CN111764875A - 采油方法、用于辅助吞吐增油的co2注入量确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明属于油田化学技术领域，具体涉及一种采油方法、用于辅助吞吐增油的CO₂注入量确定方法及装置。该采油方法首先获取孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数，并代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量；二氧化碳注入量模型是根据二氧化碳注入量与孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数的关系构建的；然后确定二氧化碳注入速度；最后根据确定好的二氧化碳注入量和注入速度，注入二氧化碳辅助吞吐，以进行采油。该模型充分考虑油层的物性参数、以及二氧化碳在油和水中的溶解度，得到的二氧化碳注入量较为合适，采油效率高，原油产量高。

Description

采油方法、用于辅助吞吐增油的CO2注入量确定方法及装置

技术领域

本发明属于油田化学技术领域，具体涉及一种采油方法、用于辅助吞吐增油的CO₂注入量确定方法及装置。

背景技术

全球稠油和油砂资源巨大，其地质储量高于常规油气资源之和，近年来，由于稠油开发技术的进步，常规原油供应紧张，为特超稠油发展带来机遇，具有替代常规石油能源的战略地位。

稠油是一种复杂的、多组分的均质有机混合物，主要由烷烃、芳烃、胶质、沥青质组成。稠油与普通原油之间存在一些特殊的差别，其中，稠油中胶质与沥青含量高，轻质馏分少，稠油的密度及粘度较高，这是其区别于普通轻质原油的最主要的特征，而且，稠油对温度非常敏感，随着温度增加，粘度急剧下降。由于稠油的这些特性，即粘度高，渗流阻力大，导致开发难度大，特别是特超稠油，由于其富含胶质和沥青质，脱气脱水后，50℃时的粘度一般大于50000mPa.s，渗流特性也不满足达西定律，因此，稠油的采收，特别是特超稠油的采收，是一个重要难题。

考虑到二氧化碳(CO₂)独特的相态特性和采油机理，对油藏原油注二氧化碳可以起到将粘的效果，故二氧化碳吞吐法是提高油藏采收率的应用方法之一，应用二氧化碳驱油已有多年历史，且近年来二氧化碳吞吐法也日益受到重视。

随着二氧化碳溶解量的增加，原油的体积系数和收缩率明显增大，原油体积膨胀不但可以增加地层的弹性能量，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成动油，从而增加油井产量。但是，并不是二氧化碳注入越多越好，研究表明，随着二氧化碳溶解量的增大，粘度对压力的敏感性明显减弱，而地层油粘度是随着压力的增加而增加的，采油效率变低。也即，二氧化碳注入量过多或者过少，均会导致采油效率变低。

发明内容

本发明提供了一种采油方法、用于辅助吞吐增油的CO₂注入量确定方法及装置，用以解决二氧化碳注入量过多或过少均导致采油效率变低的问题。

为解决上述技术问题，本发明的技术方案包括：

本发明提供了一种用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，包括如下步骤：

获取孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数，并代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量；其中，所述二氧化碳注入量模型是根据二氧化碳注入量与孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数的关系构建的，且孔隙体积、原油密度、气油比和气水比均与二氧化碳注入量呈正相关关系，原油压缩系数与二氧化碳注入量呈负相关关系。

本发明又提供了一种采油方法，包括如下步骤：

1)获取孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数，并代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量；所述二氧化碳注入量模型是根据二氧化碳注入量与孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数的关系构建的，且孔隙体积、原油密度、气油比和气水比均与二氧化碳注入量呈正相关关系，原油压缩系数与二氧化碳注入量呈负相关关系；

2)确定二氧化碳注入速度；

3)根据确定好的二氧化碳注入量和二氧化碳注入速度，注入二氧化碳以辅助吞吐，进行采油。

上述技术方案的有益效果为：本发明根据二氧化碳注入量与孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数关系构建二氧化碳注入量模型，从而在得到孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数以后，代入该模型便可快速、准确得到二氧化碳注入量。该模型充分考虑油层的物性参数、以及二氧化碳在油和水中的溶解度，得到的二氧化碳注入量较为合适，提高原油采收率，采油效率较高，周期生产时间延长，原油产量较高，具有较高的实用价值。

作为用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法及采油方法的进一步改进，为了准确得到二氧化碳注入量，所述二氧化碳注入量模型为：

