CN115573689A - 稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，包括：以实验结果为基础，拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式；计算稠油在油藏中的流度值，并根据关系式计算对应的启动压力梯度值；根据压驱注采井距确定注采井间的启动压力值，作为最小驱替压差；通过油井的最大产液能力确定最大驱替压差；计算驱替压差界限范围内不同生产压差对应的累积净现值；将最大累积净现值对应的驱替压差作为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。该稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法通过油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法。
背景技术
胜利油田稠油油藏资源丰富，地质储量3.2亿吨，但在开发过程中，“波及范围小，含水上升快，油井液量低”的矛盾一直存在，严重制约稠油油藏开发效果的提高。
稠油油藏降粘驱开发过程中，受驱替相与被驱替相粘度比的影响，驱替相在油藏中容易沿高深条带发生窜进，导致驱替相的有效波及范围小，且油井含水上升速度快，驱替效果差。且稠油油藏本身存在较高的启动压力，需要损耗部分注采井间压差以克服稠油油藏的启动压力，从而导致有效驱替压差较小，油井液量低，进而影响油井产能。因此需深入研究，探索大幅提高稠油油藏动用程度的手段，实现稠油油藏的经济高效开发。
降粘压驱是以极高的注入速度在短时间内实现稠油油藏的大量水溶性降粘剂溶液的注入，以起到在稠油降粘的同时，迅速提高地层压力系数，在油藏中形成人造高压，克服注采井间启动压力，从而提高油藏的有效驱替压差，起到提高油井液量的作用。由于降粘压驱的注入压力接近地层破裂压力，在降粘压驱注入过程中，注入井附近会形成大量的网状微裂缝并持续均匀向地层扩展，降粘剂溶液会随着微裂缝的扩展进入油藏深部，扩大降粘体系的波及范围。且降粘压驱形成的微裂缝可有效降低油藏非均质性的不利影响，有利于降粘体系的均衡推进。
在降粘压驱开发过程中，合理驱替压差的确定是一个非常关键的因素。驱替压差过低，油井的有效生产压差小，不利于单井液量及产能的提高；驱替压差过大，注入的水溶性降粘体系会在压差作用下向生产井快速窜进，造成油井见水时间大幅提前，影响区块的整体开发效果。
在申请号：CN201810122003.0的中国专利申请中，涉及到一种确定岩心中油的采出程度的方法及装置。所述方法包括：基于初始毛细管半径分布数据，确定毛细管束中单毛细管的目标毛细管半径；其中，目标毛细管半径用于表征在指定驱替压差下流体在单毛细管中进行渗吸时的有效流动通道的半径；基于目标毛细管半径，确定在指定驱替压差下单毛细管中油的采出程度；根据在指定驱替压差下毛细管束中各个单毛细管中油的采出程度，确定在指定驱替压差下毛细管束中油的采出程度，并将毛细管束中油的采出程度作为岩心中油的采出程度。
在申请号：CN201710166925.7的中国专利申请中，涉及到种自动化测量计算岩心物性参数的驱替测试方法，所述的驱替测试方法包括以下实施步骤：S1、试验数据采集：首先检测质量测量仪的质量数据变化，当检测到质量测量仪的质量变化情况随时间的变化成线性关系后，表明驱替达到稳定，此时开始采集试验数据，所述试验数据包括恒速恒压泵的流速、岩心夹持器的两端压差、质量测量仪的质量随时间的变化量，稳定一段时间t后，控制恒速恒压泵停止工作，结束试验数据采集；S2、试验数据分析处理：根据液容器中的液体类型确定驱替类型是单相驱替还是两相驱替，然后分别计算单相驱替和两相驱替下的岩心渗透率。
在申请号：CN201410823131.X的中国专利申请中，涉及到一种提高油藏驱动压差的油井处理方法，包括：关闭与采油井高含水层相对应的注入井，并从所述采油井向油层注入油层原油清洗剂及油田注入水隔离液；从所述采油井向油层注入岩石表面电性改造剂；从所述采油井向油层注入高强度聚合物延缓交联凝胶体系；从所述采油井向油层注入自降解聚合物凝胶体系；从所述采油井向油层注入凝胶清洗体系，关闭所述采油井并候凝预设时间。
以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们发明了一种新的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种为稠油油藏降粘压驱开发合理注入参数的确定提供了一种途径的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，该稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法包括：
步骤1：以实验结果为基础，拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式；
步骤2，计算稠油在油藏中的流度值，并根据关系式计算对应的启动压力梯度值；
步骤3：根据压驱注采井距确定注采井间的启动压力值，作为最小驱替压差；
步骤4：通过油井的最大产液能力确定最大驱替压差；
步骤5：计算驱替压差界限范围内不同生产压差对应的累积净现值；
