CN105626006B - 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，该方法包括:通过长细管驱替实验，确定CO₂与原油最小混相压力；通过岩心驱替实验，结合原油最小混相压力，确定混相与非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式；利用油藏工程方法，建立CO₂驱技术极限供油半径计算公式；通过现场测试或油藏数值模拟方法，获得地层压力分布情况，确定混相区域与非混相区域，计算出二者的比例系数；以及利用CO₂驱技术极限井距计算公式计算得到地层目前条件下技术极限井距。该低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，为油田进一步挖掘油田潜力，努力增加经济可采储量，强化开发资源基础，进一步提高原油采收率。

Description

低渗透油藏CO2驱技术极限井距确定方法

技术领域

本发明涉及油田开发注采井距计算方法，特别是涉及到一种低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法。

背景技术

随着勘探开发技术的不断进步，低渗透油藏无论其储量和产量在我国石油开发中的重要地位日益明显，但受油藏条件的限制，开发效果比较差，而二氧化碳作为一种优越的驱油剂，用于驱油可大幅度提高该类油藏的动用率和采收率，使其开发效果得到显著改善。

井网井距是二氧化碳驱方案设计的关键，特别是注采井距对开发效果具有重要的影响。室内实验研究表明，由于低渗透油藏渗透率低，二氧化碳驱存在启动压力梯度，注采井间驱替压力梯度只有大于启动压力梯度，才能实现有效驱替，因而存在极限注采井距。注采井距过小，容易造成过早气窜，影响开发效果；注采井距过大，注采井间无法实现驱替，生产井为弹性开发，采收率低。同时，二氧化碳在注采井间受压力影响，会存在混相、混相与非混相工程、非混相三种状态，这三种状态的启动压力梯度和技术极限井距存在较大差距。

为确定合理的二氧化碳驱注采井距，以大幅度提高低渗透油藏二氧化碳驱的采收率，迫切需要寻找二氧化碳驱极限井距确定方法，为此我们发明了一种新的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种解决二氧化碳驱注采井距计算存在的难题，实现了二氧化碳驱方案设计中井距的确定的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，该低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法包括:步骤1，通过长细管驱替实验，确定CO₂与原油最小混相压力；步骤2，通过岩心驱替实验，结合原油最小混相压力，确定混相与非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式；步骤3，利用油藏工程方法，建立CO₂驱技术极限供油半径计算公式；步骤4，通过现场测试或油藏数值模拟方法，获得地层压力分布情况，确定混相区域与非混相区域，计算出混相驱系数；以及步骤5，利用CO₂驱技术极限井距计算公式计算得到地层目前条件下技术极限井距。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，选取多个不同驱替压力，开展长细管驱替实验，先在地层温度和驱替压力下饱和复配地层原油，控制回压为实验所需的压力，待体系平衡后，以9.00cm³/h的速度注入CO₂气进行驱替，驱替过程中计量产出的油、气流体，观察流体相态和颜色的变化，直到注入1.2PV CO₂后停止实验，对多个驱替压力下注入1.2PV CO₂后的最终采收率进行对比，确定CO₂与地层油的最小混相压力。

在步骤1中，通过长细管驱替实验，得到采收率与驱替压力的关系曲线，找到采收率与驱替压力的关系曲线中曲线出现突变性转折的点，当驱替压力小于该点的驱替压力时，采收率较低，为非混相或近混相驱替过程，驱替效率随驱替压力的增加而增大；而当驱替压力大于该点的驱替压力后，采收率提高，这时的驱油机理已转变为混相驱替，继续增大驱替压力，采收率只有很小的增加，曲线呈现平台，根据长细管驱替实验结果和混相判断标准，确定该点的驱替压力为CO₂与原油发生多次接触混相的原油最小混相压力。

在步骤2中，通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO₂驱最小启动压力梯度，得到混相条件下启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式，如公式1：

式中：ΔP为驱替压差，MPa；L为驱替长度，cm；kg为气测渗透率，10^-3μm²；μ_o1为混相条件下原油粘度，mPa·s；a1、b1为混相驱常数；

同理，可得到非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式，如公式2：

式中：μ_o2为非混相条件下原油粘度，mPa·s，a2、b2非混相驱为常数。

在步骤3中，假设混相带长度为l₁，CO₂驱技术极限井距为且混相处压力为则根据启动压力梯度随流度变化关系式的关系式得：

将带入公式3和公式4得：

再根据混相带长度与CO₂驱技术极限井距的关系得到CO₂驱技术极限井距计算公式如公式6：

式中：α为混相带系数，即混相带占地层流体可流动半径的比例；p_e为注入井附近地层压力，MPa；p_w为生产井附近地层压力，MPa。

该低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法还包括，在步骤3之后，通过CO2与原油的相特性实验，确定混相条件下原油粘度μ_o1和非混相条件下原油粘度μ_o2；通过岩心驱替实验，确定公式1、公式2的常数项a1、b1、a2、b2。

