CN106050204A

CN106050204A - 一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法

Info

Publication number: CN106050204A
Application number: CN201610543424.1A
Authority: CN
Inventors: 袁忠超; 朱国金; 谭先红; 王磊; 郑伟; 李娜; 刘新光; 郑强; 李南; 李延杰
Original assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC Research Institute Co Ltd
Current assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC Research Institute Co Ltd
Priority date: 2016-07-11
Filing date: 2016-07-11
Publication date: 2016-10-26
Anticipated expiration: 2036-07-11
Also published as: CN106050204B

Abstract

本发明涉及一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，包括以下步骤：求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数；设置热采井注采参数，采用定岩石孔隙压缩系数方法，进行目标区块在某一注热温度下的稠油热采吞吐模拟，得到目标区块在该注热温度下吞吐若干轮次后的加热半径和温度分布；根据目标区块地层温度上升幅度和稠油热采模拟精度的需要，将目标区块在该注热温度下的加热半径范围内的温度按照等温度间隔划分为若干个等级，得到各温度等级的分布范围；将目标区块在该注热温度下的加热范围划分为不同的温度区域；给不同的温度区域赋值不同的岩石孔隙压缩系数，进行目标区块在该注热温度下的稠油热采吞吐模拟开发过程。

Description

一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法

技术领域

本发明涉及一种稠油热采模拟方法，尤其涉及一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法。

背景技术

渤海特殊稠油资源量大，三级地质储量近7.8亿吨，但对于粘度大于350mPa.s的特殊稠油，冷采产能低，甚至不流动；采用多元热流体吞吐或蒸汽吞吐开发，流体粘度大幅度降低，产能大幅度提高，开发效果明显得到改善，因此热采开发势在必行。

稠油热采模拟是海上稠油热采开发方案编制的必要手段。目前，常用的稠油热采模拟方法有：一、赋值恒定的岩石孔隙压缩系数；该方法无法描述岩石孔隙压缩系数与温度的关系，而且未考虑岩石孔隙压缩系数的压力相关性，因此不能体现吞吐开发过程中地层压力和温度的周期性变化，模拟精度较差。二、基于岩石孔隙的压力敏感特点，孔隙度随着孔隙压力增大而增大，岩石孔隙压缩系数随着孔隙压力增大而增大，可以实现岩石孔隙压缩系数对压力的依附关系；该方法仅仅实现了岩石孔隙压缩系数的压力相关性，而温度、干度等关键参数的敏感性仍较差。三、通过6种变形介质处理方法来体现热采开发过程，所谓变形介质指在油藏开发过程中，孔隙压力随流体的注入/采出而升高/下降，使储层内外压差发生变化，孔隙受到压缩/膨胀影响而体积发生改变，孔隙度和渗透率随之改变；该方法也仅考虑了压力的变化对岩石孔隙压缩系数的影响，而无法描述岩石孔隙压缩系数与温度的关系，仅改善了岩石孔隙压缩系数的压力相关性。

在使用现有的稠油热采模拟方法进行稠油热采模拟的过程中，发现冷采和热采的采收率差异小、开发效果差别小，并且注入温度及干度等热采关键参数的敏感性较差，与实际生产情况不符，热采指标预测不精确。其主要原因是目前的稠油热采模拟方法仅能考虑岩石孔隙压缩系数的压力相关性，但无法描述岩石孔隙压缩系数与温度的关系，未能充分体现温度对开发效果的影响。

在稠油热采吞吐过程中，地层压力与地层温度发生周期性循环变化，在温度场、压力场和应力场三场的作用下，井筒附近的储层岩石发生周期性的压缩与膨胀，岩石的压缩性质会发生动态变化。实验研究表明，岩石孔隙压缩系数具有较强的温度敏感性，随着温度的增加岩石孔隙压缩系数逐渐变大，且孔隙度越大，岩石孔隙压缩系数随温度增加而增加的幅度越大。因此，应采用一组随温度变化的岩石孔隙压缩系数来精细刻画稠油热采开发过程。综上所述，如何在稠油热采模拟过程中体现岩石孔隙压缩系数的温敏效应，是精细刻画稠油热采开发过程、精确预测稠油热采开发指标的关键问题之一。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，充分体现温度对开发效果的影响，可有效解决冷、热采的采收率差异小及关键参数敏感性差等问题。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，包括以下步骤：

1)求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数；

2)设置热采井注采参数，采用定岩石孔隙压缩系数的方法，进行目标区块在某一注热温度下的稠油热采吞吐模拟，得到目标区块在该注热温度下吞吐若干轮次后的加热半径和温度分布；

3)根据目标区块地层温度上升幅度和稠油热采模拟精度的需要，将目标区块在该注热温度下的加热半径范围内的温度按照等温度间隔划分为若干个等级，得到各温度等级的分布范围；

