CN116044389B - 一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法 - Google Patents

一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法，包括：选择若干块基质岩心、裂缝岩心拼接成长岩心装入夹持器；将地层水注入夹持器，再用原油驱替岩心中的地层水；保持岩心入口端压力为地层压力，每次降低回压，向岩心中驱替原油稳定后，记录△t时间内分离器油量MOi、气量计气量Vgi，计算岩心出口端气油比GORi=Vgi/MOi；当MOi比MOi‑1降低5%以上且GORi比GORi‑1增加10%以上时，得到合理驱替压差，计算合理驱替压差条件下岩心油相单位面积渗流速度Vo；再计算生产井稳定流动时油相单位面积渗流速度Vfo；当Vfo=Vo，计算生产井的合理生产压差。本发明提高了页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定精度，为页岩油藏单井合理配产提供基础参数和理论依据。

Description

一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，特别涉及一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法。
背景技术
致密页岩油藏是我国未来油气藏资源勘探开发的重点领域。该类油藏储层普遍具有特低孔低渗、无自然产能、大规模压裂改造后可获得工业油气流的特点。开发初期，地层压力高，多采用衰竭开采方式。此外，储层的特低孔低渗、混合润湿特征，导致地层原油运移过程中存在吸附解析、扩散、启动压力梯度、应力敏感及基质-裂缝渗流等复杂非线性多重介质流动特征。与常规油藏比较，致密页岩油藏普遍具有单井初期产量高、稳产期短、递减快的特点，开发早期单井合理生产压差的选择是确定该类油藏单井初期配产的依据。
目前，对于油藏单井合理生产压差的确定，多采用油藏工程方法和数值模拟方法。油藏工程方法包括油井流入动态分析方法、不稳定渗流方法。油井流入动态分析方法是基于油井稳态产能方程与井筒原油流动方程，分别绘制地层流入动态曲线、流出动态曲线，两曲线的交点即为单井的合理生产压差与产量[李颖川.采油工程(第二版)[M]，石油工业出版社，2009]。不稳定渗流方法是在特定假设条件基础上，依据渗流力学理论建立单井渗流理论模型，根据模型预测单井产量或稳产时间的变化，从而确定单井的合理生产压差[姜喆、冯其红.致密油藏工作制度优化方法研究[D]，中国石油大学(华东)，2019年]。数值模拟方法，即采用商业数值模拟软件，根据单井储层特征参数建立相应的地质模型和数值模拟模型，预测不同生产压差或配产条件下单井的稳产时间、累产油量变化曲线，确定合理的生产压差或产量。
但是，现有的油藏工程方法、渗流理论及数值模拟软件，难以同时考虑致密页岩储层混合润湿特征，开采过程中的吸附解吸、扩散及非线性流动效应等，合理生产压差的确定与现场实际存在一定的偏差。
本发明首次提出通过实验测试方法，采用实际储层岩心和地层含气原油，能够实现前述非线性流动效应的表征，从而提高合理生产压差预测的精度。
发明内容
本发明的目的在于提供一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法，该方法原理可靠、操作简便，充分考虑了致密页岩储层混合润湿和非线性渗流效应，实验测试结果更加符合现场实际，有效提高了致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定精度，同时也为页岩油藏早期单井合理配产提供基础参数和理论依据。
为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。
