CN114139464A - 特低渗透油藏co2驱技术极限井距的确定方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及低渗透油藏开发工程领域，特别是涉及一种特低渗透油藏CO2驱技术极限井距的确定方法。所述方法包括：建立特低渗透油藏CO2驱数值模拟组分模型；利用所述建立的数值模拟组分模型计算n天后所述注采井间各网格点的压力、原油粘度的值；计算各网格点的启动压力梯度，绘制注采井间驱动压力曲线；计算各网格点的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；确定驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，直至两曲线相切，确定此时所述注采井距为技术极限井距。本发明根据驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系的关系，准确计算得到特低渗油藏CO2驱的技术极限井距，为极限井距的获得提供了新的方法和研究思路。

Description

特低渗透油藏CO2驱技术极限井距的确定方法
技术领域
本发明涉及低渗透油藏开发工程领域，特别是涉及一种特低渗透油藏CO2驱技术极限井距的确定方法。
背景技术
特低渗透油藏物性差，渗流阻力大，存在启动压力梯度大，注水的难度大、效果差，注CO2有利于解决上述问题，可以有效提高特低渗油藏原油的采收率。技术极限井距是保证能够取得好的驱替效果、确定新井井位和老井调整的重要依据，如果设计的井距过大，注采井间的驱动压力梯度低于启动压力梯度，使得注采井间存在非流动区域，出现“注不进、采不出”的现象；如果注采井距小于技术极限井距，注采井间任一点的驱动压力梯度大于启动压力梯度，可以形成有效驱替，但如果注采井距过小，需要井数较多，导致经济效益变差。
技术极限井距为注采井间最小压力梯度等于启动压力梯度时的注采井距。目前国内外对于CO2驱技术极限井距的研究较少，且计算较为复杂，涉及的参数过多。
发明内容
本发明的目的是提供一种特低渗透油藏CO2驱技术极限井距的确定方法，本发明方法简单，得到了特低渗透油藏CO2驱的技术极限井距。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种特低渗油藏CO2驱技术极限井距的确定方法，其包括以下步骤：
S1.建立特低渗透油藏CO2驱数值模拟组分模型；
S2.按照设定井距设置注采井，利用步骤S1建立的数值模拟组分模型计算n天后所述注采井间各网格点的压力、原油粘度的值；
S3.根据各网格点的压力计算各网格点的启动压力梯度，绘制注采井间驱动压力曲线；
S4.根据各网格点的原油粘度计算各网格点的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；
S5.确定驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距较大，按照设定数值减小所述井距，重复步骤S2-S5；如果相离，说明所述井距较小，按照设定数值增大所述井距，重复步骤S2-S5；直至相切，确定此时所述注采井距为技术极限井距。
优选地，步骤1中，根据CO2驱在原油中的溶解、相变和混相作用，利用数值模拟软件建立特低渗透油藏CO2驱数值模拟组分模型。
优选地，步骤2中，n为≥90的正整数，优选地，n为90。
优选地，在步骤3中，计算各网格点的驱动压力梯度公式为：
Figure BDA0002666469510000021
式中，Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，P(i)为第i个网格点的压力，m为作为一种可选的实施方式，网格点的数量，l(i)为第i个网格点的长度。
进一步优选地，在步骤3中，m为≥21的正整数，优选地，m为21。
优选地，在步骤4中，计算各网格的启动压力梯度公式为：
Go＝A×(K/μo)-B
式中，Go为启动压力梯度，K为渗透率，μo为原油粘度，A、B均为待定系数。
本发明还提供一种用于确定特低渗油藏CO2驱技术极限井距的系统，所述系统包括组分模型建立模块、计算模块、驱动压力梯度确定模块、启动压力梯度确定模块、技术极限井距确定模块；
组分模型建立模块根据CO2对原油的降粘作用以及对油相启动压力梯度的影响，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟组分模型；
计算模块，根据设定井距进行设置注采井，利用组分模型建立模块建立的模型计算注采井之间各网格点的压力、原油粘度在所述模型计算n天后的值；
驱动压力梯度确定模块，根据各网格点的压力计算各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；各网格点的驱动压力梯度计算公式为：
Figure BDA0002666469510000031
式中，Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，P(i)为第i个网格点的压力，m为网格点的数量，l(i)为第i个网格点的长度；
启动压力梯度确定模块，根据各网格点的原油粘度及渗透率计算各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；各网格的启动压力梯度计算公式为：
