CN111622736B - 一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法及系统 - Google Patents

一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法及系统，方法包括：建立油藏数值模拟模型；按照设定井距进行设置注采井，利用油藏数值模拟模型计算注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值；计算各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；计算各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；确定驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，重复上述步骤；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，重复上述步骤；直至相切，此时的井距为极限井距。本发明通过上述方法计算得到稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱的极限井距。

Description

一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法及系统
技术领域
本发明涉及稠油井距领域，特别是涉及一种稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱技术极限井距的确定方法及系统。
背景技术
稠油油藏热采进入高轮次吞吐阶段后，地层亏空大、周期产油量变低、开发效果和经济效益逐渐变差，严重制约油田采收率的提高，在高轮次蒸汽吞吐后转降粘化学驱是稠油油藏实现稳产的有效接替生产方式，注入降粘剂可以降低地层中稠油的粘度，提高油藏中流体的流动能力。技术极限井距是保证驱替能够取得好的效果、确定新井井位和老井调整的重要依据，如果设计的井距过大，注采井间的压力梯度达不到启动压力梯度，存在非流动区域，驱替效果差。
发明内容
本发明的目的是提供一种针对稠油油藏进入高论此吞吐阶段后新井极限井距的确定方法及系统，以提高稠油采集效率。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法，包括：
步骤S1：根据降粘化学剂对油相、水相粘度的时变特征，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟模型；
步骤S2：按照设定井距进行设置注采井，利用所述油藏数值模拟模型计算所述注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值。
步骤S3：根据所述各网格点的压力计算所述各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；
步骤S4：根据所述各网格点的渗透率及原油粘度计算所述各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；
步骤S5：确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，重复步骤S2-S5；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，重复步骤S2-S5；直至相切，确定此时所述井距为极限井距。
优选地，计算所述各网格点的驱动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000021
式中：Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，n为网格点的数量，p(i)为第i个网格点压力的平均值，x(i)为第i个网格点的长度。
优选地，计算所述各网格的启动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000022
式中，Go为启动压力梯度，A、B均为设定系数，K为渗透率的平均值，μ0为原油粘度的平均值。
优选地，所述n为30。
本发明还提供一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定系统，包括：
模型建立模块，用于根据降粘化学剂对油相、水相粘度的时变特征，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟模型；
计算模块，用于按照设定井距进行设置注采井，利用所述油藏数值模拟模型计算所述注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值。
驱动压力确定模块，用于根据所述各网格点的压力的平均值计算所述各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；
启动压力确定模块，用于根据所述各网格点的渗透率及原油粘度的平均值计算所述各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；
极限井距确定模块，用于确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，返回至所述计算模块；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，返回至所述计算模块；直至相切，确定此时所述井距为极限井距。
优选地，计算所述各网格点的驱动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000031
式中：Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，n为网格点的数量，p(i)为第i个网格点压力的平均值，x(i)为第i个网格点的长度。
优选地，计算所述各网格的启动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000032
式中，Go为启动压力梯度，A、B均为设定系数，K为渗透率的平均值，μ0为原油粘度的平均值。
优选地，所述n为30。
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
本发明涉及一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法及系统，方法包括：建立油藏数值模拟模型；按照设定井距进行设置注采井，利用油藏数值模拟模型计算注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值；计算各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；计算各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；确定驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，重复上述步骤；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，重复上述步骤；直至相切，此时的井距为极限井距。本发明通过上述方法计算得到稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱的极限井距。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法流程图；
图2为本发明120m井距对应的驱动压力梯度曲线；
图3为本发明120m井距对应的启动压力梯度曲线；
图4为本发明120m井距对应的注采井间驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系；
图5为本发明110m井距对应的注采井间驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系；
图6为本发明96m井距对应的注采井间驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明的目的是提供一种稠油油藏蒸汽吞吐后转化学驱的极限井距的确定方法及系统，以提高稠油采集效率。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
如图1所示，本发明提供了一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法，包括：
步骤S1：根据降粘化学剂对油相、水相粘度的时变特征，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟模型。
步骤S2：按照设定井距进行设置注采井，利用所述油藏数值模拟模型计算所述注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值。
步骤S3：根据所述各网格点的压力的平均值计算所述各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线。
步骤S4：根据所述各网格点的渗透率及原油粘度的平均值计算所述各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线。
步骤S5：确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，重复步骤S2-S5；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，重复步骤S2-S5；直至相切，确定此时所述井距为极限井距。
作为一种可选的实施方式，本发明计算所述各网格点的驱动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000051
式中：Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，n为网格点的数量，p(i)为第i个网格点压力的平均值，x(i)为第i个网格点的长度。
作为一种可选的实施方式，本发明计算所述各网格的启动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000052
式中，Go为启动压力梯度，A、B均为设定系数，K为渗透率的平均值，μ0为原油粘度的平均值。
本实施例中，A取0.615，B取-1.1915。
作为一种可选的实施方式，本发明所述n为30。
本发明还提供了一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定系统，包括：
模型建立模块，用于根据降粘化学剂对油相、水相粘度的时变特征，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟模型。
计算模块，用于按照设定井距进行设置注采井，利用所述油藏数值模拟模型计算所述注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值。
驱动压力确定模块，用于根据所述各网格点的压力的平均值计算所述各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线。
启动压力确定模块，用于根据所述各网格点的渗透率及原油粘度的平均值计算所述各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线。
极限井距确定模块，用于确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，返回至所述计算模块；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，返回至所述计算模块；直至相切，确定此时所述井距为极限井距。
作为一种可选的实施方式，本发明计算所述各网格点的驱动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000061
式中：Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，n为网格点的数量，p(i)为第i个网格点压力的平均值，x(i)为第i个网格点的长度。
作为一种可选的实施方式，本发明计算所述各网格的启动压力梯度具体公式为：
Figure BDA0002449487730000062
式中，Go为启动压力梯度，A、B均为设定系数，K为渗透率的平均值，μ0为原油粘度的平均值。
作为一种可选的实施方式，本发明所述n为30。
现以某油藏参数进行极限井距的计算，油藏的基本参数如下：油藏温度为70℃，平均孔隙度为0.32，渗透率的平均值为2493×10-3μm2，地下原油粘度的平均值为469mPa·s，注采井之间的压差为20MPa，降粘剂的质量分数为0.2％，降粘剂的降粘率为90％，聚合物的质量浓度为2000mg/L。具体实施步骤如下：
在油藏数值模拟模型中输入表1、表2、表3中的数据；
表1地层原油粘度随化学降粘剂的浓度变化表
Figure BDA0002449487730000063
表2地层水油粘度随聚合物的浓度变化表
Figure BDA0002449487730000071
表3化学降粘剂的有效率随温度的变化表
Figure BDA0002449487730000072
设置注采井的井距为120m，采用油藏数值模拟模型计算30天时注采井间各网格点的压力、原油粘度及渗透率。
使用式
Figure BDA0002449487730000073
计算注采井间各网格的驱动压力梯度，绘制注采井间驱动压力梯度曲线如图2所示。
使用式
Figure BDA0002449487730000074
计算注采井间各网格的启动压力梯度，绘制注采井间启动压力梯度曲线如图3所示。
如图4所示，当注采井距为120m时，注采井间驱动压力梯度曲线与启动压力曲线相交，说明注采井间不能连通，井距过大；如图5所示，110m井距对应的压力梯度分布，可以看出，相比于120m井距时，压力梯度曲线相切的趋势增强，如图6所示，井距为96m时，启动压力梯度曲线与驱动压力梯度曲线相切，因此极限井距为96m。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (8)