式中，

为二氧化碳注入量，V_p为孔隙体积，S₀为含油饱和度，ρ₀为原油密度，R₀为气油比，R_w为气水比，B₀为原油压缩系数，k为设定的系数。

作为用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法及采油方法的进一步改进，所述设定的系数k为509。

作为用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法的进一步改进，根据井的不同来确定孔隙体积：若为水平井，则其孔隙体积为：

式中，V_p为孔隙体积，a为1/2油层有效厚度，b为处理半径，H为水平段长度，

为油层孔隙度，E_swp为波及体积。

作为用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法的进一步改进，根据井的不同来确定孔隙体积：若为直井，则其孔隙体积为：

式中，V_p为孔隙体积，r为处理半径，h为油层有效厚度，

为油层孔隙度，E_swp为波及体积。

作为采油方法的进一步改进，为了避免注入低温液态二氧化碳后注蒸汽对隔热油管的伤害，还包括注入氮气的步骤。

本发明还提供了一种用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定装置，包括存储器和处理器，所述处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现上述介绍的用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，并达到与该方法相同的效果。

附图说明

图1是本发明的用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法实施1中的方法流程图；

图2是本发明的水平井示意图；

图3是本发明的直井示意图；

图4是本发明的装置实施例中的装置结构图；

图5是本发明的采油方法实施例中的方法流程图；

图6是本发明的二氧化碳注入速度与累计增油量、换油率的关系示意图；

图7是本发明的XXX井的生产效果示意图。

具体实施方式

用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法实施例1：

本发明的一种用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，该方法考虑油层的物性参数、以及二氧化碳在油和水中的溶解度，确定二氧化碳注入量。下面结合图1，对该方法进行详细说明。

首先，依据如下关系：孔隙体积V_p与二氧化碳注入量

呈正相关关系，原油密度ρ₀与二氧化碳注入量

呈正相关关系，气油比R₀与二氧化碳注入量

呈正相关关系，气水比R_w与二氧化碳注入量

呈正相关关系，原油压缩系数B₀与二氧化碳注入量

呈负相关关系，构建二氧化碳注入量模型，该模型为：

式中，

为二氧化碳注入量，t；V_p为孔隙体积，m³；S₀为含油饱和度，f；ρ₀为原油密度，t/m³；R₀为气油比，m³/t；R_w为气水比，m³/t；B₀为原油压缩系数。

然后，根据井是直井或者水平井，确定孔隙体积：

若为水平井，如图2所示，将水平井看作椭圆柱体模型，其孔隙体积V_p为：

式中，V_p为孔隙体积，m³；a为1/2油层有效厚度，m；b为处理半径，m，高渗油藏一般取10-15m，中等渗透油藏取5-10m，；H为水平段长度，m；

为油层孔隙度，f；E_swp为波及体积，f，根据地层压力和亏空程度综合判断，一般采用0.2-0.4。

若为直井，如图3所示，将直井看作圆柱体模型，其孔隙体积V_p为：

式中，V_p为孔隙体积，m³；r为处理半径，m；h为油层有效厚度，m；

为油层孔隙度，f；E_swp为波及体积，f。

然后，获取含油饱和度S₀、原油密度ρ₀、气油比R₀、气水比R_w和原油压缩系数B₀。

最后，将获得的孔隙体积V_p、含油饱和度S₀、原油密度ρ₀、气油比R₀、气水比R_w和原油压缩系数B₀代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量

得到二氧化碳注入量

后，便可依据该值，采用二氧化碳吞吐法，提高油藏采收率。构建的二氧化碳注入量模型除了考虑油层的物性参数外，还充分考虑了二氧化碳在油和水中的溶解度，使得按照该方法确定的二氧化碳注入量实施时，周期生产时间延长，周期产油量增加，油汽比提高。

用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法实施例2：

在用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法实施1中，二氧化碳注入量模型中，设定的系数k设置为509。在本实施中，设定的系数k不再为509，在509的基础上做了调整，适当增加或减少。

用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定装置实施例：

本发明的一种用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定装置，如图4所示，该装置包括存储器、处理器和内部总线，处理器、存储器之间通过内部总线完成相互间的通信。

