CN110410044A - 气驱co2、n2开发方式下区块产油量计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法，包括：步骤1，利用最小混相压力实验或长岩心驱替实验确定不同压力水平下的气驱驱油效率Edg；步骤2，计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor；步骤3，利用油藏工程方法计算水驱波Evw及系数和气驱波及系数Evg；步骤4，根据油藏工程方法预测同期水驱产量Qw`；步骤5，根据上述结果计算水驱区块转气驱产量。本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法依据室内实验和油藏工程，通过一定的算和分析，得到气驱区块产油量，解决了产量计算长期依据折算和估算、矿产配产不合理的问题，为更加准确、高效进行气驱开发方案编制、矿场配产和气驱潜力评价提供可能。
Description
技术领域
本发明涉及气驱CO2、N2技术领域，具体涉及到一种气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法。
背景技术
气驱CO2、N2技术是目前油气田开发提高采收率重要热门技术之一，气驱产量计算是该技术重要的研究内容，借助于室内实验和油藏理论计算方法可以更好地进行气驱产量计算工作。水驱油藏转气驱时产油量的大小主要取气驱驱油效率倍数、气驱波及系数倍数、转气驱时的剩余油饱和度倍数等。这些参数通过室内实验和油藏工程方法进行计算，传统的计算气驱产量一般通过估算和相似区块类比，准确度不高。为此，我们发明了一种气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的一种通过室内实验和油藏工程方法相结合，能够准确的确定气驱产量的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法，该气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法包括：步骤1，利用最小混相压力实验或长岩心驱替实验确定不同压力水平下的气驱驱油效率Edg；步骤2，计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor；步骤3，利用油藏工程方法计算水驱波Evw及系数和气驱波及系数Evg；步骤4，根据油藏工程方法预测同期水驱产量Qw`；步骤5，根据上述结果计算水驱区块转气驱产量。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，根据矿场实际，连续气驱时，采用最小混相压力测试实验，测试5-6个压力点，通过曲线回归计算不同压力下气驱驱油效率；气水交替时，采用长岩心驱替实验，测试转气驱开发下区块所保持压力水平下的驱油效率。
在步骤2中，利用水驱油实验或者相渗实验确定原始含油饱和度Soi，水驱油效率Edw，根据相渗曲线计算分流量曲线，计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor。
在步骤3中，对于面积井网，水驱波及系数和连续气驱的波及系数采用下述公式进行计算：
Ea---波及系数；
d---排距,m；
a---井距,m；
M---流度比。
在步骤3中，对于不规则井网或者转气驱后井网发生改变的，波及系数采用切线图法进行计算，即注入井以油水井井距之半为半径划圆圈，采油井以油水井井距1/3为半径划圆圈，以切线相连，线内即为水驱或气驱波及面积；对于二线井，以油井为中心，油水井井距1/3为半径划圆圈，与注水井之圆圈以切线相连，线内即为波及面积，利用吸水和吸气剖面计算纵向波及系数，即可计算波及系数。
在步骤3中，利用三维微观可视化实验直接定量求取水驱波及系数和气驱波及系数；注意该方法计算获得波及系数为理论值，也即最大值，通过该方法计算的气驱波及系数倍数也是最大值，后期计算的产量Qg也将是最大产量。
在步骤4中，油井数、压力水平或生产压差不变情况下，同期水驱产量采用递减法进行计算。
在步骤4中，油井数、压力水平或生产压差均发生变化，同期水驱产量在考虑新油井数及调整新井产量以及调整生产压差后老井产量情况下，采用递减法进行计算.
