CN114135257B - Co2驱注采耦合时率图版制作方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种CO₂驱注采耦合时率图版制作方法，该CO₂驱注采耦合时率图版制作方法包括：步骤1，确定地层压力变化区间；步骤2，确定CO₂驱注采耦合后含水率和气油比变化规律；步骤3，确定能量补充阶段压力恢复时间；步骤4，确定能量下降阶段降压开采时间；步骤5，绘制注采耦合时率图版，并根据图版确定注采耦合开关井时机。本发明的CO₂驱注采耦合时率图版制作方法可以根据区块实际气油比和含水的变化规律，实时快速调整耦合时率变化图版，并根据修正图版快速确定实施更新的注采耦合开关井时机，具有较强的现场可操作性。

Description

CO2驱注采耦合时率图版制作方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到CO₂驱注采耦合时率图版制作方法。

背景技术

低渗透油藏采用CO₂驱可大幅度提高油藏采收率，但低渗透油藏的非均质性较强，CO₂驱油井极易发生气窜现象，导致产生气体窜流通道，大幅影响开发效果。为了减缓气窜给开发效果带来的影响，现场通常采用注采耦合(注气时关采油井，采油时关注气井)的开发方式减缓气窜影响，但尚未形成保持合理地层压力下的注采井开关井时机的确定方法。

在申请号：CN201810273382.3的中国专利申请中，涉及到一种提高采收率的CO₂注入方法及系统。该方法可以包括：针对研究工区，通过数值模拟和油藏工程方法，获得优化水气交替注采参数；通过数值模拟方法与室内物理模拟方法，获得优化脉冲注水注入参数与优化脉冲注气注入参数；根据优化水气交替注采参数、优化脉冲注水注入参数与优化脉冲注气注入参数，获得优化注入脉冲信息。该方法较为依赖实际地质模型，在没有建立实际地质模型的基础上，难以优化各项注采参数。

为此我们发明了一种新的CO₂驱注采耦合时率图版制作方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是为现场提供注采耦合开关井时机的确定方法，以此为目的下设计的一种CO₂驱注采耦合时率图版制作方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：CO₂驱注采耦合时率图版制作方法，该CO₂驱注采耦合时率图版制作方法包括：步骤1，确定地层压力变化区间；步骤2，确定CO₂驱注采耦合后含水率和气油比变化规律；步骤3，确定能量补充阶段压力恢复时间；步骤4，确定能量下降阶段降压开采时间；步骤5，绘制注采耦合时率图版，并根据图版确定注采耦合开关井时机。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，根据泵口最大注入压力，计算地层压力水平上限，以方案优化的合理地层压力保持水平P_合理为平均地层压力保持水平，确定地层压力变化区间。

在步骤1中，根据泵口最大注入压力确定地层压力水平上限：

式中，p_max—地层压力水平上限，MPa；p_泵max—泵口最大注入压力，MPa；ρ_i混—井筒注入CO₂密度，kg/m³；g—重力加速度，9.8m/s²；L_z—油层中深，m；p_损—流体摩阻压力损失，MPa；α—注入井井底压力扩散系数，无因次量；

当p_合理≥p_max时，需要更换井口注入泵等级，增大泵口最大注入压力；

当p_合理<p_max时，将p_max作为地层压力水平上限；

则地层压力水平下限为：

p_min＝2p_合理-p_max

地层压力p变化区间为：p_min≤p≤p_max。

在步骤2中，根据实际区块的注采井距和储层物性这些参数建立概念模型，得到CO₂驱注采耦合后的含水率和气油比变化规律。

在步骤3中，根据注气井数、比吸气指数、砂体厚度、注气压差这些参数计算能量补充阶段的区块注气速度；地层压力在高压情况下，注采质量比不随压力变化而变化，但与含水率呈线性关系；根据注采质量比与含水的关系曲线，确定压力恢复所需CO₂注入质量，结合区块注气速度，确定能量补充阶段压力恢复时间。

在步骤3中，区块注气速度：

q_g＝0.001n_iρ_gI_gsh_砂(P_max-P_合理)

式中，q_g—区块注气速度，t/d；n_i—注气井数，口；ρ_g—CO₂气体密度，1.816kg/m³；I_gs—比吸气指数，m³/(MPa·d·m)；h_砂—平均砂体厚度，m；p_max—地层压力水平上限，MPa；P_合理—方案优化的合理地层压力保持水平，MPa；