处理器可以为微处理器MCU、可编程逻辑器件FPGA等处理装置。

存储器可为高速随机存储器，还可为非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存等。

处理器可以调用存储器中的逻辑指令，以实现一种用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法：

获取孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数，并代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量；其中，所述二氧化碳注入量模型是根据二氧化碳注入量与孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数的关系构建的，且孔隙体积、原油密度、气油比和气水比均与二氧化碳注入量呈正相关关系，原油压缩系数与二氧化碳注入量呈负相关关系。

具体关于该方法的其他内容见用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法实施例1～用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法实施例2。

采油方法实施例1：

本发明的一种采油方法，下面结合图5，对该方法进行详细介绍。

步骤一，需要选好井。选井的条件包括：

1)距边水远，不受边水影响；

2)与下部水层无强水窜通道；

3)套管无损坏，井况较好；

4)周期生产有一定峰值产量；

5)井段长度＞4m；

6)含油饱和度＞45％，采出程度＜25％，泥质含量＜15％；

7)直井周期产油＞100t。

步骤二，确定二氧化碳注入量，具体包括：

1)依据如下关系：孔隙体积V_p与二氧化碳注入量Q_co2呈正相关关系，原油密度ρ₀与二氧化碳注入量

呈正相关关系，气油比R₀与二氧化碳注入量

呈正相关关系，气水比R_w与二氧化碳注入量

呈正相关关系，原油压缩系数B₀与二氧化碳注入量

呈负相关关系，构建二氧化碳注入量模型，该模型为：

式中，

为二氧化碳注入量，t；V_p为孔隙体积，m³；S₀为含油饱和度，f；ρ₀为原油密度，t/m³；R₀为气油比，m³/t；R_w为气水比，m³/t；B₀为原油压缩系数。

2)根据井是直井或者水平井，确定孔隙体积：

若为水平井，如图2所示，将水平井看作椭圆柱体模型，其孔隙体积V_p为：

式中，V_p为孔隙体积，m³；a为1/2油层有效厚度，m；b为处理半径，m，高渗油藏一般取10-15m，中等渗透油藏取5-10m，；H为水平段长度，m；

为油层孔隙度，f；E_swp为波及体积，f，根据地层压力和亏空程度综合判断，一般采用0.2-0.4。

若为直井，如图3所示，将直井看作圆柱体模型，其孔隙体积V_p为：

式中，V_p为孔隙体积，m³；r为处理半径，m；h为油层有效厚度，m；

为油层孔隙度，f；E_swp为波及体积，f。

3)获取含油饱和度S₀、原油密度ρ₀、气油比R₀、气水比R_w和原油压缩系数B₀。

4)将获得的孔隙体积V_p、含油饱和度S₀、原油密度ρ₀、气油比R₀、气水比R_w和原油压缩系数B₀代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量

步骤三，确定二氧化碳注入速度。

二氧化碳注入速度的确定遵循两条原则：一是在注入压力低于破裂压力的前提下，尽可能提高注入速度，注入速度越大对吞吐效果越有利；二是避免过快的注入速度导致二氧化碳沿高渗通道窜流。

例如，周期注入量为200t，对30-100t/d的8种注入速度下进行了模拟分析，50-60t/d的注入速度较好，如图6所示。

步骤四，为了免注低温液态二氧化碳后注蒸汽对隔热油管的伤害，还需一同注入氮气。

步骤五，按照上述步骤确定的二氧化碳注入量和二氧化碳注入速度，注入二氧化碳辅助吞吐，同时注入氮气，采取注氮气段塞顶替，正注顶替油管内液态二氧化碳，反注氮气环空隔热，以进行采油。

下面将该方法应用于一个具体的实例中，以说明该方法的有效性。

典型井：XXX井

该井水平段长度214.65m，该井累计吞吐11周期，累计注汽19740吨，产液19177吨，产油8909吨，油汽比0.45，平均生产周期79天。表1为XXX井周期吞吐效果统计表。

表1XXX井周期吞吐效果统计表

该井处于高周期吞吐阶段，近井地带较亏空，核实采出程度为9.4％，油层温度下粘度为46257mPa.S，粘度高，属特超稠油，生产周期短，平均生产周期79天；距边水远，不受边水影响；不与下部水层窜；周期生产时间短，有一定峰值产量，为改善开发效果，决定对该井实施二氧化碳蒸汽辅助吞吐措施。

