CN114018782A - 确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法 - Google Patents

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CN114018782A CN202111207681.5A CN202111207681A CN114018782A CN 114018782 A CN114018782 A CN 114018782A CN 202111207681 A CN202111207681 A CN 202111207681A CN 114018782 A CN114018782 A CN 114018782A
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Abstract

一种确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，包括以下步骤：一，收集目标区块地质油藏静态资料；二，确定目标区块油样黏度与温度关系式；三，测试目标区块岩心和油样在不同温度、渗透率条件下的拟启动压力梯度；四，获得不同温度的启动压力梯度随流度的变化关系式；五，得到目标区块热水驱过程不同阶段的地层温度场分布；六，根据每个网格的地质油藏参数，计算启动压力梯度；七，绘制目标区块热水驱不同阶段的启动压力梯度分布图。本发明不仅定量表征出不同地质油藏类型稠油油藏拟启动压力梯度和渗透率、黏度、温度等的关系式；而且，还得到目标区块注热水驱不同阶段的地层温度场分布；并确定目标区块的生产压差和极限井距。

Description

确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法
技术领域
本发明属于海洋石油工程领域，尤其涉及确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法。
背景技术
目前，渤海稠油规模较大，对于地层条件下原油黏度在150-400mPa·s左右的稠油油藏，多采用天然能量、注水等常规冷采开发。对于平面和层间矛盾，其可通过平面井网调整、分层系开发等综合调整已经基解决；而由于原油黏度较大，所导致的常规水驱面临油水流度比较大；且由于注入水容易突进的问题，所导致的驱油效率和波及效率较低的问题，则成为稠油油藏开发中后期面临的主要矛盾。
对于稠油油藏，通常，采用常规的水驱后，再进行注热水驱，以进一步提高采收率，是目前海上稠油热采关注的焦点。稠油采用常规水驱后，再转热水驱，以提高采收率技术，是目前正在研究和试验的新技术，其开发效果不仅和油藏形状、井网关系密切，也与注入速度、注采压差等参数联系紧密。
根据目前的研究，热水驱主要增油机理包括：
1)热降粘作用降低流度比提高稠油的流动性；
2)提高波及系数,改善水驱粘性指进；
3)降低残余油饱和度，提高驱油效率；
4)降低界面张力；
5)降低启动压力梯度；
6)热膨胀作用等。
关于稠油拟启动压力梯度，对稠油在地层中的渗流规律具有很大影响，不同的启动压力梯度，往往对应着不同的注采井距和注采压差设计。
现已发表的《存在启动压力梯度时的合理注采井距确定》等论文，主要侧重于恒温条件下的实验测试或者数值模拟，而考虑注入温度对地质油藏参数(如：原油黏度、渗透率等)的影响，通过分析高温条件下的地质油藏参数变化，定量分析热水驱过程的拟启动压力梯度动态变化方面的研究则很少。
发明内容
本发明目的在于提供一种确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法,以解决注入温度对地质油藏参数(如：原油黏度、渗透率等)的影响，通过分析高温条件下的地质油藏参数变化，定量分析热水驱过程的拟启动压力梯度动态变化方面的研究的技术问题。
为实现上述目的，本发明的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法的具体技术方案如下：
一种确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，包括以下步骤：
第一步，收集目标区块地质油藏静态资料；
第二步，确定目标区块油样黏度与温度关系式；
第三步，测试目标区块岩心和油样在不同温度、渗透率条件下的拟启动压力梯度；
第四步，获得不同温度条件下的拟启动压力梯度随流度的变化关系式；
第五步，得到目标区块热水驱过程不同阶段的地层温度场分布；
