CN111734408A - 一种鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，包括如下步骤：（1）建立模型曲线，所述模型曲线的方程如下：MMP=a/(1+b×exp(‑c×T))，其中，MMP为最小混相压力，单位为MPa；a、b、c为函数常数；T为储层温度，单位为℃，且35≤T≤100；（2）将已有的不同油藏的细管实验最小混相压力数据和温度代入步骤（1）所述模型曲线中，拟合得到函数常数a、b、c，即可得到最小混相压力与油藏温度的曲线方程；（3）将鄂尔多斯盆地待筛选油藏的储层温度代入步骤（2）得到的曲线方程中，即可得到其对应的最小混相压力。具有参数获取难度小、成本低，不耗时等优点。
Description
技术领域
本发明属于提高石油采收率技术领域，具体涉及一种鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法。
背景技术
地层原油与CO2的最小混相压力是CO2驱油不可或缺的技术参数，对于CO2驱油潜力评价、油藏筛选、数值模拟、方案优化和注采工艺优化都至关重要。确定最小混相压力的方法有直接实验测试、相态模拟法和经验关联法三大类。直接实验测试包括细管法、升泡法和界面张力法等方法，其中细管法是目前国内外公认的准确可靠的最小混相压力测试方法，这种方法已被广泛应用石油天然气行业，见行业标准（SY/T6573-2016）《最低混相压力实验测定方法-细管法》。由于CO2驱油待选油藏数量多，大规模开展油井井底原油密闭取样和最小混相压力实验测试，存在实验测试周期长、工作量大、成本高等问题。相态模拟法包括注CO2原油体系的流体相态或分子动力学等模拟计算等，这些方法虽不需要直接实验测试最小混相压力值，但需对每个待选油藏进行油井井底原油密闭取样，并开展原油PVT测试或原油组分组成分析等实验，也存在实验测试周期长、工作量大、成本高等问题。经验关联法主要对影响最小混相压力的因素进行统计分析，基于实验最小混相压力测试数据，建立最小混相压力与地层温度、原油组分、CO2纯度和岩石孔喉尺度4类参数之间的关联式。前人研究发现温度对最小混相压力影响显著，Lee、Yellig、Orr等人早期建立了仅考虑温度的最小混相压力经验关联式，然而这些关联式仅局限于某些特定油气组成，不具有普遍意义。其它关联式都需考虑原油组分影响，需要对每个待选油藏进行油井井底原油密闭取样和原油组分组成分析等实验，也存在测试周期长、工作量大、成本高等问题。如何快速低成本的确定地层原油与CO2的最小混相压力，判别油藏CO2驱油混相状态，成为矿场CO2驱油潜力评价及油藏筛选等亟待解决的难题。
因此，若建立仅考虑地层温度单因素的鄂尔多斯盆地油藏地层原油与CO2最小混相压力确定方法，对于现场计算可简化许多程序，也不需要计算复杂的原油组分组成参数，意义重大。
发明内容
针对现有技术存在的缺陷，本发明提供一种鄂尔多斯盆地CO2驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，仅需获取油藏温度即可计算。解决目前直接实验测试、相态模拟法和考虑原油组成的经验关联法确定最小混相压力方法需要对待选油藏进行油井井底原油密闭取样、原油PVT测试或原油组分组成分析等实验，存在测试成本高、周期长、工作量大等的问题、不适应于CO2驱油藏筛选阶段、以及早期的文献报道针对特定油气组成的仅考虑温度的最小混相压力经验关联式在鄂尔多斯盆地适应性差的问题。
通过鄂尔多斯盆地不同油层原油来源及原油全组分组成分析，发现不同油藏地层原油组分组成和物性较为相似，盆地内最小混相压力预测可不考虑不同油藏之间的原油组分差异。同时，细管实验测试所用CO2纯度也高于99.9%，细管模型渗透率为1000-5000mD，基于细管实验最小混相压力数据的最小混相压力关联式可忽略CO2纯度和岩心孔喉尺度对最小混相压力的影响。因此，可建立仅考虑地层温度单因素的鄂尔多斯盆地油藏地层原油与CO2最小混相压力确定方法。
本发明的技术方案如下。
一种鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，具体如下：
（1）建立模型曲线，所述模型曲线的方程如下：
MMP=a/(1+b×exp(-c×T))
其中，MMP为最小混相压力，单位为MPa；a、b、c为函数常数；T为储层温度，单位为℃，且35≤T≤100；
（2）将已有的不同油藏的细管实验最小混相压力数据和储层温度代入步骤（1）所述模型曲线中，拟合得到函数常数a、b、c，即可得到最小混相压力与油藏温度的曲线方程；
（3）将鄂尔多斯盆地待筛选油藏的储层温度代入步骤（2）得到的曲线方程中，即可得到其对应的最小混相压力。
优选地，步骤（3）中所述鄂尔多斯盆地待筛选油藏的储层温度通过地温梯度计算或井温测井得到。
优选地，步骤（2）中所述不同油藏的细管实验最小混相压力数据和温度的数量不少于3组。
本发明的优点：
（1）本发明提供的方法，根据现有的不同油藏的细管实验最小混相压力数据和储层温度即可确定曲线方程，然后仅需确定待筛选油藏的储层温度，利用确定的曲线方程即可确定待筛选油藏地层原油与CO2的最小混相压力，无需开展油藏油井井底原油密闭取样、以及地层原油与CO2的MMP细管实验测试（最小混相压力细管实验测试）或地层原油PVT测试(不同压力、体积、温度的相态变化测试)或地层原油组分组成分析等实验，具有参数获取难度小、成本低，不耗时等优点；对于现场工程技术人员来说，模型曲线简单易上手，不需计算复杂的原油组分组成参数，工作量小、快速便捷，适合在CO2驱油油藏筛选和潜力评估阶段确定最小混相压力值；