压力恢复所需CO₂质量：

Q_g＝γQ_亏

式中，Q_g—压力恢复所需CO₂质量，t；γ—注采质量比，无因次量；Q_亏—地层亏空质量，t；

能量补充阶段压力恢复时间：

在步骤4中，根据生产井数、比采油指数、有效厚度、生产压差这些参数计算能量下降阶段的区块采油速度；地层压力在压力区间变化，由p_max下降至p_min，需要采出油、水、气总质量达到Q_亏，此时地层压力为p_min；根据转CO₂驱注采耦合时机确定含水率和气油比变化规律可计算地层亏空速度q_p，从而确定能量下降阶段降压开采时间。

在步骤4中，区块采油速度：

q_o＝0.001n_pρ_oI_osh_效(p_合理-p_wf)

式中，q_o—区块采油速度，t/d；n_p—采油井数，口；ρ_o—地面原油密度，kg/m³；I_os—比采油指数，m³/(MPa·d·m)；h_效—平均有效厚度，m；p_wf—井底流动压力，MPa；P_合理—方案优化的合理地层压力保持水平，MPa；

其中：

式中，P_t—井口套压，MPa；ρ_p混—采油井混合液密度，g/cm³；L_c—泵沉没度，m；L_p—泵挂深度，m；

地层亏空速度：

q_p＝q_o+q_w+q_g

其中：q_g＝0.001q_oRρ_g

式中，q_w—区块产水速度，t/d；f_w—年平均含水率，小数；q_g—区块产气速度，t/d；R—年平均气油比，m³/t；

能量下降阶段降压开采时间：

式中，Q_亏—地层亏空质量，t；q_p—地层亏空速度，t/d。

在步骤5中，按照压力恢复和降压开采的时间计算方法，结合注采耦合含水率和气油比的变化规律，以年为单位，计算年平均注采井耦合周期变化曲线。

在步骤5中，注气井开井时率：

式中，T_i—注气井开井时率，小数；t_i—能量补充阶段压力恢复时间，天；t_p—能量下降阶段降压开采时间，天；

采油井开井时率：

T_p＝1-T_i

式中，T_p—采油井开井时率，小数；T_i—注气井开井时率，小数；

以年为单位，取次年的平均含水率和气油比预测值，计算第二年的注采耦合开井时率，以此类推，得到预测周期内的CO₂驱注采耦合时率变化曲线，并绘制图版。

本发明的CO₂驱注采耦合时率图版制作方法，以物质平衡为基础，利用油藏工程方法，仅利用现场常规参数即可快速得到注采耦合时率变化图版，并可以根据区块实际气油比和含水的变化规律，实时快速调整耦合时率变化图版，并根据修正图版快速确定实施更新的注采耦合开关井时机，具有较强的现场可操作性。

附图说明

图1为本发明的一具体实施例中的CO₂驱注采耦合后的含水率变化规律曲线图；

图2为本发明的一具体实施例中的CO₂驱注采耦合后的气油比变化规律曲线图；

图3为本发明的一具体实施例中的注采质量比与含水的关系曲线图(压力＞35MPa)；

图4为本发明的一具体实施例中的CO₂驱注采耦合时率图版；

图5为本发明的CO₂驱注采耦合时率图版制作方法的一具体实施例的流程图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。

如图5所示，图5为本发明的CO₂驱注采耦合时率图版制作方法的流程图。

1)确定地层压力变化区间。根据泵口最大注入压力，计算地层压力水平上限，以方案优化的合理地层压力保持水平P_合理为平均地层压力保持水平，确定地层压力变化区间。

根据泵口最大注入压力确定地层压力水平上限：

式中，p_max—地层压力水平上限，MPa；p_泵max—泵口最大注入压力，MPa；ρ_i混—井筒注入CO₂密度，kg/m³；g—重力加速度，9.8m/s²；L_z—油层中深，m；p_损—流体摩阻压力损失，MPa；α—注入井井底压力扩散系数，无因次量。