在步骤3中，根据上述结果计算α、β、γ，气驱增产倍数Tg＝α×β×γ,水驱区块转气驱产量Qg＝Tg×Qw`
α、β、γ利用下列公式进行计算：
α＝Edg/Edw
β＝Evg/Evw
γ＝Soi/Sor
其中，Soi为原始含油饱和度，Edw为水驱油效率。
本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法，公开一种气驱CO2、N2开发方式下，依据原油与注入气CO2、N2最小混相压力实验、水驱油实验或相渗实验和油藏工程方法等技术方法，计算气驱驱油效率倍数和气驱波及系数倍数，二者分别是气驱下驱油效率、波及系数与水驱下的驱油效率、波及系数的比值；定义气驱增产倍数为驱油效率倍数和波及系数倍数的乘积；定义转气驱时含油饱和度剩余倍数，其为原始含油饱和度与剩余油含油饱和度的比值；气驱下区块原油产量就可以依据气驱增产倍数、同期预测水驱开发区块产量、含油饱和度剩余倍数进行计算。本发明以室内实验和油藏工程方法为基础，在气驱方案编制和矿场配产配注、气驱潜力评价等方面较为快速和准确确定气驱产量，从而解决了产量计算长期依据折算和估算、矿产配产不合理的问题，为更加准确、高效进行气驱开发方案编制、矿场配产和气驱潜力评价提供可能。
采用本发明的优点在于：
1.准确可靠，技巧性强。利用室内实验和油藏工程方法，大大提高了计算结果的准确性，减少估算和借鉴类比误差。
2.降低了计算工作量，具有指导意义。上述方法所涉及的实验均为气驱开发必须实验，本方法只是充分利用上述实验结果，与通常的类比借鉴法、数值模拟方法相比，不仅提高了计算准确性和可靠性，同时降低了工作量；该方法可以指导气驱矿场配产和气驱潜力评价，兼顾了经济需求和技术需求。
附图说明
图1为本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法中的长岩心驱替实验结果图；
图2为本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法中的某区块油水相对渗透率曲线图；
图3为本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法中的某区块分流量变化曲线图；
图4为本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法中的某区块微观可视化实验波及效率图；
图5为本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法中的某区块年产量变化曲线图；
图6为本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法中一具体实施例的流程图。
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，并配合所附图式，作详细说明如下。
如图6所示，图6为本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法的流程图。
步骤101，利用最小混相压力实验或长岩心驱替实验确定不同压力水平下的气驱驱油效率Edg。
根据矿场实际，连续气驱时，一般可以采用最小混相压力测试实验，测试5-6个压力点，通过曲线回归计算不同压力下气驱驱油效率；气水交替时，一般可以采用长岩心驱替实验，测试转气驱开发下区块所保持压力水平下的驱油效率。
步骤102，利用水驱油实验或者相渗实验确定原始含油饱和度Soi，水驱油效率Edw，根据相渗曲线计算分流量曲线，可以计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor。
步骤103，利用油藏工程方法计算水驱波Evw及系数和气驱波及系数Evg。气驱波及系数和水驱波及系数可以采用如下方法进行计算：
气驱波及系数和水驱波及系数可以采用如下方法进行计算：
方法一：对于面积井网(井网井距)并未做任何井网调整的区块，水驱波及系数和连续气驱的波及系数可以采用下述公式进行计算
Ea---波及系数
d---排距,m
a---井距,m
M---流度比
方法二：对于不规则井网或者转气驱后井网发生改变的，波及系数可以采用切线图法进行计算，即注入井以油水井井距之半为半径划圆圈，采油井以油水井井距1/3为半径划圆圈，以切线相连，线内即为水驱或气驱波及面积；对于二线井，以油井为中心，油水井井距1/3为半径划圆圈，与注水井之圆圈以切线相连，线内即为波及面积，利用吸水和吸气剖面计算纵向波及系数，即可计算波及系数；