一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法，依次包括以下步骤：
(1)在地层温度T0、地层压力P0条件下，按照初期生产气油比GOR0配置原油，测试地面条件原油密度ρo、地层条件原油体积系数Bo和地层条件原油粘度μo；
(2)取得生产层段基质岩心多块，清洗烘干后分别测试基质岩心的渗透率K、孔隙度Ф、长度L和直径D；
(3)根据生产井压裂改造后压力恢复试井资料，确定地层条件裂缝渗透率Kf0、油相等效渗透率Ko、单井控制半径Re，对基质岩心采用人工应力造缝，制备成裂缝岩心，测试每块裂缝岩心的渗透率Kf和孔隙度Фf；
(4)采用抽真空定量饱和方式，对基质岩心、裂缝岩心分别饱和地层水；
(5)选择若干块基质岩心、裂缝岩心拼接成长岩心，将长岩心装入夹持器，基质岩心位于夹持器入口端，裂缝岩心位于夹持器出口端；夹持器入口端通过原油中间容器、地层水中间容器连接驱替泵，出口端连接回压阀，回压阀分别连接回压泵和分离器，分离器连接气量计；夹持器、原油中间容器、地层水中间容器均位于烘箱中；
(6)将烘箱设定为地层温度T0，驱替泵设定为地层压力P0，将地层水恒压注入夹持器，保持围压大于注入压力4MPa，直至岩心出口端压力与地层压力一致；将回压泵设置为恒定压力P0，调整驱替泵为恒速模式，将原油注入夹持器驱替岩心中的地层水；
(7)调整驱替泵为恒压模式，设定为地层压力P0，逐级降低回压泵的压力，当岩心出口端的分离器和气量计分别观察到原油、气体流出时，记录此时回压为P01；
(8)设置回压泵为恒压模式，将压力设定为Pi＝P01-0.01×i×P01，i为回压降低次数，保持岩心入口端压力P0不变，每次降低回压，向岩心中驱替原油，稳定后记录△t小时内，分离器的油量MOi、气量计的气量Vgi，计算岩心出口端气油比GORi＝Vgi/MOi；
(9)绘制Pi～MOi/△t、Pi～GORi关系曲线，当MOi比MOi-1降低5％以上且GORi比GORi-1增加10％以上时，合理回压P3＝0.5(Pi+Pi-1)，合理驱替压差△P0＝P0-P3，计算合理驱替压差条件下岩心平均日产油量Qo、岩心油相单位面积渗流速度Vo：
Qo＝[0.5(MOi+MOi-1)/ρo]×(24/Δt)
＝12(MOi+MOi-1)/(△tρo) (式1)
Vo＝0.01Qo/(0.25πD2) (式2)
(10)生产井井筒半径为Rw，所在油藏储层厚度为H，根据油藏直井径向流不可压缩流体稳定流动产量公式[油气藏工程手册(第五版)，Tarek Ahmed、孙贺东等，石油工业出版社，2021，P199-200]，利用下式计算稳定流动时油井稳定日产油量Qfo、油相单位面积渗流速度Vfo：
Qfo＝(0.5428Ko×H×△P)/[μo×Bo×ln(Re/Rw)] (式3)
Vfo＝Qfo/(2πRwH)
＝(0.5428Ko×H×△P)/[μo×Bo×ln(Re/Rw)]/(2πRwH)
＝(0.2714Ko×△P)/[πRw×μo×Bo×ln(Re/Rw)] (式4)
当Vfo＝Vo，生产井的合理生产压差△P计算如下：
△P＝[3.685πRw×μo×Bo×Vo×ln(Re/Rw)]/Ko
＝[11.58Rw×μo×Bo×Vo×ln(Re/Rw)]/Ko (式5)
进一步地，所述步骤(3)采用煤油测试裂缝岩心的油相渗透率Kf(mD)，使其与Kf0一致。
进一步地，所述步骤(4)过程如下：根据油藏束缚水饱和度Swr，采用抽真空定量饱和方式，对基质岩心饱和2.5×10-5πLD2ФSwr(ml)的地层水、裂缝岩心饱和2.5×10-5πLD2ФfSwr(ml)的地层水。
进一步地，所述步骤(5)中，所述长岩心长度为L0，拼接的基质岩心、裂缝岩心的长度均为0.5L0。
本发明中，各参数含义如下：
T0——地层温度，℃；
P0——地层压力，MPa；
GOR0——初期生产气油比，m3/m3；