第六步，根据每个网格的地质油藏参数，计算拟启动压力梯度；
第七步，绘制目标区块热水驱不同阶段的拟启动压力梯度分布图。
进一步，所述第一步中，油藏静态资料是收集目标区块油层的有效厚度、渗透率、孔隙度、地层原油黏度等地质油藏静态资料。
进一步，所述第二步中，关系式如下：
①收集目标区块的原油样品，脱去溶解气；
②测试脱气原油在不同温度条件下的原油黏度值；
③取温度值的对数为横坐标，黏度值的双对数为纵坐标，建立坐标系，绘制散点图，拟合稠油黏度μod和温度T的关系式；
LgLgμod＝C-DLgT (1)
式中：μod为脱气原油的黏度，mPa·s；T为原油温度，℃；C为需要回归的常数，D为要回归的斜率。
进一步，所述第二步中，⑴当收集到的某典型稠油油藏原油样品时，脱去溶解气；测试脱气原油在40℃-100℃温度区间，不同温度条件下的原油黏度值；
⑵取温度值的对数为横坐标，黏度值的双对数为纵坐标，建立坐标系，绘制散点图，并拟合稠油黏度μod和温度T的关系式，得到系数C和D分别为：1.7579和0.7529；
LgLgμod＝1.7579-0.7529LgT(R2＝0.9802) (2)。
进一步，所述第三步中，利用目标区块的原油样品、岩心进行拟启动压力梯度测试，记录不同温度、不同渗透率岩心的拟启动压力梯度。
进一步，所述第四步中，拟合不同温度条件下，稠油拟启动压力梯度G和流度值K/μod的关系式：
对于60℃实验测试的数据点：
G＝0.1346-0.0116K/μod(R2＝0.9372) (3)
对于80℃实验测试的数据点：
G＝0.1016-0.0037K/μod(R2＝0.9358) (4)
对于100℃实验测试的数据点：
G＝0.0894-0.0012K/μod(R2＝0.9062) (5)
对于120℃实验测试的数据点：
G＝0.0858-0.0008K/μod(R2＝0.9020) (6)
式中：G为：拟启动压力梯度，MPa/m；K为：地层渗透率，mD；μod为：脱气原油的黏度，mPa·s。
进一步，所述第五步中，⒈根据目标区块地质油藏特征，建立数值模拟井组模型，并按照实际的注热参数，即：井底注热温度、注热水速度、采注比输入模型，预测热水驱过程不同阶段的地层温度场分布；
2.稠油油藏常规注水开发的温度场为恒温温度场，随着常规注水年限的增加，温度场变化不大，注入水的温度与地层原始温度接近；而热水驱的温度场为变化温度场，稠油油藏常规注水开发转注热水驱开发5年和10年地层温度场差别较大，可明显分成几个不同的温度场区域。
进一步，所述第六步中，①将注采井间的温度场划分为Ⅰ区，即：>100℃区域、Ⅱ区，即：80℃-100℃、Ⅲ区，即：60℃-80℃、Ⅳ区，即：<60℃的4个区域；
②结合第二步式子(2)和第四步中的式子(3)、(4)、(5)、(6)，并根据第五步确定的每个网格的温度，采用下面关系式计算不同温度场区域的拟启动压力梯度G：
对于Ⅳ区(<60℃)：
Figure BDA0003307487820000044
对于Ⅲ区(60℃-80℃)：
Figure BDA0003307487820000043
对于Ⅱ区(80℃-100℃)：
Figure BDA0003307487820000042
对于Ⅰ区(>100℃区域)：
Figure BDA0003307487820000041
进一步，所述第七步中，(1)将拟启动压力梯度G定义为一个新的函数，并将(7)、(8)、(9)、(10)式子代入函数计算，能够输出不同时刻拟启动压力梯度；
(2)稠油油藏常规注水开发的拟启动压力分布，与渗透率等地层静态参数关系密切，渗透率越低，拟启动压力梯度G值越大；
(3)热水驱过程的拟启动压力梯度受注入热水的温度和时间影响较大，随着注热时间的延长，注采井间的拟启动压力梯度G逐渐降低；
(4)按照拟启动压力梯度G的大小，能够划分为Ⅰ区，即：<0.011MPa/m区域、Ⅱ区，即：0.011-0.050MPa/m、Ⅲ区，即：0.051-0.090MPa/m、Ⅳ区，即：0.091-0.125MPa/m的4个区域。
本发明的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法具有以下优点：
1.本发明在确定目标区块稠油粘温数据的基础上，定量表征出不同地质油藏类型稠油油藏拟启动压力梯度和渗透率、黏度、温度等的关系式；
2.本发明根据数值模拟软件，得到目标区块注热水驱不同阶段的地层温度场分布；
