一种注气高压混相驱井间流体流动区域划分方法

本发明属于油气田开发，具体涉及一种注气高压混相驱井间流体流动区域划分方法。

背景技术：

1、随着非常规油气资源开发的不断推进，注气高压混相驱作为提高油田采收率的重要技术手段，受到广泛关注。注气高压混相驱通过在油藏中注入高压气体，使其与原油快速形成混相，能够降低油相黏度、提高油藏驱替效率，从而显著提升油田开发效果。然而，多数目标油藏的原始地层压力往往低于临界值，难以在注气初始阶段直接满足混相条件。

2、为解决上述问题，现场实施中普遍采用高压注水作为前置增压手段。尽管高压注水为实现混相驱创造了必要的压力环境，但该增压过程本身会引发一系列复杂的储层物性变化与渗流响应，这些变化直接构成了井间流体流动区域划分的技术难题。具体而言：高压注水导致储层有效应力重构、孔渗参数非均匀变化，前置水驱与后续注气形成油气水三相复杂渗流耦合，使得井间流体分布呈现高度非均质性；在先注水后注气（或气水交替注入）的联合作用下，井间流体形成了从原始原油、油水两相、含注入气原油、混相带到油气两相及纯注入气的连续分布，但各流动区域之间的边界往往相互重叠，现有的区域划分方法难以完整反映这种多因素耦合作用下的区域边界特征。

3、目前已有的实现方案主要包括两类：一是基于室内实验的物理模拟方法，通过长岩心驱替实验或微观可视化模型观察流体分布；二是基于单一参数阈值的数值模拟划分方法，利用单一参数剖面并依据固定阈值进行区域划分。

4、目前注气高压混相驱井间流体流动区域划分方法主要存在以下缺点：（1）基于室内实验的物理模拟方法受实验尺度限制，难以反映矿场尺度下储层非均质性和注采井距对流体分布的实际影响，划分结果无法直接指导矿场应用；（2）基于单一参数阈值的数值模拟划分方法，仅依靠某一参数剖面并采用固定阈值进行区域划分，忽略了注气高压混相驱过程中注入水、注入气与原油之间复杂的多相渗流耦合作用，无法系统反映从原始原油流动区域到注入气流动区域的完整过程。

5、综上所述，针对前置高压注水和后续注气混相驱的复杂工况，现有方案在物理机制完整性和多参数协同应用方面存在明显不足，因此本发明突破单一参数判别局限，首次提出基于含油饱和度、油相注入气组分浓度及界面张力多参数协同的区域划分方法，通过三参数联合判别实现对流动区域的完整、准确识别，为注气高压混相驱渗流效率优化提供技术支撑。

技术实现思路

1、针对现有技术中存在的不足，本发明提出一种多参数协同的井间流体流动区域划分方法，本发明通过收集目标油藏数据，采用数值模拟软件建立油藏注气高压混相驱多相多组分数值模拟模型，解决了室内实验的岩心尺度不能完全模拟现场情况的问题；并通过综合运用含油饱和度、油相注入气组分浓度及界面张力多参数剖面，建立基于数值模拟的系统性划分体系，实现对原始原油区、油水两相区、含注入气原油区、混相带区、油气两相区及注入气区的准确识别，为注气高压混相驱动态规律研究及开发方案优化提供科学依据。

2、本发明所要解决的技术问题采用以下技术方案来实现：一种注气高压混相驱井间流体流动区域划分方法，包括以下步骤：

3、s1、建立油藏注气高压混相驱多相多组分数值模拟模型

4、收集目标油藏数据，采用数值模拟软件建立油藏注气高压混相驱多相多组分数值模拟模型，包括地质模型、流体模型、超高压注水孔渗变化模型；地质模型、流体模型、超高压注水孔渗变化模型的建立方法为现有技术，根据数值模拟软件的说明书进行操作即可，具体步骤不再进行赘述；

5、s2、注采井间各种参数剖面获取

6、基于步骤s1建立的数值模拟模型，开展油藏注气高压混相驱多相多组分数值模拟，提取注采过程中压驱结束时刻（注气高压混相驱结束时刻）的注采井间各种参数剖面，主要包括含油饱和度、界面张力、油相注入气组分浓度，得到注采井间含油饱和度剖面分布曲线、注采井间油相注入气组分浓度分布曲线、注采井间含油饱和度剖面分布曲线；

7、曲线横坐标为无因次长度，0-1代表注采井距，0端为注入井，1端为生产井；

8、s3、确定井间流体区域划分标准

9、采用注采井间含油饱和度剖面分布曲线作为主要指标来划分原始原油流动区域，定义生产井端含油饱和度未发生改变区域为原始原油流动区；

10、采用注采井间油相注入气组分浓度剖面分布曲线作为主要指标来划分油水两相流动区，定义原始原油流动区左端至注入气组分浓度开始大于0的区域为油水两相流动区；

11、采用注采井间油相注入气组分浓度剖面分布曲线作为主要指标来划分含注入气原油流动区域，定义油水两相流动区左端至注入气组分浓度20%处的区域为含注入气原油流动区域；