ρo——地面条件原油密度，g/ml；
Bo——地层条件原油体积系数，无量纲；
μo——地层条件原油粘度，mPa.s；
K、Kf——基质岩心、裂缝岩心渗透率，mD；
Ф、Фf——基质岩心、裂缝岩心孔隙度，％；
L——基质岩心长度，cm；
D——基质岩心直径，cm；
Kf0——地层条件裂缝渗透率，mD；
Ko——地层条件油相等效渗透率，mD；
Re、Rw——单井控制半径、井筒半径，m；
H——油藏储层厚度，m；
L0——长岩心的长度，cm；
Qo——合理驱替压差条件下岩心平均日产油量，ml/d；
Vo——合理驱替压差条件下岩心油相单位面积渗流速度，m/d；
Qfo——油井稳定日产油量，m3/d；
Vfo——油井稳定流动时油相单位面积渗流速度，m/d；
Swr——油藏束缚水饱和度，％；
△t——时间，小时；
△P0、△P——合理驱替压差、实际生产井的合理生产压差，MPa。
附图说明
图1为致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差测试实验装置结构示意图。
图中：1、2、24—围压泵、驱替泵、回压泵；3、13、16、20—压力表；4、5、6、8、9、10、12、17、18、21—阀门；7、11—原油中间容器、地层水中间容器；14—长岩心夹持器；15-烘箱；19—回压阀；22—分离器；23—电子电平；25—气量计。
图2为Pi～MOi/△t、Pi～GORi的关系曲线。
具体实施方式
下面根据附图和实例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。
一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法，依次包括以下步骤：
1)取得某致密页岩油藏单井分离器油样及分离器气样，按照国家标准GB/T26981-2020“油气藏流体物性分析方法”，在原始地层温度T0＝75℃、原始地层压力P0＝35MPa条件，按照初期生产气油比GOR0＝180(m3/m3)配置原始地层原油样品测试地面条件原油密度ρo＝0.85(g/ml)、原始地层条件原油体积系数Bo＝1.05、原始地层条件原油粘度μo(mPa.s)＝0.34，并取得该井产出地层水样200ml。
2)取得该井生产层段基质柱塞岩心4块，首先用石油醚清洗岩心、70℃条件烘干岩心，然后按照国家标准GB/T 29172-2012“岩心分析方法”测试每块柱塞岩心渗透率K、孔隙度Ф、长度L、直径D，见表1。
表1 4块基质岩心物性测试结果
序号 D，cm L，cm Ф，％ K，mD
1 2.54 6.30 8.65 0.52
2 2.54 6.50 7.68 0.48
3 2.54 6.11 8.31 0.12
4 2.54 6.69 7.81 0.17
3)根据该井压裂改造后压力恢复试井确定地层条件裂缝渗透率Kf0＝2.15mD、油相等效渗透率Ko＝0.025mD、单井控制半径Re＝100m，选择表1中的3、4号基质岩心，采用人工应力造缝制备裂缝岩心；按照国家标准GB/T 29172-2012“岩心分析方法”测试3、4号裂缝岩心孔隙度Фf3＝8.45％、Фf4＝8.03％。
4)参考油藏束缚水饱和度Swr＝30％，采用抽真空定量饱和方式，对1、2号基质分别饱和0.97ml、0.89ml地层水，3、4号裂缝岩心分别饱和0.92ml、0.96ml的地层水；然后，针对3、4裂缝岩心采用煤油测试其油相渗透率分比为2.14mD、2.17mD，与Kf0＝2.15mD基本一致。
5)模拟实际致密页岩油藏单井压裂的特点，选择若干块基质岩心、裂缝岩心拼接成长度为L0＝25.6cm的长岩心，1、2号基质岩心位于长岩心入口端、3、4裂缝岩心位于长岩心出口端；拼接的基质岩心、裂缝岩心长度均为0.5L0＝12.8cm。将拼接好的长岩心装入实验装置(见图1)的夹持器中。