3.本发明根据拟启动压力梯度和温度场的变化，绘制出不同热水驱阶段的拟启动压力分布图，从而，确定目标区块的生产压差和极限井距；
4.本发明为海上稠油水驱后转热水驱的方案设计、注采调控提供了依据；
5.本发明在渤海多个稠油油田得到了应用，可为渤海稠油油田注热水方案设计提供指导和借鉴。
附图说明
图1为本发明确定稠油热水驱拟启动压力梯度动态变化的流程示意图；
图2为本发明目标区块油样黏度与温度实验测试数据点在对数坐标系统中的拟合关系式示意图；(其为屏幕上的实际图形)
图3为本发明不同温度条件下的拟启动压力梯度和流度散点图及拟合关系式示意图；(其为屏幕上的实际图形)
图4为本发明稠油油藏常规注水开发的温度场分布示意图；(其为屏幕上的实际图形)
图5为本发明稠油油藏常规注水开发转注热水驱开发温度场分布图(注热水驱5年)示意图；(其为屏幕上的实际图形)
图6为本发明稠油油藏常规注水开发转注热水驱开发温度场分布图(注热水驱10年)示意图；(其为屏幕上的实际图形)
图7为本发明稠油油藏常规注水开发的拟启动压力分布示意图；(其为屏幕上的实际图形)
图8为本发明稠油油藏常规注水开发转注热水驱开发温度场分布图(注热水驱5年)示意图；(其为屏幕上的实际图形)
图9为本发明稠油油藏常规注水开发转注热水驱开发温度场分布图(注热水驱10年)示意图。(其为屏幕上的实际图形)
具体实施方式
为了更好地了解本发明的目的、结构及功能，下面结合附图，对本发明一种确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法做进一步详细的描述。
如图1-图9所示，本发明主要包括以下步骤：
如图1所示，第一步，收集目标区块地质油藏静态资料；
收集目标区块油层的有效厚度、渗透率、孔隙度、地层原油黏度等地质油藏静态资料；
第二步，确定目标区块油样黏度与温度关系式；
⑴收集目标区块的原油样品，脱去溶解气；
⑵测试脱气原油在不同温度条件下的原油黏度值；
⑶取温度值的对数为横坐标，黏度值的双对数为纵坐标，建立坐标系，绘制散点图，拟合稠油黏度μod和温度T的关系式；
LgLgμod＝C-DLgT (1)
式中：μod为脱气原油的黏度，mPa·s；T为原油温度，℃；C为需要回归的常数，D为要回归的斜率。
如表1所示，1.当收集到的渤海某典型稠油油藏原油样品时，脱去溶解气；测试脱气原油在40℃-100℃温度区间，不同温度条件下的原油黏度值；
表1目标区块原油样品不同温度条件下的原油黏度值
表1
Figure BDA0003307487820000071
如图2所示，2.取温度值的对数为横坐标，黏度值的双对数为纵坐标，建立坐标系，绘制散点图，并拟合稠油黏度μod和温度T的关系式，得到系数C和D分别为：1.7579和0.7529；
LgLgμod＝1.7579-0.7529LgT(R2＝0.9802) (2)
第三步，测试目标区块岩心和油样在不同温度、渗透率条件下的拟启动压力梯度；
利用目标区块的原油样品、岩心进行拟启动压力梯度测试，记录不同温度、不同渗透率岩心的拟启动压力梯度，见表2所示。
稠油主要由烷烃、芳烃、胶质沥青质组成，随着胶质与沥青质含量的增加，稠油的相对密度及黏度也增大；稠油的高黏特性与其化学组成结构有关，分子结构属于不均匀的胶体分散体系，导致稠油具有非牛顿流体的特点，并且在多孔介质中的渗流特征与常规原油不同，只有当驱替压力梯度超过拟启动压力梯度时稠油才开始流动。
表2目标区块不同岩心样品在不同温度条件下的拟启动压力梯度值
Figure BDA0003307487820000072
Figure BDA0003307487820000081
第四步，获得不同温度条件下的拟启动压力梯度随流度的变化关系式；根据第三步中表1的数据，以流度值为横坐标，拟启动压力梯度值为纵坐标，建立坐标系，绘制散点图(如图3所示)，拟合不同温度条件下，稠油拟启动压力梯度G和流度值K/μod的关系式：
对于60℃实验测试的数据点：
G＝0.1346-0.0116K/μod(R2＝0.9372) (3)
对于80℃实验测试的数据点：
G＝0.1016-0.0037K/μod(R2＝0.9358) (4)
对于100℃实验测试的数据点：
G＝0.0894-0.0012K/μod(R2＝0.9062) (5)
对于120℃实验测试的数据点：
G＝0.0858-0.0008K/μod(R2＝0.9020) (6)
式中：G为：拟启动压力梯度，MPa/m；K为：地层渗透率，mD；μod为：脱气原油的黏度，mPa·s。
第五步，得到目标区块热水驱过程不同阶段的地层温度场分布；
