CN116291346B - 一种用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法，确定了泡沫调驱技术的两个关键参数，且提供了可以进行外推、优选、匹配的曲线图版，这个过程不需要额外的建立不同的油藏模型，大幅度降低了数值模拟过程中油藏模型建立以及对应方案预测的工作量，提高了工作效率；该图版引入稠油油藏纵向渗透率比值这个主控因素，形成建立了纵向非均质稠油油藏主控属性和泡沫调驱技术关键参数之间的对应关系，填补了目前没有针对多层稠油油藏调驱的技术空缺，该二维曲线图版可以通过打印、携带、测量的操作获取信息，满足矿场相对粗犷的工作、作业环境，这种方法思路为其他非常规油气藏的提高采收率技术参数的优化提供了新的思路。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及到一种用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法。
背景技术
稠油油藏的泡沫驱替是目前比较有效的调整水驱矛盾的措施(以下简称为泡沫调驱技术)。稠油泡沫调剂技术的核心在于泡沫溶液浓度和气液比这两个关键参数的确定，矿场多采用数值模拟技术制作一系列泡沫调驱方案，最后根据数值模拟结果确定最优的泡沫调驱方案。
一方面，这种方法的前提是根据目标区块基本参数建立对应的油藏模型，如果更换了目标油藏则需要建立新的油藏模型，然后需要重新制作若干组泡沫调驱方案进行测试，工作量较大。
另一方面，目前对于具有纵向非均质的多层稠油泡沫调驱研究十分匮乏，现场仍多将这一类非均质多层稠油等效为单层均质稠油油藏进行分析，不能精准纵向调驱，有时调驱起到加剧层间生产矛盾的反作用。
因此，为了解决纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系参数确定的问题，本发明提供了一种优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版方法，形成一套优化图版来指导矿场构建不同纵向非均质稠油油藏的泡沫调驱体系，能够对泡沫剂溶液浓度和气液比这两个关键参数进行快速确定。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
鉴于上述和/或现有技术中存在的问题，提出了本发明。
因此，本发明的目的是，克服现有技术中的不足，提供一种用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法。
为解决上述技术问题，本发明提供了如下技术方案：包括，
建立目标区块的纵向非均质稠油油藏泡沫驱替技术数值模拟模型；
以渗透率比值为变量设计纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案库；
以增油量为指标，优选纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案下泡沫体系参数；
绘制纵向非均质稠油油藏泡沫体系的泡沫剂浓度优化图版以及气液比优化图版。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述建立目标区块的稠油油藏泡沫调驱数值模拟模型包括，以目标区块的储层地质资料以及油层流体物性资料作为输入，利用CMG数值模拟器建立数值模拟模型。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述储层地质资料包括储层埋藏深度、储层厚度、模型倾角、储层温度、压力、渗透率、孔隙度、初始含油饱和度；所述油层流体物性包括储层温度压力条件下的原油密度和原油粘度。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述设计纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案库，包括，
以渗透率比值k为第一变量、注入总量Qi为第二变量设计方案库A，方案库A中各方案组都对应一组需要测试的泡沫剂溶液浓度w，一个方案组只存在一个最优泡沫剂溶液浓度方案w*；还包括，
以渗透率比值k为第一变量、注入时机Ti为第二变量设计方案库B，方案库B中各方案组都对应一组需要测试的的气液比R，一个方案组只存在一个最优气液比方案R*；
其中，所述渗透率比值为顶层渗透率与底层渗透率的比值。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述优选纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案下泡沫体系参数，包括，以增油量为指标，通过建立的数值模拟模型运行方案库A、方案组B中各方案组，测试得到各方案组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*以及最优气液比R*。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述绘制纵向非均质稠油油藏泡沫体系的泡沫剂浓度优化图版，包括，