4)使用与步骤2)相同的热采井注采参数，依据不同温度等级的分布范围，将目标区块在该注热温度下的加热范围划分为不同的温度区域；根据步骤1)求得的目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，给不同的温度区域赋值不同的岩石孔隙压缩系数，重新进行目标区块在该注热温度下的稠油热采吞吐模拟开发过程，得到考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的目标区块在设定注热温度下吞吐若干轮次后的开发效果。

所述步骤1)中采用实验方法求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，包括以下步骤：将目标区块的岩心加热至某一温度，保持上覆岩石压力不变、降低孔隙流体压力，或者保持孔隙流体压力不变、增加上覆岩石压力，使岩心的孔隙体积减小，计量岩心中排出液体的体积，根据岩石孔隙体积压缩系数计算公式，求取目标区块在该温度下的岩石孔隙压缩系数；采用同样方法，求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。

所述岩石孔隙体积压缩系数计算公式为：

C_{P} = \frac{- 1}{V_{P}} \cdot \frac{{dV}_{P}}{d P}

式中，C_P为岩石孔隙压缩系数，单位MPa^-1；V_P为在每个净有效压力下岩石孔隙体积的数值，单位cm³；为改变单位压力引起孔隙体积变化的数值，单位cm³/MPa。

所述步骤1)中当缺少实验数据时，采用数值模拟方法求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，包括以下步骤：首先，通过调整岩石孔隙体积、油水界面参数拟合目标区块的地质储量，要求拟合的模型地质储量与实际地质储量误差在5％以内；然后，调整相渗曲线、布井区储层渗透率，拟合目标区块的日产油量、日产水量，拟合精度控制在10％以内；最后，调整岩石孔隙压缩系数，拟合某一注热温度下的热采井井底流压，要求井底流压拟合精度同样控制在10％以内，得到该注热温度下的岩石孔隙压缩系数；分别采用不同的注热温度重复上述步骤，从而得到目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。

所述步骤2)中设置模拟吞吐轮次为6～8轮。

每一等级范围内的平均温度取该等级的温度中值。

所述步骤3)中划分温度等级的个数为5～8个。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明的稠油热采模拟方法，考虑了岩石孔隙压缩系数的温敏效应，在加热半径范围划分不同的温度区域，在各温度区域内依据温度大小赋值岩石孔隙压缩系数，从而有效解决了冷、热采的采收率差异小，热采关键参数的敏感性差等问题，应用本发明方法进行稠油热采模拟可以大大提高数值模拟预测及历史拟合精度。2、本发明提出通过拟合不同温度下的吞吐开发动态数据反求不同温度下的岩石孔隙压缩系数，并回归出特定油田温度与岩石孔隙压缩系数的关系公式，使本发明的实用性和可操作性更强。

附图说明

图1是温度-岩石孔隙压缩系数关系曲线图；

图2是渤海稠油多元热流体试验区A油田井底流压拟合效果图；

图3是不同温度区域内岩石孔隙压缩系数示意图；

图4是渤海稠油多元热流体试验区A油田定岩石孔隙压缩系数模拟开发效果对比图；

图5是渤海稠油多元热流体试验区A油田采用各开发方式的开发效果对比图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提供的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其首先利用室内实验方法或数值模拟方法求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，将目标区块在加热范围内划分为不同的温度区域，然后在各温度区域内依据温度大小赋值不同的岩石孔隙压缩系数，最后模拟稠油热采开发过程，该方法的具体流程包括以下步骤：

1)求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，具体可以采用以下两种方法中的其中一种来求取：

①室内实验方法：依据石油行业标准SY/T5815-2008《岩石孔隙体积压缩系数测定方法》测定不同温度下的岩石孔隙压缩系数：首先将目标区块的岩心加热至某一温度，保持上覆岩石压力不变、降低孔隙流体压力，或者保持孔隙流体压力不变、然后增加上覆岩石压力，使岩心的孔隙体积减小，并计量岩心中排出液体的体积；最后根据岩石孔隙压缩系数计算公式求取目标区块在该温度下的岩石孔隙压缩系数；重复上述过程，从而求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。

其中，岩石孔隙压缩系数计算公式为：

C_{P} = \frac{- 1}{V_{P}} \cdot \frac{{dV}_{P}}{d P} - - - (1)

②数值模拟方法：当缺少实验数据时，可以通过数值模拟拟合目标区块在不同温度下的吞吐开发动态数据，得到目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，具体包括以下步骤：首先，通过调整岩石孔隙体积(PORV)、油水界面(OWC)等参数拟合目标区块的地质储量，要求拟合的模型地质储量与实际地质储量误差在5％以内。然后，调整相渗曲线、布井区储层渗透率等参数拟合目标区块的日产油量、日产水量等生产动态数据，拟合精度控制在10％以内。最后，调整岩石孔隙压缩系数，拟合某一注热温度下的热采井井底流压，要求井底流压拟合精度同样控制在10％以内，得到该注热温度下的岩石孔隙压缩系数。分别采用不同的注热温度重复上述步骤，从而得到目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。根据所求得的目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数回归，可以得到岩石孔隙压缩系数与温度的关系式，如图1所示。

