CN109594965A - 一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法 - Google Patents

Abstract

本发明的一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法，包括五个步骤：S1、室内实验确定地层原油粘度；S2、室内实验确定CO2粘度；S3、测定地层渗透率；S4、确定启动压力梯度随流度变化关系式；S5、建立CO2驱技术极限井距计算公式，并将步骤S1、S2、S3、S4数据代入，计算得出油藏CO2驱技术极限井距。本发明在明确启动压力梯度随流度变化关系的基础上，建立CO2驱技术极限井距与地层渗透率、地层原油粘度，地层条件下CO2粘度、注采压差等参数相关的计算公式，计算的CO2驱技术极限井距误差在0‑6.0%之间，大大的提高了CO2驱技术计算极限井距的精度，还可以应用于低渗透油藏CO2驱开发方案设计井网部署中，为实现效益开发提供技术保障。

Description

一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法

技术领域

本发明涉及二氧化碳驱技术领域，特别是涉及一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法。

背景技术

目前矿场上有关合理注采井距的研究，大多基于弹性驱、水驱开发，CO2驱技术极限井距的优化鲜有报道，目前CO2驱技术极限井距计算多参照水驱，应用2倍泄油半径进行估算，计算结果偏差大。

发明内容

针对上述情况，为克服现有技术之缺陷，本发明之目的在于提供一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法，有效的解决了目前CO2驱技术极限井距计算多参照水驱，计算结果偏差大的问题。

其解决的技术方案是，包括以下五个步骤：

S1、室内实验确定地层原油粘度；

S2、室内实验确定CO2粘度；

S3、测定地层渗透率；

S4、确定启动压力梯度随流度变化关系式；

S5、建立CO2驱技术极限井距计算公式。

优选的，所述步骤S4确定启动压力梯度随流度变化关系式具体为：

通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO2驱最小启动压力梯度，得到启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式为：

G＝1/a·(K/μ)^-b

式中：G为启动压力梯度，单位为MPa/m；K为气测渗透率，单位为10^-3μm²；μ为流体粘度，单位为mPa·s；a、b为系数。

优选的，所述步骤S5建立CO2驱技术极限井距计算公式的具体步骤为：

S51、利用油藏工程方法，建立生产井井底流压为P_wf时CO₂驱技术极限供油半径计算公式；

式中：r_泄油为生产井周围泄油半径，单位为m；P_f为地层压力，单位为MPa；P_wf为生产井井底流压，单位为MPa；μ_o为地层原油粘度，单位为mPa·s；

S52、利用油藏工程方法，建立注入井井底压力为Pe时CO2驱技术极限驱替半径计算公式；

式中：r驱替为注气井周围驱替半径，单位为m；Pf为地层压力，单位为MPa；Pe为注气井井底压力，单位为MPa；μCO2为地层中CO2粘度，单位为mPa·s；

S53、根据步骤S1确定的CO2驱技术极限供油半径计算公式及步骤S2确定的CO2驱技术极限驱替半径计算公式，明确不同生产压差下CO2驱技术极限井距计算公式为：

S54、将步骤S1确定的地层原油粘度、步骤S2确定的CO2的粘度及步骤S3确定的有效渗透率，代入步骤S53，计算得到不同注入及生产压差下，油藏CO2驱技术极限井距。

由于以上技术方案的采用，本发明与现有技术相比具有如下优点：

1，在明确启动压力梯度随流度变化关系的基础上，建立CO2驱技术极限井距与地层渗透率、地层原油粘度，地层条件下CO2粘度、注采压差等参数相关的计算公式；

2，应用本发明计算的CO2驱技术极限井距误差在0-6.0％之间，而应用原估算方法得到的CO2驱技术极限井距误差大于48.0％，大大的提高了CO2驱技术计算极限井距的精度，还可以应用于低渗透油藏CO2驱开发方案设计井网部署中，为降低油田开发成本，增加经济可采储量，深入挖掘油田潜力，实现效益开发提供技术保障。

