CN111400854B - 一种注气混相驱油藏注气突破时间预测方法 - Google Patents

一种注气混相驱油藏注气突破时间预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种注气混相驱油藏注气突破时间预测方法。所述预测方法包括如下步骤：选择混相驱油藏作为目标油藏，判断所述目标油藏在注气突破前的注采状况达到平衡状态时，且所述目标油藏的边水和底水水体倍数均小于10倍，所述目标油藏在开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力；综合生产动态，圈定所述目标油藏或所述目标油藏的单井的气驱控制地质储量；根据式(1)得到目标油藏的注气突破时间。本发明注气混相驱油藏注气突破时间预测方法针对注气混相驱油藏建立一种综合考虑地层倾角、气体弥散等作用下的注气突破时间预测方法，填补了油藏工程技术领域在注气混相驱油藏注气突破时间预测方法方面的空白。

Description

一种注气混相驱油藏注气突破时间预测方法
技术领域
本发明涉及一种注气混相驱油藏注气突破时间预测方法，属于石油开发领域。
背景技术
提高采收率研究是油气田开发永恒的主题之一。注气混相驱是注入溶剂与地层原油混相，消除了溶剂与原油之间的界面张力，驱油效率几乎增加到100％，显著的提高了原油采收率，具有广阔的应用前景。调研阿尔伯达开展的混相驱油藏平均最终采收率达到59％，而该地区水驱平均采收率约为32％。大多数混相驱是垂向稳定驱形式，与注水采收率相比，垂向混相驱增加采收率15～40％，水平混相驱增加5～20％。
近几年国内外研究注气混相驱的重点在驱替机理、最小混相压力以及气驱曲线预测开发指标等方面，对于注气混相驱油藏的注气突破时间常用油藏数值模拟以及Koval模型预测，油藏数值模拟依赖于地质模型对储层的精确刻画，且过程复杂、周期长、人员费用高，不利于快速预测；而Koval模型未考虑地层倾角、气体弥散等因素影响。因此，迫切需要建立一种综合考虑地层倾角、气体弥散等作用影响下的注气混相驱油藏注气突破时间预测方法，简单、快速、准确预测注气突破时间，为油藏生产制度优化提供参考。
发明内容
本发明的目的是提供一种注气混相驱油藏注气突破时间预测方法，该方法适用于注气混相驱油藏且采用保压开发的油藏。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明所提供的注气混相驱油藏注气突破时间的预测方法，包括如下步骤：
(1)选择混相驱油藏作为目标油藏，判断所述目标油藏在注气突破前的注采状况达到平衡状态时，且所述目标油藏的边水和底水水体倍数均小于10倍，所述目标油藏在开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力；
(2)综合生产动态，圈定所述目标油藏或所述目标油藏的单井的气驱控制地质储量；
(3)根据式(1)得到所述目标油藏的注气突破时间；
Figure BDA0001934699560000021
式(1)中，N动用表示气驱控制地质储量；
式(1)中，G表示重力项参数，由式(2)得到：
Figure BDA0001934699560000022
其中，Ko表示油相有效渗透率，mD；Δρ＝ρo-ρg表示油藏条件下油气密度差，kg/m3；μo表示原油地下粘度，mPa·s；vt表示流体渗流速度，m/s；α表示地层倾角，°g表示重力加速度，m/s2。
式(1)中，E表示混相驱中原油与注入气体的粘度比，由式(3)得到：
Figure BDA0001934699560000023
其中，μg表示注入气地下粘度，mPa·s；
式(1)中，a表示气体扩散相关参数，由式(4)得到：
Figure BDA0001934699560000024
其中：Cg表示气体压缩系数；D表示扩散系数，与扩散物质和介质性质有关，cm2/s。Kg表示气相有效渗透率，mD。
式(1)中，
Figure BDA0001934699560000025
表示储层渗透率变异系数相关参数，由渗透率变异系数Vk得到两者之间的关系式为/>
Figure BDA0001934699560000026
式(1)中，R表示累计注采比。
所述的预测方法中，步骤(1)中，经过分析注气开发机理，判断目标油藏为混相驱油藏或是非混相驱油藏。
所述的预测方法中，步骤(1)中，按照下述方法判断所述目标油藏在注气突破前的注采状况是否达到平衡状态：
所述目标油藏进行静压测试，检查目前的地层压力是否维持在原始水平，如果是，则判定注采状况达到平衡状态。
所述的预测方法中，步骤(1)中，按照下述方法判断所述目标油藏在注气突破前的注采状况是否达到平衡状态：
所述目标油藏没有进行静压测试，所述目标油藏的累积注采比的数值是否达接近1或大于1，如果是则判定注采状况达到平衡状态；
接近1指的是大于0.95。
所述的预测方法中，所述累积注采比由式(5)得到：
VRR＝Qingc/Qoc (5)
式(5)中：Qingc表示油藏累积注入流体地下体积，m3；Qoc表示油藏累积产出流体地下体积，m3；
Qingc由式(6)得到：
Figure BDA0001934699560000031
式(6)中：