以温度为200℃为例，在地质储量拟合的基础上，调整井区附近渗透率、相渗曲线等参数，热采井井底流压均未达到较好的拟合效果。在渗透率及相渗曲线调整的基础上将岩石孔隙压缩系数从原始油藏温度下的65.1×10^-4MPa^-1调整为190.0×10^-4MPa^-1，热采井井底流压、日产液等参数均得到较好的拟合，如附图2所示。在定油生产的情况下，流压、日产液等参数均取得了较好的拟合效果。由此可得到200℃下的岩石孔隙压缩系数为190.0×10^-4MPa^-1。

2)设置注热温度、注热速度、干度、排液速度等热采井注采参数，采用定岩石孔隙压缩系数的方法，利用CMG、Eclipse等油藏数值模拟软件进行目标区块在该注热温度下的稠油热采吞吐过程数值模拟，得到目标区块在该注热温度下吞吐若干轮次后的加热半径和温度分布。由于稠油热采吞吐6～8轮后加热半径增加幅度明显减小，因此建议设置模拟吞吐轮次为6～8轮。

3)如图3所示，根据目标区块地层温度上升幅度和稠油热采模拟精度的需要，将目标区块在该注热温度下的加热半径范围内的温度按照等温度间隔划分为若干个等级，每一等级范围内的平均温度取该等级的温度中值，从而得到各温度等级的大致分布范围。其中，建议划分温度等级的个数为5～8个。

4)使用与步骤2)相同的热采井注采参数；在CMG、Eclipse等油藏数值模拟软件中，依据不同温度等级的分布范围将目标区块在设定注热温度下的加热范围划分为不同的温度区域，根据步骤1)求得的目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，给不同的温度区域赋值不同的岩石孔隙压缩系数；利用CMG、Eclipse等油藏数值模拟软件进行目标区块在设定注热温度下的稠油热采吞吐过程数值模拟运算，得到考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的目标区块在设定注热温度下吞吐若干轮次后的开发效果。

下面以渤海稠油多元热流体试验区A油田南区为例，选取单砂体模型，在历史拟合的基础上进行稠油热采模拟，预测衰竭和多元热流体吞吐开发效果，以验证本发明的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法的有效性。

首先，如图4所示，采用恒定岩石孔隙压缩系数的方法进行稠油热采模拟，可以看出，衰竭开发采收率为10.1％，多元热流体吞吐采收率为14.1％，热采相对于冷采开发采收率仅提高4％，两种开发方式采收率差异较小。

海上稠油热采先导试验结果如下表1所示，可以看出，海上热采井单井产能均为冷采井产能的1.5-2倍，由同时期同井注热前后、同层位相邻位置冷、热采井初期产能对比可知，热采开发效果明显优于冷采，采用恒定岩石孔隙压缩系数进行稠油热采模拟得到的结果与实际情况不符。

表1 A油田南区第一、第二轮次冷、热采井产能对比

然后，采用本发明的考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，进行稠油热采模拟，预测可得采用多元热流体吞吐开发的采收率达22.3％，如图5所示。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、设置位置及其连接方式等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims

1.一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，包括以下步骤：

1)求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数；

2.如权利要求1所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温度敏感性的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述步骤1)中采用实验方法求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，包括以下步骤：将目标区块的岩心加热至某一温度，保持上覆岩石压力不变、降低孔隙流体压力，或者保持孔隙流体压力不变、增加上覆岩石压力，使岩心的孔隙体积减小，计量岩心中排出液体的体积，根据岩石孔隙体积压缩系数计算公式，求取目标区块在该温度下的岩石孔隙压缩系数；采用同样方法，求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。

3.如权利要求2所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述岩石孔隙体积压缩系数计算公式为：

C_{P} = \frac{- 1}{V_{P}} \cdot \frac{{dV}_{P}}{d P}

4.如权利要求2或3所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述步骤1)中当缺少实验数据时，采用数值模拟方法求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数，包括以下步骤：首先，通过调整岩石孔隙体积、油水界面参数拟合目标区块的地质储量，要求拟合的模型地质储量与实际地质储量误差在5％以内；然后，调整相渗曲线、布井区储层渗透率，拟合目标区块的日产油量、日产水量，拟合精度控制在10％以内；最后，调整岩石孔隙压缩系数，拟合某一注热温度下的热采井井底流压，要求井底流压拟合精度同样控制在10％以内，得到该注热温度下的岩石孔隙压缩系数；分别采用不同的注热温度重复上述步骤，从而得到目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。

5.如权利要求1或2或3所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述步骤2)中设置模拟吞吐轮次为6～8轮。

6.如权利要求4所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述步骤2)中设置模拟吞吐轮次为6～8轮。

7.如权利要求1或2或3或6所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，每一等级范围内的平均温度取该等级的温度中值。

8.如权利要求4所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述步骤3)中划分温度等级的个数为5～8个。

9.如权利要求1或2或3或6或8所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述步骤3)中划分温度等级的个数为5～8个。

10.如权利要求4所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其特征在于，所述步骤3)中划分温度等级的个数为5～8个。