CN112647905B - 一种确定天然气驱注入气组分的方法及天然气驱油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种确定天然气驱注入气组分的方法及天然气驱油方法。该方法是利用已开展过天然气驱最小混相压力实验的区块的相关实验数据进行拟合，确定天然气驱注入气组分组成与天然气驱最小混相压力、地层原油组分组成的关系，再依据地层原油组分组成、目标区块目前地层温度和地层压力，确定实现混相驱的注入气组分条件。本方法具有快速、经济、准确的特点，其充分考虑了注入天然气组分组成对天然气与原油混相能力的影响规律，优化得到的最优注入天然气组分组成可以保证目标区块在目前地层压力、温度条件下能达到混相驱，项目能达到最优的驱油效果。
Description
技术领域
本发明属于天然气驱油领域，具体涉及一种确定天然气驱注入气组分的方法及天然气驱油方法。
背景技术
天然气驱油具有不受储层温度、矿化度的限制，气源丰富，不伤害储层，且对管柱不存在腐蚀性，后处理简单，采收率提高显著等优点，已成为提高采收率领域最有发展前景的方法之一。同时，注天然气混相驱一般比非混相驱具有更高的采收率。注入天然气的组分组成是影响天然气驱混相能力的重要参数。因此，如何准确的优化注入天然气的组分组成是决定天然气驱项目开发效果的关键性因素。
目前天然气驱注入天然气组分组成的优化方法主要有油藏数值模拟方法及实验方法。数值模拟方法费用低，但由于对地层流体相态模拟难度大，优化结果精确度偏低。黄泽贵等进行了天然气驱的可行性研究(文72块沙三中油藏天然气驱可行性试验研究，江汉石油学院学报，2002年6月第24卷第2期)，其是利用细管实验确定文南油田的最佳注入气组成，该实验方法所需步骤较多，实验条件苛刻，导致实验周期较长、实验工作量大，实验费用高。
同时数值模拟法及实验法都只能通过有限组实验，对比特定天然气组分组成天然气驱效果，而现场注入气气源组分组成变化范围大，无法保证注入气维持在某一恒定组分组成，故无法完全与实验结果吻合，且只要注入气在地层条件下能与原油发生混相，即可保证较好的驱替效果，且提高采收率效果相差不大。而数值模拟法及实验法均无法给出可实现混相的注入天然气组分组成界限，对天然气驱现场实施过程中注入气组分组成优化的指导意义有限。
发明内容
本发明的目的在于提供一种确定天然气驱注入气组分的方法，以解决现有数值模拟法及实验方法无法给出实现混相的注入天然气组分组成界限，对天然气驱现场实施指导意义有限，且工作量大、周期长、费用高等问题，该方法可实现对天然气驱现场实施过程中注入气组分组成优化。
本发明还提供一种天然气驱油方法。
为实现上述目的，本发明的确定天然气驱注入气组分的方法的技术方案是：
一种确定天然气驱注入气组分的方法，包括以下步骤：
1)利用多个开展过天然气驱的区块的地层温度t，地层原油组成中C1的摩尔百分含量C2-6的摩尔百分含量/>C7+的平均摩尔质量/>注入的天然气组成中C2+的摩尔百分含量/>及C2+的平均摩尔质量/>以及最小混相压力数据，根据注入的天然气与地层原油最小混相压力随地层温度、注入的天然气组成中C2+的平均摩尔质量/>地层原油组成中C7+的平均摩尔质量/>的增加而减小，随注入的天然气组成中C2+的摩尔百分含量/>地层原油组成中C1的摩尔百分含量/>C2-6的摩尔百分含量/>的增加而增大，按照式I～III的关系进行拟合，分别确定a1、a2、a3、b1、b2、c1、c2、c3、c4这9个常数的值：
MMP＝c1A2+c2A+c3B+c4 (III)；
式I～III中：MMP—最小混相压力，MPa；—地层原油中C2-6的摩尔百分含量，mol％；/>—地层原油中C1的摩尔百分含量，mol％；t—地层温度，℉；/>—地层原油中C7+的平均摩尔质量，g/mol；/>—注入的天然气中C2+的摩尔百分含量，mol％；/>—注入的天然气中C2+的平均摩尔质量，g/mol；