附图说明

图1为本发明一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法的流程图。

图2为本发明L油藏CO₂驱井网构造图。

具体实施方式

有关本发明的前述及其他技术内容、特点与功效，在以下配合参考附图1至附图2对实施例的详细说明中，将可清楚的呈现。以下实施例中所提到的结构内容，均是以说明书附图为参考。

实施例一，一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法，包括以下五个步骤：

S1、利用井下取样器于采油井井筒分离器中提取L油藏地层原油样品利用提取的地层原油样品，通过室内实验确定L油藏地层原油粘度为0.78mPa·s，具体的提取、确定过程可通过专利公布号CN104462753A的一种CO2驱最小混相压力的预测方法得出，此为现有技术，在此不再详述；

S2、通过地层温压测试确定L油藏地层温度为151℃、地层压力为60MPa，通过室内实验明确确定的地层温度、压力条件下CO2的粘度为0.12mPa·s，具体的确定、明确过程可通过专利公布号CN104462753A的一种CO2驱最小混相压力的预测方法得出，此为现有技术，在此不再详述；

S3、在岩样上钻取标准岩心柱，应用渗透率测定仪测定L油藏岩心柱渗透率为5×10-3μm2，具体的钻取标准岩心柱、渗透率测定仪测定过程可通过专利公布号CN104462753A的一种CO2驱最小混相压力的预测方法得出，此为现有技术，在此不再详述；

S4、通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO2驱最小启动压力梯度，得到启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式为：

G＝1/a·(K/μ)^-b

S5、首先建立生产井井底流压为P_wf时CO₂驱技术极限供油半径计算公式；

其次，建立注入井井底压力为Pe时CO2驱技术极限驱替半径计算公式；

建立CO2驱技术极限井距计算公式为：

将S1、S2、S3数据代入，计算得到注入及生产压差为13MPa时，L油藏技术极限供油半径为128m，极限注气驱替半径为392m；CO2驱技术极限井距为520m。

实施例二，在实施例一的基础上，所述步骤S4确定启动压力梯度随流度变化关系式具体为：

通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO2驱最小启动压力梯度，得到启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式为：

G＝1/a·(K/μ)^-b

式中：G为启动压力梯度，单位为MPa/m；K为气测渗透率，单位为10-3μm2；μ为流体粘度，单位为mPa·s；a、b为系数，对曲线进行回归得到a＝3.226，b＝0.5992。

实施例三，在实施例一的基础上，所述步骤S5建立CO2驱技术极限井距计算公式的具体步骤为：

S51、利用油藏工程方法，建立生产井井底流压为P_wf时CO₂驱技术极限供油半径计算公式；

式中：r_泄油为生产井周围泄油半径，单位为m；P_f为地层压力，单位为MPa；P_wf为生产井井底流压，单位为MPa；μ_o为地层原油粘度，单位为mPa·s；

S52、利用油藏工程方法，建立注入井井底压力为Pe时CO2驱技术极限驱替半径计算公式；

式中：r驱替为注气井周围驱替半径，单位为m；Pf为地层压力，单位为MPa；Pe为注气井井底压力，单位为MPa；μCO2为地层中CO2粘度，单位为mPa·s；

S53、根据步骤S1确定的CO2驱技术极限供油半径计算公式及步骤S2确定的CO2驱技术极限驱替半径计算公式，明确不同生产压差下CO2驱技术极限井距计算公式为：

S54、将步骤S1确定的地层原油粘度0.78mPa·s、步骤S2确定的CO2的粘度(地层温度、压力条件下CO2的粘度)0.12mPa·s及步骤S3确定的有效渗透率5×10-3μm2，代入步骤S53，计算得到注入及生产压差为13MPa时，L油藏技术极限供油半径为128m，极限注气驱替半径为392m；CO2驱技术极限井距为520m。