对XXX井的实行二氧化碳辅助吞吐的参数设计表如表2所示。

表2对XXX井的实行二氧化碳辅助吞吐的参数设计表

根据上述各参数计算得到孔隙体积为：

接着便可计算得到二氧化碳注入量：

于XXXX年XX月施工注入二氧化碳222.2t，施工压力1.2-3.8Mpa，施工排量2.1-7.2t/h，平均排量3.8t/h。二氧化碳注入参数及施工参数统计表如表3所示。

表3二氧化碳注入参数及施工参数统计表

该井连续实施2轮次二氧化碳辅助吞吐，实施后生产效果改善，在生产时间、日产液、日产油、含水、产出液温度指标上都优于措施前。XXX井水平井二氧化碳辅助吞吐措施效果对比如表4所示。

表4XXX井水平井二氧化碳辅助吞吐措施效果对比

XXX井生产效果曲线如图7所示。从该图中可以看出，该采油方法，使周期生产时间延长，周期产油量增加，油汽比提高。

采油方法实施例2：

在采油方法实施1中，二氧化碳注入量模型中，设定的系数设置为509。在本实施中，设定的系数k不再为509，在509的基础上做了调整，适当增加或减少。

采油方法实施例3：

在采油方法实施1中，为了避免注入低温液态二氧化碳后注蒸汽对隔热油管的伤害，在注入二氧化碳的同时还注入氮气。在本实施例中，不再一同注入氮气。

Claims (10)

1.一种用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，其特征在于，包括如下步骤：

获取孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数，并代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量；

其中，所述二氧化碳注入量模型是根据二氧化碳注入量与孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数的关系构建的，且孔隙体积、原油密度、气油比和气水比均与二氧化碳注入量呈正相关关系，原油压缩系数与二氧化碳注入量呈负相关关系。

2.根据权利要求1所述的用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，其特征在于，所述二氧化碳注入量模型为：

式中，

为二氧化碳注入量，V_p为孔隙体积，S₀为含油饱和度，ρ₀为原油密度，R₀为气油比，R_w为气水比，B₀为原油压缩系数，k为设定的系数。

3.根据权利要求2所述的用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，其特征在于，所述设定的系数k为509。

4.根据权利要求1～3任一项所述的用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，其特征在于，根据井的不同来确定孔隙体积：若为水平井，则其孔隙体积为：

式中，V_p为孔隙体积，a为1/2油层有效厚度，b为处理半径，H为水平段长度，

为油层孔隙度，E_swp为波及体积。

5.根据权利要求1～3任一项所述的用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法，其特征在于，根据井的不同来确定孔隙体积：若为直井，则其孔隙体积为：

式中，V_p为孔隙体积，r为处理半径，h为油层有效厚度，

为油层孔隙度，E_swp为波及体积。

6.一种用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定装置，其特征在于，包括存储器和处理器，所述处理器用于执行存储在存储器中的指令以实现如权利要求1～5任一项所述的用于辅助吞吐增油的二氧化碳注入量确定方法。

7.一种采油方法，其特征在于，包括如下步骤：

获取孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数，并代入至二氧化碳注入量模型中，得到二氧化碳注入量；所述二氧化碳注入量模型是根据二氧化碳注入量与孔隙体积、含油饱和度、原油密度、气油比、气水比和原油压缩系数的关系构建的，且孔隙体积、原油密度、气油比和气水比均与二氧化碳注入量呈正相关关系，原油压缩系数与二氧化碳注入量呈负相关关系；

确定二氧化碳注入速度；

根据确定好的二氧化碳注入量和二氧化碳注入速度，注入二氧化以碳辅助吞吐，进行采油。

8.根据权利要求7所述的采油方法，其特征在于，还包括注入氮气的步骤。

9.根据权利要求7或8所述的采油方法，其特征在于，所述二氧化碳注入量模型为：

式中，

为二氧化碳注入量，V_p为孔隙体积，S₀为含油饱和度，ρ₀为原油密度，R₀为气油比，R_w为气水比，B₀为原油压缩系数，k为设定的系数。

10.根据权利要求9所述的采油方法，其特征在于，所述设定的系数k为509。

Images