複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法與流程
2023-10-11 23:28:24
本申請涉及稠油油藏開發
技術領域：
，尤其是涉及一種複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法。
背景技術：
：目前對於稠油油藏一般採取蒸汽吞吐的方式進行開採。所謂的蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，然後關閉油井一段時間，待蒸汽的熱能向油層擴散，稠油油藏流動性變強後，再打開油井進行稠油開採。在稠油蒸汽吞吐技術中，油藏注汽參數的好壞會直接影響注汽對油層的改造效果，影響周期產油量。對於常規稠油油藏，油藏注汽參數設計比較簡單，一般根據油層厚度配置周期吞吐的注汽量。而對於複雜斷塊稠油油藏(比如超稠油油藏、開發後期的低壓油藏以及多年開發形成汽竄通道的汽竄油藏等)，因其油品性質、地層壓力和地層非均質性等影響，注入蒸汽容易存在吸汽不均的現象，如採用常規方式確定注汽參數，則會影響油藏採收率。技術實現要素：本申請實施例的目的在於提供一種複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，以提高油藏採收率。為達到上述目的，本申請實施例提供了一種複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，包括以下步驟：獲取目標井的油藏壓力和初始注汽強度；根據所述油藏壓力以及預設的油藏壓力與注汽強度對應關係，調整所述初始注汽強度。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，所述根據所述油藏壓力以及預設的油藏壓力與注汽強度對應關係，調整所述初始注汽強度，包括：如果所述目標井的油藏壓力低於預設的第一壓力值，則將所述初始注汽強度調整為第一注汽強度值；如果所述目標井的油藏壓力超過預設的第一壓力值，且不高於預設的第二壓力值，則將所述初始注汽強度調整為第二注汽強度值；如果所述目標井的油藏壓力超過預設的第二壓力值，則將所述初始注汽強度調整為第一注汽強度值。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，如果所述目標井為直井，則採用以下公式計算其初始注汽強度值：Q1＝πr2·h·Φ·s0·EA·hr式中，Q1為直井初始注汽強度值，r為加熱半徑，h為射孔井井段長度，EA為蒸汽波及係數，Φ為儲層孔隙度，s0為儲層含油飽和度，hr為淨總厚度比。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還包括：如果所述目標井為水平井，則採用以下公式計算其初始注汽強度值：Q={L(2rh2r2-h24+2r2arcsinh2r)+πh(r+r2-h242)2}ΦSoEA]]>式中，Q為水平井初始注汽強度值，r為加熱半徑，為射孔井井段長度，h為油層厚度，EA為蒸汽波及係數，Φ為儲層孔隙度，s0為儲層含油飽和度。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還包括：獲取所述目標井的油藏類型特徵，所述油藏類型特徵至少包括井類型和井段長度；根據所述油藏類型特徵以及預設的油藏特徵與注汽方式對應關係，確定所述目標井的注汽方式。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，所述根據所述油藏類型特徵以及預設的油藏特徵與注汽方式對應關係，確定所述目標井的注汽方式，包括：如果所述目標井為汽竄井，則其注汽方式選擇為組合注汽方式；如果所述目標井為直井，且其射孔井段長度不超過預設第一長度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；如果所述目標井為直井，且其射孔井段長度超過所述預設第一長度，則其注汽方式選擇為分層注汽方式；如果所述目標井為水平井，且其水平井段長度不超過預設第二長度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；或者如果所述目標井為水平井，且其水平井段超過所述預設第二長度，則其注汽本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還包括：獲取所述目標井的原油粘度；判斷所述原油粘度是否超過預設的粘度值；如果超過，則確定注汽介質包括熱蒸汽和輔助降粘氣體。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，所述的輔助降粘氣體包括二氧化碳。