在步骤4中，确定混相区域与非混相区域，给定一个注采井距的初始值，计算出混相驱系数，也就是注采井距间混相区长度占注采井距长度的比值。

在步骤5中，确定注入井附近最大压力Pe、生产井附近最小压力Pw或注采压差(Pe-Pw)，利用公式6计算出CO₂驱技术极限供油半径，判断计算的技术极限井距与初始设置的注采井距的误差，若大于误差值，则重新回到步骤4。

本发明中的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，建立了CO₂驱技术极限井距计算公式；其次通过室内实验，确定CO₂与原油的最小混相压力及计算公式的常数项；再次利用数值模拟技术确定油藏压力分布，进而确定混相区域与非混相区域，计算出二者的比例系数；最后利用CO₂驱技术极限井距计算确定CO₂驱的井距。该方法可以在低渗透油藏CO₂驱开发方案的设计，为油田进一步挖掘油田潜力，努力增加经济可采储量，强化开发资源基础，进一步提高原油采收率。该发明推广应用前景广阔，经济社会效益显著。

附图说明

图1为本发明的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距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中采收率与驱替压力的关系曲线图；

图3为本发明的一具体实施例中启动压力梯度随流度变化曲线(30MPa)；

图4为本发明的一具体实施例中CO₂驱驱替方式分布示意图。

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，并配合所附图式，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法的一具体实施例的流程图。

在步骤101，选取5不同驱替压力，开展长细管驱替实验，先将细管模型在地层温度和驱替压力下饱和复配地层原油，用回压阀控制回压为实验所需的压力。待体系平衡后，以9.00cm³/h的速度注入CO₂气进行驱替，驱替过程中计量产出的油、气流体，通过观察窗观察流体相态和颜色的变化，直到注入1.2PV CO₂后停止实验。对5个驱替压力下注入1.2PV CO₂后的最终采收率进行对比，确定CO₂与地层油的最小混相压力(MMP)。

从图2可看到，采收率与驱替压力的关系曲线在压力等于28.94MPa处出现突变性的转折，当驱替压力小于28.94MPa时，采收率较低，为非混相或近混相驱替过程，驱替效率随驱替压力的增加而增大；而当驱替压力大于28.94MPa后，采收率很高(>95％)，这时的驱油机理已转变为混相驱替，继续增大驱替压力，采收率只有很小的增加，曲线呈现平台。根据细管实验结果和混相判断标准，可以确定CO₂与地层原油发生多次接触混相的最小混相压力(MMP)为28.94MPa。

在步骤102，通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO₂驱最小启动压力梯度，图3为混相条件下启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式，如公式1：

式中：ΔP为驱替压差，MPa；L为驱替长度，cm；kg为气测渗透率，10^-3μm²；μ_o1为混相条件下原油粘度，mPa·s；a1、b1为混相驱常数，本实验中a1＝0.0046、b1＝-0.883。

同理，可得到非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式，如公式2：

式中：μ_o2为非混相条件下原油粘度，mPa·s，a2、b2非混相驱为常数。流程进入到步骤103。

在步骤103，利用非达西渗流理论，建立CO₂驱极限供油半径计算公式。向地层中注入CO₂气体时，由于CO₂与地层原油相互作用，受地层压力影响，可能存在混相驱和非混相驱两种驱替方式，导致地层流体由原有粘度μ_o降低到μ_o1(混相)、μ_o2(非混相)。图4为一典型低渗透油藏CO₂驱驱替方式分布示意图，注入井附近地层压力高，为混相驱，随着注入井向生产井压力逐渐降低，CO₂的驱替方式会由混相驱变为非混相驱，造成地层存在混相带(混相区域)和非混相带(非混相区域)。

假设混相带长度为l₁，CO₂驱技术极限井距为且混相处压力为则根据最小启动压力梯度与地层流体流度的关系式得：

将带入式(3、4)得：

再根据混相带长度与CO₂驱技术极限井距的关系得到CO₂驱时的技术极限井距如公式6：

式中：α为混相带系数，即混相带占地层流体可流动半径的比例；p_e为注入井附近地层压力，MPa；p_w为生产井附近地层压力，MPa。流程进入到步骤104。

在步骤104，针对具体CO₂驱目标区块，通过CO2与原油的相特性实验，确定混相和非混相条件下原油的粘度μ_o1(混相)、μ_o2(非混相)；通过岩心驱替实验，确定公式1、公式2的常数项(a1、b1、a2、b2)。流程进入到步骤105。