2)将步骤1)确定的所述9个常数的值、目标区块地层温度、目标区块地层原油中C1的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C2-6的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C7+的平均摩尔质量代入式I～III中，得到目标区块天然气驱注入天然气组成中C2+的摩尔百分含量C2+的平均摩尔质量/>与最小混相压力之间的关系；
3)依据最小混相压力≤目标区块地层压力，以及步骤2)确定的最小混相压力与天然气组成中的关系，确定天然气组成中/>与目标区块地层压力的关系，即为实现混相驱的天然气组成条件，选择满足所述天然气组成条件的天然气作为目标区块天然气驱的注入天然气。
本发明的确定天然气驱注入气组分的方法，是在充分研究天然气驱项目中注入气组分组成与天然气驱最小混相压力、目标区块地层原油组分组成的关系的基础上，得到的一种天然气驱提高采收率项目中注入气组分的优化方法，本方法具有快速、经济、准确的特点，其充分考虑了注入天然气组分组成对天然气与原油混相能力的影响规律，优化得到的最优注入天然气组分组成可以保证目标区块在目前地层压力、温度条件下能达到混相驱，项目能达到最优的驱油效果。
为提高对式I～III中各经验参数的准确性，优选的，步骤1)中，所述开展过天然气驱的区块的数量为9个以上。
为进一步提高原油成分分析的准确性，优选的，步骤2)中，利用井下取样器提取地层原油样品，根据地层原油样品确定C1、C2-6的摩尔百分含量及C7+的平均摩尔质量。
为更方便的获得目标区块实现混相驱的天然气组成，优选的，依据最小混相压力＝目标区块地层压力，确定天然气组成中与/>的关系曲线，划分混相区和非混相区，在混相区内取值，即得满足混相要求的天然气组成。
本发明的天然气驱油方法所采用的技术方案是：
一种天然气驱油方法，包括以下步骤：
1)利用多个开展过天然气驱的区块的地层温度t，地层原油组成中C1的摩尔百分含量C2-6的摩尔百分含量/>C7+的平均摩尔质量/>注入的天然气组成中C2+的摩尔百分含量/>及C2+的平均摩尔质量/>以及最小混相压力数据，按照式I～III的关系进行拟合，分别确定a1、a2、a3、b1、b2、c1、c2、c3、c4这9个常数的值：
MMP＝c1A2+c2A+c3B+c4 (III)；
式I～III中：MMP—最小混相压力，MPa；—地层原油中C2-6的摩尔百分含量，mol％；/>—地层原油中C1的摩尔百分含量，mol％；t—地层温度，℉；/>—地层原油中C7+的平均摩尔质量，g/mol；/>—注入的天然气中C2+的摩尔百分含量，mol％；/>—注入的天然气中C2+的平均摩尔质量，g/mol；
2)将步骤1)确定的所述9个常数的值、目标区块地层温度、目标区块地层原油中C1的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C2-6的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C7+的平均摩尔质量代入式I～III中，得到目标区块天然气驱注入天然气组成中C2+的摩尔百分含量C2+的平均摩尔质量/>与最小混相压力之间的关系；
3)依据最小混相压力≤目标区块地层压力，以及步骤2)确定的最小混相压力与天然气组成中的关系，确定天然气组成中/>与目标区块地层压力的关系，即为实现混相驱的天然气组成条件；
4)将满足步骤3)确定的所述天然气组成条件的天然气注入地层，驱替原油。
本发明提供的天然气驱油方法，通过确定实现混相驱的天然气组分组成，快速、经济、准确的实现注天然气混相驱，从而有利于提高采收率。