Go＝A×(K/μo)-B
式中，Go为启动压力梯度，K为渗透率，μo为原油粘度，A、B均为待定系数；
技术极限井距确定模块，用于确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定数值减小所述井距，返回至所述计算模块；如果相离，说明所述井距过小，按照设定数值增大所述井距，返回至所述计算模块；直至相切，确定此时所述井距为技术极限井距。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
本发明根据驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系的关系，准确计算得到特低渗油藏CO2驱的技术极限井距。本发明方法简单，涉及相关参数较少，为极限井距的获得提供了新的方法和研究思路。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。图1为本发明一具体实施例所述特低渗油藏CO2驱技术极限井距的确定方法流程图；
图2为本发明一具体实施例所述160m井距对应的驱动压力梯度曲线图；
图3为本发明一具体实施例所述160m井距对应的启动压力梯度曲线图；
图4为本发明一具体实施例所述160m井距对应的注采井间驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系图；
图5为本发明一具体实施例所述150m井距对应的注采井间驱动压力梯度曲线与启动压力梯度曲线关系图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
实施例1一种特低渗油藏CO2驱技术极限井距的确定方法
如图1所示，所述特低渗油藏CO2驱技术极限井距的确定方法包括以下步骤：
步骤S1：根据CO2驱在原油中的溶解、相变和混相作用，利用数值模拟软件建立特低渗透油藏CO2驱数值模拟组分模型；
步骤S2：按照设定井距设置注采井，利用所述数值模拟组分模型计算n天后所述注采井间各网格点的压力、原油粘度的值；所述n＝90。
步骤S3：根据所述各网格点的压力计算各网格点的启动压力梯度，绘制注采井间驱动压力曲线；
各网格点的驱动压力梯度计算公式为：
Figure BDA0002666469510000051
式中，Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，P(i)为第i个网格点的压力，m为网格点的数量，m＝21的正整数，l(i)为第i个网格点的长度；
步骤S4：根据所述各网格点的原油粘度计算各网格点的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；
各网格的启动压力梯度计算公式为：
Go＝A×(K/μo)-B
式中，Go为启动压力梯度，K为渗透率，μo为原油粘度，A、B均为待定系数；A为0.056，B为0.893。
步骤S5：根据所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距较大，按照设定数值减小所述井距，重复步骤S2-S5；如果相离，说明所述井距较小，按照设定数值增大所述井距，重复步骤S2-S5；直至相切，确定此时所述注采井距为技术极限井距。
现以某油藏参数进行技术极限井距的计算，油藏的基本参数如下：油藏温度为126℃，平均孔隙度为0.1，渗透率的平均值为1×10-3μm2，地下原油粘度的平均值为2mPa·s，注采井之间的压差为15MPa，多次接触混相压力为28.5MPa。具体实施步骤如下：
在油藏数值模拟组分模型中输入所需组分数据表1；
表1地层原油组分数据表
组分名称 CO<sub>2</sub> N<sub>2</sub>-CH<sub>4</sub> C<sub>2</sub>H-NC<sub>5</sub> C<sub>6</sub>-C<sub>7</sub>
摩尔分数 0.0044 0.2395 0.1470 0.1089
组分名称 C<sub>8</sub>-C11 C<sub>12</sub>-C<sub>15</sub> C<sub>16</sub>-C<sub>19</sub> C<sub>19</sub>-C<sub>29</sub>
摩尔分数 0.2326 0.1172 0.0827 0.0669
设置注采井的井距为160m，采用油藏数值模拟组分模型计算90天时注采井间各网格点的压力、原油粘度。
使用式
Figure BDA0002666469510000061
计算注采井间各网格的驱动压力梯度，绘制注采井间驱动压力梯度曲线如图2所示。
使用式Go＝0.056×(K/μo)-0.893计算注采井间各网格的启动压力梯度，绘制注采井间启动压力梯度曲线如图3所示。
如图4所示，当注采井距为160m时，注采井间驱动压力梯度曲线与启动压力曲线相交，说明注采井间不能连通，井距过大；如图5所示，井距为150m时，启动压力梯度曲线与驱动压力梯度曲线相切，因此技术极限井距为150m。
实施例2一种用于确定特低渗油藏CO2驱技术极限井距的系统
所述系统包括组分模型建立模块、计算模块、驱动压力梯度确定模块、启动压力梯度确定模块、技术极限井距确定模块；
组分模型建立模块根据CO2对原油的降粘作用以及对油相启动压力梯度的影响，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟组分模型；
