孔。
在上述岩心夹持器中，优选地，所述旋转轴由直径不同的两段组成，与岩心放置部相接触端的直径大于与岩心放置部远离的一端，与岩心放置部远离的一端置于固定轴的凹槽内。
在上述岩心夹持器中，优选地，所述旋转轴由直径不同的三段组成，包括第一段、第二段和第三段，所述第一段直径最大并与岩心放置部接触，所述第二段与第一段连接且直径最小，所述第三段与第二段连接，所述第二段和第三段置于固定轴的凹槽内；所述第一通孔设于第一段上，所述第二通孔不穿过固定轴的凹槽。
在上述岩心夹持器中，优选地，所述岩心夹持器的工作压力为0-30MPa，工作温度为0-100℃。
利用上述岩心夹持器实施水平井组协同吞吐室内模拟方法时，可通过以下装置实现，该装置包括：岩心模型、岩心夹持器、流体注入模块、流体收集模块、测压模块和压力处理模块；所述岩心模型置于岩心夹持器中，所述岩心模型中设置有用于模拟直井或水平井的若干井管柱，至少一个井管柱用于模拟边水注入井；所述井管柱通过岩心夹持器的顶部通孔与所述流体注入模块、流体收集模块或测压模块连通。
在上述装置中，流体注入模块可提供常规的液体注入和/或气体注入，注入的液体包括模拟地层水或模拟油等；注入的气体包括水蒸气、N2或CO2等。流体收集模块可提供常规的液体收集和/或气体收集，用于收集模拟实验中排出的液相和气相。另外，流体注入模块设有常规的控制计量组件，用于控制流体的注入压力、注入速度以及注入量等；流体收集模块设有常规的分析计量组件，用于分析模拟实验中排出的流体的成分以及计量体积。
在上述装置还包括一些常规的辅助部件，例如用于连通各模块的管线，以及中间容器、阀门、恒速恒压泵等；阀门可按需要选用常规的回压阀或六通阀。
本发明提供的水平井组协同吞吐室内模拟方法具有以下优点：
(1)可根据边水的实际情况调整边水注入参数，实现强边水或弱边水存在条件下水平井组协同吞吐的物理模拟；(2)可实现均质或非均质、稠油或稀油油藏水平井组协同吞吐的物理模拟；(3)可实现水平油藏或含倾角(0-90°)油藏水平井组协同吞吐的物理模拟；(4)通过调整注入井数以及注入部位，可实现不同注入井数量及位置关系组合条件下水平井组协同吞吐的物理模拟。
附图说明
图1a为实施例1中岩心夹持器的旋转轴侧视剖面图；
图1b为实施例1中岩心夹持器的旋转轴正视图；
图2a为实施例1中岩心模型的侧视图；
图2b为实施例1中岩心模型的俯视图；
图3为实施例2中一口井注CO2协同吞吐实验采出程度曲线图；
图4a为实施例2中低部位水平井生产动态曲线图；
图4b为实施例2中中部位水平井生产动态曲线图；
图4c为实施例2中高部位水平井生产动态曲线图；
图5为实施例3中两口井注CO2协同吞吐实验采出程度曲线图；
图6a为实施例3中低部位水平井生产动态曲线图；
图6b为实施例3中中部位水平井生产动态曲线图；
图6c为实施例3中高部位水平井生产动态曲线图；
图7为实施例4中三口井注CO2协同吞吐实验采出程度曲线图；
图8a为实施例4中低部位水平井生产动态曲线图；
图8b为实施例4中中部位水平井生产动态曲线图；
图8c为实施例4中高部位水平井生产动态曲线图。
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
本实施例提供了一种模拟地层倾角环境下井组边水作用的装置，该装置包括：
岩心模型、岩心夹持器、流体注入模块、流体收集模块、测压模块以及辅助部件；
其中，设有5个井管柱的岩心模型置于岩心夹持器中，岩心夹持器的顶部有5个与岩心模型井管柱的位置相对应的通孔；管线的一端与通孔连通，另一端可以与流体注入模块、流体收集模块或测压模块连通；
流体注入模块包括液体注入装置和气体注入装置，液体注入装置提供模拟地层水和模拟油的注入；气体注入装置提供CO2的注入；本实施例中使用的液体注入装置包括手摇计量泵和高压恒速恒压泵，使用的气体注入装置为CO2气瓶；
