CN113323636A - 一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法及采油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于稠油油藏技术领域，具体涉及一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法及采油方法。该方法首先获取与前置氮气注入量模型相关的参数，并代入至前置氮气注入量模型中，得到地下的前置氮气注入量；然后确定氮气的压缩系数，并结合地下的前置氮气注入量，得到地面的前置氮气注入量。该方法利用构建的前置氮气注入量模型可准确得到前置氮气注入量，进而便可结合注入速度和注入压力等参量，通过降低油井含水来增加油井产能，采油效率高，原油产量高，适用于薄层小断块边水稠油油藏。
Description
技术领域
本发明属于稠油油藏技术领域，具体涉及一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法及采油方法。
背景技术
薄层小断块边水稠油油藏主要依靠边水能量开采，随着原油和天然气的采出，油藏内部压力逐渐下降，在天然水域与油藏的地层压差下，必然造成天然水域对油层的入侵。与此同时，因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，在油井见水后含水快速上升，边水指进严重，严重影响油藏的开发效果。而且，对于薄层小断块油藏，只适用单直井对应单块开发，常规调整方法实施难度大，改变近井地带压力场和堵水工艺效果较差，因此提高薄层小断块边水稠油油藏的采收率，特别是采用单井对应单块开采方式的采收，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降粘的效果，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，近年来二氧化碳吞吐法日益受到重视。但是，蒸汽吞吐的特点是采油速度快、油气比较高、适用性广，但蒸汽波及范围有限，总体上属于衰竭式开采。吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少，周期含水升高，油气比下降，开采效益变差。
氮气(N2)是一种非凝结性气体，具有较高的膨胀系数和压缩系数，因此可起到提高地层能量的作用，在蒸汽吞吐时注一定量的氮气，可有效补充地层能量、维持压力，从而使吞吐周期延长，提高平均压降。其主要增产机理是扩大蒸汽波及体积，补充驱动能量和降低残余油饱和度，越来越多使用氮气来提高蒸汽吞吐采液的速度。在蒸汽吞吐时注氮气，由于地层中存在一定的表面活性物质，使部分氮气形成泡沫，随着氮气注入会推动蒸汽横向运动，这不仅能提高蒸汽的导热能力和携热能力，还能增大蒸汽的横向波及面积；由于氮气的流度较大，可携带部分热量迅速进入地层的上、下部，从而增大蒸汽的纵向波及体积。上述两方面的叠加可使氮气具有提高蒸汽吞吐采收率的能力。而且，氮气的导热系数较低，具有很好的隔热作用。在蒸汽吞吐时注入一定量的氮气，可在蒸汽腔上部形成隔热层，减缓蒸汽向上覆岩层的传热速度，从而减少热量损失。焖井结束回采时氮气能迅速膨胀，驱动地层中的原油迅速返排，从而提高蒸汽吞吐采液的速度。通常情况下，氮气在原油中的溶解度较低，但在地层压力较高的情况下溶解度会提升，进而可在一定程度上降低界面张力和稠油黏度，使稠油膨胀，提高蒸汽吞吐效果。如何准确确定氮气的注入量以提高采出程度，是目前需要解决的问题。
发明内容
本发明提供了一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法及采油方法，用以解决如何准确确定氮气注入量以提高采出程度的问题。
为解决上述技术问题，本发明所包括的技术方案以及技术方案对应的有益效果如下：
本发明提供了一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法，包括确定前置氮气注入量的步骤：