Figure BDA0001934699560000032
表示第i口注气井日注气量，m3/天；i为自然数；/>
Figure BDA0001934699560000033
表示第i口注气井注入气的体积系数；/>
Figure BDA0001934699560000034
表示第i口注气井注入时间，天；r表示油藏注气井数量，口；
Qoc由式(7)得到：：
Figure BDA0001934699560000035
/>
式(7)中：
Figure BDA0001934699560000036
表示第i口油井累积产出流体的地下体积，m3；s表示油藏油井数量，口；
在注气突破前，
Figure BDA0001934699560000037
由式(8)得到：
Figure BDA0001934699560000038
式(8)中：
Figure BDA0001934699560000039
表示第i口油井日产油量，m3/天；/>
Figure BDA00019346995600000310
表示第i口油井日产水量，m3/天；
Figure BDA00019346995600000311
表示第i口油井产出水体积系数，m3/m3；/>
Figure BDA00019346995600000312
表示第i口油井原油体积系数，m3/m3；/>
Figure BDA00019346995600000313
表示第i口油井生产时间，天。
所述的预测方法中，步骤(2)中，根据下述方法确定所述目标油藏或所述目标油藏的单井控制地质储量：
单井控制范围选取原则：油井与其对应的注气井取井间距离；与其相邻、连通且小于等于一个井距的油井取两者距离之半；油井在距其大于一个井距之外无井情况下取距其井距之半为控制范围。
本发明注气混相驱油藏注气突破时间预测方法具有如下优点：
1、针对注气混相驱油藏建立一种综合考虑地层倾角、气体弥散等作用下的注气突破时间预测方法，填补了油藏工程技术领域在注气混相驱油藏注气突破时间预测方法方面的空白。2、避免了因储层认识不清给油藏数值模拟预测带来的不确定性，以及数值模拟方法过程复杂、成本高、周期长等问题。3、简单、方便、快速且可以根据实际生产认识实时调整。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
按照下述步骤预测注气混相驱油藏注气突破时间：
1)分析注气开发机理，判断目标油藏为混相驱油藏，还是非混相驱油藏。
2)判断注气突破前的注采状况是否达到平衡，判据为：①若油藏有静压测试，检查目前的地层压力是否维持在原始水平，如果是则判定注采达到平衡状态，进行步骤3)；②若油藏无静压测试，油藏累积注采比VRR的数值是否接近1或者大于1，如达到0.95以上，如果是则判定注采状况达到平衡状态，并进行步骤3)：
VRR＝Qingc/Qoc
式中：Qingc是油藏累积注入流体地下体积，单位是m3；Qoc是油藏累积产出流体地下体积，单位是m3；
步骤2)中的油藏累积注入流体的地下体积Qingc为：
Figure BDA0001934699560000041
式中：
Figure BDA0001934699560000042
是第i口注气井日注气量，单位是m3/天；i为自然数；/>
Figure BDA0001934699560000043
是第i口注气井注入气的体积系数；/>
Figure BDA0001934699560000044
是第i口注气井注入时间，单位是天；r是油藏注气井数量，单位是口；
油藏累积产出流体的地下体积Qoc为：
Figure BDA0001934699560000045
式中：
Figure BDA0001934699560000046
是第i口油井累积产出流体的地下体积，单位是m3；s是油藏油井数量，单位是口。
第i口油井累积产出流体的地下体积
Figure BDA0001934699560000047
在注气突破前采用下述公式计算：
Figure BDA0001934699560000051
式中：
Figure BDA0001934699560000052
是第i口油井日产油量，单位是m3/天；/>
Figure BDA0001934699560000053
是第i口油井日产水量，单位是m3/天；/>
Figure BDA0001934699560000054
是第i口油井产出水体积系数，单位是m3/m3；/>
Figure BDA0001934699560000055
是第i口油井原油体积系数，单位是m3/m3；/>
Figure BDA0001934699560000056
是第i口油井生产时间，单位是天。
3)判断油藏边、底水能量，要求油藏边、底水水体倍数小于10倍，并且油藏在开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力。
4)综合生产动态认识，圈定油田或单井的气驱控制地质储量N动用。
单井控制范围选取原则：油井与其对应的注气井取井间距离；与其相邻、连通且小于等于一个井距的油井取两者距离之半；油井在距其大于一个井距之外无井情况下取距其井距之半为控制范围。
5)根据公式
Figure BDA0001934699560000057
计算注气突破时间.