流体收集模块包括液体收集装置和气体收集装置，模拟实验中排出的气液混合相经气液分离器分离后进入液体收集装置或气体收集装置；液体收集装置和气体收集装置分别设有分析计量组件，用于分析模拟实验中排出的流体的成分以及计量体积；
测压模块用于监测岩心模型内部的压力变化，在最中心的井管柱(#1井)中设置有压力传感器；连通所用到的辅助部件包括管线、中间容器、回压阀和六通阀等。
对于岩心夹持器和岩心模型进行以下详细描述：
一、岩心夹持器
岩心夹持器包括岩心放置部、底座、固定支架、旋转轴、固定轴和固定件；
所述岩心放置部是在CN103556993A中的岩心夹持器的基础上改造而成的，主要是按照需要调整了夹持器顶盖通孔的位置；所述岩心放置部的侧壁设有位置相对的两个旋转轴(旋转轴的侧视剖面图和正视图如图1a和图1b所示)，旋转轴的外侧端置于固定轴的凹槽内，旋转轴在凹槽内能够沿轴向方向以0-360°旋转；所述旋转轴的外侧端的端面上开有以圆周状排布的第一固定孔，所述固定轴上开有与第一固定孔位置相对应的第二固定孔，所述固定件可穿过一组处于相同位置的第二通孔和第一通孔固定所述岩心放置部；
所述第二通孔由靠近第一通孔的第一开口段和远离第一通孔的第二开口段组成，所述第一开口段的直径与所述第一通孔的直径相同，所述第二开口段的直径小于第一开口段；所述固定件为活动铆钉，活动铆钉由钉帽和钉杆组成，所述钉杆的形状与第一通孔向适配，并能在第一通孔内进行一定程度的轴向运动，钉杆的长度设置为：活动铆钉进行远离第一通孔的运动时，钉杆的直径较大端能与所述第一通孔完全分离，活动铆钉进行靠近第一通孔的运动时，钉杆的直径较大端能部分或全部插入所述第一通孔；
所述旋转轴由直径不同的三段组成，包括第一段、第二段和第三段，所述第一段直径最大并与岩心放置部接触，所述第二段与第一段连接且直径最小，所述第三段与第二段连接，所述第二段和第三段置于固定轴的凹槽内；所述第一通孔设于第一段上，所述第二通孔不穿过固定轴的凹槽；
所述固定轴固定于固定支架的一端，固定支架的另一端固定于底座上。
二、岩心模型
岩心模型的制备过程为：
(1)根据目标区块的实际情况压制初始岩心模型，具体包括：
a、根据目标区块的实际情况，设计水平井组中水平井的布井位置；水平井用于模拟目标区块的生产井；
b、按照所设计的布井位置在岩心填料中布置水平井管柱；
c、将布置有水平井管柱的岩心填料压制成型，制得所述初始岩心模型；
(2)在初始岩心模型上钻垂向孔，并向所述垂向孔中布置垂直井管柱，制得岩心模型，布置有垂直井管柱的垂向孔用于模拟边水注入井。
成型后的岩心模型的参数：
岩心模型的直径为40cm，总厚度为4.5cm；该模型分为上下两层，井管柱布置于上层，上层厚度2cm，岩心的气测渗透率为500×10-3μm2；下层厚度2.5cm，岩心的气测渗透率为1000×10-3μm2。
在岩心填料中布置有两个直井井管柱和三个水平井井管柱，压制成型后形成了#1至#5模拟井，包括两口模拟直井#1、#5，三口模拟水平井#2、#3、#4。五口模拟井的外径均为3mm，内径为1mm，模拟井位置分布及位置关系如图2a和图2b所示。#1位于模型中心，井底位于高渗层中部，用来检测实验过程中模型压力的变化。#2、#3和#4为水平生产井，各井完井层位位于高渗层上部，#2和3#水平段的长度为8cm，#4水平段的长度为16cm。
实施例2
本实施例提供了一种利用实施例1的装置进行边水作用的水平井组CO2协同吞吐的物理模拟方法(一口井协同吞吐)。
一、实验材料
实验用油：某油田区块脱气脱水原油与煤油配制的模拟油，60℃地层温度下模拟油粘度为289mPa·s。
实验用水：目标区块模拟地层水，总矿化度为937mg/L。
注入气体：CO2，纯度为99.99％。
二、实验步骤：