在步骤105，通过现场测试或油藏数值模拟方法，确定油藏压力分布，进而确定混相区域与非混相区域，给定一个注采井距的初始值，计算出混相驱系数(注采井距间混相区长度占注采井距长度的比值)。流程进入到步骤106。

在步骤106，确定注入井附近最大压力Pe、生产井附近最小压力Pw或注采压差(Pe-Pw)，利用公式6即可计算出CO₂驱的技术极限井距，判断计算的技术极限井距与初始设置的注采井距的误差，若大于误差值，则重新回到步骤105，否则流程结束。

Claims (8)

1.低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，该低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法包括:

步骤1，通过长细管驱替实验，确定CO₂与原油最小混相压力；

步骤2，通过岩心驱替实验，结合原油最小混相压力，确定混相与非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式；

步骤3，利用油藏工程方法，建立CO₂驱技术极限供油半径计算公式；

步骤4，通过现场测试或油藏数值模拟方法，获得地层压力分布情况，确定混相区域与非混相区域，计算出混相驱系数；以及

步骤5，利用CO₂驱技术极限井距计算公式计算得到地层目前条件下技术极限井距。

2.根据权利要求1所述的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，在步骤1中，选取多个不同驱替压力，开展长细管驱替实验，先在地层温度和驱替压力下饱和复配地层原油，控制回压为实验所需的压力，待体系平衡后，以9.00cm³/h的速度注入CO₂气进行驱替，驱替过程中计量产出的油、气流体，观察流体相态和颜色的变化，直到注入1.2PV CO₂后停止实验，对多个驱替压力下注入1.2PV CO₂后的最终采收率进行对比，确定CO₂与地层油的最小混相压力。

3.根据权利要求2所述的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，在步骤1中，通过长细管驱替实验，得到采收率与驱替压力的关系曲线，找到采收率与驱替压力的关系曲线中曲线出现突变性转折的点，当驱替压力小于该点的驱替压力时，采收率较低，为非混相或近混相驱替过程，驱替效率随驱替压力的增加而增大；而当驱替压力大于该点的驱替压力后，采收率提高，这时的驱油机理已转变为混相驱替，继续增大驱替压力，采收率只有很小的增加，曲线呈现平台，根据长细管驱替实验结果和混相判断标准，确定该点的驱替压力为CO₂与原油发生多次接触混相的原油最小混相压力。

4.根据权利要求1所述的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，在步骤2中，通过岩心驱替实验，测定束缚水下不同渗透率岩心、不同压力、不同原油粘度下CO₂驱最小启动压力梯度，得到混相条件下启动压力梯度随流度变化曲线，对曲线进行回归，可得启动压力梯度随流度变化关系式，如公式1：

式中：ΔP为驱替压差，MPa；L为驱替长度，cm；kg为气测渗透率，10^-3μm²；μ_o1为混相条件下原油粘度，mPa·s；a1、b1为混相驱常数；

同理，可得到非混相条件下启动压力梯度随流度变化关系式，如公式2：

式中：μ_o2为非混相条件下原油粘度，mPa·s，a2、b2非混相驱为常数。

5.根据权利要求4所述的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，在步骤3中，假设混相带长度为l₁，CO₂驱技术极限井距为且混相处压力为则根据启动压力梯度随流度变化关系式的关系式得：

将带入公式3和公式4得：

再根据混相带长度与CO₂驱技术极限井距的关系得到CO₂驱技术极限井距计算公式如公式6：

式中：α为混相带系数，即混相带占地层流体可流动半径的比例；p_e为注入井附近地层压力，MPa；p_w为生产井附近地层压力，MPa。

6.根据权利要求5所述的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，该低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法还包括，在步骤3之后，通过CO₂与原油的相特性实验，确定混相条件下原油粘度μ_o1和非混相条件下原油粘度μ_o2；通过岩心驱替实验，确定公式1、公式2的常数项a1、b1、a2、b2。

7.根据权利要求5所述的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，在步骤4中，确定混相区域与非混相区域，给定一个注采井距的初始值，计算出混相驱系数，也就是注采井距间混相区长度占注采井距长度的比值。

8.根据权利要求7所述的低渗透油藏CO₂驱技术极限井距确定方法，其特征在于，在步骤5中，确定注入井附近最大压力Pe、生产井附近最小压力Pw或注采压差(Pe-Pw)，利用公式6计算出CO₂驱技术极限供油半径，判断计算的技术极限井距与初始设置的注采井距的误差，若大于误差值，则重新回到步骤4。