获取与前置氮气注入量模型相关的参数，并代入至前置氮气注入量模型中，得到地下的前置氮气注入量；其中，所述前置氮气注入量模型为：
为地下的前置氮气注入量，r、h、φ、Eswp为直井的与前置氮气注入量模型相关的参数，r为直井的设计处理半径，h为油层厚度，φ为孔隙度，Eswp为波及系数；
确定氮气的压缩系数，并结合地下的前置氮气注入量，得到地面的前置氮气注入量。
上述技术方案的有益效果为：该方法利用构建的前置氮气注入量模型可准确得到前置氮气注入量，进而便可结合注入速度和注入压力等参量，通过降低油井含水来增加油井产能，采油效率高，原油产量高，用以解决薄层小段块边水稠油油藏的因高含水采出程度低的问题。
进一步的，为了准确确定顶替氮气注入量以推动二氧化碳段塞离开井筒减缓腐蚀，还包括确定顶替氮气注入量的步骤：
获取与顶替氮气注入量模型相关的参数，并代入至顶替氮气注入量模型中，得到地下的顶替氮气注入量；其中，所述顶替氮气注入量模型为：
其中，
为地下的顶替氮气注入量；D、h、d、H为与顶替氮气注入量模型相关的参数，D为套管半径，h为套管壁厚，d为油管半径，H为油层中深；
结合氮气的压缩系数和地下的顶替氮气注入量，得到地面的顶替氮气注入量。
进一步的，根据油层中深温度和压力参数确定所述氮气的压缩系数。
本发明还提供了一种采油方法，包括如下步骤：
1)依据确定的地面的前置氮气注入量、前置氮气注入速度、以及前置氮气注入压力，注入前置氮气；所述地面的前置氮气注入量采用如下方法步骤确定：
获取与前置氮气注入量模型相关的参数，并代入至前置氮气注入量模型中，得到地下的前置氮气注入量；其中，所述前置氮气注入量模型为：
为地下的前置氮气注入量，r、h、φ、Eswp为直井的与前置氮气注入量模型相关的参数，r为直井的设计处理半径，h为油层厚度，φ为孔隙度，Eswp为波及系数；
确定氮气的压缩系数，并结合地下的前置氮气注入量，得到地面的前置氮气注入量；
2)依据确定的二氧化碳注入量和注入速度，注入二氧化碳，以进行采油。
上述技术方案的有益效果为：该方法利用构建的前置氮气注入量模型可准确得到前置氮气注入量，进而便可结合注入速度和注入压力等参量，注入氮气，以驱替近井地带地层水，抑制水相流动，通过降低油井含水来提高蒸汽吞吐效果，增加油井产能；然后注入二氧化碳在近井地带原油中溶解降粘改善流度比，膨胀原油体积改善油相渗流能力，改变边水流动方向，扩大边水波及系数，有效动用近井地带剩余油。整个方法采油效率高，原油产量高，适用于薄层小断块边水稠油油藏。
进一步的，为了准确确定顶替氮气注入量以推动二氧化碳段塞离开井筒减缓腐蚀，步骤2)后还包括：
3)依据确定的地面的顶替氮气注入量、顶替氮气注入速度、以及顶替氮气注入压力，注入顶替氮气；所述地面的顶替氮气注入量采用如下方法步骤确定：
获取与顶替氮气注入量模型相关的参数，并代入至顶替氮气注入量模型中，得到地下的顶替氮气注入量；其中，所述顶替氮气注入量模型为：
其中，
为地下的顶替氮气注入量；D、h、d、H为与顶替氮气注入量模型相关的参数，D为套管半径，h为套管壁厚，d为油管半径，H为油层中深；
结合氮气的压缩系数和地下的顶替氮气注入量，得到地面的顶替氮气注入量。
进一步的，步骤2)中所述二氧化碳注入量采用如下方法步骤确定：
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。
进一步的，所述二氧化碳注入量模型为：
其中，
为二氧化碳孔隙体积，S0为含油饱和度，ρ0为原油密度，R0为气油比，Rw为气水比，B0为原油压缩系数，k为设定的系数。
进一步的，所述设定的系数k为509。
进一步的，所述孔隙体积为：
Vp＝π×r2×h×φ×Eswp
其中，h为油层有效厚度。
附图说明
图1是某某油田中原油溶解二氧化碳体积系数随气油比变化示意图；
图2-1是二氧化碳在油相、水相中的溶解实验结果图；
图2-2是二氧化碳在油相、水相中的扩散实验结果图；
图3是本发明的采油方法的流程图；
图4是本发明的直井示意图。
具体实施方式