12、采用注采井间界面张力剖面分布曲线作为主要指标来划分混相带流动区域，将油相中注入气含量等于0.2（即20%）的位置定义为混相带前缘，将油气界面张力等于0.1dyne/cm的位置定义为混相带后缘，混相带前缘和混相带后缘之间为混相带流动区域；

13、采用注采井间含油饱和度剖面分布曲线作为主要指标来划分油气两相流动区域，定义混相带流动区左端至注气井端含油饱和度开始增大处的区域为油气两相流动区；

14、采用注采井间含油饱和度剖面分布曲线作为主要指标来划分注入气流动区域，定义油气两相流动区左端至注气井端的区域为注入气流动区域；

15、s4、井间流体流动区域划分

16、根据注采过程中压驱结束时刻（注气高压混相驱结束时刻，研究对象是压驱后的流体流动区域划分，所以取压驱结束时刻）的注采井间各种参数剖面，按照步骤s3的划分标准，基于注采井间含油饱和度剖面分布曲线、注采井间油相注入气组分浓度分布曲线、注采井间含油饱和度剖面分布曲线将注采井间流动区域按照顺序依次划分为原始原油区、油水两相流动区、含注入气原油流动区、混相带流动区、油气两相流动区以及注入气流动区六个流动区域，完成井间流体流动区域划分。

17、本发明优选的，步骤s4的具体划分方法如下：

18、（1）原始原油流动区域的划分：根据注采井间含油饱和度剖面分布曲线，以生产井端含油饱和度开始低于原始含油饱和度（油田会给现场数据，包括原始含油饱和度。建模会依据现场数据。）处为左边界，以生产井为右边界，得到流动区域①，该流动区域注入水尚未波及，为原始原油流动区域；

19、（2）油水两相流动区域的划分：根据注采井间油相注入气组分浓度剖面分布曲线，以注入气组分浓度开始大于0处为左边界，至始流动区域①的左边界，得到流动区域②，该流动区域注入气尚未波及，为注入水、原始原油两相流动区域；

20、（3）含注入气原油流动区域的划分：根据注采井间油相注入气组分浓度剖面分布曲线，注入气组分浓度20%处为左边界，至流动区域②左边界，得到流动区域③，该流动区域注入气已扩散至原油中但未形成混相，为注入水、含注入气原油两相流动区域（可以理解为是注入水+含注入气的原油的流动区域（油水两相））；

21、（4）混相带流动区域的划分：根据注采井间界面张力剖面分布曲线，以油气界面张力低于0.1dyn/cm处为左边界，至流动区域③左边界，得到流动区域④，该流动区域注入气与原油形成混相带，为混相带流动区域；

22、(5)油气两相流动区域的划分：根据注采井间含油饱和度剖面分布曲线，以注气井端含油饱和度开始增大处为左边界，至流动区域④左边界，得到流动区域⑤，该流动区域注入气只能与气驱剩余油部分混溶，为注入气、原油两相流动区域（注气高压混相驱要先水驱后注气完成高压混相驱。流动区域③是注入水+含注入气原油的流动区域（油水两相），流动区域⑤是注入气+原油的流动区域（油气两相））；

23、(6)注入气流动区域的划分：根据注采井间含油饱和度剖面分布曲线，根据注采井间含油饱和度剖面分布曲线，以注气井端为左边界，至流动区域⑤左边界，得到流动区域⑥，该流动区域原油是经注入气抽提后剩余的无法流动重质成分，为注入气流动区域。

24、本发明优选的，步骤s1中，流体模型基于原油与注入气体系的高压物性实验数据拟合构建，以此保证模型计算可靠；

25、超高压注水孔渗变化模型通过拟合油藏岩心孔隙度、渗透率随有效应力变化的实测实验数据得到。原油与注入气体系的高压物性实验和油藏岩心孔隙度、渗透率随有效应力变化的实测实验为现有技术，具体实施方法不再进行赘述。

26、模型参数需要拟合实验的数据来保证模型的可靠性，将模型参数和现场数据、实验数据拟合，保证模型的准确性。流体模型和孔渗变化模型本质是指软件内设置的模型参数，只是要完成数值模拟，将目标油藏数据要设置到模型指定位置。

27、本发明优选的，步骤s1中，数值模拟软件为cmg。

28、与现有技术相比，本发明的有益效果是：

29、与现有技术相比，本发明通过建立从注入井到生产井的完整井间流体流动区域划分体系，实现了原始原油区、油水两相流动区、含注入气原油流动区、混相带流动区、油气两相流动区以及注入气流动区六个流动区域的全链条划分，能够系统反映注气高压混相驱过程中各类流体的分布规律。

30、与现有依赖单一参数或室内物理模拟方法相比，本发明通过含油饱和度、油相注入气组分浓度及界面张力等多参数剖面的协同判别，克服了单参数方法划分不完整或误判的局限性。同时，本发明明确了各流动区域边界的判别参数及数值阈值，如注入气浓度20%、界面张力0.1dyn/cm等，无需依赖人工经验判断，实现了划分结果的可量化、可重复性和工程可操作性。通过对井间流体流动区域的科学划分，本发明为注气高压混相驱油藏开发方案优化提供了可靠依据，可指导注入策略、井网布置及开采措施，从而有效提升油田采收率，降低开发风险，具有显著的技术创新性和工程应用价值。