（2）与现有技术中仅考虑温度的特定油气组成最小混相压力计算关联式相比，计算结果精度更高，可满足鄂尔多斯盆地油藏CO2驱油潜力评估和油藏筛选阶段的MMP计算要求。
附图说明
图1鄂尔多斯盆地不同油藏原油组分组成分布对比；
图2本发明方法与细管实验确定的待筛选油藏最小混相压力对比。
具体实施方式
实施例1
通过鄂尔多斯盆地不同油层原油来源及原油全组分组成分析，结果见图1，发现不同油藏地层原油组分组成和物性较为相似，盆地内最小混相压力预测可不考虑不同油藏之间的原油组分差异。同时，细管实验测试所用CO2纯度也高于99.9%，细管模型渗透率为1000-5000mD，基于细管实验最小混相压力数据的最小混相压力关联式可忽略CO2纯度和岩心孔喉尺度对最小混相压力的影响。因此，可建立仅考虑地层温度单因素的鄂尔多斯盆地油藏地层原油与CO2最小混相压力确定方法。
一种鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，具体如下：
（1）建立模型曲线，所述模型曲线的方程如下：
MMP=a/(1+b×exp(-c×T))
其中，MMP为最小混相压力，单位为MPa；a、b、c为函数常数；T为储层温度，单位为℃，且35≤T≤100；
（2）已有的鄂尔多斯盆地不同油藏地层原油与CO2的细管实验最小混相压力数据见表1，共8组；
表1已有的8组鄂尔多斯盆地不同油藏地层原油与CO2的细管实验最小混相压力数据
将表1中的数据，代入步骤（1）所述的模型曲线进行曲线拟合，得到拟合关联式中a、b、c三个函数常数值，以及拟合曲线的标准误差和相关系数，见表2：
表2拟合关系式的确定
则得到最小混相压力与油藏温度的曲线方程为：
MMP=19.2894/(1+106.8363×exp(-0.1253×T))，MMP为最小混相压力，单位为MPa；a、b、c为函数常数；T为储层温度，单位为℃；
（3）将鄂尔多斯盆地A、B、C、D、E等5个待筛选油藏的储层温度代入步骤（2）得到的曲线方程中，即可得到预测的对应油藏地层原油与CO2的最小混相压力分别为18.79MPa、19.23MPa、19.04MPa、15.30MPa和17.29MPa；
其中，储层温度通过地温梯度计算或井温测井得到，分别对应为66.30℃、84.00℃、71.73℃、48.00℃、54.50℃；
实施例2
本发明提供方法准确度的验证：
（1）通过细管实验测试得到上述实施例1中鄂尔多斯盆地A、B、C、D、E等5个待筛选油藏最小混相压力值分别为19.14MPa、20.78MPa、17.34MPa、14.72MPa和17.85MPa；
（2）对本发明实施例1提供的方法与现有技术中报道的3种仅考虑温度的最小混相压力预测模型在上述鄂尔多斯盆地A、B、C、D、E5个待筛选油藏油藏地层原油与CO2的最小混相压力预测进行预测比较，结果见表3；
现有技术中报道的3种仅考虑温度的最小混相压力预测模型如下：
1）Lee1979：
MMP=7.3924×10^(2.772-(1519/(492+1.8T)))
2）Yellig and Metcalfe1980：
MMP=12.6472+0.015531×(1.8T+32)+0.000124192×(1.8T+32)^2-716.9472/(1.8T+32)
3）Orr and Jensen1984
MMP=0.101386×exp(10.91-2015/(255.372+0.5556(1.8×T+32)))
式中，MMP为最小混相压力，MPa；T为储层温度，℃；
表3实施例1与现有技术3种方法的比较结果
由表3可知，本发明提供的方法，预测结果准确度最高，平均相对误差为5.21%，可满足鄂尔多斯盆地油藏CO2驱油藏筛选阶段确定最小混相压力；
（3）将本发明实施例1得到的最小混相压力与油藏温度的曲线方程与细管实验测试得到的最小混相压力对比，见图2，由图2可知，本发明提供的方法，预测结果准确度高。
Claims (3)
1.一种鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，其特征在于：包括如下步骤：
（1）建立模型曲线，所述模型曲线的方程如下：
MMP=a/(1+b×exp(-c×T))
其中，MMP为最小混相压力，单位为MPa；a、b、c为函数常数；T为储层温度，单位为℃，且35≤T≤100；
（2）将已有的不同油藏的细管实验最小混相压力数据和温度代入步骤（1）所述模型曲线中，拟合得到函数常数a、b、c，即可得到最小混相压力与油藏温度的曲线方程；
（3）将鄂尔多斯盆地待筛选油藏的储层温度代入步骤（2）得到的曲线方程中，即可得到其对应的最小混相压力。
2.根据权利要求1所述鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，其特征在于：步骤（3）中所述鄂尔多斯盆地待筛选油藏的储层温度通过地温梯度计算或井温测井得到。
3.根据权利要求1或2所述鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，其特征在于：步骤（2）中所述不同油藏的细管实验最小混相压力数据和温度的数量不少于3组。
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