氮气不溶于水、不易与地层岩石矿物及地下流体发生反应，氮气优先进入阻力较低的水窜通道中的孔隙、吼道，形成氮气相的气体段塞，气体段塞会最终捕集在孔隙内，由于贾敏效应的作用滞留于孔隙内，从而对水相和气相的流动起到抑制作用。
实验表明，二氧化碳在某某油田普通稠油中有较好的溶解降粘及膨胀特性，图1是某某油田中原油溶解二氧化碳体积系数随气油比变化示意图，油藏条件下溶解气油比50sm3/m3，降粘率达到64％，体积膨胀系数1.126-1.245。二氧化碳溶解后原油体积膨胀，创造了有利的排水驱油环境；二氧化碳降粘，改善油水流度比；二氧化碳-水体系在吐出阶段形成泡沫贾敏效应，显著降低水相渗透率。
虽然二氧化碳在水中的溶解能力约为原油中的1/3，但溶于水中的二氧化碳扩散更快，如图2-1、2-2所示，为提高控水效果，需要注入前置氮气驱替近井地带地层水，抑制水相流动；后注入二氧化碳在近井地带原油中溶解降粘改善流度比，膨胀原油体积改善油相渗流能力，改变边水流动方向，扩大边水波及系数，有效动用近井地带剩余油。
因而，本申请N2抑水+CO2降粘增能的复合控水采油技术，用以解决薄层小段块边水稠油油藏的因高含水采出程度低的问题，本申请的重要在于如何确定注入N2的注入量，包括前置氮气注入量和顶替氮气注入量。
用于复合控水增油的氮气注入量确定方法实施例：
本发明的一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法实施例，包括确定前置氮气注入量方法和确定顶替氮气注入量方法。
1、确定前置氮气注入量方法。
首先，获取与前置氮气注入量模型相关的参数，并代入至前置氮气注入量模型中，得到地下的前置氮气注入量。
若为直井，如图4所示，该前置氮气注入量模型为：
其中，
为地下的前置氮气注入量；r、h、φ、Eswp为直井的与前置氮气注入量模型相关的参数，r为直井的设计处理半径，h为油层厚度，φ为孔隙度，Eswp为波及系数。
然后，根据油层中深温度和压力参数确定氮气压缩系数。氮气压缩系数Cg是指在等温条件下体积随压力的变化率。
其中，V为体积，P为压力。
可根据油层中深温度及油层压力求出压缩系数，进入得到氮气在油层条件下的体积。
最后，根据氮气压缩系数和地下的前置氮气注入量，得到地面的前置氮气注入量。
2、确定顶替氮气注入量方法。
首先，获取与顶替氮气注入量模型相关的参数，并代入至顶替氮气注入量模型中，得到地下的顶替氮气注入量。顶替氮气注入量模型为：
其中，
为地下的顶替氮气注入量；R、H、r、L为与顶替氮气注入量模型相关的参数，R为套管半径，H为套管壁厚，r为油管半径，L为油层中深。
然后，根据油层中深温度和压力参数确定氮气压缩系数。
氮气压缩系数Cg是指在等温条件下体积随压力的变化率。
其中，V为体积，P为压力。
可根据油层中深温度及油层压力求出压缩系数，进入得到氮气在油层条件下的体积。
最后，根据氮气压缩系数和地下的顶替氮气注入量，得到地面的顶替氮气注入量。
得到地面的前置氮气注入量和地面的顶替氮气注入量后，便可辅助采油。整个采油过程中，先按照得到的地面的前置氮气注入量注入氮气，驱替近井地带地层水，抑制水相流动，然后注入二氧化碳，在近井地带原油中溶解降粘改善流度比，膨胀原油体积改善油相渗流能力，改变边水流动方向，扩大边水波及系数；最后按照得到的地面的顶替氮气注入量注入氮气，以推动二氧化碳段塞离开井筒减缓腐蚀。
采油方法实施例：
本发明的一种采油方法实施例，其流程如图3所示，下面详细介绍。
步骤一，先选好井。选井条件包括：
1)普通稠油，有无水采油期或生产初期含水小于40％；
2)与下部水层无水窜通道；
3)套管无损坏，井况较好；
4)井段长度＞4m；
5)含油饱和度＞45％，采出程度＜25％，泥质含量＜15％。
步骤二，确定地面的前置氮气注入量、前期氮气注入速度、以及前置氮气注入压力，利用选好的井中注入前置氮气。
1、按照如下方法确定地面的前置氮气注入量。
1)获取与前置氮气注入量模型相关的参数，并代入至前置氮气注入量模型中，得到地下的前置氮气注入量。
若为直井，如图4所示，该前置氮气注入量模型为：
其中，