⑴根据目标区块地质油藏特征，建立数值模拟井组模型，按照实际的注热参数(井底注热温度、注热水速度、采注比等)输入模型，预测热水驱过程不同阶段的地层温度场分布。
⑵如图4所示，稠油油藏常规注水开发的温度场为恒温温度场，随着常规注水年限的增加，温度场变化不大，注入水的温度与地层原始温度接近。而热水驱的温度场为变化温度场，稠油油藏常规注水开发转注热水驱开发5年和10年地层温度场差别较大，可明显分成几个不同的温度场区域(如图5和图6所示)。
第六步，根据每个网格的地质油藏参数，计算拟启动压力梯度；根据第五步得到的每个网格的温度，将注采井间的温度场划分为Ⅰ区(>100℃区域)、Ⅱ区(80℃-100℃)、Ⅲ区(60℃-80℃)、Ⅳ区(<60℃)等4个区域，(如图5、图6所示)。
结合第二步式子(2)和第四步式子(3)、(4)、(5)、(6)，并根据第五步确定的每个网格的温度，采用下面关系式计算不同温度场区域的拟启动压力梯度G。
对于Ⅳ区(<60℃)：
Figure BDA0003307487820000093
对于Ⅲ区(60℃-80℃)：
Figure BDA0003307487820000094
对于Ⅱ区(80℃-100℃)：
Figure BDA0003307487820000092
对于Ⅰ区(>100℃区域)：
Figure BDA0003307487820000091
第七步，绘制目标区块热水驱不同阶段的拟启动压力梯度分布图；在数值模拟软件中，将拟启动压力梯度G定义为一个新的函数，并将(7)、(8)、(9)、(10)式子代入函数计算，在数值模拟软件中可以输出不同时刻拟启动压力梯度，(如图7、图8、图9所示)。
通过图7、图8、图9可知，稠油油藏常规注水开发的拟启动压力分布，与渗透率等地层静态参数关系密切，渗透率越低，拟启动压力梯度G值越大。热水驱过程的拟启动压力梯度受注入热水的温度和时间影响较大，随着注热时间的延长，注采井间的拟启动压力梯度G逐渐降低。按照拟启动压力梯度G的大小，可以划分为Ⅰ区(<0.011MPa/m区域)、Ⅱ区(0.011-0.050MPa/m)、Ⅲ区(0.051-0.090MPa/m)、Ⅳ区(0.091-0.125MPa/m)等4个区域，(如图8、图9所示)。
使用时，本发明在确定目标区块稠油粘温数据的基础上，定量表征出不同地质油藏类型稠油油藏拟启动压力梯度和流度的关系式；并根据数值模拟软件，得到目标区块注热水驱不同阶段的地层温度场分布；且根据拟启动压力梯度和温度场的变化，绘制出不同热水驱阶段的拟启动压力分布图，成功解决了目前行业中，关于确定水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的难题，从而，为热水驱方案井距设计、注采参数设计提供了依据。
可以理解，本发明是通过一些实施例进行描述的，本领域技术人员知悉的，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，可以对这些特征和实施例进行各种改变或等效替换。另外，在本发明的教导下，可以对这些特征和实施例进行修改以适应具体的情况及材料而不会脱离本发明的精神和范围。因此，本发明不受此处所公开的具体实施例的限制，所有落入本申请的权利要求范围内的实施例都属于本发明所保护的范围内。

Claims (9)

1.一种确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，包括以下步骤：
第一步，收集目标区块地质油藏静态资料；
第二步，确定目标区块油样黏度与温度关系式；
第三步，测试目标区块岩心和油样在不同温度、渗透率条件下的拟启动压力梯度；
第四步，获得不同温度条件下的拟启动压力梯度随流度的变化关系式；
第五步，得到目标区块热水驱过程不同阶段的地层温度场分布；
第六步，根据每个网格的地质油藏参数，计算拟启动压力梯度；
第七步，绘制目标区块热水驱不同阶段的拟启动压力梯度分布图。
2.根据权利要求1所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第一步中，油藏静态资料是收集目标区块油层的有效厚度、渗透率、孔隙度、地层原油黏度等地质油藏静态资料。
3.根据权利要求1所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第二步中，关系式如下：
①收集目标区块的原油样品，脱去溶解气；
②测试脱气原油在不同温度条件下的原油黏度值；
