CN109538181B - 提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法，该提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法包括：步骤1，获取目标井的油藏地质参数及生产参数；步骤2，根据目标井的油藏地质基础参数建立油藏地质模型，并对生产历史进行拟合；步骤3，开展注蒸汽后不同周期压力及温度分布的数值模拟研究；步骤4，开展吞吐转周时机和周期注汽量的优化；步骤5，得到最佳转周时机及周期注汽量优化图板，开展现场实施。该提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法优化转周时机及注汽量，使注汽量的优化更加准确、更加科学，可以最大限度的改善生产效果。
Description
技术领域
本发明涉及稠油油藏开发技术领域，尤其是涉及一种提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法。
背景技术
目前对于稠油油藏一般采取蒸汽吞吐的方式进行开采。所谓的蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，然后关闭油井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散，稠油油藏原油流动性变强后，再打开油井进行开采。
在稠油蒸汽吞吐技术中，油藏注汽参数的好坏会直接影响注汽对油层的改造效果，影响周期产油量。无论是注汽强度、注汽速度、蒸汽干度还是注汽压力，最终对稠油粘度(流动性)具有决定作用的还是热焓值，对注汽强度、注汽速度、蒸汽干度及注汽压力等注汽参数的优化最终是为了提升蒸汽携带的热焓值，在保证了注汽质量的同时，需要考虑油藏的影响，特别是边底水的影响。
制约边底水稠油油藏开发效果的两个主要矛盾是注入蒸汽量及转周时机：注入蒸汽量过大则会出现蒸汽指进沟通边底水，注入蒸汽量不足则会降低注蒸汽热采的效果；转周过早会降低蒸汽热采的汽油比，转周过晚则会由于井底压力降低导致边底水水侵，同样会影响稠油油藏注蒸汽热采的开发效果。我们发明了一种新的提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法，以提高边底水稠油油藏热采开发效果。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法，该提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法包括：步骤1，获取目标井的油藏地质参数及生产参数；步骤2，根据目标井的油藏地质基础参数建立油藏地质模型，并对生产历史进行拟合；步骤3，开展注蒸汽后不同周期压力及温度分布的数值模拟研究；步骤4，开展吞吐转周时机和周期注汽量的优化；步骤5，得到最佳转周时机及周期注汽量优化图板，开展现场实施。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
该提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法还包括，在步骤3之后，跟踪监测目标井产出水的矿化度、回采水率及周期产液量作为边底水入侵情况的辅助判别手段。
在步骤1中，获取目标井的含油饱和度、渗透率、原油粘度、油藏温度和压力这些油藏地质基础参数；目标井的日液、日油、含水、累计产油量、累计产水量及累计产液量这些油井生产参数。
在步骤3中，边水稠油油藏的水体描述采用“为数值水体+解析水体”相结合的方法。
在步骤3中，开展注蒸汽后不同周期压力分布的数值模拟研究时，如果生产出现周期内出现压力先下降后上升的现象，关注本周期及下周期温度分布的变化。
在步骤3中，开展注蒸汽后不同周期温度分布的数值模拟研究时，如果出现蒸汽加热半径增幅明显变小，参考压力分布的变化。
在步骤3中，当生产周期内出现压力先下降后上升，同时出现蒸汽加热半径增幅明显变小的现象，则说明边底水的影响变得显著；依据受边底水控制的热采稠油油藏温度及压力变化规律，既合理利用边底水的能量，同时又要控制边底水的入侵速度，提高该类油藏的吞吐开发效果。
在步骤4中，开展吞吐转周时机优化时，重点考察含水率与周期产油量的关系；含水率选取94％、95％、96％和97％四种情况；周期产油量随含水率开始变缓的附近即为转周的最佳时机。