(1)根据图2a和图2b所示的三维物理模型实物图压制成实验用人造非均质岩心模型；将实验用岩心模型用砂纸打磨岩心，保证岩心表面平整，用流动水清洗表面，烘干岩心，测量岩心尺寸，计算视体积；在岩心模型的表面涂有一层厚度为0.2-0.4mm的环氧树脂涂层，以防止CO2腐蚀。
(2)将岩心模型放入岩心夹持器中，并安装橡胶垫及岩心夹持器顶盖密封，向夹持器中加轴压和围压；将岩心夹持器相对于水平面的角度调整为15°；按照岩心模型倾斜的方向，#3模拟构造高部位生产井，#2模拟构造中部位生产井，两口井水平段趾端相对，#4模拟构造低部位，水平段延伸与#2和#3基本平行，延伸方向与#3相同；#5为恒压注水井，完井段位于高渗层中部，根据注入井压力值的大小可以模拟边水能量的强弱。
(3)向岩心夹持器中依次注入水和原油，建立束缚水饱和度；具体步骤包括：
a、将真空泵通过管线连接到任意一口井，关闭其它四口井，对岩心抽真空约4-8小时，用相同方式按顺序对另外四口井依次进行抽真空，时间不少于4小时；
b、将手摇泵连接到任意一口井，关闭其它四口井，饱和地层水，改变入口，同样方法饱和地层水，精确计量各入口注入水的总体积即为岩心的孔隙体积；
c、将径向流岩心夹持器放入烘箱，设定烘箱温度为实际地层温度，当前实验条件下的地层温度为60℃；
d、向岩心模型中饱和模拟油，采用一注多采的形式，待任意一口生产井不再出水并连续出油时关闭该生产井。待所有生产井均连续产油时，关闭所有生产井，而注入井继续饱和油，待模型压力升至等效边水能量的压力值(该实验条件下，等效边水能量的压力值为7.5MPa)时停止注入，饱和油过程结束，计算饱和油体积；
(4)在油藏温度下老化原油48小时；
(5)模拟实际油藏天然边水能量驱动下的天然能量开采，具体步骤包括：
a、#1连接高精度的压力传感器用来监测实验过程中模型的压力变化，#5连接回压阀及恒压恒速泵，设定回压为等效边水能量压力值(该实验条件下为7.5MPa)，设定恒压恒速泵的压力值为等效边水压力值(该实验条件下为7.5MPa)进行恒压注水，低部位井#4、中部位井#2、高部位井#3同时开井生产；
b、待低、中、高部位水平井组中任意一口井含水率达到98％时同时关井；
c、对流体收集模块采集到的参数进行分析，计算天然能量开采阶段的采出程度，完成模拟天然能量开采。
(6)进行一口井CO2协同吞吐实验；选取中部位井#2注入一定量的CO2(该实验条件下CO2注入量以#1压力达到7.5MPa为准)，闷井24h，同时记录井1压力变化情况；
低部位井#4、中部位井#2、高部位井#3同时开井生产，同时#5以等效边水能量压力进行恒压注水模拟边水，记录实验过程中井#1压力变化，各井的产油量、产液量等生产数据；
(7)待低、中、高部位水平井含水率达到98％时关井停产，结束开采；
(8)对流体收集模块采集到的参数进行分析，计算CO2吞吐的采出程度，完成边水作用的水平井组CO2协同吞吐的物理模拟实验。
实验结果分析：
一口井(中部位#2)注CO2协同吞吐实验结果如表1及图3所示。该实验条件下，模型的总采出程度为27.38％。其中，天然能量开发阶段模型的采出程度15.74％，天然能量开采结束时模型的综合含水为84.26％，边水的注入量为686.27mL，平均注入速度为3.81mL/min。中部位水平井注CO2协同吞吐可提高模型采出程度11.64％，CO2协同吞吐结束时模型的综合含水为77.88％，该阶段内边水的注入量为654.5mL，平均注入速度为5.5mL/min，边水的注入速度增大。
表1一口井(中部位#2)注CO2协同吞吐实验结果