方法三：利用三维微观可视化实验可以直接定量求取水驱波及系数和气驱波及系数；注意该方法计算获得波及系数为理论值，也即最大值，通过该方法计算的气驱波及系数倍数也是最大值，后期计算的产量Qg也将是最大产量。
步骤104，根据油藏工程方法预测同期水驱产量Qw`。根据实际状况可以采用以下方法计算：
方法一：油井数、压力水平或生产压差不变情况下，同期水驱产量采用递减法进行计算；
方法二：油井数、压力水平或生产压差均发生变化，同期水驱产量在考虑新油井数及调整新井产量以及调整生产压差后老井产量情况下，采用递减法进行计算。
步骤105，根据上述结果计算α、β、γ，气驱增产倍数Tg＝α×β×γ,水驱区块转气驱产量Qg＝Tg×Qw`。利用下面公式进行计算：
α＝Edg/Edw
β＝Evg/Evw
γ＝Soi/Sor
气驱增产倍数：Tg＝α×β×γ
水驱区块转气驱产量：Qg＝Tg×Qw`
由此，得到气驱方式下产量，根据步骤103中表述也就是气驱下最大产油量。
以下为应用本发明的一具体实施例。
步骤1，利用最小混相压力实验或长岩心驱替实验确定不同压力水平下的气驱驱油效率Edg。
根据矿场实际，连续气驱时，一般可以采用最小混相压力测试实验，测试5-6个压力点，通过曲线回归计算不同压力下气驱驱油效率；气水交替时，一般可以采用长岩心驱替实验，测试转气驱开发下区块所保持压力水平下的驱油效率；本次示例计算采用气水交替方式的测试结果，在压力保持水平为35MPa、目前含水为60％时，气水交替驱油效率Edg＝64.2％，见附图1。
步骤2，利用水驱油实验或者相渗实验确定原始含油饱和度Soi，水驱油效率Edw，根据相渗曲线计算分流量曲线，可以计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor。
利用水驱油实验或者油水相渗测试实验可以计算原始含油饱和度Soi、水驱油效率Edw，根据相渗曲线计算分流量曲线，可以计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor，本次采用相渗曲线计算初始含油饱和度Soi＝1-0.385＝0.615，水驱油效率Edw＝0.558，以及含水60％转气驱时残余油饱和度Sor＝1-0.53＝0.47，见附图2、附图3。
步骤3，利用油藏工程方法计算水驱波Evw及系数和气驱波及系数Evg。气驱波及系数和水驱波及系数可以采用如下方法进行计算：
方法一：对于面积井网，井网井距并未做任何井网调整的区块，水驱波及系数和连续气驱的波及系数可以采用下述公式进行计算
Ea---波及系数
d---排距,m
a---井距,m
M---流度比
方法二：对于不规则井网或者转气驱后井网发生改变的，波及系数可以采用切线图法进行计算，即注入井以油水井井距之半为半径划圆圈，采油井以油水井井距1/3为半径划圆圈，以切线相连，线内即为水驱或气驱波及面积；对于二线井，以油井为中心，油水井井距1/3为半径划圆圈，与注水井之圆圈以切线相连，线内即为波及面积，利用吸水和吸气剖面计算纵向波及系数，即可计算波及系数；
方法三：利用微观可视化实验可以直接定量求取水驱波及系数和气驱波及系数。注意该方法计算获得波及系数为理论值，也即最大值，通过该方法计算的气驱波及系数倍数也是最大值，后期计算的产量Qg也将是最大产量；
本次采用方法三，通过实验结果可以计算出Evw＝0.76,Evg＝0.97，见附图4。
步骤4，根据油藏工程方法预测同期水驱产量Qw`。根据实际状况可以采用以下方法计算：
方法一：油井数、压力水平或生产压差不变情况下，同期水驱产量采用递减法进行计算；
方法二：油井数、压力水平或生产压差均发生变化，同期水驱产量在考虑新油井数及调整新井产量以及调整生产压差后老井产量情况下，采用递减法进行计算；
本次考虑方法一情况下，区块水驱第25年年产油量为17750吨，见附图5，按照该区块第22-25年以来年递减为10％计算，转气驱同期产量为Qw`＝15975吨。
步骤5，根据上述结果计算α、β、γ，气驱增产倍数Tg＝α×β×γ,水驱区块转气驱产量Qg＝Tg×Qw`。利用下面公式进行计算：
α＝Edg/Edw＝0.642/0.0.558＝1.15
β＝Evg/Evw＝0.97/0.57＝1.70
γ＝Soi/Sor＝0.615/0.47＝1.31
气驱增产倍数：Tg＝α×β×γ＝1.15×1.7×1.31＝2.56
水驱区块转气驱产量：Qg＝Tg×Qw`＝15975×2.56＝40928吨