步骤6：将最大累积净现值对应的驱替压差作为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，实验测定原油粘度、油藏渗透率与启动压力梯度之间关系，将实验结果绘制到图版中，通过多元回归拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式。
在步骤1中，原油粘度、油藏渗透率与稠油流度之间存在如下函数关系：
λ＝K/μ
式中，入为稠油流度；K为油藏渗透率；μ为原油粘度。
步骤1中，稠油流度与启动压力梯度之间的关系表述为：
log Gp＝-a×logλ+b
式中，Gp为稠油油藏的启动压力梯度；λ为稠油流度；a、b为回归得到的线性方程的系数；
在步骤2中，根据实际油藏的渗透率及原油粘度计算稠油在油藏中的流度值，通过步骤1得到的关系式，计算稠油在油藏中的流度值对应的启动压力梯度值。
在步骤3，根据降粘压驱井网的注采井距，结合步骤2得到的油藏启动压力梯度值，计算注采井间的启动压力值，将该值作为降粘压驱开发过程中注采井间的最小驱替压差。
在步骤3中，注采井距、启动压力梯度以及注采井问启动压力之间存在如下函数关系：
PSH＝Gp×LWO
式中，PSH为注采井间启动压力；Gp为稠油油藏的启动压力梯度；Lwo为注采井距。
在步骤4中，根据油井工况，确定油井的最大产液能力，并通过压驱产能计算公式确定达到最大产液能力所需的驱替压差，将该驱替压差作为降粘压驱开发过程中注采井间的最大驱替压差。
在步骤4中，驱替压差与油井产液能力之间存在如下函数关系：
式中，Pd为驱替压差；Q为油井产液能力；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；K为油藏渗透率；Gp为油藏启动压力梯度。
在步骤4中，通过油井工况确定油井最大产液能力，最大产液能力对应的驱替压差即为注采井间的最大驱替压差。
在步骤5中，将步骤3中注采井间最小驱替压差作为驱替压差取值下限，步骤4中注采井间最大驱替压差作为驱替压差取值上限，计算驱替压差界限范围内不同驱替压差对应的累积产油量，并利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值。
在步骤6中，利用数学最优化方法，将最大累积净现值对应的驱替压差作为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差；
累积净现值NPV与驱替压差Pd之间存在如下函数关系：
NPV＝aPd 2+bPd+c
式中，NPV为累积净现值，Pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
本发明中的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，通过实验建立起稠油油藏降粘压驱开发过程中稠油流度与启动压力梯度之间关系，根据降粘压驱注采井距、油井最大产液能力求取最小、最大驱替压差后，通过油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差，为稠油油藏降粘压驱开发合理注入参数的确定提供了一种途径。
附图说明
图1为本发明的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例1中稠油流度与启动压力梯度变化关系图版；
图3为本发明的一具体实施例1中求取合理驱替压差时，不同驱替压差与累积净现值关系曲线图；
图4为本发明的一具体实施例2中稠油流度与启动压力梯度变化关系图版；
图5为本发明的一具体实施例中2求取合理驱替压差时，不同驱替压差与累积净现值关系曲线图；
图6为本发明的一具体实施例3中稠油流度与启动压力梯度变化关系图版；
图7为本发明的一具体实施例3中求取合理驱替压差时，不同驱替压差与累积净现值关系曲线图。
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。
本发明的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法包括了以下步骤：
步骤1，实验测定原油粘度、油藏渗透率与启动压力梯度之间关系，将实验结果绘制到图版中，通过多元回归拟合稠油流度(油藏渗透率与原油粘度比值)与启动压力梯度之间关系式；
原油粘度、油藏渗透率与稠油流度之间存在如下函数关系：
λ＝K/μ
式中，入为稠油流度；K为油藏渗透率；μ为原油粘度。
步骤1中，稠油流度与启动压力梯度之间的关系可以表述为：
log Gp＝-a×logλ+b
式中，Gp为稠油油藏的启动压力梯度；λ为稠油流度；a、b为回归得到的线性方程的系数；
步骤2，根据实际油藏的渗透率及原油粘度计算稠油在油藏中的流度值，通过步骤1得到的关系式，计算稠油在油藏中的流度值对应的启动压力梯度值；
步骤3，根据降粘压驱井网的注采井距，结合步骤2得到的油藏启动压力梯度值，计算注采井间的启动压力值，将该值作为降粘压驱开发过程中注采井间的最小驱替压差；
注采井距、启动压力梯度以及注采井间启动压力之间存在如下函数关系：
PSH＝Gp×LWO
式中，PSH为注采井间启动压力；Gp为稠油油藏的启动压力梯度；Lwo为注采井距。
步骤4，根据油井工况，确定油井的最大产液能力，并通过压驱产能计算公式确定达到最大产液能力所需的驱替压差，将该驱替压差作为降粘压驱开发过程中注采井间的最大驱替压差；
驱替压差与油井产液能力之间存在如下函数关系：