图4a、图4b和图4c提供了一口井(中部位#2)注CO2协同吞吐实验各水平井组生产动态曲线。中部位井CO2吞吐条件下，低部位井#4、中部位井#2、高部位井#3的最终采出程度分别为3.15％、13.78％和10.45％，其中，低、中、高部位水平井天然能量开采阶段的采出程度分别为2.82％、9.18％和3.74％，天然能量开采结束时，低、中、高部位水平井的含水率分别为98.90％、92.31％和82.35％。CO2协同吞吐提高采出程度分别为0.33％、4.60％和6.71％，CO2协同吞吐阶段，低部位水平井含水率可降至85.71％，中部位井注入CO2在一定程度上起到了抑制边水的作用。中部位及高部位水平井CO2吞吐增油的效果明显，中部位及高部位水平井含水率可降至0，即中部位井注气对高部位井起到了明显的协同作用。CO2吞吐后期在边水的作用下各水平井的含水率再次上升。实验结束时，低、中、高部位井的含水率分别为98.31％、90.91％和79.17％。
以上述一口井(中部位#2)CO2协同吞吐实验步骤为基础，对步骤(6)中水平井的注入数量和注入部位进行改变，可实现不同注入井数量及位置关系组合条件下非均质油藏水平井组CO2协同吞吐的物理模拟。
实施例3
本实施例提供了一种利用实施例1的装置进行边水作用的水平井组CO2协同吞吐的物理模拟方法(两口井注CO2协同吞吐)，该方法与实施例2中的步骤基本一致，区别在于：在步骤(6)中，选取低部位#4+高部位#3两口井组成的水平井组为注入井进行CO2协同吞吐物理模拟实验。
两口井(低部位#4+高部位#3)注CO2协同吞吐实验结果如表2及图5所示。在该实验条件下，模型的总采出程度为28.78％。其中，天然能量开发阶段模型的采出程度15.71％，天然能量开采结束时模型的综合含水为85.31％，边水的注入量为714.78mL，平均注入速度为3.61mL/min。CO2协同吞吐可提高模型采出程度13.07％，吞吐结束时模型的综合含水为84.06％，该阶段内边水的注入量为590mL，平均注入速度为5mL/min，边水的注入速度增大。
表2两口井(低部位#4+高部位#3)注CO2协同吞吐实验结果
图6a、图6b、图6c为两口井(低部位#4+高部位#3)注CO2协同吞吐实验各水平井组生产动态曲线。两口井注CO2协同吞吐条件下，低部位井#4、中部位井#2、高部位井#3的最终采出程度分别为4.69％、12.19％和11.90％，其中，低、中、高部位水平井天然能量开采阶段的采出程度分别为2.40％、9.60％和3.71％，天然能量开采结束时，低、中、高部位水平井的含水率分别为98.87％、93.55％和84.21％。CO2协同吞吐提高采出程度分别为2.29％、2.59％和8.19％，CO2协同吞吐阶段，低部位水平井含水率可降至77.60％，中部位及高部位水平井含水率可降至0，低部位注气起到了较好的抑制边水的效果，同时高部位井注气对中部位井起到了良好的协同作用。CO2协同吞吐后期在边水的作用下各水平井的含水率再次上升。实验结束时，低、中、高部位井的含水率分别为99.21％、92.31％和85.31％。
实施例4
本实施例提供了一种利用实施例1的装置进行边水作用的水平井组CO2协同吞吐的物理模拟方法，该方法与实施例2中的步骤基本一致，区别在于：在步骤(6)中，选取低部位#4+中部位井#2+高部位#3三口井组成的水平井组为注入井进行CO2协同吞吐物理模拟实验。
三口井(低部位#4+中部位#2+高部位#3)注CO2协同吞吐实验结果如表3及图7所示。在该实验条件下，模型的总采出程度为33.76％。其中，天然能量开发阶段模型的采出程度15.62％，天然能量开采结束时模型的综合含水为86.61％，边水的注入量为682.5mL，平均注入速度为3.5mL/min。7.5MPa注入量CO2吞吐可提高模型采出程度18.14％，CO2吞吐结束时模型的综合含水为81.22％，该阶段内边水的注入量为531mL，平均注入速度为4.25mL/min，边水的注入速度增大。
表3三口井(低部位#4+中部位#2+高部位#3)注CO2协同吞吐实验结果