以渗透率比值k为X轴，方案库A中各组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*为Y轴，绘制不同注入总量Qi下的k-w*曲线，得到泡沫剂浓度优化图版。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述绘制纵向非均质稠油油藏泡沫体系的气液比优化图版，包括，
以渗透率比值k为X轴，方案库B中各组对应的最优气液比R*为Y轴，绘制不同注入时机Ti下的k-R曲线，得到气液比优化图版。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述图版能够根据稠油油藏纵向渗透率比值和预设计的泡沫注入总量以及注入时机来确定最优的泡沫剂溶液浓度和最优气液比。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述方法能够应用于纵向非均质稠油泡沫驱替领域以及具有相似储层特征的油气储层的驱替生产领域，其中，
所述相似储层特征的油气储层的驱替生产包括，纵向非均质稠油油藏泡沫吞吐技术、纵向非均质稠油蒸汽热采技术以及超深超厚缝洞型稠油泡沫驱替技术。
作为本发明所述用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法的一种优选方案，其中：所述纵向非均质稠油油藏泡沫吞吐技术包括直井、水平井、斜井吞吐技术；
所述纵向非均质稠油蒸汽热采技术包括稠油热蒸汽、多元热流体的驱替和吞吐技术。
所述超深超厚缝洞型稠油泡沫驱替技术包括断溶体油藏的泡沫驱替、泡沫调驱提高采收率技术。
本发明有益效果：
(1)本发明提供的指示图版引入稠油油藏纵向渗透率比值这个主控因素，形成建立了纵向非均质稠油油藏主控属性和泡沫调驱技术关键参数之间的对应关系，填补了目前没有针对多层稠油油藏调驱的技术空缺。
(2)本发明确定了泡沫调驱技术的两个关键参数，且提供了可以进行外推、优选、匹配的曲线图版。这个过程不需要额外的建立不同的油藏模型，大幅度降低了数值模拟过程中油藏模型建立以及对应方案预测的工作量，提高了工作效率。
(3)本发明提供的二维曲线图版可以通过打印、携带、测量的操作获取信息，满足矿场相对粗犷的工作、作业环境，这种方法思路为其他非常规油气藏的提高采收率技术参数的优化提供了新的思路。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明实施例2中建立的目标区块油藏数值模型图。
图2为本发明实施例2中调驱方案与水驱方案的累计产油曲线图。
图3为本发明表1中方案组18的5水平测试方案的累计产油曲线图。
图4为本发明表1中方案组18的5水平测试方案的增油量曲线图。
图5为本发明实施例2绘制的泡沫剂浓度优化图版。
图6为本发明实施例2绘制的气液比优化图版。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书实施例对本发明的具体实施方式做详细的说明。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
实施例1
本实施例提供了一种用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法。
S1：建立纵向非均质稠油油藏泡沫调驱数值模拟模型；
以稠油油藏泡沫调驱目标区块储层地质资料以及油层流体物性资料作为输入，利用CMG数值模拟器建立目标区块的稠油油藏泡沫调驱数值模拟模型；
进一步的，储层地质资料包括储储层埋藏深度、储层厚度、模型倾角、储层温度、压力、渗透率、孔隙度、初始含油饱和度；
油层流体物性资料包括储层温度压力条件下的原油密度和原油粘度。
S2：以渗透率比值为变量设计纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案库；
以渗透率比值k为第一变量、注入总量Qi为第二变量设计方案库A，方案库A中各方案组都对应一组需要测试的泡沫剂溶液浓度w，一个方案组只存在一个最优泡沫剂溶液浓度方案w*；
以渗透率比值k为第一变量、注入时机Ti为第二变量设计方案库B，方案库B中各方案组都对应一组需要测试的的气液比R，一个方案组只存在一个最优气液比方案R*；
S3：以增油量为指标，优选纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案组下泡沫体系参数；
数值模拟模型运行方案库A、B中各方案组，每次运行结果均能得到对应的增油量数据，根据其曲线特征，将调驱方案的累计产油与水驱方案的累计产油曲线的最大差值最为评价指标；
其中，评价指标数值越大，表示该方案调驱效果越好。
S4：所述绘制纵向非均质稠油油藏泡沫体系的优化图版；