由此，得到气驱方式下产量，根据步骤3中表述也就是气驱下最大产油量。
本发明的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法，涉及气驱CO2、N2技术领域。依据原油与注入气CO2、N2最小混相压力实验或长岩心驱替实验、水驱油实验或相渗实验和油藏工程方法等，计算气驱驱油效率倍数α和气驱波及系数倍数β，二者分别是气驱下驱油效率Edg、波及系数Evg与水驱下的驱油效率Edw、波及系数Evw的比值；定义气驱增产倍数Tg为气驱驱油效率倍数α和气驱波及系数倍数β的乘积；定义转气驱时含油饱和度剩余倍数γ为原始含油饱和度Soi与转气驱时剩余油饱和度Sor的比值。气驱下区块原油产量Qg就可以依据气驱增产倍数Tg、预测同期水驱开发区块产量Qw`、含油饱和度剩余倍数γ的乘积进行计算。
Claims (9)
1.气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法，其特征在于，该气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法包括：
步骤1，利用最小混相压力实验或长岩心驱替实验确定不同压力水平下的气驱驱油效率Edg；
步骤2，计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor；
步骤3，利用油藏工程方法计算水驱波Evw及系数和气驱波及系数Evg；
步骤4，根据油藏工程方法预测同期水驱产量Qw`；
步骤5，根据上述结果计算水驱区块转气驱产量。
2.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤1中，根据矿场实际，连续气驱时，采用最小混相压力测试实验，测试5-6个压力点，通过曲线回归计算不同压力下气驱驱油效率；气水交替时，采用长岩心驱替实验，测试转气驱开发下区块所保持压力水平下的驱油效率。
3.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤2中，利用水驱油实验或者相渗实验确定原始含油饱和度Soi，水驱油效率Edw，根据相渗曲线计算分流量曲线，计算不同开发阶段下残余油饱和度Sor。
4.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤3中，对于面积井网，水驱波及系数和连续气驱的波及系数采用下述公式进行计算：
Ea---波及系数；
d---排距,m；
a---井距,m；
M---流度比。
5.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤3中，对于不规则井网或者转气驱后井网发生改变的，波及系数采用切线图法进行计算，即注入井以油水井井距之半为半径划圆圈，采油井以油水井井距1/3为半径划圆圈，以切线相连，线内即为水驱或气驱波及面积；对于二线井，以油井为中心，油水井井距1/3为半径划圆圈，与注水井之圆圈以切线相连，线内即为波及面积，利用吸水和吸气剖面计算纵向波及系数，即可计算波及系数。
6.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤3中，利用三维微观可视化实验直接定量求取水驱波及系数和气驱波及系数；该方法计算获得波及系数为理论值，也即最大值，通过该方法计算的气驱波及系数倍数也是最大值，后期计算的产量Qg也将是最大产量。
7.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤4中，油井数、压力水平或生产压差不变情况下，同期水驱产量采用递减法进行计算。
8.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤4中，油井数、压力水平或生产压差均发生变化，同期水驱产量在考虑新油井数及调整新井产量以及调整生产压差后老井产量情况下，采用递减法进行计算。
9.根据权利要求1所述的气驱CO2、N2开发方式下区块产油量计算方法,其特征在于，在步骤3中，根据上述结果计算α、β、γ，气驱增产倍数Tg＝α×β×γ,水驱区块转气驱产量Qg＝Tg×Qw`
α、β、γ利用下列公式进行计算：
α＝Edg/Edw
β＝Evg/Evw
γ＝Soi/Sor
其中，Soi为原始含油饱和度，Edw为水驱油效率。
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