图8a、图8b、图8c为三口井(低部位#4+中部位#2+高部位#3)注CO2协同吞吐实验各水平井组生产动态曲线。在三口水平井协同吞吐条件下，低部位井#4、中部位井#2、高部位井#3的最终采出程度分别为6.10％、15.16％和12.50％，其中，低、中、高部位水平井天然能量开采阶段的采出程度分别为2.96％、8.80％和3.86％，天然能量开采结束时，低、中、高部位水平井的含水率分别为98.11％、91.84％和77.78％。CO2吞吐提高采出程度分别为3.14％、6.36％和8.64％，CO2协同吞吐阶段各水平井的含水率均有不同程度的降低。其中，低部位水平井含水率可降至74.55％，注入的二氧化碳起到了良好的抑制边水的作用。中部位及高部位水平井的含水率可降至0，CO2的注入对中部位及高部位水平井起到了良好的协同效果。CO2吞吐后期边水的作用明显，各水平井的含水率再次上升。实验结束时，低、中、高部位井的含水率分别为98.58％、90.98％和81.25％。
Claims (8)
1.一种水平井组协同吞吐室内模拟方法，该方法包括以下步骤：
(1)根据目标区块的实际情况压制初始岩心模型，具体包括：
a、根据目标区块的实际情况，设计水平井组中水平井的布井位置；所述水平井用于模拟目标区块的生产井；
b、按照所设计的布井位置在岩心填料中布置水平井管柱；
c、将布置有水平井管柱的岩心填料压制成型，制得所述初始岩心模型；
(2)在初始岩心模型上钻垂向孔，并向所述垂向孔中布置垂直井管柱，制得岩心模型，布置有垂直井管柱的垂向孔用于模拟边水注入井；
(3)将岩心模型置于岩心夹持器中，并使所述水平井管柱和垂直井管柱通过岩心夹持器的顶盖与外部的流体注入模块或流体收集模块连通；
(4)将岩心夹持器固定为与水平面呈一定角度，角度的大小为所述目标区块的地层倾角度数；根据各水平井相对于边水注入井所处的位置，得到高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井；
(5)通过流体注入模块向生产井和边水注入井中依次注入水和原油，建立束缚水饱和度；
(6)在油藏温度下对岩心模型中的原油进行老化；
(7)对岩心模型进行模拟天然能量的开采，具体包括：
a、向边水注入井中注水，同时，使部分或全部高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井开井生产，以模拟目标区块油藏边水作用下的开采；
b、至任意一口开井生产的高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井达到指定含水时关闭所有生产井；
c、对流体收集模块采集到的参数进行分析，完成模拟天然能量开采；
(8)向部分或全部生产井中注吞吐气体至目标压力，闷井一段时间后开井生产，在开井生产期间，持续向模拟边水井中注水；
(9)当开井生产的生产井达到指定含水时关闭该井，当所有生产井关闭时，结束开采；
(10)对流体收集模块采集到的参数进行分析，完成水平井组协同吞吐室内模拟实验；
在步骤(8)中，所述注吞吐气体包括水蒸气、N2或CO2；所述注吞吐气体为CO2时，步骤(8)具体包括：
步骤一、选取高部位生产井、中部位生产井或低部位生产井中的任意一口注入CO2，闷井一段时间，同时检测岩心模型的压力变化情况；
步骤二、使高部位生产井、中部位生产井和低部位生产井同时开井生产，同时以等效边水能量压力向边水注入井中进行恒压注水，记录实验过程中岩心模型的压力变化，以及各井的产油量、产液量；
步骤三、生产中，高部位生产井、中部位生产井和低部位生产井达到指定含水时，关闭该井，待所有生产井达到指定含水时，关闭所有生产井，计算CO2吞吐的采出程度；结束CO2协同吞吐实验。
2.根据权利要求1所述的水平井组协同吞吐室内模拟方法，其中，步骤(2)中的所述岩心模型上钻有用于获取岩心参数变化的监测井。