6)将烘箱15设定为原始地层温度T0＝75℃，驱替泵2设定为原始地层压力P0＝35MPa条件；将配制好的地层原油和地层水分别装入中间容器7、中间容器11中；打开阀门4、5、12、10、9，将地层水恒压注入岩心夹持器，驱替过程中通过围压泵1保持压力表3比压力表13(通过驱替泵2控制)的压力大4MPa，直至岩心出口端压力表16与地层压力P0一致；然后，关闭阀门10，打开阀门6、8、16，打开与回压阀19连接的阀门17、18、21，回压泵24设置为恒定压力P0；调整驱替泵2为恒速模式，设定为0.01ml/min注入速度，将中间容器7中地层原油注入岩心夹持器14，驱替48小时后，分离器22中的产出水量Vw＝17.52ml在3小时不发生变化，油驱水结束。
7)调整驱替泵2为恒压模式，设定为原始地层压力P0＝35MPa；按照一定的压降速度0.01MPa/h逐级降低回压泵24的压力，当压力表20的压力P01＝31.05MPa时，岩心出口端气油分离器22和气量计25中观察到原油、气体流出。
8)设置回压泵24为恒压模式，将压力设为Pi＝P01-0.3105×i，i为回压降低次数，岩心入口端压力保持P0不变，每次降低回压后向岩心中恒压驱替原油3小时达到稳定后，记录△t＝0.5h时间内，通过电子天平23记录分离器22中的油量MOi、气量计25中的气量Vgi，计算岩心出口端气油比GORi＝Vgi/MOi。
具体测试数据见表2。
表2致密页岩油藏早期衰竭开采实验测试数据
序号 Pi(MPa) MOi(g) Vgi(ml) GORi(ml/g)
1 30.74 3.53 712 202
2 30.43 3.47 704 203
3 30.12 3.42 703 206
4 29.81 3.01 697 232
5 29.50 2.68 792 296
6 29.19 2.36 812 344
7 28.88 2.02 795 394
8 28.57 1.59 689 433
9 28.26 1.26 725 575
10 27.95 1.02 654 641
9)绘制Pi～MOi/△t、Pi～GORi如图2所示，当Pi＝29.81MPa时(表2中序号4)，MO4比MO3降低11.99％、GOR4比GOR3增加12.65％，则计算合理回压P3＝0.5(P3+P4)＝0.5(30.12+29.81)＝29.96MPa、合理驱替压差△P0＝P0-P3＝35-29.96＝5.04MPa，计算岩心单位面积油相渗流速度过程如下：
(a)计算合理驱替压差对应的岩心平均日产油Qo：
Qo＝[0.5(MOi+MOi-1)/ρo]×(24/Δt)
＝[0.5(MO4+MO3)/ρo]×(24/Δt)
＝[0.5(3.01+3.42)/0.85]×(24/0.5)
＝181.55(ml/d)
(b)计算岩心中单位面积油相渗流速度Vo：
Vo＝0.01Qo/(0.25πD2)
＝0.01×181.55/(0.25×3.1415×2.542)
＝0.3583(m/d)
10)对于实际井而言，合理生产压差△P条件下，油相在储层中的渗流速度Vfo应与岩心中的渗流速度Vo相等，即Vfo＝Vo＝0.3583(m/d)，该井井筒半径为Rw＝0.0625m，计算实际生产井的合理生产压差△P过程如下：
(a)计算稳定流动时油井稳定日产油量Qfo：
Qfo＝(0.5428Ko×H×△P)/[μo×Bo×ln(Re/Rw)]
(b)计算油井稳定产量Qfo对应的油相单位面积渗流速度Vfo：
Vfo＝Qfo/(2πRwH)
＝(0.5428Ko×H×△P)/[μo×Bo×ln(Re/Rw)]/(2πRwH)
＝(0.2714Ko×△P)/[πRw×μo×Bo×ln(Re/Rw)]
(c)由Vfo＝Vo＝0.3583，可得油井的合理生产压差△P：
△P＝[3.685πRw×μo×Bo×Vfo×ln(Re/Rw)]/Ko
＝[11.58Rw×μo×Bo×Vfo×ln(Re/Rw)]/Ko