③取温度值的对数为横坐标，黏度值的双对数为纵坐标，建立坐标系，绘制散点图，拟合稠油黏度μod和温度T的关系式；
LgLgμod＝C-DLgT (1)
式中：μod为脱气原油的黏度，mPa·s；T为原油温度，℃；C为需要回归的常数，D为要回归的斜率。
4.根据权利要求1或3所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第二步中，⑴当收集到的某典型稠油油藏原油样品时，脱去溶解气；测试脱气原油在40℃-100℃温度区间，不同温度条件下的原油黏度值；
⑵取温度值的对数为横坐标，黏度值的双对数为纵坐标，建立坐标系，绘制散点图，并拟合稠油黏度μod和温度T的关系式，得到系数C和D分别为：1.7579和0.7529；
LgLgμod＝1.7579-0.7529LgT(R2＝0.9802) (2)。
5.根据权利要求1所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第三步中，利用目标区块的原油样品、岩心进行拟启动压力梯度测试，记录不同温度、不同渗透率岩心的拟启动压力梯度。
6.根据权利要求1所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第四步中，拟合不同温度条件下，稠油拟启动压力梯度G和流度值K/μod的关系式：
对于60℃实验测试的数据点：
G＝0.1346-0.0116K/μod(R2＝0.9372) (3)
对于80℃实验测试的数据点：
G＝0.1016-0.0037K/μod(R2＝0.9358) (4)
对于100℃实验测试的数据点：
G＝0.0894-0.0012K/μod(R2＝0.9062) (5)
对于120℃实验测试的数据点：
G＝0.0858-0.0008K/μod(R2＝0.9020) (6)
式中：G为：拟启动压力梯度，MPa/m；K为：地层渗透率，mD；μod为：脱气原油的黏度，mPa·s。
7.根据权利要求1所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第五步中，1.根据目标区块地质油藏特征，建立数值模拟井组模型，并按照实际的注热参数，即：井底注热温度、注热水速度、采注比输入模型，预测热水驱过程不同阶段的地层温度场分布；
2.稠油油藏常规注水开发的温度场为恒温温度场，随着常规注水年限的增加，温度场变化不大，注入水的温度与地层原始温度接近；而热水驱的温度场为变化温度场，稠油油藏常规注水开发转注热水驱开发5年和10年地层温度场差别较大，可明显分成几个不同的温度场区域。
8.根据权利要求1所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第六步中，①将注采井间的温度场划分为Ⅰ区，即：>100℃区域、Ⅱ区，即：80℃-100℃、Ⅲ区，即：60℃-80℃、Ⅳ区，即：<60℃的4个区域；
②结合第二步式子(2)和第四步中的式子(3)、(4)、(5)、(6)，并根据第五步确定的每个网格的温度，采用下面关系式计算不同温度场区域的拟启动压力梯度G：
对于Ⅳ区(<60℃)：
Figure FDA0003307487810000031
对于Ⅲ区(60℃-80℃)：
Figure FDA0003307487810000032
对于Ⅱ区(80℃-100℃)：
Figure FDA0003307487810000033
对于Ⅰ区(>100℃区域)：
Figure FDA0003307487810000034
9.根据权利要求1所述的确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，其特征在于，所述第七步中，(1)将拟启动压力梯度G定义为一个新的函数，并将(7)、(8)、(9)、(10)式子代入函数计算，能够输出不同时刻拟启动压力梯度；
(2)稠油油藏常规注水开发的拟启动压力分布，与渗透率等地层静态参数关系密切，渗透率越低，拟启动压力梯度G值越大；
(3)热水驱过程的拟启动压力梯度受注入热水的温度和时间影响较大，随着注热时间的延长，注采井间的拟启动压力梯度G逐渐降低；
(4)按照拟启动压力梯度G的大小，能够划分为Ⅰ区，即：<0.011MPa/m区域、Ⅱ区，即：0.011-0.050MPa/m、Ⅲ区，即：0.051-0.090MPa/m、Ⅳ区，即：0.091-0.125MPa/m的4个区域。
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