应用目前矿场上CO₂驱技术极限井距计算方法，应用2倍泄油半径进行估算，可见L油藏极限井距计算结果为256m，

如图2所示的L油藏CO₂驱矿场试验中，采油井见效情况如表1所示，最大见效井距为492m，注采井距为553m的生产井L-4井注气后未见效，产出气组分检测未见CO₂，且采油井井底压力持续下降，注气井L-5井注气压力不断上升，故L油藏CO₂驱现场技术极限井距为492m-553m，如矿场试验技术极限井距恰好为492m，则本发明计算4极限井距误差为5.7％，如矿场试验中技术极限井距恰好为553m，则本发明计算极限井距误差为6.0％，如矿场试验技术极限井距恰好为520m，则本发明计算极限井距误差为0，可知应用本发明计算的CO₂驱技术极限井距误差在0-6.0％之间，而应用原估算方法得到的CO₂驱技术极限井距误差大于48.0％。

表1 L油藏CO₂驱见效情况统计表

本发明具使用时，利用井下取样器于采油井井筒分离器中提取L油藏地层原油样品利用提取的地层原油样品，通过室内实验确定L油藏地层原油粘度为0.78mPa·s；通过地层温压测试确定L油藏地层温度为151℃、地层压力为60MPa，通过室内实验明确确定的地层温度、压力条件下CO2的粘度为0.12mPa·s；在岩样上钻取标准岩心柱，应用渗透率测定仪测定L油藏岩心柱渗透率为5×10-3μm2；通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO2驱最小启动压力梯度，得到启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式为：G＝1/a·(K/μ)^-b

对曲线进行回归得到a＝3.226，b＝0.5992；建立生产井井底流压为Pwf时CO2驱技术极限供油半径计算公式：

建立注入井井底压力为Pe时CO2驱技术极限驱替半径计算公式；

建立CO2驱技术极限井距计算公式为：

将确定的L油藏地层原油粘度0.78mPa·s，确定的地层温度、压力条件下CO2的粘度0.12mPa·s及确定的有效渗透率5×10-3μm2，计算得到注入及生产压差为13MPa时，L油藏技术极限供油半径为128m，极限注气驱替半径为392m；CO2驱技术极限井距为520m。

以上所述是结合具体实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明具体实施仅局限于此；对于本发明所属及相关技术领域的技术人员来说，在基于本发明技术方案思路前提下，所作的拓展以及操作方法、数据的替换，都应当落在本发明保护范围之内。

Claims (3)

1.一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法，其特征在于，包括以下五个步骤：

S1、室内实验确定地层原油粘度；

S2、室内实验确定CO2粘度；

S3、测定地层渗透率；

S4、确定启动压力梯度随流度变化关系式；

S5、建立CO2驱技术极限井距计算公式。

2.如权利要求1所述的一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法，其特征在于，所述步骤S4确定启动压力梯度随流度变化关系式具体为：

通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO2驱最小启动压力梯度，得到启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式为：

G＝1/a·(K/μ)^-b

式中：G为启动压力梯度，单位为MPa/m；K为气测渗透率，单位为10^-3μm²；μ为流体粘度，单位为mPa·s；a、b为系数。

3.如权利要求1所述的一种不同生产压差下二氧化碳驱技术极限井距优化方法，其特征在于，所述步骤S5建立CO2驱技术极限井距计算公式的具体步骤为：

S51、利用油藏工程方法，建立生产井井底流压为P_wf时CO₂驱技术极限供油半径计算公式；

式中：r_泄油为生产井周围泄油半径，单位为m；P_f为地层压力，单位为MPa；P_wf为生产井井底流压，单位为MPa；μ_o为地层原油粘度，单位为mPa·s；

S52、利用油藏工程方法，建立注入井井底压力为Pe时CO2驱技术极限驱替半径计算公式；

式中：r驱替为注气井周围驱替半径，单位为m；Pf为地层压力，单位为MPa；Pe为注气井井底压力，单位为MPa；μCO2为地层中CO2粘度，单位为mPa·s；

S53、根据步骤S1确定的CO2驱技术极限供油半径计算公式及步骤S2确定的CO2驱技术极限驱替半径计算公式，明确不同生产压差下CO2驱技术极限井距计算公式为：

S54、将步骤S1确定的地层原油粘度、步骤S2确定的CO2的粘度及步骤S3确定的有效渗透率，代入步骤S53，计算得到不同注入及生产压差下，油藏CO2驱技术极限井距。