CO2驱注采耦合时率图版制作方法与流程

co2驱注采耦合时率图版制作方法
技术领域
1.本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到co2驱注采耦合时率图版制作方法。


背景技术：

2.低渗透油藏采用co2驱可大幅度提高油藏采收率，但低渗透油藏的非均质性较强，co2驱油井极易发生气窜现象，导致产生气体窜流通道，大幅影响开发效果。为了减缓气窜给开发效果带来的影响，现场通常采用注采耦合(注气时关采油井，采油时关注气井)的开发方式减缓气窜影响，但尚未形成保持合理地层压力下的注采井开关井时机的确定方法。
3.在申请号：cn201810273382.3的中国专利申请中，涉及到一种提高采收率的co2注入方法及系统。该方法可以包括：针对研究工区，通过数值模拟和油藏工程方法，获得优化水气交替注采参数；通过数值模拟方法与室内物理模拟方法，获得优化脉冲注水注入参数与优化脉冲注气注入参数；根据优化水气交替注采参数、优化脉冲注水注入参数与优化脉冲注气注入参数，获得优化注入脉冲信息。该方法较为依赖实际地质模型，在没有建立实际地质模型的基础上，难以优化各项注采参数。
4.为此我们发明了一种新的co2驱注采耦合时率图版制作方法，解决了以上技术问题。


技术实现要素：

5.本发明的目的是为现场提供注采耦合开关井时机的确定方法，以此为目的下设计的一种co2驱注采耦合时率图版制作方法。
6.本发明的目的可通过如下技术措施来实现：co2驱注采耦合时率图版制作方法，该co2驱注采耦合时率图版制作方法包括：步骤1，确定地层压力变化区间；步骤2，确定co2驱注采耦合后含水率和气油比变化规律；步骤3，确定能量补充阶段压力恢复时间；步骤4，确定能量下降阶段降压开采时间；步骤5，绘制注采耦合时率图版，并根据图版确定注采耦合开关井时机。
7.本发明的目的可通过如下技术措施来实现：
8.在步骤1中，根据泵口最大注入压力，计算地层压力水平上限，以方案优化的合理地层压力保持水平p
合理
为平均地层压力保持水平，确定地层压力变化区间。
9.在步骤1中，根据泵口最大注入压力确定地层压力水平上限：
[0010][0011]
式中，p
max
—地层压力水平上限，mpa；p
泵max
—泵口最大注入压力，mpa；ρ
i混
—井筒注入co2密度，kg/m3；g—重力加速度，9.8m/s2；lz—油层中深，m；p
损
—流体摩阻压力损失，mpa；α—注入井井底压力扩散系数，无因次量；
[0012]
当p
合理
≥p
max
时，需要更换井口注入泵等级，增大泵口最大注入压力；
[0013]
当p
合理
《p
max
时，将p
max
作为地层压力水平上限；
[0014]
则地层压力水平下限为：
[0015]
p
min
＝2p
合理-p
max
[0016]
地层压力p变化区间为：p
min
≤p≤p
max
。
[0017]
在步骤2中，根据实际区块的注采井距和储层物性这些参数建立概念模型，得到co2驱注采耦合后的含水率和气油比变化规律。
[0018]
在步骤3中，根据注气井数、比吸气指数、砂体厚度、注气压差这些参数计算能量补充阶段的区块注气速度；地层压力在高压情况下，注采质量比不随压力变化而变化，但与含水率呈线性关系；根据注采质量比与含水的关系曲线，确定压力恢复所需co2注入质量，结合区块注气速度，确定能量补充阶段压力恢复时间。
[0019]
在步骤3中，区块注气速度：
[0020]
qg＝0.001niρgi
gsh砂
(p
max-p
合理
)
[0021]
式中，qg—区块注气速度，t/d；ni—注气井数，口；ρg—co2气体密度，1.816kg/m3；i
gs
—比吸气指数，m3/(mpa
·d·
m)；h
砂
—平均砂体厚度，m；p
max
—地层压力水平上限，mpa；p
合理
—方案优化的合理地层压力保持水平，mpa；
[0022]
压力恢复所需co2质量：
[0023]
qg＝γq
亏
[0024]
式中，qg—压力恢复所需co2质量，t；γ—注采质量比，无因次量；q
亏
—地层亏空质量，t；
[0025]
能量补充阶段压力恢复时间：
[0026][0027]
在步骤4中，根据生产井数、比采油指数、有效厚度、生产压差这些参数计算能量下降阶段的区块采油速度；地层压力在压力区间变化，由p
max
下降至p
min
，需要采出油、水、气总质量达到q
亏