式中，Pd为驱替压差；Q为油井产液能力；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；K为油藏渗透率；Gp为油藏启动压力梯度；
通过油井工况确定油井最大产液能力，最大产液能力对应的驱替压差即为注采井间的最大驱替压差。
步骤5，将步骤3中注采井间最小驱替压差作为驱替压差取值下限，步骤4中注采井间最大驱替压差作为驱替压差取值上限，通过油藏数值模拟软件计算驱替压差界限范围内不同驱替压差对应的累积产油量，并利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值；
将将不同驱替压差对应的累积净现值散点绘制于表格中，转入步骤6；
步骤6，利用数学最优化方法，将最大累积净现值对应的驱替压差作为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
累积净现值NPV与驱替压差Pd之间存在如下函数关系：
NPV＝aPd 2+bPd+c
式中，NPV为累积净现值，Pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
本发明的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，通过实验建立起稠油油藏降粘压驱开发过程中稠油流度与启动压力梯度之间关系，根据降粘压驱注采井距、油井最大产液能力求取最小、最大驱替压差后，通过油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差，为稠油油藏降粘压驱开发合理注入参数的确定提供了一种途径。
以下为应用本发明的几个具体实施例。
实施例1：
在应用本发明的具体实施例1中，如图1所示，图1为一种稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法的流程图。
在步骤101中，实验测定原油粘度、油藏渗透率与启动压力梯度之间关系，根据实验结果计算并绘制稠油流度(油藏渗透率与原油粘度比值)与启动压力梯度之间的关系图版，建立的图版如图2所示；
以实验得到的稠油流度与启动压力梯度之间的关系图版为基础，通过多元回归拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式，拟合得到的函数关系式为：
l0g Gp＝-0.92logλ-1.73
式中，Gp为稠油油藏的启动压力梯度；λ为稠油流度；
流程进入到步骤102。
在步骤102中，根据实际油藏的渗透率及原油粘度计算稠油在油藏中的流度值，通过步骤1得到的关系式，计算稠油在油藏中的流度值对应的启动压力梯度值；
示例，油藏条件下原油粘度1100mPa.s，油藏渗透率760×10-3μm2，计算得到油藏条件下稠油流度为0.69×10-3μm2/mPa.s。通过步骤101得到的稠油流度与启动压力梯度之间关系式，可求得稠油流度为0.69×10-3μm2/mPa.s时对应的启动压力梯度为0.018MPa/m。流程进入到步骤103。
在步骤103中，根据降粘压驱井网的注采井距，结合步骤102得到的油藏启动压力梯度值，计算注采井间的启动压力值。注采井距、启动压力梯度以及注采井间启动压力之间存在如下函数关系：
PSH＝Gp×LWO
式中，PSH为注采井间启动压力；Gp为稠油油藏的启动压力梯度；Lwo为注采井距。
示例，稠油油藏降粘压驱开发过程中，注采井间的井距为280m，步骤102计算得到的启动压力梯度为0.018MP/m，计算得到注采井间启动压力为5.1MPa。该值即为降粘压驱开发过程中注采井间的最小驱替压差。流程进入到步骤104。
在步骤104中：根据油井工况，确定油井的最大产液能力，并通过压驱产能计算公式确定达到最大产液能力所需的驱替压差，驱替压差与油井产液能力之间存在如下函数关系：
式中，Pd为驱替压差；Q为油井产液能力；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；K为油藏渗透率；Gp为油藏启动压力梯度；
示例，根据油井工况，确定油井最大产液能力40m3/d，原油粘度取值1100mPa.s，压驱控制半径260m，油藏厚度12m，油藏渗透率760×10-3μm2，油藏启动压力梯度0.018MPa/m，根据上式计算可得，油井达到最大产液能力所需的驱替压差为13.2MPa，该值即为降粘压驱开发过程中注采井间的最大驱替压差。流程进入到步骤105。
在步骤105中，将步骤103确定的注采井间最小驱替压差5.1MPa作为驱替压差取值下限，步骤104确定的注采井间最大驱替压差13.2MPa作为驱替压差取值上限，在驱替压差取值范围内对注采井间驱替压差进行变更，通过油藏数值模拟软件计算不同注采井间驱替压差对应的累积产油量。利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值，得到与不同注采井间驱替压差相对应的累积净现值。流程进入到步骤106。
在步骤106中，将不同注采井间驱替压差下的累积净现值散点数据绘制到数据表中，对散点数据进行一元二次回归，并求取回归得到的一元二次方程的最大值，该最大值所对应的驱替压差即为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
累积净现值NPV与注采井间驱替压差Pd之间存在如下函数关系：
NPV＝aPd 2+bPd+c