当p_合理≥p_max时，需要更换井口注入泵等级，增大泵口最大注入压力；

当p_合理<p_max时，将p_max作为地层压力水平上限。

则地层压力水平下限为：

p_min＝2p_合理-p_max

地层压力p变化区间为：p_min≤p≤p_max

2)确定CO₂驱注采耦合后含水率和气油比变化规律。根据实际区块的注采井距和储层物性等参数建立概念模型，得到CO₂驱注采耦合后的含水率和气油比变化规律。

3)确定能量补充阶段压力恢复时间。根据注气井数、比吸气指数、砂体厚度、注气压差等参数计算能量补充阶段的区块注气速度。地层压力在高压(35MPa以上)情况下，注采质量比(补充能量所需注入CO₂的总质量与地层亏空总质量的比值)不随压力变化而变化，但与含水率呈线性关系。根据注采质量比与含水的关系曲线(压力＞35MPa)(图3)，确定压力恢复所需CO₂注入质量，结合区块注气速度，确定能量补充阶段压力恢复时间。

区块注气速度：

q_g＝0.001n_iρ_gI_gsh_砂(P_max-P_合理)

式中，q_g—区块注气速度，t/d；n_i—注气井数，口；ρ_g—CO₂气体密度，1.816kg/m³；I_gs—比吸气指数，m³/(MPa·d·m)；h_砂—平均砂体厚度，m。

压力恢复所需CO₂质量：

Q_g＝γQ_亏

式中，Q_g—压力恢复所需CO₂质量，t；γ—注采质量比，无因次量；Q_亏—地层亏空质量，t。

能量补充阶段压力恢复时间：

4)确定能量下降阶段降压开采时间。根据生产井数、比采油指数、有效厚度、生产压差等参数计算能量下降阶段的区块采油速度。地层压力在压力区间变化，由p_max下降至p_min，需要采出油、水、气总质量达到Q_亏，此时地层压力为p_min。根据转CO₂驱注采耦合时机确定含水率和气油比变化规律可计算地层亏空速度q_p，从而确定能量下降阶段降压开采时间。

区块采油速度：

q_o＝0.001n_pρ_oI_osh_效(p_合理-p_wf)

式中，q_o—区块采油速度，t/d；n_p—采油井数，口；ρ_o—地面原油密度，kg/m³；I_os—比采油指数，m³/(MPa·d·m)；h_效—平均有效厚度，m；p_wf—井底流动压力，MPa。

其中：

式中，P_t—井口套压，MPa；ρ_p混—采油井混合液密度，g/cm³；L_c—泵沉没度，m；L_p—泵挂深度，m。

地层亏空速度：

q_p＝q_o+q_w+q_g

其中：q_g＝0.001q_oRρ_g

式中，q_w—区块产水速度，t/d；f_w—年平均含水率，小数；q_g—区块产气速度，t/d；R—年平均气油比，m³/t。

能量下降阶段降压开采时间：

式中，Q_亏—地层亏空质量，t；q_p—地层亏空速度，t/d。

5)绘制注采耦合时率图版。按照压力恢复和降压开采的时间计算方法，结合注采耦合含水率和气油比的变化规律。以年为单位，计算年平均注采井耦合周期变化曲线。

注气井开井时率：

式中，T_i—注气井开井时率，小数；t_i—能量补充阶段压力恢复时间，天；t_p—能量下降阶段降压开采时间，天。

采油井开井时率：

T_p＝1-T_i

式中，T_p—采油井开井时率，小数；T_i—注气井开井时率，小数。

以年为单位，取次年的平均含水率和气油比预测值，计算第二年的注采耦合开井时率，以此类推，得到预测周期内的CO₂驱注采耦合时率变化曲线，并绘制图版。

在应用本发明的一具体实施例中，绘制某区块CO₂驱注采耦合时率图版，并配合所附图式，作详细说明如下，本实施例包括了以下步骤：

1.确定地层压力变化区间

根据泵口最大注入压力，计算地层压力水平上限，以方案优化的合理地层压力保持水平P_合理为平均地层压力保持水平，确定地层压力变化区间。

根据泵口最大注入压力确定地层压力水平上限：

式中，p_max—地层压力水平上限，MPa；p_泵max—泵口最大注入压力，35MPa；ρ_i混—井筒注入CO₂密度，0.85kg/m³；g—重力加速度，9.8m/s²；L_z—油层中深，3000m；p_损—流体摩阻压力损失，2MPa；α—注入井井底压力扩散系数，0.7。

方案优化的合理地层压力保持水平P_合理为38MPa；由于p_合理<p_max时，将p_max＝40.6MPa作为地层压力水平上限。

则地层压力水平下限为：

p_min＝2p_合理-p_max＝35.4(MPa)