，此时地层压力为p
min
；根据转co2驱注采耦合时机确定含水率和气油比变化规律可计算地层亏空速度q
p
，从而确定能量下降阶段降压开采时间。
[0028]
在步骤4中，区块采油速度：
[0029]qo
＝0.001n
p
ρ
oiosh效
(p
合理-p
wf
)
[0030]
式中，qo—区块采油速度，t/d；n
p
—采油井数，口；ρo—地面原油密度，kg/m3；i
os
—比采油指数，m3/(mpa
·d·
m)；h
效
—平均有效厚度，m；p
wf
—井底流动压力，mpa；p
合理
—方案优化的合理地层压力保持水平，mpa；
[0031]
其中：
[0032]
式中，p
t
—井口套压，mpa；ρ
p混
—采油井混合液密度，g/cm3；lc—泵沉没度，m；l
p
—泵挂深度，m；
[0033]
地层亏空速度：
[0034]qp
＝qo qw qg[0035]
其中：qg＝0.001qorρg[0036]
式中，qw—区块产水速度，t/d；fw—年平均含水率，小数；qg—区块产气速度，t/d；r—年平均气油比，m3/t；
[0037]
能量下降阶段降压开采时间：
[0038][0039]
式中，q
亏
—地层亏空质量，t；q
p
—地层亏空速度，t/d。
[0040]
在步骤5中，按照压力恢复和降压开采的时间计算方法，结合注采耦合含水率和气油比的变化规律，以年为单位，计算年平均注采井耦合周期变化曲线。
[0041]
在步骤5中，注气井开井时率：
[0042][0043]
式中，ti—注气井开井时率，小数；ti—能量补充阶段压力恢复时间，天；t
p
—能量下降阶段降压开采时间，天；
[0044]
采油井开井时率：
[0045]
t
p
＝1-ti[0046]
式中，t
p
—采油井开井时率，小数；ti—注气井开井时率，小数；
[0047]
以年为单位，取次年的平均含水率和气油比预测值，计算第二年的注采耦合开井时率，以此类推，得到预测周期内的co2驱注采耦合时率变化曲线，并绘制图版。
[0048]
本发明的co2驱注采耦合时率图版制作方法，以物质平衡为基础，利用油藏工程方法，仅利用现场常规参数即可快速得到注采耦合时率变化图版，并可以根据区块实际气油比和含水的变化规律，实时快速调整耦合时率变化图版，并根据修正图版快速确定实施更新的注采耦合开关井时机，具有较强的现场可操作性。
附图说明
[0049]
图1为本发明的一具体实施例中的co2驱注采耦合后的含水率变化规律曲线图；
[0050]
图2为本发明的一具体实施例中的co2驱注采耦合后的气油比变化规律曲线图；
[0051]
图3为本发明的一具体实施例中的注采质量比与含水的关系曲线图(压力＞35mpa)；
[0052]
图4为本发明的一具体实施例中的co2驱注采耦合时率图版；
[0053]
图5为本发明的co2驱注采耦合时率图版制作方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
[0054]
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，并配合附图所示，作详细说明如下。
[0055]
如图5所示，图5为本发明的co2驱注采耦合时率图版制作方法的流程图。
[0056]
1)确定地层压力变化区间。根据泵口最大注入压力，计算地层压力水平上限，以方案优化的合理地层压力保持水平p
合理
为平均地层压力保持水平，确定地层压力变化区间。
[0057]
根据泵口最大注入压力确定地层压力水平上限：
[0058][0059]
式中，p
max
—地层压力水平上限，mpa；p
泵max
—泵口最大注入压力，mpa；ρ
i混
—井筒注入co2密度，kg/m3；g—重力加速度，9.8m/s2；lz—油层中深，m；p
损
—流体摩阻压力损失，mpa；α—注入井井底压力扩散系数，无因次量。
[0060]
当p
合理
≥p
max
时，需要更换井口注入泵等级，增大泵口最大注入压力；
[0061]
当p
合理
《p
max
时，将p
max
作为地层压力水平上限。
[0062]
则地层压力水平下限为：
[0063]
p
min
＝2p
合理-p
max
[0064]
地层压力p变化区间为：p
min
≤p≤p
max
[0065]
2)确定co2驱注采耦合后含水率和气油比变化规律。根据实际区块的注采井距和储层物性等参数建立概念模型，得到co2驱注采耦合后的含水率和气油比变化规律。