式中，NPV为累积净现值，Pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
图3为不同驱替压差与累积净现值之间的关系曲线。回归的二次函数为：
y=-4327.7x2+94079x+158834
利用二次函数极值公式，即可求出最大净现值为：672441.2元，对应的驱替压差为10.4MPa，此值即为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
该方法通过实验建立起稠油油藏降粘压驱开发过程中稠油流度与启动压力梯度之间关系，根据降粘压驱注采井距、油井最大产液能力求取最小、最大驱替压差后，通过油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。本发明为稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定提供了一种途径，为降粘压驱开发提供了技术支撑和理论支持。
实施例2：
在应用本发明的具体实施例2中，如图1所示，图1为一种稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法的流程图。
在步骤101中，实验测定原油粘度、油藏渗透率与启动压力梯度之间关系，根据实验结果计算并绘制稠油流度(油藏渗透率与原油粘度比值)与启动压力梯度之间的关系图版，建立的图版如图4所示；
以实验得到的稠油流度与启动压力梯度之间的关系图版为基础，通过多元回归拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式，拟合得到的函数关系式为：
log Gp＝-0.51logλ-1.89
式中，Gp为稠油油藏的启动压力梯度；λ为稠油流度；
流程进入到步骤102。
在步骤102中，根据实际油藏的渗透率及原油粘度计算稠油在油藏中的流度值，通过步骤1得到的关系式，计算稠油在油藏中的流度值对应的启动压力梯度值；
示例，油藏条件下原油粘度2000mPa.s，油藏渗透率350×10-3μm2，计算得到油藏条件下稠油流度为0.175×10-3μm2/mPa.s。通过步骤101得到的稠油流度与启动压力梯度之间关系式，可求得稠油流度为0.175×10-3μm2/mPa.s时对应的启动压力梯度为0.037MPa/m。流程进入到步骤103。
在步骤103中，根据降粘压驱井网的注采井距，结合步骤102得到的油藏启动压力梯度值，计算注采井间的启动压力值。注采井距、启动压力梯度以及注采井间启动压力之间存在如下函数关系：
PSH＝Gp×LWO
式中，PSH为注采井间启动压力；Gp为稠油油藏的启动压力梯度；Lwo为注采井距。
示例，稠油油藏降粘压驱开发过程中，注采井间的井距为220m，步骤102计算得到的启动压力梯度为0.037MP/m，计算得到注采井间启动压力为8.14MPa。该值即为降粘压驱开发过程中注采井间的最小驱替压差。流程进入到步骤104。
在步骤104中：根据油井工况，确定油井的最大产液能力，并通过压驱产能计算公式确定达到最大产液能力所需的驱替压差，驱替压差与油井产液能力之间存在如下函数关系：
式中，Pd为驱替压差；Q为油井产液能力；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；K为油藏渗透率；Gp为油藏启动压力梯度；
示例，根据油井工况，确定油井最大产液能力32m3/d，原油粘度取值2000mPa.s，压驱控制半径200m，油藏厚度9m，油藏渗透率350×10-3μm2，油藏启动压力梯度0.037MPa/m，根据上式计算可得，油井达到最大产液能力所需的驱替压差为22.1MPa，该值即为降粘压驱开发过程中注采井间的最大驱替压差。流程进入到步骤105。
在步骤105中，将步骤103确定的注采井间最小驱替压差8.14MPa作为驱替压差取值下限，步骤104确定的注采井间最大驱替压差22.1MPa作为驱替压差取值上限，在驱替压差取值范围内对注采井间驱替压差进行变更，通过油藏数值模拟软件计算不同注采井间驱替压差对应的累积产油量。利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值，得到与不同注采井间驱替压差相对应的累积净现值。流程进入到步骤106。
在步骤106中，将不同注采井间驱替压差下的累积净现值散点数据绘制到数据表中，对散点数据进行一元二次回归，并求取回归得到的一元二次方程的最大值，该最大值所对应的驱替压差即为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
累积净现值NPV与注采井间驱替压差Pd之间存在如下函数关系：
NPV＝aPd 2+bPd+c
式中，NPV为累积净现值，Pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
图5为不同驱替压差与累积净现值之间的关系曲线。回归的二次函数为：
y＝-3576.8x2+111310x-197552
利用二次函数极值公式，即可求出最大净现值为：647992.2元，对应的驱替压差为14.8MPa，此值即为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
