CN106437640B - 一种低渗油藏co2、n2混合驱油方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种低渗油藏CO2、N2混合驱油方法,属于油田采油技术领域。该方法是利用目标区块三维地质模型和开发井网模型,依据CO2和N2波及范围相互交汇的原则,确定CO2和N2的注入速度,依据油藏压力达到CO2/原油最小混相压力,确定闷井开井时间。本发明利用油藏纵向剖面上CO2沿中下部扩散和N2沿中上部扩散特性,结合水平状油藏开发井网模型,扩大气体在纵向和水平向波及范围,避免注入气体沿裂缝窜逸,达到提高采油井的采出程度的效果。

Description

一种低渗油藏CO2、N2混合驱油方法
技术领域
本发明涉及一种CO2、N2驱油方法,尤其涉及低渗油藏CO2、N2混合驱油方法,属于油田采油技术领域。
背景技术
注CO2、N2提高油藏采收率已在油田开发中得到工业化应用,其中CO2驱应用最为广泛。单纯注CO2、N2虽然有它们各自的优点,但也存在很多问题。
CO2驱增产主要机理是CO2注入到油藏后:①可溶解于原油,降低原油粘度;②抽提原油中轻质组分,形成混相驱;③改善油水界面张力;④溶胀原油及维持地层压力等,而CO2驱增产机理主要是建立在是否混相和扩大波及范围基础上。若油藏压力高于或接近于原油与CO2的最小混相压力,则原油与CO2混相,即可实现CO2混相增油的目的。原油与 CO2的最小混相压力可由细管实验法和界面张力消失法确定。目前国际上实现CO2混相的主要做法是提高油藏压力至最小混相压力之上,扩大CO2波及范围,接触更多的原油,才能在高效驱油、混相的基础上,实现更高的产量。
CO2驱在低渗透油藏现场应用中存在波及范围小和提高油藏压力慢的问题。①波及范围小:CO2在油藏条件下呈超临界状态,而超临界最显著的变化是密度变化大,而对于浅层油藏(3000米以内)CO2密度低于0.5g/cm3,在油藏内一般位于中上部;对于深层油藏(3000米以上)CO2密度可高达到0.8g/cm3,接近于原油密度,在油藏内一般位于中下部,然而低渗透油藏大多为深层油藏,CO2无法动用油藏上部原油;②提高油藏压力慢:高压下CO2在油水中均具有较高的溶解度,注入到地层中的CO2以溶解形式存在,仅通过原油溶胀后增加地层能量速度太慢,尤其是油藏压力低于最小混相压力导致无法形成混相驱的油藏,采用增加地层压力实现混相驱会浪费大量的CO2,增加生产成本。
N2增油机理主要是快速补充地层能量,主要用于吞吐和低渗难注水油藏,N2开发中主要存在驱油效率低和波及范围小的问题。①驱油效率低:由于N2在原油中溶解度非常低,因此二者在油藏压力下不容易实现混相,驱油效率一般在10%左右;②波及范围有限:N2属于难压缩气体,从常压到常规油藏压力下其密度变化很小,约为0.2g/cm3,因此N2主要波及油藏上部。
发明内容
本发明的目的是提供一种低渗油藏CO2、N2混合驱油方法,以解决上述CO2驱油技术存在的波及范围小、提高油藏压力慢和N2驱油难以实现混相的问题。
为了实现以上目的,本发明所采用的技术方案是:
一种低渗油藏CO2、N2混合驱油方法,利用目标区块三维地质模型和开发井网模型,依据CO2和N2波及范围相互交汇的原则,确定CO2和N2的注入速度,依据油藏压力达到 CO2/原油最小混相压力,确定闷井开井时间。具体包括以下步骤:
1)建立目标区块三维地质模型
利用目标区块原始数据,建立包括三维构造模型、沉积相模型和属性模型在内的目标区块三维地质模型;
2)依据目标区块油藏裂缝方向,按照注CO2井、采油井和注N2井相互间隔的排列方式,在三维地质模型上构建水平状油藏开发井网模型;
3)依据注CO2和注N2在三维地质模型上的纵向波及范围和油藏开发井网模型,确定CO2的注入速度Qc和N2的注入速度Qn;
4)依据目标区块原油/CO2的最小混相压力MMP和步骤3)确定的CO2和N2注入速度Qc、Qn,确定CO2的注入量Vc和N2的注入量Vn;
5)依据油藏压力达到CO2/原油最小混相压力来确定采油井闷井开井时间。