[0066]
3)确定能量补充阶段压力恢复时间。根据注气井数、比吸气指数、砂体厚度、注气压差等参数计算能量补充阶段的区块注气速度。地层压力在高压(35mpa以上)情况下，注采质量比(补充能量所需注入co2的总质量与地层亏空总质量的比值)不随压力变化而变化，但与含水率呈线性关系。根据注采质量比与含水的关系曲线(压力＞35mpa)(图3)，确定压力恢复所需co2注入质量，结合区块注气速度，确定能量补充阶段压力恢复时间。
[0067]
区块注气速度：
[0068]
qg＝0.001niρgi
gsh砂
(p
max-p
合理
)
[0069]
式中，qg—区块注气速度，t/d；ni—注气井数，口；ρg—co2气体密度，1.816kg/m3；i
gs
—比吸气指数，m3/(mpa
·d·
m)；h
砂
—平均砂体厚度，m。
[0070]
压力恢复所需co2质量：
[0071]
qg＝γq
亏
[0072]
式中，qg—压力恢复所需co2质量，t；γ—注采质量比，无因次量；q
亏
—地层亏空质量，t。
[0073]
能量补充阶段压力恢复时间：
[0074][0075]
4)确定能量下降阶段降压开采时间。根据生产井数、比采油指数、有效厚度、生产压差等参数计算能量下降阶段的区块采油速度。地层压力在压力区间变化，由p
max
下降至p
min
，需要采出油、水、气总质量达到q
亏
，此时地层压力为p
min
。根据转co2驱注采耦合时机确定含水率和气油比变化规律可计算地层亏空速度q
p
，从而确定能量下降阶段降压开采时间。
[0076]
区块采油速度：
[0077]qo
＝0.001n
p
ρ
oiosh效
(p
合理-p
wf
)
[0078]
式中，qo—区块采油速度，t/d；n
p
—采油井数，口；ρo—地面原油密度，kg/m3；i
os
—比采油指数，m3/(mpa
·d·
m)；h
效
—平均有效厚度，m；p
wf
—井底流动压力，mpa。
[0079]
其中：
[0080]
式中，p
t
—井口套压，mpa；ρ
p混
—采油井混合液密度，g/cm3；lc—泵沉没度，m；l
p
—泵挂深度，m。
[0081]
地层亏空速度：
[0082]qp
＝qo qw qg[0083]
其中：qg＝0.001qorρg[0084]
式中，qw—区块产水速度，t/d；fw—年平均含水率，小数；qg—区块产气速度，t/d；r—年平均气油比，m3/t。
[0085]
能量下降阶段降压开采时间：
[0086][0087]
式中，q
亏
—地层亏空质量，t；q
p
—地层亏空速度，t/d。
[0088]
5)绘制注采耦合时率图版。按照压力恢复和降压开采的时间计算方法，结合注采耦合含水率和气油比的变化规律。以年为单位，计算年平均注采井耦合周期变化曲线。
[0089]
注气井开井时率：
[0090][0091]
式中，ti—注气井开井时率，小数；ti—能量补充阶段压力恢复时间，天；t
p
—能量下降阶段降压开采时间，天。
[0092]
采油井开井时率：
[0093]
t
p
＝1-ti[0094]
式中，t
p
—采油井开井时率，小数；ti—注气井开井时率，小数。
[0095]
以年为单位，取次年的平均含水率和气油比预测值，计算第二年的注采耦合开井时率，以此类推，得到预测周期内的co2驱注采耦合时率变化曲线，并绘制图版。
[0096]
在应用本发明的一具体实施例中，绘制某区块co2驱注采耦合时率图版，并配合所附图式，作详细说明如下，本实施例包括了以下步骤：
[0097]
1.确定地层压力变化区间
[0098]
根据泵口最大注入压力，计算地层压力水平上限，以方案优化的合理地层压力保持水平p
合理
为平均地层压力保持水平，确定地层压力变化区间。
[0099]
根据泵口最大注入压力确定地层压力水平上限：
[0100][0101]
式中，p
max
—地层压力水平上限，mpa；p
泵max
—泵口最大注入压力，35mpa；ρ
i混
—井筒注入co2密度，0.85kg/m3；g—重力加速度，9.8m/s2；lz—油层中深，3000m；p
损
—流体摩阻压力损失，2mpa；α—注入井井底压力扩散系数，0.7。
[0102]
方案优化的合理地层压力保持水平p
合理
为38mpa；由于p
合理
《p
max
时，将p
max
＝40.6mpa作为地层压力水平上限。