为提高对式I～III中各经验参数的准确性，优选的，步骤1)中，所述开展过天然气驱的区块的数量为9个以上。
为进一步提高原油成分分析的准确性，优选的，步骤2)中，利用井下取样器提取地层原油样品，根据地层原油样品确定C1、C2-6的摩尔百分含量及C7+的平均摩尔质量。
为更方便的获得目标区块实现混相驱的天然气组成，优选的，依据最小混相压力＝目标区块地层压力，确定天然气组成中与/>的关系曲线，划分混相区和非混相区，在混相区内取值，即得满足混相要求的天然气组成。
优选的，依据最小混相压力＝目标区块地层压力，确定注入天然气组分的组成界限，根据所述组成界限对天然气驱现场实施过程中注入气组分的组成进行优化。天然气驱现场实施过程中，现场注入气气源组分组成变化范围大，现有方法确定的某一恒定组分组成条件对天然气驱现场实施无指导意义，天然气驱的实际采收率也难以达到预期水平。利用该步骤可确立实现混相驱的天然气驱组分组成界限，该界限对应较大的天然气组成范围，现场调整注入天然气在该天然气组成范围内，即满足混相驱条件，进而可以提高采收率，由此可见，利用本发明的方案可以为现场天然气的注入操作提供较大余地，可实现注入气组分的合理优化。
附图说明
图1为本发明的确定天然气驱注入气组分的方法实施例的流程框图；
图2为本发明的确定天然气驱注入气组分的方法实施例中，W块天然气驱达到混相驱时注入气组分中C2+摩尔百分含量与注入气C2+平均摩尔质量应满足的关系。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的实施方式作进一步说明。
一、本发明的确定天然气驱注入气组分的方法的具体实施例
实施例1
本实施例的确定天然气驱注入气组分的方法，对某油田W块天然气驱注入气组分的优化进行说明，流程图如图1所示，具体采用以下步骤：
1)确定地层压力、地层温度：通过地层温压测试确定W块地层压力P为26MPa，地层温度t为140℃。(注：按照摄氏温度与华氏温度的换算关系：华氏温度＝1.8×摄氏温度+32，换算成华氏温度为284℉)
2)确定天然气驱目标区块W块原油组分组成及C7+的平均摩尔质量。
2.1利用井下取样器于采油井井筒分离器中提取地层原油样品。
2.2利用提取的地层原油样品，通过室内实验确定如表1所示的地层原油中C1、C2-6的摩尔百分含量及C7+的平均摩尔质量/>在其他实施例中，也可根据历史采油数据，粗略确定以上各数值。
表1 W块地层原油组分组成
3)天然气驱注入气组分组成与天然气驱最小混相压力、地层原油组分组成的关系确定。
3.1利用如表2所示的已开展过天然气驱最小混相压力实验的区块的地层温度t，地层原油组成中C1的摩尔百分含量C2-6的摩尔百分含量/>C7+的平均摩尔质量/>注入的天然气组成中C2+摩尔百分含量/>及C2+平均摩尔质量/>以及最小混相压力数据，按照式I～III的关系进行拟合，分别确定a1、a2、a3、b1、b2、c1、c2、c3、c4这9个常数的值：
MMP＝c1A2+c2A+c3B+c4 (III)。
式I～III中：MMP—最小混相压力，MPa；—地层原油中C2-6的摩尔百分含量，mol％；/>—地层原油中C1的摩尔百分含量，mol％；t—地层温度，℉；/>—地层原油中C7+的平均摩尔质量，g/mol；/>—注入的天然气中C2+的摩尔百分含量，mol％；/>—注入的天然气中C2+的平均摩尔质量，g/mol。
表2不同温度下天然气和原油组分
拟合结果为：a1＝1.72785、a2＝0.1、a3＝0.5、b1＝1.064、b2＝0.00686、c1＝0.689、c2＝-4.542、c3＝-0.132、c4＝43.664。
3.2利用步骤1)确定的地层温度与步骤2)确定的如表3所示的W块原油组分中C1、C2-6的摩尔百分含量，及C7+的平均摩尔质量，结合步骤3.1确定的天然气驱注入气组分组成、天然气驱最小混相压力与目标区块地层原油组分组成的关系经验常数，明确W块天然气驱最小混相压力与注入天然气组分组成的关系：
