CN113969784A - 一种矿场注烃气驱混相判别方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及井中开采技术领域，具体涉及一种矿场注烃气驱混相判别方法，包括获取所研究油藏高压物性实验、注气膨胀实验和细管最小混相压力实验数据；基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比‑无因次距离曲线确定混相带气油比范围；基于矿场产出流体压力‑温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力‑温度相图对混相情况进行初步筛选混相井；基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中确定混相井。从而可以方便地对矿场注气过程中是否达到混相进行判断，可以更好地提高原油的采收率。
Description
技术领域
本发明涉及井中开采技术领域，尤其涉及一种矿场注烃气驱混相判别方法。
背景技术
注烃类气驱是低渗油藏和高含水油藏提高采收率的重要手段。我国石油对外依存度达到73％，发现新的大油田难度越来越大，因此提高原油采收率是永恒的主题，是保障我国能源安全的重要手段。我国目前各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，供求矛盾日益突出，注气是高含水油藏后期提高采收率重要手段之一。同时，我国低渗透油藏储量丰富，特别是近年来发现的非常规致密油和页岩油，但注水补充能量困难，注气是是该类油藏重要的补充能量提高采收率手段。而注入气中的烃类气具有不污染储层、可回收利用的优势。
烃气注入地层后，一方面在气-油相间传质作用下，气体溶于原油中，降低原油黏度，提高流动能力；另一方面注入烃气与原油可以混相或近混相，从而提高原油的采收率。当地层条件下烃气和原油混相时，地层中可动油的比例会大幅增加。理论上，气-油混相后，地层微观驱油效率可接近100％。目前，判断注烃气过程中油藏是否达到混相的方法是通过比较注烃气驱替压力是否达到原油最小混相压力。现阶段确定原油最小混相压力的方法主要有实验法、经验关联法和理论计算法。其中，细管实验法是原油与天然气工程技术领域中应用最为广泛，精度最高的方法之一。
现阶段矿场缺少油藏注气后是否达到混相的判断和表征技术方法。
发明内容
本发明的目的在于提供一种矿场注烃气驱混相判别方法，旨在提供一种准确评价矿场注气过程是否达到混相的方法。
为实现上述目的，本发明提供了一种矿场注烃气驱混相判别方法，包括：获取所研究油藏高压物性实验、注气膨胀实验和细管最小混相压力实验数据；
基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比-无因次距离曲线确定混相带气油比范围；
基于矿场产出流体压力-温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图对混相情况进行初步筛选混相井；
基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中确定混相井。
其中，所述基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比-无因次距离曲线确定混相带气油比范围的具体步骤是：
基于实验数据拟合地层流体；
将拟合好的流体导入细管模型；
以细管模型注入端为起点，生产端为终点，将网格距离无因次化，形成细管模型各参数分布图；
在达到混相条件且生产井未见气时，根据细管数值模拟气液饱和度场图；
基于气液饱和度场图和生产井气油比-无因次距离曲线得到对应相带的气油比范围。
其中，所述基于矿场产出流体压力-温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图对混相情况进行初步筛选混相井的具体步骤是：
根据细管数值模拟得到不同相带组分含量；然后通过WINPROP相态模拟，分析混相时不同相带的压力-温度相图特征；
在矿场注气生产过程中，测试各生产井出口气油比，同时分析产出流体压力-温度相图；
当矿场产出流体压力-温度相图在地层温度下所对应的的饱和压力在预设混相压力范围内，且矿场生产气油比满足细管数值模拟确定的混相带气油比范围，同时饱和压力低于地层压力时，可初步判断为混相井。
其中，所述基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中确定混相带的具体步骤是：
在矿场注气生产过程中，对产出流体做色谱分析监测CH4摩尔含量；
通过细管数值模拟得到混相带流体组成中CH4摩尔含量区间；
判断混相井的CH4摩尔含量是否在细管数值模拟所确定混相带的CH4摩尔含量区间之内，如果在该区间，则认为初步筛选的混相井混相；如果不在该区间，则认为初步筛选的混相井未达到混相。