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，當所述注汽介質包括熱蒸汽和輔助降粘氣體時，所述輔助降粘氣體的注入量為所述熱蒸汽注入量的0.05～0.1。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還包括：在注入時，檢測井口注汽幹度；如果所述井口注汽幹度偏離預設蒸汽幹度值，則調整熱蒸汽的注入溫度、注入壓力和/或注汽強度，以使所述井口注汽幹度維持在所述預設蒸汽幹度值。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還包括：統計一個吞吐注汽周期內的注汽量與增油量；根據設的注汽量與增油量關係曲線，判斷在所述注汽量下，所述的增油量是否達到預設要求，所述預設要求包括周期油汽比和周期廢棄產量；如果達到，則進行下一吞吐注汽周期的注入。本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還包括：如果在所述注汽量下，所述的增油量未達到預設要求；則取消下一吞吐注汽周期。與現有技術相比，本申請實施例不再依靠油層厚度配置周期吞吐的注汽量，而是首先獲取目標井的油藏壓力和初始注汽強度；然後根據油藏壓力以及預設的油藏壓力與注汽強度對應關係，調整初始注汽強度，以使得注汽強度能較好的滿足稠油加熱的需要，從而提高了油藏的採收率。此外，為了達到更好的效果，還可以根據實際需要，還可以選擇性的對注汽方式、輔助注汽介入、注汽幹度和/或吞吐注汽周期等其他吞吐注汽參數進行優化。附圖說明此處所說明的附圖用來提供對本申請實施例的進一步理解，構成本申請實施例的一部分，並不構成對本申請實施例的限定。在附圖中：圖1為本申請一實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法的流程圖；圖2為本申請另一實施例中所涉及的吞吐注汽參數；圖3為本申請一實施例中CO2輔助吞吐採油曲線圖；圖4為本申請一實施例中不同蒸汽幹度下開發指標對比圖；圖5為本申請一實施例中不同蒸汽幹度與驅油效率變化曲線圖。具體實施方式為使本申請實施例的目的、技術方案和優點更加清楚明白，下面結合實施例和附圖，對本申請實施例做進一步詳細說明。在此，本申請實施例的示意性實施例及其說明用於解釋本申請實施例，但並不作為對本申請實施例的限定。下面結合附圖，對本申請實施例的具體實施方式作進一步的詳細說明。參考圖1所示，本申請實施例的複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，包括以下步驟：步驟S101、獲取目標井的油藏壓力和初始注汽強度。在本申請實施例中，初始注汽強度可預先根據需要設定。在本申請的一個示例性實施例中，可根據目標井的類型，選擇合適的初始注汽強度值。比如：如果所述目標井為直井，則可採用以下公式計算其初始注汽強度值：Q1＝πr2·h·Φ·s0·EA·hr式中，Q1為直井初始注汽強度值，r為加熱半徑，h為射孔井井段長度，EA為蒸汽波及係數，Φ為儲層孔隙度，s0為儲層含油飽和度，hr為淨總厚度比。而如果所述目標井為水平井，則可採用以下公式計算其初始注汽強度值：Q={L(2rh2r2-h24+2r2arcsinh2r)+πh(r+r2-h242)2}ΦSoEA]]>式中，Q為水平井初始注汽強度值，r為加熱半徑，為射孔井井段長度，h為油層厚度，EA為蒸汽波及係數，Φ為儲層孔隙度，s0為儲層含油飽和度。步驟S102、根據所述油藏壓力以及預設的油藏壓力與注汽強度對應關係，調整所述初始注汽強度。其中，油藏壓力以及預設的油藏壓力與注汽強度對應關係可如下表1所示：表1油藏壓力(單位：Mpa)初始注汽強度(單位：t/m)0.870～110在本申請的一個示例性實施例中，所述根據所述油藏壓力以及預設的油藏壓力與注汽強度對應關係，調整所述初始注汽強度，包括：如果所述目標井的油藏壓力低於預設的第一壓力值，則將所述初始注汽強度調整為第一注汽強度值；如果所述目標井的油藏壓力超過預設的第一壓力值，且不高於預設的第二壓力值，則將所述初始注汽強度調整為第二注汽強度值；如果所述目標井的油藏壓力超過預設的第二壓力值，則將所述初始注汽強度調整為第一注汽強度值。結合圖2所示，在本申請其他實施例中，優化的吞吐注汽參數還可以包括注汽方式、輔助注汽介入、注汽幹度和/或吞吐注汽周期等。在本申請的一個實施例中，當優化的吞吐注汽參數包括注汽方式時，其複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還可以包括：獲取所述目標井的油藏類型特徵，所述油藏類型特徵至少包括井類型和井段長度；根據所述油藏類型特徵以及預設的油藏特徵與注汽方式對應關係，確定所述目標井的注汽方式。