1.一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法，其特征在于，包括：
步骤S1：根据降粘化学剂对油相、水相粘度的时变特征，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟模型；
步骤S2：按照设定井距进行设置注采井，利用所述油藏数值模拟模型计算所述注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值；
步骤S3：根据所述各网格点的压力的平均值计算所述各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；
步骤S4：根据所述各网格点的渗透率及原油粘度的平均值计算所述各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；
步骤S5：确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，重复步骤S2-S5；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，重复步骤S2-S5；直至相切，确定此时所述井距为极限井距。
2.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法，其特征在于，计算所述各网格点的驱动压力梯度具体公式为：
Figure FDA0004103032800000011
式中：Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，n为网格点的数量，p(i)为第i个网格点压力的平均值，x(i)为第i个网格点的长度。
3.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法，其特征在于，计算所述各网格的启动压力梯度具体公式为：
Figure FDA0004103032800000012
式中，Go为启动压力梯度，A、B均为设定系数，K为渗透率的平均值，μ0为原油粘度的平均值。
4.根据权利要求1所述的稠油油藏化学驱技术极限井距的确定方法，其特征在于，所述n为30。
5.一种稠油油藏化学驱技术极限井距的确定系统，其特征在于，包括：
模型建立模块，用于根据降粘化学剂对油相、水相粘度的时变特征，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟模型；
计算模块，用于按照设定井距进行设置注采井，利用所述油藏数值模拟模型计算所述注采井之间各网格点的压力、原油粘度及渗透率在n天内的平均值；
驱动压力确定模块，用于根据所述各网格点的压力的平均值计算所述各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；
启动压力确定模块，用于根据所述各网格点的渗透率及原油粘度的平均值计算所述各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；
极限井距确定模块，用于确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定比例减小所述井距，返回至所述计算模块；如果相离，说明所述井距过小，按照设定比例增大所述井距，返回至所述计算模块；直至相切，确定此时所述井距为极限井距。
6.根据权利要求5所述的稠油油藏化学驱技术极限井距的确定系统，其特征在于，计算所述各网格点的驱动压力梯度具体公式为：
Figure FDA0004103032800000021
式中：Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，n为网格点的数量，p(i)为第i个网格点压力的平均值，x(i)为第i个网格点的长度。
7.根据权利要求5所述的稠油油藏化学驱技术极限井距的确定系统，其特征在于，计算所述各网格的启动压力梯度具体公式为：
Figure FDA0004103032800000022
式中，Go为启动压力梯度，A、B均为设定系数，K为渗透率的平均值，μ0为原油粘度的平均值。
8.根据权利要求5所述的稠油油藏化学驱技术极限井距的确定系统，其特征在于，所述n为30。
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