为地下的前置氮气注入量；r、h、φ、Eswp为直井的与前置氮气注入量模型相关的参数；r为直井的设计处理半径，m；h为油层厚度；φ为孔隙度，％；Eswp为波及系数。
2)根据油层中深温度和压力参数确定氮气压缩系数。
氮气压缩系数Cg是指在等温条件下体积随压力的变化率。
其中，V为体积，P为压力。
可根据油层中深温度及油层压力求出压缩系数，进入得到氮气在油层条件下的体积。
3)根据氮气压缩系数和地下的前置氮气注入量，得到地面的前置氮气注入量。
2、依据油层中深和破裂压力梯度，确定前置氮气注入压力。
3、确定前置氮气的注入速度，直井注入速度可为2～3t/h。
步骤三，确定二氧化碳注入量以及二氧化碳注入速度，在步骤二执行完毕后，从选好的井中注入二氧化碳。而且，焖井时间越长，增油量略有增加，该过程的焖井时间根据油套压变化动态优化，本实施例中二氧化碳的焖井时间为25～30天。
1、按照如下方法确定二氧化碳注入量。
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。该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，具体为：
其中，
为二氧化碳注入量；S0为含油饱和度；ρ0为原油密度；R0为气油比；Rw为气水比；B0为原油压缩系数；k为设定的系数，本实施例中k＝509；Vp为孔隙体积，公式为：
Vp＝π×r2×h×φ×Eswp
其中，Vp为孔隙体积，m3；r为处理半径，m；h为油层有效厚度，m；φ为油层孔隙度，f，目前油层孔隙体积计算方法默认采用容积法进行计算；Eswp为波及体积，f。
2、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。
步骤四，确定地面的顶替氮气注入量、顶替氮气注入速度、以及顶替氮气注入压力，在步骤三执行完毕后，从选好的井中注入顶替氮气。
1、按照如下方法确定顶替氮气注入量。
1)获取与顶替氮气注入量模型相关的参数，并代入至顶替氮气注入量模型中，得到地下的顶替氮气注入量；其中，所述顶替氮气注入量模型为：
其中，
为地下的顶替氮气注入量；D、h、d、H为与顶替氮气注入量模型相关的参数，D为套管半径，h为套管壁厚，d为油管半径，H为油层中深。
2)根据油层中深温度和压力参数确定氮气压缩系数。
氮气压缩系数Cg是指在等温条件下体积随压力的变化率。
其中，V为体积，P为压力。
可根据油层中深温度及油层压力求出压缩系数，进入得到氮气在油层条件下的体积。
3)根据氮气压缩系数和地下的顶替氮气注入量，得到地面的顶替氮气注入量。
2、依据油层中深和破裂压力梯度，确定顶替氮气注入压力。
步骤五，进行采油。在该过程中采液速度应有限制，保持套压生产，不能放套管气。
下面将该方法应用于一个具体的实例中，说明该方法的有效性。
典型井：某井。
某井是本区部署的一口滚动探井，原油粘度较高(40℃)1092mPa.s，投产初期产状液13.4t/油12.1t/含水9％，累计产油4479吨，措施前产状：液11.4t/油0.7t/含水94％。
分析由于初期采液速度高，存在优势通道，造成边水指进，含水迅速上升；CO2能降低原油粘度及油水界面张力，改变流度比，提高单井产能；N2具有抑制边水效果。为改善该井开发效果，决定对该井实施注氮气+二氧化碳复合控水措施。
对某井的实行二氧化碳复合控水的参数设计如下表1所示。
表1
根据上表各参数，表中的孔隙体积按照如下公式计算得到：
Vp＝π×r2×h×φ×Eswp＝613.7m3
接着便可计算得到二氧化碳注入量为：
施工注入二氧化碳41.5t，施工压力3.4Mpa，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2所示。
表2
对某井实行复合控水的氮气量参数涉及如表3所示。其中，按照地层压力9.47Mpa、地层温度50℃核算，氮气压缩系数为86。
表3
根据上表1中的各参数，地下的前置氮气体积按照如下公式计算得到：
氮气注入压力按照如下方式确定，油层中深为1072m，破裂压力梯度为0.02MPa/m，取安全系数0.85，则氮气注入压力为：P＝1072×0.02×0.85＝18.2MPa。