MMP＝0.689A2-4.542A-0.132B+43.664。
4、天然气注入气组分优化
利用步骤3)确定的天然气驱注入气组分组成与天然气驱最小混相压力、目标区块地层原油组分组成的关系，确定目标区块目前地层温度、压力条件下，实现混相驱的如图2所示的注入气组分条件。
图2中，以最小混相压力等于地层压力26MPa，得到如图2中曲线，则曲线上方为混相区，可在混相区内任意取值，即得满足混相要求的天然气组成。
二、本发明的天然气驱油方法的具体实施例
实施例2
本实施例的天然气驱油方法，与实施例1的区块相同(W块实际应用)，参考实施例1步骤1)-步骤4)的方式确定如图2所示的注入气组分条件，图中曲线可视作实现混相驱的天然气组分组成界限，在现场实际注气过程中，注入天然气组成取图2曲线右侧混相驱注入天然气组成，参考气源实际情况，实际注气组成控制为：为41-45mol％、/>为33-38g/mol。开发过程中，气窜缓慢，表现出明显的混相特征，现场增油效果明显，累计增油3.2万吨。
三、对比例
对比例
本对比例验证实施例1确定的天然气驱最小混相压力与注入天然气组分组成的关系的精确度，将实施例1确定的关系式预测结果与对比例实验方法确定的结果进行比较，结果如表3所示。对比例采用背景技术的细管实验测量方法确定最小混相压力。
表3天然气最小混相压力结果比较
(注：表3中，均是任意取值；细管实验测量方法参考背景技术的相关内容。)
结果表明，实施例方法与细管实验测试结果的对比误差未超过5％，证明该步骤确定的关系式可以应用于天然气驱注入气组分的优化。
细管实验法确定的在某一恒定点处达到混相驱条件，在油田实际应用时，由于气源组分变化较大，导致注入气难以精确控制在该恒定组成处，因而细管实验法确定的结果不能有效指导生产，油田实际采收率也难以达到预期的混相驱水平。而采用实施例的方法可得到注入气组分的组成界限，在油田实际应用时，将注入气组分控制在组成界限之内即可，这为现场操作提供了明确的导向性和可操作性，有利于使注入气实现稳定的混相驱，从而可相应提高天然气驱的采收率。
Claims (9)
1.一种确定天然气驱注入气组分的方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)利用多个开展过天然气驱的区块的地层温度t，地层原油组成中C1的摩尔百分含量C2-6的摩尔百分含量/>C7+的平均摩尔质量/>注入的天然气组成中C2+的摩尔百分含量/>及C2+的平均摩尔质量/>以及最小混相压力数据，按照式I～III的关系进行拟合，分别确定a1、a2、a3、b1、b2、c1、c2、c3、c4这9个常数的值：
MMP＝c1A2+c2A+c3B+c4 (III)；
式I～III中：MMP—最小混相压力，MPa；—地层原油中C2-6的摩尔百分含量，mol％；—地层原油中C1的摩尔百分含量，mol％；t—地层温度，℉；/>—地层原油中C7+的平均摩尔质量，g/mol；/>—注入的天然气中C2+的摩尔百分含量，mol％；/>—注入的天然气中C2+的平均摩尔质量，g/mol；
2)将步骤1)确定的所述9个常数的值、目标区块地层温度、目标区块地层原油中C1的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C2-6的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C7+的平均摩尔质量代入式I～III中，得到目标区块天然气驱注入天然气组成中C2+的摩尔百分含量C2+的平均摩尔质量/>与最小混相压力之间的关系；