计算模块，根据设定井距进行设置注采井，利用组分模型建立模块建立的模型计算注采井之间各网格点的压力、原油粘度在所述模型计算n天后的值；
驱动压力梯度确定模块，根据各网格点的压力计算各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；各网格点的驱动压力梯度计算公式为：
Figure BDA0002666469510000071
式中，Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，P(i)为第i个网格点的压力，m为网格点的数量，l(i)为第i个网格点的长度；
启动压力梯度确定模块，根据各网格点的原油粘度及渗透率计算各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；各网格的启动压力梯度计算公式为：
Go＝A×(K/μo)-B
式中，Go为启动压力梯度，K为渗透率，μo为原油粘度，A、B均为待定系数；
技术极限井距确定模块，用于确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定数值减小所述井距，返回至所述计算模块；如果相离，说明所述井距过小，按照设定数值增大所述井距，返回至所述计算模块；直至相切，确定此时所述井距为技术极限井距。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种特低渗油藏CO2驱技术极限井距的确定方法，其特征在于，其包括以下步骤：
S1.建立特低渗透油藏CO2驱数值模拟组分模型；
S2.按照设定井距设置注采井，利用步骤S1建立的数值模拟组分模型计算n天后所述注采井间各网格点的压力、原油粘度的值；
S3.根据各网格点的压力计算各网格点的启动压力梯度，绘制注采井间驱动压力曲线；
S4.根据各网格点的原油粘度计算各网格点的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；
S5.确定驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距较大，按照设定数值减小所述井距，重复步骤S2-S5；如果相离，说明所述井距较小，按照设定数值增大所述井距，重复步骤S2-S5；直至相切，确定此时所述注采井距为技术极限井距。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，根据CO2驱在原油中的溶解、相变和混相作用，利用数值模拟软件建立特低渗透油藏CO2驱数值模拟组分模型。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，n为≥90的正整数，优选地，n为90。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，计算各网格点的驱动压力梯度公式为：
Figure FDA0002666469500000011
式中，Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，P(i)为第i个网格点的压力，m为网格点的数量，l(i)为第i个网格点的长度。
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于，m为≥21的正整数，优选地，m为21。
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，计算各网格的启动压力梯度公式为：
Go＝A×(K/μo)-B
式中，Go为启动压力梯度，K为渗透率，μo为原油粘度，A、B均为待定系数。
7.一种用于确定特低渗油藏CO2驱技术极限井距的系统，其特征在于，所述系统包括组分模型建立模块、计算模块、驱动压力梯度确定模块、启动压力梯度确定模块、技术极限井距确定模块；
组分模型建立模块根据CO2对原油的降粘作用以及对油相启动压力梯度的影响，利用油藏数值模拟软件建立油藏数值模拟组分模型；
计算模块，根据设定井距进行设置注采井，利用组分模型建立模块建立的模型计算注采井之间各网格点的压力、原油粘度在所述模型计算n天后的值；
驱动压力梯度确定模块，根据各网格点的压力计算各网格点的驱动压力梯度，绘制驱动压力梯度曲线；各网格点的驱动压力梯度计算公式为：
Figure FDA0002666469500000021
式中，Dri为第i个网格点的驱动压力梯度，P(i)为第i个网格点的压力，m为网格点的数量，l(i)为第i个网格点的长度；
启动压力梯度确定模块，根据各网格点的原油粘度及渗透率计算各网格的启动压力梯度，绘制启动压力梯度曲线；各网格的启动压力梯度计算公式为：
Go＝A×(K/μo)-B
式中，Go为启动压力梯度，K为渗透率，μo为原油粘度，A、B均为待定系数；
技术极限井距确定模块，用于确定所述驱动压力梯度曲线与所述启动压力梯度曲线关系，如果相交，说明所述井距过大，按照设定数值减小所述井距，返回至所述计算模块；如果相离，说明所述井距过小，按照设定数值增大所述井距，返回至所述计算模块；直至相切，确定此时所述井距为技术极限井距。
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