本发明的有益效果:
本发明利用油藏纵向剖面上CO2沿中下部扩散和N2沿中上部扩散特性,结合水平状油藏开发井网模型,扩大气体在纵向和水平向波及范围,避免注入气体沿裂缝窜逸,达到提高采油井的采出程度的效果。
附图说明
图1为实施例中卫42块三维地质模型示意图(局部);
图2为油藏开发井网模型示意图;
图3为纵向网格波及范围示意图;
图4为目标区块原油/CO2最小混相压力与采收率的关系;
图5为单纯注CO2、单纯注N2和CO2、N2混注提高采收率效果对比图。
具体实施方式
下述实施例仅对本发明作进一步详细说明,但不构成对本发明的任何限制。
实施例1
以卫42块为例,低渗油藏CO2、N2混合驱油方法的具体步骤如下:
1)建立卫42块三维地质模型
筛选地质建模原始数据,包括:井数据、地质图形数据和该区块的基础地质资料、储量报告及动态资料,采用petrel软件建立包括三维构造模型、沉积相模型和属性模型在内的如图1所示的油田三维地质模型,以纵向网格表征目标区块注气层位,纵向网格为1m步长,测定的目前油藏压力P0为28MPa;
2)以人工压裂裂缝方向为排线,水平方向上设置排状开发井网,注CO2和注N2井排之间为采油井排;
为便于现场安装CO2与N2注入装置,注CO2井排、注N2井排与采油井排呈间隔排状分布,即采油井排-注N2井排-采油井排-注CO2井排-采油井排,依此类推形式设置,构建如图2所示的油藏开发井网模型;
3)根据目标区块现场实测的吸气指数0.12t/(d·m·MPa)和油藏厚度6m,设定注CO2和注N2井排的注入压力为15MPa(注气压力一般为注水压力50%),确定CO2注入速度 Qc为10.8t/d,取整数为11t/d,N2注入速度Qn为5500m3/d;
利用步骤2)确定的油藏开发井网模型,模拟单纯注CO2后在纵向网格上波及范围,并记录纵向上可波及到第5层网格,模拟单纯注N2后在纵向网格上波及范围,并记录纵向上可波及到第5层网格,如图3所示;若不能同时达到相同网格层数,则以10%量递加注入量,直至相互交汇;
4)通过细管实验方法,测得如图4所示的目标区块原油与CO2最小混相压力MMP 为31.18MPa,以CO2注入速度11t/d、N2注入速度5500m3/d为基础,将油藏压力P0由目前油藏压力28MPa增加到32MPa(略高于最小混相压力),应注入CO2总量35426t、N2总量17713000m3
5)当油藏压力P0达到最小混相压力MMP后,打开采油井,并保持CO2与N2注入速度分别为11t/d、5500m3/d。
利用低渗油藏CO2、N2混合驱油方法进行开发后,低渗透油藏采收率预测为23.6%,而单纯CO2驱采收率为14.7%,单纯N2驱采收率为6.2%,采收率对比如图5所示。

Claims (2)

1.一种低渗油藏CO2、N2混合驱油方法,其特征在于:该方法是利用目标区块三维地质模型和开发井网模型,依据CO2和N2波及范围相互交汇的原则,确定CO2和N2的注入速度,依据油藏压力达到CO2/原油最小混相压力,确定闷井开井时间;所述开发井网模型为排状开发井网。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于:包括以下步骤:
1)建立目标区块三维地质模型
利用目标区块原始数据,建立包括三维构造模型、沉积相模型和属性模型在内的目标区块三维地质模型;
2)依据目标区块油藏裂缝方向,按照注CO2井、采油井和注N2井相互间隔的排列方式,在三维地质模型上构建水平状油藏开发井网模型;
3)依据注CO2和注N2在三维地质模型上的纵向波及范围和油藏开发井网模型,确定CO2的注入速度Qc和N2的注入速度Qn;
4)依据目标区块原油/CO2的最小混相压力MMP和步骤3)确定的CO2和N2注入速度Qc、Qn,确定CO2的注入量Vc和N2的注入量Vn;
5)依据油藏压力达到CO2/原油最小混相压力,确定采油井闷井开井时间。
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