A1:通过重复S3获得S2方案库A中各方案组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*；
进一步的，渗透率比值为X轴，各方案组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*为Y轴，绘制不同注入总量Qi下的k-w*曲线，得到泡沫剂浓度优化图版；
A2:通过重复S3获得S2方案库B中各方案对应的最优气液比R*；
进一步的，渗透率比值为X轴，各方案组对应的最优气液比R*为Y轴，绘制不同注入时间Ti下的k-w*曲线，得到气液比优化图版。
基于绘制得到的图版，工作人员能够根据稠油油藏纵向渗透率比值和预设计的泡沫注入总量来确定最优的泡沫剂溶液浓度和最优气液比。
实施例2
参照图1～6，为本发明另一个实施例，为验证本方法所具有的有益效果，本实施例通过实际应用进行科学论证。
选定稠油油藏典型区块X为目标区块，X的储层地质资料包括：储层埋藏深度2200m、储层厚度15m、模型倾角5°、储层温度65℃、压力23MPa、平均渗透率为0.5μm2、孔隙度27％、初始含油饱和度80％；
油层流体物性包括：储层温度压力条件下原油密度为0.85g/cm3、原油粘度为250mPa·s。
将X区块的储层地质资料以及油层流体物性作为输入，利用CMG数值模拟器建立该区块的油藏数值模型，如图1所示，设置模型网格数为91×33×15个，设置储层顶部深度2200m，网格尺寸10m×10m×1m，模型倾角5°；2口注入井位于储层地构造位置，3口生产井位于储层高构造位置，井间距300米；模型上层7个小层，共厚7米，上层渗透率为0.4μm2；隔层5个小层，共厚5米；下层3个小层，共厚3米，下层渗透率为0.2μm2。
S2：以渗透率比值为变量设计纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案库；
以渗透率比值k为第一变量，取值分别为0.25，0.5，1，2，5；注入总量Qi为第二变量，取值分别为0.1PV，0.2PV，0.3PV，0.4PV，0.5PV，以第一、第二自变量组合设计25个方案组，每个方案组对应5水平需要测试的泡沫剂溶液浓度w方案，取值分别为0.5wt％,0.75wt％,1.0wt％,1.25wt％,1.5wt％，如表1所示；
表1优选纵向非均质稠油油藏泡沫驱替的泡沫剂浓度方案库A
以渗透率比值k为第一变量，取值分别为0.25，0.5，1，2，5；注入时机Ti(含水率)为第二变量，取值分别为90％，91％，93％，95％，97％，以第一、第二自变量组合设计25个方案组，每个方案组对应6水平需要测试的气液比R方案，取值分别为0.25,0.5,1,1.5,2,2.5，如表2所示；
表2优选纵向非均质稠油油藏泡沫驱替的气液比方案库B
S3：以增油量为指标，优选纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案下泡沫体系参数；
数值模拟模型运行表1、表2的泡沫剂浓度以及气液比方案库A、B，每次运行结果均能得到对应的增油量数据，根据其曲线特征，将调驱方案的累计产油与水驱方案的累计产油曲线的最大差值最为评价指标，其中，将泡沫调驱的参数，如注入总量设为0即能得到水驱方案的累计产油曲线；
如图2所示，评价指标数值越大，表示该方案调驱效果越好。
图3、图4分别为表1中的方案组18(渗透率比值k＝2、注入总量Qi＝0.5PV)的5水平测试方案的累计产油曲线以及增油量，由图显示，超过0.75wt％的泡沫剂溶液溶度较难有效的提高增油量的增幅，说明方法组18中，其最优泡沫剂溶液浓度w*＝0.75wt％
S4：所述绘制纵向非均质稠油油藏泡沫体系的优化图版；
通过重复S3获得泡沫剂浓度方案库A中各方案组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*，以渗透率比值为X轴，各方案组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*为Y轴，绘制不同注入总量Qi下的k-w*曲线，得到泡沫剂浓度优化图版，如图5所示；
通过重复S3获得气液比方案库B中各方案组对应的最优气液比R*；以渗透率比值为X轴，各方案组对应的最优气液比R*为Y轴，绘制不同注入时间Ti下的k-w*曲线，得到气液比优化图版，如图6。
基于绘制得到的图版，工作人员能够根据稠油油藏纵向渗透率比值和预设计的泡沫剂注入总量以及注入时机来确定最优的泡沫剂溶液浓度和最优气液比，具体应用方法包括：
技术人员可以根据实际措施的目标区块的渗透率和泡沫剂注入总量，通过绘制的泡剂浓度优化图版，得到对应的最佳泡沫剂浓度；根据实际措施的目标区块的渗透率和泡沫剂注入时机，通过绘制的气液比优化图版，得到对应的最佳气液比，在实际应用时，泡沫剂注入总量与注入时机可以根据目标区块的经济设计指标或相邻区块的相似经验确定。