(a)计算重力项参数G。
根据公式
Figure BDA0001934699560000058
计算，其中Ko为油相有效渗透率，mD；Δρ＝ρo-ρg为油藏条件下油气密度差，kg/m3；μo为原油地下粘度，mPa·s；vt为流体渗流速度，m/s；α为地层倾角，°。
(b)E为混相驱中原油与注入气体的粘度比，定义为：
Figure BDA0001934699560000059
(c)计算储层渗透率变异系数相关参数
Figure BDA00019346995600000510
Figure BDA00019346995600000511
由渗透率变异系数Vk求得，两者之间的关系式为/>
Figure BDA00019346995600000512
(d)根据步骤2)计算累计注采比R；
(e)计算气体扩散相关参数a；
根据公式
Figure BDA00019346995600000513
计算气体扩散相关参数a。其中：μg为注入气地下粘度，mPa·s；Cg为气体压缩系数；D为扩散系数，与扩散物质和介质性质有关，cm2/s。qo平均日产油量，m3/d。
以注气混相驱M油藏为例进行P1井注气突破时间预测：
1)根据M油藏注入气与油藏原油的细管实验获得最小混相压力Pm，由于油藏原始地层压力Pi>Pm，确定M油藏注气驱替机理为混相驱。
2)判断注气突破前的注采状况是否达到平衡，判据为：M油藏有静压测试，检查不同时间下地层压力一直维持在原始水平，说明M油藏达到了注采平衡状态。
3)计算M油藏水体倍数为7，且在油藏开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力，符合本发明方法适用条件。
4)综合M油藏P1井生产动态认识，圈定P1井气驱控制地质储量N动用。
P1井单井控制范围选取原则：油井与其对应的注气井取井间距离；与其相邻、连通且小于等于一个井距的油井取两者距离之半；油井在距其大于一个井距之外无井情况下取距其井距之半为控制范围。确定P1井气驱控制地质储量No为660×104m3。
5)根据公式
Figure BDA0001934699560000061
计算注气突破时间。
(a)计算重力项参数G。
根据公式
Figure BDA0001934699560000062
其中Ko＝887mD；Δρ＝ρo-ρg＝460-262＝198kg/m3；μo＝0.12mPa·s；vt＝2.64×10-6m/s；α＝5.88°。
计算G＝0.56。
(b)E为混相驱中原油与注入气体的粘度比，定义为：
Figure BDA0001934699560000063
其中μg＝0.035mPa·s；
计算E＝1.36。
(c)计算储层渗透率变异系数相关参数
Figure BDA0001934699560000064
由
Figure BDA0001934699560000065
与Vk之间关系式/>
Figure BDA0001934699560000066
由渗透率变异系数Vk＝0.42求得/>
Figure BDA0001934699560000067
(d)根据步骤2)计算累计注采比R＝1.01；
(e)计算气体扩散相关参数a；
根据公式
Figure BDA0001934699560000068
其中Cg＝0.16MPa-1；D＝0.00063cm2/s。计算气体扩散相关参数a＝1.00。
qo＝2120m3/d，根据注气突破时间
Figure BDA0001934699560000071
公式，计算注气突破时间为P1井生产2632天后注气突破。/>

Claims (5)

1.一种注气混相驱油藏注气突破时间的预测方法，包括如下步骤：
(1)选择混相驱油藏作为目标油藏，判断所述目标油藏在注气突破前的注采状况达到平衡状态时，且所述目标油藏的边水和底水水体倍数均小于10倍，所述目标油藏在开发过程中始终保持地层压力大于原油饱和压力；