地层压力p变化区间为：35.4MPa～40.6MPa

2.确定CO₂驱注采耦合后的含水率和气油比变化规律

根据实际区块的注采井距和储层物性等参数建立概念模型，得到CO₂驱注采耦合后的含水率(图1)和气油比(图2)变化规律。

3.确定能量补充阶段压力恢复时间。

根据注气井数、比吸气指数、砂体厚度、注气压差等参数计算能量补充阶段的区块注气速度。地层压力在高压(35MPa以上)情况下，注采质量比(补充能量所需注入CO₂的总质量与地层亏空总质量的比值)不随压力变化而变化，但与含水率呈线性关系。根据注采质量比与含水的关系曲线(压力＞35MPa)(图3)，确定压力恢复所需CO₂注入质量，结合区块注气速度，确定能量补充阶段压力恢复时间。

区块注气速度：

q_g＝0.001n_iρ_gI_gsh_砂(P_max-P_合理)＝567(t/d)

式中，q_g—区块注气速度，t/d；n_i—注气井数，10口；ρ_g—CO₂气体密度，1.816kg/m³；I_gs—比吸气指数，600m³/(MPa·d·m)；h_砂—平均砂体厚度，20m；p_max—地层压力水平上限，40.6MPa；p_合理—合理压力保持水平，38MPa。

压力恢复所需CO₂质量：

Q_g＝γQ_亏＝14400(t)

式中，Q_g—压力恢复所需CO₂质量，t；γ—注采质量比，0.96(含水64％)；Q_亏—地层亏空质量，15000t。

能量补充阶段压力恢复时间：

式中，Q_g—压力恢复所需CO₂质量，14400t；q_g—区块注气速度，567t/d。

4.确定能量下降阶段降压开采时间。

根据生产井数、比采油指数、有效厚度、生产压差等参数计算能量下降阶段的区块采油速度。地层压力在压力区间变化，由p_max下降至p_min，需要采出油、水、气总质量达到Q_亏，此时地层压力为p_min。根据转CO₂驱注采耦合时机确定含水率和气油比变化规律可计算地层亏空速度q_p，从而确定能量下降阶段降压开采时间。

区块采油速度：

qo＝0.001n_pρ_oI_osh_效(p_合理-p_wf)＝68(t)

式中，q_o—区块采油速度，t/d；n_p—采油井数，20口；ρ_o—地面原油密度，850kg/m³；I_os—比采油指数，0.02m³/(MPa·d·m)；h_效—平均有效厚度，10m；p_wf—井底流动压力，MPa。

其中：

式中，P_t—井口套压，0.2MPa；ρ_p混—采油井混合液密度，0.9g/cm³；L_c—泵沉没度，400m；L_p—泵挂深度，2000m，L_z—油层中深，3000m。

地层亏空速度：

q_p＝q_o+q_w+q_g＝196.2(t/d)

其中：q_g＝0.001q_oRρ_g＝7.2(t/d)

式中，q_w—区块产水速度，t/d；f_w—年平均含水率，0.64；q_g—区块产气速度，t/d；R—年平均气油比，58m³/t。

能量下降阶段降压开采时间：

式中，Q_亏—地层亏空质量，15000t；q_p—地层亏空速度，196.2t/d。

5.绘制注采耦合时率图版。

按照压力恢复和降压开采的时间计算方法，结合注采耦合含水率和气油比的变化规律。以年为单位，计算年平均注采井耦合周期变化曲线。

注气井开井时率：

式中，T_i—注气井开井时率，小数；t_i—能量补充阶段压力恢复时间，25.4天；t_p—能量下降阶段降压开采时间，76.5天。

采油井开井时率：

T_p＝1-T_i＝0.75

式中，T_p—采油井开井时率，小数；T_i—注气井开井时率，0.25。

以年为单位，取次年的平均含水率和气油比预测值，计算第二年的注采耦合开井时率，以此类推，得到预测周期内的CO₂驱注采耦合时率变化曲线，并绘制图版(图4)。

Claims (1)