该方法通过实验建立起稠油油藏降粘压驱开发过程中稠油流度与启动压力梯度之间关系，根据降粘压驱注采井距、油井最大产液能力求取最小、最大驱替压差后，通过油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。本发明为稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定提供了一种途径，为降粘压驱开发提供了技术支撑和理论支持。
实施例3：
在应用本发明的具体实施例3中，如图1所示，图1为一种稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法的流程图。
在步骤101中，实验测定原油粘度、油藏渗透率与启动压力梯度之间关系，根据实验结果计算并绘制稠油流度(油藏渗透率与原油粘度比值)与启动压力梯度之间的关系图版，建立的图版如图6所示；
以实验得到的稠油流度与启动压力梯度之间的关系图版为基础，通过多元回归拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式，拟合得到的函数关系式为：
logGp＝-1.44logλ-1.59
式中，Gp为稠油油藏的启动压力梯度；λ为稠油流度；
流程进入到步骤102。
在步骤102中，根据实际油藏的渗透率及原油粘度计算稠油在油藏中的流度值，通过步骤1得到的关系式，计算稠油在油藏中的流度值对应的启动压力梯度值；
示例，油藏条件下原油粘度1500mPa.s，油藏渗透率900×10-3μm2，计算得到油藏条件下稠油流度为0.6×10-3μm2/mPa.s。通过步骤101得到的稠油流度与启动压力梯度之间关系式，可求得稠油流度为0.6×10-3μm2/mPa.s时对应的启动压力梯度为0.024MPa/m。流程进入到步骤103。
在步骤103中，根据降粘压驱井网的注采井距，结合步骤102得到的油藏启动压力梯度值，计算注采井间的启动压力值。注采井距、启动压力梯度以及注采井间启动压力之间存在如下函数关系：
PSH＝Gp×LWO
式中，PSH为注采井间启动压力；Gp为稠油油藏的启动压力梯度；Lwo为注采井距。
示例，稠油油藏降粘压驱开发过程中，注采井间的井距为330m，步骤102计算得到的启动压力梯度为0.024MP/m，计算得到注采井间启动压力为7.92MPa。该值即为降粘压驱开发过程中注采井间的最小驱替压差。流程进入到步骤104。
在步骤104中：根据油井工况，确定油井的最大产液能力，并通过压驱产能计算公式确定达到最大产液能力所需的驱替压差，驱替压差与油井产液能力之间存在如下函数关系：
式中，Pd为驱替压差；Q为油井产液能力；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；K为油藏渗透率；Gp为油藏启动压力梯度；
示例，根据油井工况，确定油井最大产液能力38m3/d，原油粘度取值900mPa.s，压驱控制半径300m，油藏厚度10m，油藏渗透率900×10-3μm2，油藏启动压力梯度0.024MPa/m，根据上式计算可得，油井达到最大产液能力所需的驱替压差为19.4MPa，该值即为降粘压驱开发过程中注采井间的最大驱替压差。流程进入到步骤105。
在步骤105中，将步骤103确定的注采井间最小驱替压差7.92MPa作为驱替压差取值下限，步骤104确定的注采井间最大驱替压差19.4MPa作为驱替压差取值上限，在驱替压差取值范围内对注采井间驱替压差进行变更，通过油藏数值模拟软件计算不同注采井间驱替压差对应的累积产油量。利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值，得到与不同注采井间驱替压差相对应的累积净现值。流程进入到步骤106。
在步骤106中，将不同注采井间驱替压差下的累积净现值散点数据绘制到数据表中，对散点数据进行一元二次回归，并求取回归得到的一元二次方程的最大值，该最大值所对应的驱替压差即为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
累积净现值NPV与注采井间驱替压差Pd之间存在如下函数关系：
NPV＝aPd 2+bPd+c
式中，NPV为累积净现值，Pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
图7为不同驱替压差与累积净现值之间的关系曲线。回归的二次函数为：
y＝-9564x2+265022x-147228
利用二次函数极值公式，即可求出最大净现值为：792551.5元，对应的驱替压差为13.8MPa，此值即为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
该方法通过实验建立起稠油油藏降粘压驱开发过程中稠油流度与启动压力梯度之间关系，根据降粘压驱注采井距、油井最大产液能力求取最小、最大驱替压差后，通过油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。本发明为稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定提供了一种途径，为降粘压驱开发提供了技术支撑和理论支持。
本发明通过实验建立起稠油油藏降粘压驱开发过程中稠油流度与启动压力梯度之间关系，根据降粘压驱注采井距、油井最大产液能力求取最小、最大驱替压差后，通过油藏数值模拟与动态经济评价，运用最优化理论，以财务净现值为优化目标确定稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。