[0103]
则地层压力水平下限为：
[0104]
p
min
＝2p
合理-p
max
＝35.4(mpa)
[0105]
地层压力p变化区间为：35.4mpa～40.6mpa
[0106]
2.确定co2驱注采耦合后的含水率和气油比变化规律
[0107]
根据实际区块的注采井距和储层物性等参数建立概念模型，得到co2驱注采耦合后的含水率(图1)和气油比(图2)变化规律。
[0108]
3.确定能量补充阶段压力恢复时间。
[0109]
根据注气井数、比吸气指数、砂体厚度、注气压差等参数计算能量补充阶段的区块注气速度。地层压力在高压(35mpa以上)情况下，注采质量比(补充能量所需注入co2的总质量与地层亏空总质量的比值)不随压力变化而变化，但与含水率呈线性关系。根据注采质量比与含水的关系曲线(压力＞35mpa)(图3)，确定压力恢复所需co2注入质量，结合区块注气速度，确定能量补充阶段压力恢复时间。
[0110]
区块注气速度：
[0111]
qg＝0.001niρgi
gsh砂
(p
max-p
合理
)＝567(t/d)
[0112]
式中，qg—区块注气速度，t/d；ni—注气井数，10口；ρg—co2气体密度，1.816kg/m3；i
gs
—比吸气指数，600m3/(mpa
·d·
m)；h
砂
—平均砂体厚度，20m；p
max
—地层压力水平上限，40.6mpa；p
合理
—合理压力保持水平，38mpa。
[0113]
压力恢复所需co2质量：
[0114]
qg＝γq
亏
＝14400(t)
[0115]
式中，qg—压力恢复所需co2质量，t；γ—注采质量比，0.96(含水64％)；q
亏
—地层亏空质量，15000t。
[0116]
能量补充阶段压力恢复时间：
[0117][0118]
式中，qg—压力恢复所需co2质量，14400t；qg—区块注气速度，567t/d。
[0119]
4.确定能量下降阶段降压开采时间。
[0120]
根据生产井数、比采油指数、有效厚度、生产压差等参数计算能量下降阶段的区块采油速度。地层压力在压力区间变化，由p
max
下降至p
min
，需要采出油、水、气总质量达到q
亏
，此时地层压力为p
min
。根据转co2驱注采耦合时机确定含水率和气油比变化规律可计算地层亏空速度q
p
，从而确定能量下降阶段降压开采时间。
[0121]
区块采油速度：
[0122]
qo＝0.001n
p
ρ
oiosh效
(p
合理-p
wf
)＝68(t)
[0123]
式中，qo—区块采油速度，t/d；n
p
—采油井数，20口；ρo—地面原油密度，850kg/m3；i
os
—比采油指数，0.02m3/(mpa
·d·
m)；h
效
—平均有效厚度，10m；p
wf
—井底流动压力，mpa。
[0124]
其中：
[0125]
式中，p
t
—井口套压，0.2mpa；ρ
p混
—采油井混合液密度，0.9g/cm3；lc—泵沉没度，
400m；l
p
—泵挂深度，2000m，lz—油层中深，3000m。
[0126]
地层亏空速度：
[0127]qp
＝qo qw qg＝196.2(t/d)
[0128]
其中：qg＝0.001qorρg＝7.2(t/d)
[0129]
式中，qw—区块产水速度，t/d；fw—年平均含水率，0.64；qg—区块产气速度，t/d；r—年平均气油比，58m3/t。
[0130]
能量下降阶段降压开采时间：
[0131][0132]
式中，q
亏
—地层亏空质量，15000t；q
p
—地层亏空速度，196.2t/d。
[0133]
5.绘制注采耦合时率图版。
[0134]
按照压力恢复和降压开采的时间计算方法，结合注采耦合含水率和气油比的变化规律。以年为单位，计算年平均注采井耦合周期变化曲线。
[0135]
注气井开井时率：
[0136][0137]
式中，ti—注气井开井时率，小数；ti—能量补充阶段压力恢复时间，25.4天；t
p
—能量下降阶段降压开采时间，76.5天。
[0138]
采油井开井时率：
[0139]
t
p
＝1-ti＝0.75
[0140]
式中，t
p
—采油井开井时率，小数；ti—注气井开井时率，0.25。
[0141]
以年为单位，取次年的平均含水率和气油比预测值，计算第二年的注采耦合开井时率，以此类推，得到预测周期内的co2驱注采耦合时率变化曲线，并绘制图版(图4)。