(2)综合生产动态，圈定所述目标油藏或所述目标油藏的单井的气驱控制地质储量；
(3)根据式(1)得到所述目标油藏的注气突破时间；
Figure QLYQS_1
式(1)中，N动用表示气驱控制地质储量；
式(1)中，G表示重力项参数，由式(2)得到：
Figure QLYQS_2
其中，Ko表示油相有效渗透率，mD；Δρ＝ρo-ρg表示油藏条件下油气密度差，kg/m3；μo表示原油地下粘度，mPa·s；vt表示流体渗流速度，m/s；α表示地层倾角，°；g表示重力加速度，m/s2；
式(1)中，E表示混相驱中原油与注入气体的粘度比，由式(3)得到：
Figure QLYQS_3
其中，μg表示注入气地下粘度，mPa·s；
式(1)中，a表示气体扩散相关参数，由式(4)得到：
Figure QLYQS_4
其中：Cg表示气体压缩系数；D表示扩散系数，与扩散物质和介质性质有关，cm2/s。Kg表示气相有效渗透率，mD；
式(1)中，
Figure QLYQS_5
表示储层渗透率变异系数相关参数，由渗透率变异系数Vk得到；
式(1)中，R表示累计注采比。
2.根据权利要求1所述的预测方法，其特征在于：步骤(1)中，按照下述方法判断所述目标油藏在注气突破前的注采状况是否达到平衡状态：
所述目标油藏进行静压测试，检查目前的地层压力是否维持在原始水平，如果是，则判定注采状况达到平衡状态。
3.根据权利要求1所述的预测方法，其特征在于：步骤(1)中，按照下述方法判断所述目标油藏在注气突破前的注采状况是否达到平衡状态：
所述目标油藏没有进行静压测试，所述目标油藏的累积注采比的数值是否接近1或大于1，如果是则判定注采状况达到平衡状态。
4.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于：所述累积注采比由式(5)得到：
VRR＝Qingc/Qoc (5)
式(5)中：Qingc表示油藏累积注入流体地下体积，m3；Qoc表示油藏累积产出流体地下体积，m3；
Qingc由式(6)得到：
Figure QLYQS_6
式(6)中：
Figure QLYQS_7
表示第i口注气井日注气量，m3/天；i为自然数；/>
Figure QLYQS_8
表示第i口注气井注入气的体积系数；/>
Figure QLYQS_9
表示第i口注气井注入时间，天；r表示油藏注气井数量，口；
Qoc由式(7)得到：：
Figure QLYQS_10
式(7)中：
Figure QLYQS_11
表示第i口油井累积产出流体的地下体积，m3；s表示油藏油井数量，口；
在注气突破前，
Figure QLYQS_12
由式(8)得到：
Figure QLYQS_13
式(8)中：
Figure QLYQS_14
表示第i口油井日产油量，m3/天；/>
Figure QLYQS_15
表示第i口油井日产水量，m3/天；/>
Figure QLYQS_16
表示第i口油井产出水体积系数，m3/m3；/>
Figure QLYQS_17
表示第i口油井原油体积系数，m3/m3；/>
Figure QLYQS_18
表示第i口油井生产时间，天。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的预测方法，其特征在于：步骤(2)中，根据下述方法确定所述目标油藏或所述目标油藏的单井的气驱控制地质储量：
单井控制范围选取原则：油井与其对应的注气井取井间距离；与其相邻、连通且小于等于一个井距的油井取两者距离之半；油井在距其大于一个井距之外无井情况下取距其井距之半为控制范围。
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