本发明的一种矿场注烃气驱混相判别方法，包括获取所研究油藏高压物性实验、注气膨胀实验和细管最小混相压力实验数据；基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比-无因次距离曲线确定混相带气油比范围；基于矿场产出流体压力-温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图对混相情况进行初步筛选混相井；基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中确定混相井。从而可以方便地对矿场注气过程中是否达到混相进行判断，可以更好地提高原油的采收率。
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，下面将对实施例或现有技术描述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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明的混相驱流体区域划分图；
图2是本发明的气油比-无因次距离曲线图；
图3是本发明的不同区域压力-温度相图特征图；
图4是本发明的产出流体压力-温度相图；
图5是本发明的多个井的气油比曲线和井压力-温度相图；
图6是本发明的模拟地层不同区域井流物中CH4摩尔含量图；
图7是本发明的一种矿场注烃气驱混相判别方法的流程图；
图8是本发明的基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比-无因次距离曲线确定混相带气油比范围的流程图；
图9是本发明的基于矿场产出流体压力-温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图对混相情况进行初步筛选混相井的流程图；
图10是本发明的基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中进一步确定混相井的流程图。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
请参阅图1～图8，本发明提供一种矿场注烃气驱混相判别方法，包括：
S101获取所研究油藏高压物性实验、注气膨胀实验和细管最小混相压力实验数据；
获取X油藏高压物性实验、注烃气膨胀实验和细管最小混相压力实验基础资料。高压物性实验数据包括不同压力下原油相对体积，注烃气膨胀实验数据包括不同注气量下原油饱和压力和膨胀系数；细管最小混相压力实验得到原油注烃气最小混相压力。
S102基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比-无因次距离曲线确定混相带气油比范围；
具体步骤是：
S201基于实验数据拟合地层流体；
S202将拟合好的流体导入细管模型；
细管模型是指依据实验的细管直径、孔隙度、渗透率建立的一维网格模型，进而对混相驱替过程进行模拟。实验室的细管是指内部均匀填充满一定粒径范围的经压实的石英砂或玻璃珠的不锈钢长细管，它是一个简化的一维物理模型，通常作为进行混相实验的孔隙介质。
将拟合好的流体导入细管模型，采用细管实验模拟数据进行分析。
S203以细管模型注入端为起点，生产端为终点，将网格距离无因次化，形成细管模型各参数分布图；
S204在达到混相条件且生产井未见气时，根据细管数值模拟气液饱和度场图；
如图1所示，注气端到采出端油气混相物理过程存在5个相带，分别为气相带、两相带、混相带、溶气油带以及原始油带；
S205基于气液饱和度场图和生产井气油比-无因次距离曲线得到对应相带的气油比范围。
请参阅图2，根据不同无因次距离细管模型的气液饱和度场图，再结合生产井气油比-无因次距离曲线，得到各相带移动到生产井处所对应的无因次距离。最后根据无因次距离在生产井气油比-无因次距离曲线上找到对应相带的气油比范围。
表1气油比与相带关系表
| 开采阶段 | 气油比(m<sup>3</sup>/m<sup>3</sup>) | 驱替带 |
| 见气前 | 15 | 原始油相带 |
| 见气后 | 15～280 | 溶气油带 |
| 见气后 | 280～1180 | 混相带 |
| 见气后 | 1180～2350 | 两相带 |
| 气窜 | ＞2350 | 气相带 |
从表1可以得到气油比在280-1180m3/m3左右属于混相带。
S103基于矿场产出流体压力-温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图对混相情况进行初步筛选混相井；
具体步骤是：
S301根据细管数值模拟得到不同相带组分含量；然后通过WINPROP相态模拟，分析混相时不同相带的压力-温度相图特征；
从图3(a～g)可以看出越靠近气相带，地层流体P-T相图特征越向左侧轻质组分移动；越靠近原始油带，地层流体P-T相图特征越向右侧重质组分移动；两相带时，相图包络面积较大。
S302在矿场注气生产过程中，测试各生产井出口气油比，同时分析产出流体压力-温度相图；
图4为生产井的产出流体压力-温度相图。
S303当矿场产出流体压力-温度相图在地层温度下所对应的的饱和压力在预设混相压力范围内，且矿场生产气油比满足细管数值模拟确定的混相带气油比范围，同时饱和压力低于地层压力时，可初步判断为混相井。