基于绘制得到的优化图版，技术人员还可以在其基础上进行外推、优选、匹配，具体应用方法包括：
外推是指技术人员为获得油田其他区块的曲线图版可以在绘制得到图版的基础上进行外推，如图版中确定渗透率比值为0～5，若研究的其他区块的渗透率比值大于这个范围，可以通过目前曲线的趋势向后延伸得到区块渗透率比值对应的最优参数数值；
优选是指根据已知的渗透率比值和注入总量，优选出最有效的泡沫剂浓度，或根据已知的渗透率比值和注入时机优选最有效的注入时机。
匹配是指每个图版虽然只有5条曲线，如果目标优化曲线不是这5条曲线之一，可以通过相邻曲线差值的方法匹配得到目标优化曲线。
本发明的方法可以应用于纵向非均质稠油泡沫驱替领域以及具有相似储层特征的油气储层的驱替生产领域，包括，纵向非均质稠油油藏泡沫吞吐技术、纵向非均质稠油蒸汽热采技术以及超深超厚缝洞型稠油泡沫驱替技术。
综上所述，本发明提供的指示图版通过引入纵向渗透率比值这个主控因素，形成建立了纵向非均质稠油油藏主控属性和泡沫调驱技术关键参数之间的对应关系，填补了目前没有针对多层稠油油藏调驱的技术空缺。
现有技术中采用的数值模拟方法，至少建立数百个模型，甚至更多，每一次建立模型都需要复杂的模拟过程，而这个过程只是针对某一个区块的，如果换了区块又要重新建立数百个模型。
而本发明确定了泡沫调驱技术的两个关键参数，且提供了可以进行外推、优选、匹配的曲线图版。这个过程不需要额外的建立不同的油藏模型，相比之下，大幅度降低了数值模拟过程中油藏模型建立以及对应方案预测的工作量，提高了工作效率。
本发明提供的二维曲线图版可以通过打印、携带、测量的操作获取信息，满足矿场相对粗犷的工作、作业环境，这种方法思路为其他非常规油气藏的提高采收率技术参数的优化提供了新的思路。
应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (5)
1.一种用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法，其特征在于：包括，
以目标区块的储层地质资料以及油层流体物性资料作为输入，利用CMG数值模拟器建立数值模拟模型；
以非均质稠油油藏纵向渗透率比值为变量设计纵向非均质稠油油藏泡沫驱替方案库，包括，以非均质稠油油藏纵向渗透率比值k为第一变量、注入总量Qi为第二变量设计方案库A，方案库A中各方案组都对应一组需要测试的泡沫剂溶液浓度w，一个方案组只存在一个最优泡沫剂溶液浓度方案w*；还包括，
以非均质稠油油藏纵向渗透率比值k为第一变量、注入时机Ti为第二变量设计方案库B，方案库B中各方案组都对应一组需要测试的气液比R，一个方案组只存在一个最优气液比方案R*；
其中，所述非均质稠油油藏纵向渗透率比值为目标区块顶层纵向渗透率与底层纵向渗透率的比值；
以增油量为指标，通过建立的数值模拟模型运行方案库A、方案库B中各方案组，测试得到各方案组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*以及最优气液比R*；
以非均质稠油油藏纵向渗透率比值k为X轴，方案库A中各方案组对应的最优泡沫剂溶液浓度w*为Y轴，绘制不同注入总量Qi下的k-w*曲线，得到泡沫剂浓度优化图版；
以非均质稠油油藏纵向渗透率比值k为X轴，方案库B中各方案组对应的最优气液比R*为Y轴，绘制不同注入时机Ti下的k-R曲线，得到气液比优化图版。
2.如权利要求1所述的用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法，其特征在于：所述储层地质资料包括储层埋藏深度、储层厚度、模型倾角、储层温度、压力、渗透率、孔隙度、初始含油饱和度；所述油层流体物性包括储层温度压力条件下的原油密度和原油粘度。
3.如权利要求1所述的用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法，其特征在于：所述图版能够根据非均质稠油油藏纵向渗透率比值和预设计的泡沫注入总量以及注入时机来确定最优的泡沫剂溶液浓度和最优气液比。
4.如权利要求1所述的用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法，其特征在于：所述方法能够应用于非均质稠油油藏纵向泡沫驱替领域以及具有相似储层特征的油气储层的驱替生产领域，其中，
所述相似储层特征的油气储层的驱替生产包括，非均质稠油油藏纵向泡沫吞吐技术、非均质稠油油藏纵向蒸汽热采技术以及超深超厚缝洞型稠油泡沫驱替技术。
5.如权利要求4所述的用于优化纵向非均质稠油油藏泡沫调驱体系的图版确定方法，其特征在于：所述非均质稠油油藏纵向泡沫吞吐技术包括直井、水平井、斜井吞吐技术；
所述非均质稠油油藏纵向蒸汽热采技术包括稠油热蒸汽、多元热流体的驱替和吞吐技术；
所述超深超厚缝洞型稠油泡沫驱替技术包括断溶体油藏的泡沫驱替、泡沫调驱提高采收率技术。
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