1.CO₂驱注采耦合时率图版制作方法，其特征在于，该CO₂驱注采耦合时率图版制作方法包括：

步骤1，确定地层压力变化区间；

步骤2，确定CO₂驱注采耦合后含水率和气油比变化规律；

步骤3，确定能量补充阶段压力恢复时间；

步骤4，确定能量下降阶段降压开采时间；

步骤5，绘制注采耦合时率图版，并根据图版确定注采耦合开关井时机；

在步骤1中，根据泵口最大注入压力，计算地层压力水平上限，以方案优化的合理地层压力保持水平P_合理为平均地层压力保持水平，确定地层压力变化区间；

根据泵口最大注入压力确定地层压力水平上限：

式中，p_max—地层压力水平上限，MPa；p_泵max—泵口最大注入压力，MPa；ρ_i混—井筒注入CO₂密度，kg/m³；g—重力加速度，9.8m/s²；L_z—油层中深，m；p_损—流体摩阻压力损失，MPa；α—注入井井底压力扩散系数，无因次量；

当p_合理≥p_max时，需要更换井口注入泵等级，增大泵口最大注入压力；

当p_合理<p_max时，将p_max作为地层压力水平上限；

则地层压力水平下限为：

p_min＝2p_合理-p_max

地层压力p变化区间为：p_min≤p≤p_max；

在步骤2中，根据实际区块的注采井距和储层物性这些参数建立概念模型，得到CO₂驱注采耦合后的含水率和气油比变化规律；

在步骤3中，根据注气井数、比吸气指数、砂体厚度、注气压差这些参数计算能量补充阶段的区块注气速度；地层压力在高压情况下，注采质量比不随压力变化而变化，但与含水率呈线性关系；根据注采质量比与含水的关系曲线，确定压力恢复所需CO₂注入质量，结合区块注气速度，确定能量补充阶段压力恢复时间；

区块注气速度：

q_g＝0.001n_iρ_gI_gsh_砂(P_max-P_合理)

式中，q_g—区块注气速度，t/d；n_i—注气井数，口；ρ_g—CO₂气体密度，1.816kg/m³；I_gs—比吸气指数，m³/(MPa·d·m)；h_砂—平均砂体厚度，m；p_max—地层压力水平上限，MPa；P_合理—方案优化的合理地层压力保持水平，MPa；

压力恢复所需CO₂质量：

Q_g＝γQ_亏

式中，Q_g—压力恢复所需CO₂质量，t；γ—注采质量比，无因次量；Q_亏—地层亏空质量，t；

能量补充阶段压力恢复时间：

在步骤4中，根据生产井数、比采油指数、有效厚度、生产压差这些参数计算能量下降阶段的区块采油速度；地层压力在压力区间变化，由p_max下降至p_min，需要采出油、水、气总质量达到Q_亏，此时地层压力为p_min；根据转CO₂驱注采耦合时机确定含水率和气油比变化规律可计算地层亏空速度q_p，从而确定能量下降阶段降压开采时间；

区块采油速度：

q_o＝0.001n_pρ_oI_osh_效(p_合理-p_wf)

式中，q_o—区块采油速度，t/d；n_p—采油井数，口；ρ_o—地面原油密度，kg/m³；I_os—比采油指数，m³/(MPa·d·m)；h_效—平均有效厚度，m；p_wf—井底流动压力，MPa；P_合理—方案优化的合理地层压力保持水平，MPa；

其中：

式中，P_t—井口套压，MPa；ρ_p混—采油井混合液密度，g/cm³；L_c—泵沉没度，m；L_p—泵挂深度，m；

地层亏空速度：

q_p＝q_o+q_w+q_g

其中：q_g＝0.001q_oRρ_g

式中，q_w—区块产水速度，t/d；f_w—年平均含水率，小数；q_g—区块产气速度，t/d；R—年平均气油比，m³/t；

能量下降阶段降压开采时间：

式中，Q_亏—地层亏空质量，t；q_p—地层亏空速度，t/d；

在步骤5中，按照压力恢复和降压开采的时间计算方法，结合注采耦合含水率和气油比的变化规律，以年为单位，计算年平均注采井耦合周期变化曲线；

注气井开井时率：

式中，T_i—注气井开井时率，小数；t_i—能量补充阶段压力恢复时间，天；t_p—能量下降阶段降压开采时间，天；

采油井开井时率：

T_p＝1-T_i

式中，T_p—采油井开井时率，小数；T_i—注气井开井时率，小数；

以年为单位，取次年的平均含水率和气油比预测值，计算第二年的注采耦合开井时率，以此类推，得到预测周期内的CO₂驱注采耦合时率变化曲线，并绘制图版。