通过细管数值模拟可以得到混相带压力-温度相图(图3-e)在地层温度(140℃)下所对应的饱和压力，表明在此温度和压力条件下对应的很有可能就是混相井，因此可以基于饱和压力P设置一个选择范围，比如(P(1-50％)，P(1+50％))。然后根据实际的矿场生产井产出流体压力-温度相图在地层温度(140℃)下所对应的饱和压力看是否在选择范围之内，并且矿场生产气油比满足细管数值模拟确定的混相带气油比范围，同时饱和压力低于地层压力(62.38MPa)时，可初步判断为混相；
S104基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中确定混相井。
具体步骤是：
S401在矿场注气生产过程中，对产出流体做色谱分析监测CH4摩尔含量；
以三个井X-2、X-4和X-13为例进行说明。如图5所示，矿场生产数据表明：X-2井(图5a)和X-4井(5c)生产气油比>280m3/m3，且产出流体压力-温度相图(图5b、图5d)与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图(图3-e)接近，同时饱和压力低于地层压力，故可初步判断为混相。X-13井压力-温度相图(图5f)与混相带压力-温度相图(图3-e)接近，但气油比(图5e)未达到混相带范围，故X-13井处于近混相；
S402通过细管数值模拟得到混相带流体组成中CH4摩尔含量区间；
如图6所示为模拟地层不同区域井流物中CH4摩尔含量，混相带流体组成中CH4摩尔含量区间为40％-65％。
S403判断混相井的CH4摩尔含量是否在细管数值模拟所确定混相带的CH4摩尔含量区间之内，如果在该区间，则认为初步筛选的混相井混相；如果不在该区间，则认为初步筛选的混相井未达到混相。
表2记录了矿场注气生产过程中不同生产井所对应的CH4摩尔含量；
表2单井CH4摩尔含量(2017/12)
| 井号 | 原始 | X-10 | X-7 | X-2 | X-4 | X-18 |
| CH<sub>4</sub>摩尔含量(％) | 6.46 | 43.44 | 46.66 | 49.62 | 63.54 | 59.16 |
取样井产出井流物中CH4摩尔含量为43％-63％；初步判断为混相井的X-2井和X-4井的CH4摩尔含量分别为49.62％和63.54％，符合细管数值模拟所给出的CH4摩尔含量混相区间40％-65％，最终确定X-2井和X-4井为混相井。
以上所揭露的仅为本发明一种较佳实施例而已，当然不能以此来限定本发明之权利范围，本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分流程，并依本发明权利要求所作的等同变化，仍属于发明所涵盖的范围。
Claims (4)
1.一种矿场注烃气驱混相判别方法，其特征在于，
包括：获取所研究油藏高压物性实验、注气膨胀实验和细管最小混相压力实验数据；
基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比-无因次距离曲线确定混相带气油比范围；
基于矿场产出流体压力-温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图对混相情况进行初步筛选混相井；
基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中确定混相井。
2.如权利要求1所述的一种矿场注烃气驱混相判别方法，其特征在于，
所述基于实验数据拟合后导入细管模型得到气液饱和度场图，然后和气油比-无因次距离曲线确定混相带气油比范围的具体步骤是：
基于实验数据拟合地层流体；
将拟合好的流体导入细管模型；
以细管模型注入端为起点，生产端为终点，将网格距离无因次化，形成细管模型各参数分布图；
在达到混相条件且生产井未见气时，根据细管数值模拟气液饱和度场图；
基于气液饱和度场图和生产井气油比-无因次距离曲线得到对应相带的气油比范围。
3.如权利要求2所述的一种矿场注烃气驱混相判别方法，其特征在于，
所述基于矿场产出流体压力-温度相图与细管数值模拟确定的混相带压力-温度相图对混相情况进行初步筛选混相井的具体步骤是：
根据细管数值模拟得到不同相带组分含量；然后通过WINPROP相态模拟，分析混相时不同相带的压力-温度相图特征；
在矿场注气生产过程中，测试各生产井出口气油比，同时分析产出流体压力-温度相图；
当矿场产出流体压力-温度相图在地层温度下所对应的饱和压力在预设混相压力范围内，且矿场生产气油比满足细管数值模拟确定的混相带气油比范围，同时饱和压力低于地层压力时，可初步判断为混相井。
4.如权利要求3所述的一种矿场注烃气驱混相判别方法，其特征在于，
所述基于CH4摩尔含量在初步筛选的混相井中确定混相带的具体步骤是：
在矿场注气生产过程中，对产出流体做色谱分析监测CH4摩尔含量；
通过细管数值模拟得到混相带流体组成中CH4摩尔含量区间；
判断混相井的CH4摩尔含量是否在细管数值模拟所确定混相带的CH4摩尔含量区间之内，如果在该区间，则认为初步筛选的混相井混相；如果不在该区间，则认为初步筛选的混相井未达到混相。
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