比如：如果所述目標井為汽竄井，則其注汽方式選擇為組合注汽方式；如果所述目標井為直井，且其射孔井段長度不超過預設第一長度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；如果所述目標井為直井，且其射孔井段長度超過所述預設第一長度，則其注汽方式選擇為分層注汽方式；如果所述目標井為水平井，且其水平井段長度不超過預設第二長度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；或者如果所述目標井為水平井，且其水平井段超過所述預設第二長度，則其注汽方式選擇為多點注汽方式。在本申請實施例中，所述的單注是用熱採封隔器將一個注汽單元上下隔開；所述的分層注汽是用熱採封隔器將多個注汽單元隔開，對每個注汽單元逐一進行注汽。在本申請的一個實施例中，當優化的吞吐注汽參數包括輔助注汽介入時，其複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還可以包括：獲取所述目標井的原油粘度；判斷所述原油粘度是否超過預設的粘度值；實驗和研究表明，原油粘度大於50000mp.s的稠油油藏一般即屬於超稠油油藏，因此，預設的粘度值可以設定為50000mp.s。如果所述目標井的原油粘度超過於50000mp.s，則確定注汽介質包括熱蒸汽和輔助降粘氣體，也就是說，要進行輔助注汽介入，以更好的降低原油粘度。在本申請的一個示例性實施例中，所述的輔助降粘氣體包括二氧化碳。在本申請的一個示例性實施例中，當所述注汽介質包括熱蒸汽和輔助降粘氣體時，所述輔助降粘氣體的注入量為所述熱蒸汽注入量的0.05～0.1。在本申請的一個實施例中，當優化的吞吐注汽參數包括注汽幹度時，其複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還可以包括：在注入時，檢測井口注汽幹度；如果所述井口注汽幹度偏離預設蒸汽幹度值，則調整熱蒸汽的注入溫度、注入壓力和/或注汽強度，以使所述井口注汽幹度維持在所述預設蒸汽幹度值。從圖4的油藏不同蒸汽幹度下開發指標對比圖和圖5的不同蒸汽幹度與驅油效率變化曲線可看出：蒸汽幹度越大，開發指標越高，驅油效率越好。然而，當蒸汽幹度超過50％以後，其上升幅度變，此時需耗費的成本過大，故注汽時要保證油藏蒸汽幹度在50％較為適宜。在本申請的一個實施例中，當優化的吞吐注汽參數包括吞吐注汽周期時，其複雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數優化方法，還可以包括：統計一個吞吐注汽周期內的注汽量與增油量；根據設的注汽量與增油量關係曲線，判斷在所述注汽量下，所述的增油量是否達到預設要求，所述預設要求包括周期油汽比和周期廢棄產量；如果達到，則進行下一吞吐注汽周期的注入，否則，則取消下一吞吐注汽周期。與現有技術相比，本申請實施例不再依靠油層厚度配置周期吞吐的注汽量，而是首先獲取目標井的油藏壓力和初始注汽強度；然後根據油藏壓力以及預設的油藏壓力與注汽強度對應關係，調整初始注汽強度，以使得注汽強度能較好的滿足稠油加熱的需要，從而提高了油藏的採收率。此外，為了達到更好的效果，在本申請其他實施例中，根據實際需要，還可以選擇性的對注汽方式、輔助注汽介入、注汽幹度和/或吞吐注汽周期等其他吞吐注汽參數進行優化。本申請在某油田3個稠油區塊進行了實驗性實施，取得了比較好的效果，具體情況下如：油田沙二段超稠油油藏：某油田沙二段超稠油油藏，原油粘度108000mp.s，由於粘度太大導致吞吐注汽生產周期時間短為2個月，周期產油量在300～400t之間，油汽比低於0.2。2015年通過CO2輔助蒸汽吞吐的實施，在區塊實施15井次，平均延長生產時間60天，周期產量增加200～300t，油汽比提高到0.35，取得了比較好的效果(如圖3所示)。油田沙三段薄互層稠油油藏：某油田沙三段油藏屬於開發多年的薄互層稠油油藏，目前地層壓力係數在0.2左右，由於含油井段長，一般射孔井段跨度在100以上，前幾年採取常規注汽，一般注汽量按油層厚度設計在2000t左右，開發效果一般，近來通過注汽參數優化，加大注汽量並對射孔井段中部進行封堵後上下層系分別配注汽量，在區塊實施20井次，平均油汽比提高了0.12，周期產油量增加50t/井。油田沙三段多層狀邊水油藏：某油田沙三段油藏屬於多層狀邊水油藏，目前採用上下兩層系部署開發水平井，由於上下含油層系隔層發育不全面，且平均厚度不到5m，部分區域隔層沒有封堵性，因此在注汽開發時上下層系水平井容易汽竄，屬於汽竄油藏。2014年汽竄8井次，影響生產2個月，2015年以來通過對同一注採井網內的水平井採取組合注汽，同時注汽同時燜井同時開井，有效減緩了汽竄對油藏開發的影響，比2014年同期常規注汽方法增油量3000t。以上所述的具體實施例，對本申請的目的、技術方案和有益效果進行了進一步詳細說明，所應理解的是，以上所述僅為本申請實施例的具體實施例而已，並不用於限定本申請的保護範圍，凡在本申請的精神和原則之內，所做的任何修改、等同替換、改進等，均應包含在本申請的保護範圍之內。當前第1頁1 2 3