Claims (12)
1.稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，该稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法包括：
步骤1：以实验结果为基础，拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式；
步骤2，计算稠油在油藏中的流度值，并根据关系式计算对应的启动压力梯度值；
步骤3：根据压驱注采井距确定注采井间的启动压力值，作为最小驱替压差；
步骤4：通过油井的最大产液能力确定最大驱替压差；
步骤5：计算驱替压差界限范围内不同生产压差对应的累积净现值；
步骤6：将最大累积净现值对应的驱替压差作为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差。
2.根据权利要求1所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤1中，实验测定原油粘度、油藏渗透率与启动压力梯度之间关系，将实验结果绘制到图版中，通过多元回归拟合稠油流度与启动压力梯度之间关系式。
3.根据权利要求2所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤1中，原油粘度、油藏渗透率与稠油流度之间存在如下函数关系：
λ＝K/μ
式中，λ为稠油流度；K为油藏渗透率；μ为原油粘度。
4.根据权利要求3所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，步骤1中，稠油流度与启动压力梯度之间的关系表述为：
logGp＝-a×logλ+b
式中，Gp为稠油油藏的启动压力梯度；λ为稠油流度；a、b为回归得到的线性方程的系数。
5.根据权利要求1所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤2中，根据实际油藏的渗透率及原油粘度计算稠油在油藏中的流度值，通过步骤1得到的关系式，计算稠油在油藏中的流度值对应的启动压力梯度值。
6.根据权利要求1所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤3，根据降粘压驱井网的注采井距，结合步骤2得到的油藏启动压力梯度值，计算注采井间的启动压力值，将该值作为降粘压驱开发过程中注采井间的最小驱替压差。
7.根据权利要求6所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤3中，注采井距、启动压力梯度以及注采井间启动压力之间存在如下函数关系：
PSH＝Gp×LWO
式中，PSH为注采井间启动压力；Gp为稠油油藏的启动压力梯度；Lwo为注采井距。
8.根据权利要求1所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤4中，根据油井工况，确定油井的最大产液能力，并通过压驱产能计算公式确定达到最大产液能力所需的驱替压差，将该驱替压差作为降粘压驱开发过程中注采井间的最大驱替压差。
9.根据权利要求8所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤4中，驱替压差与油井产液能力之间存在如下函数关系：
式中，Pd为驱替压差；Q为油井产液能力；μ为原油粘度；r为压驱控制半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；K为油藏渗透率；Gp为油藏启动压力梯度。
10.根据权利要求8所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤4中，通过油井工况确定油井最大产液能力，最大产液能力对应的驱替压差即为注采井间的最大驱替压差。
11.根据权利要求1所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤5中，将步骤3中注采井间最小驱替压差作为驱替压差取值下限，步骤4中注采井间最大驱替压差作为驱替压差取值上限，计算驱替压差界限范围内不同驱替压差对应的累积产油量，并利用动态经济评价方法，计算不同累积产油量对应的累积净现值。
12.根据权利要求1所述的稠油油藏降粘压驱开发合理驱替压差的确定方法，其特征在于，在步骤6中，利用数学最优化方法，将最大累积净现值对应的驱替压差作为稠油油藏降粘压驱开发的合理驱替压差；
累积净现值NPV与驱替压差Pd之间存在如下函数关系：
NPV＝aPd 2+bPd+c
式中，NPV为累积净现值，Pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
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| CN116877034B (zh) * | 2023-08-14 | 2024-01-23 | 德州学院 | 低/特低渗透油藏开发的微压驱实施方法、系统和存储介质 |
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