在步骤4中，开展周期注汽量的优化时，重点考察周期注汽强度、周期注汽量、周期产油量及周期油汽比这些参数，借助数值模拟的方法得到结果。
本发明中的提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法，与传统的整个区块通过数值模拟得到一个注汽强度范围，逐周期增加注汽强度，扩大波及面积的注汽量优化方法相比，将数值模拟具体到了单井，并按照该井的实际物性参数建立模型，并按照该井的实际注汽及生产数据进行拟合，模型更加准确，更能代表该井的实际情况，同时充分考虑边底水侵入的影响，开展温度场、压力场和饱和度场的研究，在此基础上优化转周时机及注汽量，使注汽量的优化更加准确、更加科学，可以最大限度的改善生产效果。
附图说明
图1为本发明的提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中前4周期生产情况的示意图；
图3为本发明的一具体实施例中不同周期生产过程中井底压力变化的示意图；
图4为本发明的一具体实施例中不同周期井底温度变化的示意图；
图5为本发明的一具体实施例中吞吐转周时机优化的示意图；
图6为本发明的一具体实施例中不同周期注汽量优化图板的示意图；
图7为本发明的一具体实施例中前5周期生产情况的示意图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法的流程图。
步骤101，获取目标井的含油饱和度、渗透率、原油粘度、油藏温度和压力等油藏地质基础参数；目标井的日液、日油、含水、累计产油量、累计产水量及累计产液量等油井生产参数。
步骤102，根据目标井的油藏地质基础参数建立油藏地质模型，并对生产历史进行拟合。
步骤103，边水稠油油藏的水体描述采用“为数值水体+解析水体”相结合的方法：
开展注蒸汽后不同周期压力分布的数值模拟研究，如果生产出现周期内出现压力先下降后上升的现象，需要关注本周期及下周期温度分布的变化；
如图3所示：在吞吐初期，该井未受边底水影响，储层压力逐渐降低；随着吞吐轮次增加，边底水逐渐侵入，储层压力先下降后上升，且压力下降程度较初期变缓；需关注温度场的变化。
开展注蒸汽后不同周期温度分布的数值模拟研究，如果出现蒸汽加热半径增幅明显变小，需要参考压力分布的变化；
如图4所示，在吞吐初期，该井的蒸汽加热半径随着轮次增加而扩大明显；随着吞吐轮次增加，受边底水侵入吸热的影响，加热半径的增幅变缓，甚至不再扩大；与压力场的变化规律相一致。
当生产周期内出现压力先下降后上升，同时出现蒸汽加热半径增幅明显变小的现象，则说明边底水的影响变得显著。依据受边底水控制的热采稠油油藏温度及压力变化规律，既合理利用边底水的能量，同时又要控制边底水的入侵速度，才能提高该类油藏的吞吐开发效果。
步骤104，跟踪监测目标井产出水的矿化度、回采水率及周期产液量等参数作为边底水入侵情况的辅助判别手段。
步骤105，开展吞吐转周时机和周期注汽量的优化。本申请实施例的提高边底水稠油油藏热采开发效果的优化方法，如果所述目标井为水平井。
开展吞吐转周时机优化：重点考察含水率与周期产油量的关系。含水率选取94％、95％、96％和97％四种情况。两个周期累计产油量最高时，对应的含水率附近即为转周的最佳时机。
如图6所示，通过数值模拟得出不同转周时机两个周期的累计产油量，通过对比可以看出：当含水率为96％时，两周期累计产油量最高，因此含水率96％为最佳转周时机。
开展周期注汽量的优化：重点考察周期注汽强度、周期注汽量、周期产油量及周期油汽比等参数，借助数值模拟的方法得到结果。
步骤106，在得到最佳转周时机及周期注汽量优化图板后，即可开展现场实施。
如图5所示，边底水稠油油藏储层注汽量受边底水影响较大，该井在吞吐初期，边水影响小，井底压力不断降低，注汽强度不断增加；边底水入侵后，井底压力趋于稳定，注汽强度趋于稳定。
在应用本发明的一具体实施例中，胜利油田某区块原油密度0.9671-0.9934g/cm3，50℃温度条件下，地面原油粘度为30000-60000mPa.s。地层水氯离子1830mg/L，总矿化度33805mg/L，水型NaHCO3；原始地层压力9.275-9.872MPa，压力系数1.0，油层温度50℃～60℃，渗透率500mD-3000mD，孔隙度26％-31％，属于具有边水影响的构造-地层砂砾岩稠油油藏。