3.根据权利要求1所述的水平井组协同吞吐室内模拟方法，其中，步骤(5)中建立束缚水饱和度的方法包括以下步骤：
a、将真空泵通过管线连接到任意一口生产井或边水注入井，关闭其它井后，抽真空4-8小时；
b、用步骤a的方法对其它井依次进行抽真空；
c、将流体注入装置连接到任意一口井进行注水，关闭其它井，饱和地层水；
d、用步骤c的方法对其他井饱和地层水，注入各井的地层水的总体积即为岩心的孔隙体积；
e、将岩心夹持器放入烘箱，设定烘箱温度为实际地层温度；
f、在地层温度下，向岩心模型中饱和模拟油，采用一注多采的形式，待任意一口生产井不再出水并连续出油时关闭该生产井；待所有生产井均连续产油时，关闭所有生产井，而注入井继续饱和油，待岩心模型压力升至等效边水能量的压力值时停止注入，饱和油过程结束，束缚水饱和度建立完成。
4.根据权利要求1所述的水平井组协同吞吐室内模拟方法，其中，步骤(2)中模拟边水注入井时，至少根据以下条件之一布置垂向孔和垂直井管柱：
(1)根据垂直井管柱插入初始模拟岩心垂向孔的深度，模拟边水层位相对油层的垂向位置，盲孔深度不超过岩心厚度；
(2)根据垂直井管柱是否钻孔结合注入压力以及岩心周边渗透率情况，模拟边水注入量及注入速度；
(3)垂直井管柱设置有钻孔时，通过改变钻孔朝向生产井的位置，模拟边水与油层的水平位置；在垂直井管柱上进行单边钻孔时，模拟半封闭型边水体；在垂直井管柱上钻通孔时，模拟开启型边水体；
(4)根据垂直井管柱上钻孔的直径与密度，模拟边水注入过程中水流量的大小；
(5)在保证注入压力不超过岩心夹持器的围压条件下，结合垂直井管柱深入管线深度、钻孔通透、钻孔密度、直径结合注入压力模拟边水的能量的大小以及活跃程度。
5.根据权利要求1所述的水平井组协同吞吐室内模拟方法，其中，所述岩心模型为均质岩心模型、平面或纵向非均质岩心模型。
6.根据权利要求1所述的水平井组协同吞吐室内模拟方法，其中，步骤一中注入CO2的生产井为两口或多口，用以实现不同注入井数量及位置关系组合条件下水平井组CO2协同吞吐的室内模拟。
7.根据权利要求1所述的水平井组协同吞吐室内模拟方法，其中，所述岩心夹持器包括岩心放置部、底座、固定支架、旋转轴、固定轴和固定件；
所述岩心放置部的内部设有用于容纳岩心的腔室，腔室的下部设有用于提供轴压的活塞，腔室的周围设有用于提供围压的橡胶套筒；岩心放置部的外部结构包括筒形的夹持器壁、以及用于密封夹持器壁的顶盖和底盖，所述顶盖上开有可以和外部连通的若干通孔；
所述岩心放置部的侧壁设有位置相对的两个旋转轴，旋转轴的外侧端置于固定轴的凹槽内，旋转轴在凹槽内能够沿轴向方向以0-360°旋转；
所述旋转轴的外侧端的端面上开有以圆周状排布的第一固定孔，所述固定轴上开有与第一固定孔位置相对应的第二固定孔，所述固定件可穿过一组处于相同位置的第二通孔和第一通孔固定所述岩心放置部；
所述固定轴固定于固定支架的一端，固定支架的另一端固定于底座上。
8.根据权利要求7所述的水平井组协同吞吐室内模拟方法，其中，在所述岩心夹持器中，所述第二通孔由靠近第一通孔的第一开口段和远离第一通孔的第二开口段组成，所述第一开口段的直径与所述第一通孔的直径相同，所述第二开口段的直径小于第一开口段；
所述固定件为活动铆钉，活动铆钉由钉帽和钉杆组成，所述钉杆的形状与第一通孔向适配，并能在第一通孔内进行一定程度的轴向运动，钉杆的长度设置为：活动铆钉进行远离第一通孔的运动时，钉杆的直径较大端能与所述第一通孔完全分离，活动铆钉进行靠近第一通孔的运动时，钉杆的直径较大端能部分或全部插入所述第一通孔。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
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