3)依据最小混相压力≤目标区块地层压力，以及步骤2)确定的最小混相压力与天然气组成中的关系，确定天然气组成中/>与目标区块地层压力的关系，即为实现混相驱的天然气组成条件，选择满足所述天然气组成条件的天然气作为目标区块天然气驱的注入天然气。
2.如权利要求1所述的确定天然气驱注入气组分的方法，其特征在于，步骤1)中，所述开展过天然气驱的区块的数量为9个以上。
3.如权利要求1所述的确定天然气驱注入气组分的方法，其特征在于，步骤2)中，利用井下取样器提取地层原油样品，根据地层原油样品确定C1、C2-6的摩尔百分含量及C7+的平均摩尔质量。
4.如权利要求1-3中任一项所述的确定天然气驱注入气组分的方法，其特征在于，步骤3)中，依据最小混相压力＝目标区块地层压力，确定天然气组成中与/>的关系曲线，划分混相区和非混相区，在混相区内取值，即得满足混相要求的天然气组成。
5.一种天然气驱油方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)利用多个开展过天然气驱的区块的地层温度t，地层原油组成中C1的摩尔百分含量C2-6的摩尔百分含量/>C7+的平均摩尔质量/>注入的天然气组成中C2+的摩尔百分含量/>及C2+的平均摩尔质量/>以及最小混相压力数据，按照式I～III的关系进行拟合，分别确定a1、a2、a3、b1、b2、c1、c2、c3、c4这9个常数的值：
MMP＝c1A2+c2A+c3B+c4 (III)；
式I～III中：MMP—最小混相压力，MPa；—地层原油中C2-6的摩尔百分含量，mol％；—地层原油中C1的摩尔百分含量，mol％；t—地层温度，℉；/>—地层原油中C7+的平均摩尔质量，g/mol；/>—注入的天然气中C2+的摩尔百分含量，mol％；/>—注入的天然气中C2+的平均摩尔质量，g/mol；
2)将步骤1)确定的所述9个常数的值、目标区块地层温度、目标区块地层原油中C1的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C2-6的摩尔百分含量、目标区块地层原油中C7+的平均摩尔质量代入式I～III中，得到目标区块天然气驱注入天然气组成中C2+的摩尔百分含量C2+的平均摩尔质量/>与最小混相压力之间的关系；
3)依据最小混相压力≤目标区块地层压力，以及步骤2)确定的最小混相压力与天然气组成中的关系，确定天然气组成中/>与目标区块地层压力的关系，即为实现混相驱的天然气组成条件；
4)将满足步骤3)确定的所述天然气组成条件的天然气注入地层，驱替原油。
6.如权利要求5所述的天然气驱油方法，其特征在于，步骤1)中，所述开展过天然气驱的区块的数量为9个以上。
7.如权利要求5所述的天然气驱油方法，其特征在于，步骤2)中，利用井下取样器提取地层原油样品，根据地层原油样品确定C1、C2-6的摩尔百分含量及C7+的平均摩尔质量。
8.如权利要求5-7中任一项所述的天然气驱油方法，其特征在于，步骤3)中，依据最小混相压力＝目标区块地层压力，确定天然气组成中与/>的关系曲线，划分混相区和非混相区，在混相区内取值，即得满足混相要求的天然气组成。
9.如权利要求5-7中任一项所述的天然气驱油方法，其特征在于，依据最小混相压力＝目标区块地层压力，确定注入天然气组分的组成界限，根据所述组成界限对天然气驱现场实施过程中注入气组分的组成进行优化。
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2019
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 断块型深层低渗油藏天然气驱最小混相压力及相态特征;章杨;程海鹰;柳敏;;科学技术与工程(第11期);101-107 * |
Also Published As
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