如图2所示，对该井的前4个周期生产情况进行分析：周期峰值日油逐渐降低，周期产油量逐渐减少。前3个周期的产油属于典型的蒸汽吞吐热采特征，第4周期热采特征减弱；第4个周期产液量和含水率呈现明显上升态势。结合表1回采水率逐轮增大，可以知道边水的影响开始凸显。
表1 吞吐井开发生产数据
前4轮逐渐增大周期注汽量，储层温度显著提升，原油流动性得到改善，边水的影响也开始凸显，此时需要对注汽量进行优化。应用本发明的该实施例包括了以下步骤：
步骤1，首先获取该措施井的含油饱和度、渗透率、原油粘度、油藏温度和压力等油藏地质基础参数；措施井的日液、日油、含水、累计产油量、累计产水量及累计产液量等油井生产参数。
步骤2，根据措施井的油藏地质基础参数建立油藏地质模型，并对生产历史进行拟合。
步骤3，采用“为数值水体+解析水体”相结合的方法，开展注蒸汽后不同周期压力分布的数值模拟研究，如果生产出现周期内出现压力先下降后上升的现象，需要关注本周期及下周期温度分布的变化；
开展注蒸汽后不同周期温度分布的数值模拟研究，需要参考压力分布的变化。
步骤4，跟踪监测目标井产出水的矿化度、回采水率及周期产液量等参数作为边底水入侵情况的辅助判别手段。
步骤5，开展吞吐周转时机及周期注汽量的优化。其中，开展措施井周期注汽量的优化：重点考察周期注汽强度、周期注汽量、周期产油量及周期油汽比等参数，通过数值模拟得到该周期的注汽量，第5周期注入2100m3。
开展吞吐转周时机优化：重点考察含水率与周期产油量的关系。含水率选取94％、95％、96％和97％四种情况。周期产油量随含水率开始变缓的附近即为转周的最佳时机。
步骤6，如图7所示按照提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法优化后注汽量减少100m3，第5周期产油量为1810t，较前一周期增加490t，综合含水也有所降低，措施效果明显。
Claims (2)
1.提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法，其特征在于，该提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法包括：
步骤1，获取目标井的油藏地质参数及生产参数；
步骤2，根据目标井的油藏地质基础参数建立油藏地质模型，并对生产历史进行拟合；
步骤3，开展注蒸汽后不同周期压力及温度分布的数值模拟研究；
步骤4，开展吞吐转周时机和周期注汽量的优化；
步骤5，得到周期最佳转周时机及注汽量优化图板，开展现场实施；
还包括在步骤3之后，跟踪监测目标井产出水的矿化度、回采水率及周期产液量作为边底水入侵情况的辅助判别手段；
在步骤3中，边水稠油油藏的水体描述采用“为数值水体+解析水体”相结合的方法；开展注蒸汽后不同周期压力分布的数值模拟研究时，如果生产出现周期内出现压力先下降后上升的现象，关注本周期及下周期温度分布的变化；开展注蒸汽后不同周期温度分布的数值模拟研究时，如果出现蒸汽加热半径增幅明显变小，参考压力分布的变化；当生产周期内出现压力先下降后上升，同时出现蒸汽加热半径增幅明显变小的现象，则说明边底水的影响变得显著；依据受边底水控制的热采稠油油藏温度及压力变化规律，既合理利用边底水的能量，同时又要控制边底水的入侵速度，提高该类油藏的吞吐开发效果；在步骤4中，开展吞吐转周时机优化时，重点考察含水率与周期产油量的关系；含水率选取94％、95％、96％和97％四种情况；周期产油量随含水率开始变缓的附近即为转周的时机；开展周期注汽量的优化时，重点考察周期注汽强度、周期注汽量、周期产油量及周期油汽比这些参数，借助数值模拟的方法得到结果。
2.根据权利要求1所述的提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法，其特征在于，在步骤1中，获取目标井的含油饱和度、渗透率、原油粘度、油藏温度和压力这些油藏地质基础参数；目标井的日液、日油、含水、累计产油量、累计产水量及累计产液量这些油井生产参数。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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