对某井实行复合控水的注入段塞参数设计如表4所示。
表4
该井连续实施2轮次复合控水，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。X井水平井二氧化碳复合控水措施效果对比如表5所示。
表5
另外，在另一地区在应用二氧化碳降粘及控水试验18井次，有效13井次，无效5井次，增油1122.7吨，CO2换油率1.18，其效果如表6所示。
表6
Claims (9)
1.一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法，其特征在于，包括确定前置氮气注入量的步骤：
获取与前置氮气注入量模型相关的参数，并代入至前置氮气注入量模型中，得到地下的前置氮气注入量；其中，所述前置氮气注入量模型为：
为地下的前置氮气注入量，r、h、φ、Eswp为直井的与前置氮气注入量模型相关的参数，r为直井的设计处理半径，h为油层厚度，φ为孔隙度，Eswp为波及系数；
确定氮气的压缩系数，并结合地下的前置氮气注入量，得到地面的前置氮气注入量。
2.根据权利要求1所述的用于复合控水增油的氮气注入量确定方法，其特征在于，还包括确定顶替氮气注入量的步骤：
获取与顶替氮气注入量模型相关的参数，并代入至顶替氮气注入量模型中，得到地下的顶替氮气注入量；其中，所述顶替氮气注入量模型为：
其中，
为地下的顶替氮气注入量；D、h、d、H为与顶替氮气注入量模型相关的参数，D为套管半径，h为套管壁厚，d为油管半径，H为油层中深；
结合氮气的压缩系数和地下的顶替氮气注入量，得到地面的顶替氮气注入量。
3.根据权利要求1或2所述的用于复合控水增油的氮气注入量确定方法，其特征在于，根据油层中深温度和压力参数确定所述氮气的压缩系数。
4.一种采油方法，其特征在于，包括如下步骤：
1)依据确定的地面的前置氮气注入量、前置氮气注入速度、以及前置氮气注入压力，注入前置氮气；所述地面的前置氮气注入量采用如下方法步骤确定：
获取与前置氮气注入量模型相关的参数，并代入至前置氮气注入量模型中，得到地下的前置氮气注入量；其中，所述前置氮气注入量模型为：
为地下的前置氮气注入量，r、h、φ、Eswp为直井的与前置氮气注入量模型相关的参数，r为直井的设计处理半径，h为油层厚度，φ为孔隙度，Eswp为波及系数；
确定氮气的压缩系数，并结合地下的前置氮气注入量，得到地面的前置氮气注入量；
2)依据确定的二氧化碳注入量和注入速度，注入二氧化碳，以进行采油。
5.根据权利要求4所述的采油方法，其特征在于，步骤2)后还包括：
3)依据确定的地面的顶替氮气注入量、顶替氮气注入速度、以及顶替氮气注入压力，注入顶替氮气；所述地面的顶替氮气注入量采用如下方法步骤确定：
获取与顶替氮气注入量模型相关的参数，并代入至顶替氮气注入量模型中，得到地下的顶替氮气注入量；其中，所述顶替氮气注入量模型为：
其中，
为地下的顶替氮气注入量；D、h、d、H为与顶替氮气注入量模型相关的参数，D为套管半径，h为套管壁厚，d为油管半径，H为油层中深；
结合氮气的压缩系数和地下的顶替氮气注入量，得到地面的顶替氮气注入量。
6.根据权利要求4所述的采油方法，其特征在于，步骤2)中所述二氧化碳注入量采用如下方法步骤确定：
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。
7.根据权利要求6所述的采油方法，其特征在于，所述二氧化碳注入量模型为：
其中，
为二氧化碳注入量，Vp为孔隙体积，S0为含油饱和度，ρ0为原油密度，R0为气油比，Rw为气水比，B0为原油压缩系数，k为设定的系数。
8.根据权利要求7所述的采油方法，其特征在于，所述设定的系数k为509。
9.根据权利要求7所述的采油方法，其特征在于，所述孔隙体积为：
Vp＝π×r2×h×φ×Eswp
其中，h为油层有效厚度。
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