＝[11.58×0.0625×0.34×1.05×0.3583×ln(100/0.0625)]/0.025
＝27.31(MPa)
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护之列。

Claims (3)

1.一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法，依次包括以下步骤：
(1)在地层温度T0、地层压力P0条件下，按照初期生产气油比GOR0配置原油，测试地面条件原油密度ρo、地层条件原油体积系数Bo和地层条件原油粘度μo；
(2)取得生产层段基质岩心多块，清洗烘干后分别测试基质岩心的渗透率K、孔隙度Ф、长度L和直径D；
(3)根据试井资料，确定地层条件裂缝渗透率Kf0、油相等效渗透率Ko、单井控制半径Re，对基质岩心采用人工应力造缝，制备裂缝岩心，采用煤油测试裂缝岩心的油相渗透率Kf，使其与Kf0一致，测试裂缝岩心的孔隙度Фf；
(4)采用抽真空定量饱和方式，对基质岩心、裂缝岩心分别饱和地层水；
(5)选择若干块基质岩心、裂缝岩心拼接成长岩心，将长岩心装入夹持器，基质岩心位于夹持器入口端，裂缝岩心位于夹持器出口端；夹持器入口端通过原油中间容器、地层水中间容器连接驱替泵，出口端连接回压阀，回压阀分别连接回压泵和分离器，分离器连接气量计；夹持器、原油中间容器、地层水中间容器均位于烘箱中；
(6)将烘箱设定为地层温度T0，驱替泵设定为地层压力P0，将地层水恒压注入夹持器，保持围压大于注入压力4MPa，直至岩心出口端压力与地层压力一致；将回压泵设置为恒定压力P0，调整驱替泵为恒速模式，将原油注入夹持器驱替岩心中的地层水；
(7)调整驱替泵为恒压模式，设定为地层压力P0，逐级降低回压泵的压力，当岩心出口端的分离器和气量计分别观察到原油、气体流出时，记录此时回压为P01；
(8)设置回压泵为恒压模式，将压力设定为Pi＝P01-0.01×i×P01，i为回压降低次数，保持岩心入口端压力P0不变，每次降低回压，向岩心中驱替原油，稳定后记录△t小时内，分离器的油量MOi、气量计的气量Vgi，计算岩心出口端气油比GORi＝Vgi/MOi；
(9)绘制Pi～MOi/△t、Pi～GORi关系曲线，当MOi比MOi-1降低5％以上且GORi比GORi-1增加10％以上时，合理回压P3＝0.5(Pi+Pi-1)，合理驱替压差△P0＝P0-P3，计算合理驱替压差条件下岩心平均日产油量Qo、岩心油相单位面积渗流速度Vo：
Qo＝12(MOi+MOi-1)/(△tρo)
Vo＝0.01Qo/(0.25πD2)；
(10)生产井井筒半径为Rw，油藏储层厚度为H，计算稳定流动时生产井稳定日产油量Qfo、油相单位面积渗流速度Vfo：
Qfo＝(0.5428Ko×H×△P)/[μo×Bo×ln(Re/Rw)]
Vfo＝(0.2714Ko×△P)/[πRw×μo×Bo×ln(Re/Rw)]
当Vfo＝Vo，生产井的合理生产压差△P计算如下：
△P＝[11.58Rw×μo×Bo×Vo×ln(Re/Rw)]/Ko。
2.如权利要求1所述的一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述步骤(4)过程如下：根据油藏束缚水饱和度Swr，采用抽真空定量饱和方式，对基质岩心饱和2.5×10-5πLD2ФSwr的地层水、裂缝岩心饱和2.5×10-5πLD2Фf Swr的地层水。
3.如权利要求1所述的一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法，其特征在于，所述步骤(5)中，所述长岩心长度为L0，拼接的基质岩心、裂缝岩心的长度均为0.5L0。
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