一种潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统与流程

1.本发明涉及油注气开发技术领域，尤指一种潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统。


背景技术：

2.在现有技术中，对于潜山油藏，尤其是裂缝型巨厚块状底水油藏，通常是单纯的依靠天然能量开发，这种方式的产量递减迅速。通过开展注水、注气室内研究及井组先导试验证实：气驱开发较水驱优势明显；例如，2014年优选兴隆台潜山主体兴古7块开展注气开发先导试验，试验设计充分利用原多层水平井立体开发井网采用以顶部注气为主辅以中下部注气的立体注气开发方式，见到显著效果。注气试验区储层非均质性强，属于双重介质油藏，加之开发井网复杂，油井见效后，见效类型多样，见效特征有增油型，也有气窜型。气窜发生的根本原因是双重介质油藏裂缝发育，气驱开发模式极易沿裂缝形成气窜通道，降低气驱波及体积，使注气无法达到驱油的作用，影响气驱采收率。
3.近年来气驱在补充地层能力、提高采收率等方面应用范围逐步扩大，而如何预判气窜的形成、有效减缓气窜，现阶段并没有行之有效的体系。因此，亟需一种能够进行气窜预判与调控的技术方案。


技术实现要素：

4.本发明提出了一种潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统，可以克服潜山裂缝型块状油藏气窜预判及调控的难点，利用多方法相结合，建立潜山裂缝型块状油藏气窜预判及调控方法体系，完善潜山油藏注气开发技术，有效减缓气窜带来的影响，大幅提高调控效率和有效性，对气驱开发方式下的采油井生产把控和注气井提前调控有指导意义。
5.在本发明实施例的第一方面，提出了一种潜山油藏的气窜预判与调控的方法，该方法包括：
6.获取潜山油藏的勘探资料；
7.根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井；
8.在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的参数，根据所述参数进行气窜预判；
9.当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，对采油井对应受效的注气井进行调控。
10.进一步的，在所述注气井中注入气体，包括：
11.在上段的主注气井中注入天然气，在中段及下段选取的辅助注气井中注入氮气。
12.进一步的，在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的参数，根据所述参数进行气窜预判，包括：
13.在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的采出气的气组分含量及生产气油
比；
14.将所述采出气的气组分含量及生产气油比分别与气组分界限及生产气油比界限进行比较，若超过界限预判采油井发生气窜现象。
15.进一步的，该方法还包括：
16.通过室内试验、矿场数理统计及油藏数值模拟在内的一种或多种方式的组合进行分析，得到生产气油比与油井产量的变化数据；
17.根据生产气油比与油井产量的变化数据，将呈现气窜特征时对应的生产气油比作为生产气油比界限。
18.进一步的，根据生产气油比与油井产量的变化数据，将呈现气窜特征对应的生产气油比作为生产气油比界限，包括：
19.据生产气油比与油井产量的变化数据，计算油井产量的变化幅度；其中，当在一生产气油比之后，出现油井产量的下降幅度符合呈现气窜特征的条件时，将对应的生产气油比作为生产气油比界限。
20.进一步的，所述气组分界限为氮气含量占20％。
21.进一步的，当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，对采油井对应受效的注气井进行调控，包括：
22.当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，获取采油井的资料，确定气驱的影响因素及采油井对应的井组受效特征，构建出减缓气窜调控方式，其中至少包括注入速度调控、注入介质配比、注采空间配置及注采井距调控中的一种方式或多种方式的组合。
23.进一步的，该方法还包括：
24.对预判发生气窜的采油井进行持续的数据监测，并利用所述减缓气窜调控方式对注气井进行多轮次调控，使生产时的气油比控制在生产气油比界限之内，保持采油井正常生产。
25.进一步的，所述注气井与采油井为水平井。
26.进一步的，根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井，包括：
27.根据所述勘探资料，按照深度将油藏在纵向上划分为三段；
28.在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井；其中，若下段中存在处于水淹状态的采油井，选取所述处于水淹状态的采油井转换为注气井。其中，随着生产过程，每种井的井别可以根据需要改变。
29.在本发明实施例的第二方面，提出了一种潜山油藏的气窜预判与调控的系统，该系统包括：
30.资料获取模块，用于获取潜山油藏的勘探资料；
31.油藏划分模块，用于根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井；
32.气窜预判模块，用于在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的参数，根据所述参数进行气窜预判；
33.调控模块，用于当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，对采油井对应受效的注气井进行调控
34.在本发明实施例的第三方面，提出了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现潜山油藏的气窜预判与调控的方法。
35.在本发明实施例的第四方面，提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现潜山油藏的气窜预判与调控的方法。
36.本发明提出的潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统通过获取潜山油藏的勘探资料；根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井；在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的参数，根据所述参数进行气窜预判；当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，对采油井对应受效的注气井进行调控，有效减缓气窜带来的影响，大幅提高调控的效率和有效性，对气驱开发方式下的采油井生产把控和注气井提前调控有指导意义。
附图说明
37.为了更清楚地说明本技术实施例技术方案，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，下面描述中的附图是本技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
38.图1是本发明一实施例的潜山油藏的气窜预判与调控的方法流程示意图。
39.图2是本发明一具体实施例的多层水平井立体井网模式的示意图。
40.图3是本发明一具体实施例的长岩心物模驱替实验曲线的示意图。
41.图4是本发明一具体实施例的生产气油比与日产油变化关系曲线的示意图。
42.图5是本发明一具体实施例的数值模拟计算曲线的示意图。
43.图6是本发明一具体实施例的潜山油藏某注气井组纵向位置的示意图。
44.图7是本发明一具体实施例的注采井组注气及生产的对比曲线示意图。
45.图8是本发明一实施例的潜山油藏的气窜预判与调控的系统架构示意图。
46.图9是本发明一实施例的计算机设备结构示意图。
具体实施方式
47.下面将参考若干示例性实施方式来描述本发明的原理和精神。应当理解，给出这些实施方式仅仅是为了使本领域技术人员能够更好地理解进而实现本发明，而并非以任何方式限制本发明的范围。相反，提供这些实施方式是为了使本公开更加透彻和完整，并且能够将本公开的范围完整地传达给本领域的技术人员。
48.本领域技术人员知道，本发明的实施方式可以实现为一种系统、装置、设备、方法或计算机程序产品。因此，本公开可以具体实现为以下形式，即：完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)，或者硬件和软件结合的形式。
49.根据本发明的实施方式，提出了一种潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统。
50.下面参考本发明的若干代表性实施方式，详细阐释本发明的原理和精神。
51.图1是本发明一实施例的潜山油藏的气窜预判与调控的方法流程示意图。如图1所示，该方法包括：
52.步骤s101，获取潜山油藏的勘探资料；
53.步骤s102，根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井；
54.步骤s103，在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的参数，根据所述参数进行气窜预判；
55.步骤s104，当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，对采油井对应受效的注气井进行调控。
56.在一实施例中，步骤s102根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井，包括：
57.根据所述勘探资料，按照深度将油藏在纵向上划分为三段；
58.在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井。
59.在中段选取转换井别的井，通常可以选择位于较深的井；若下段中存在处于水淹状态的采油井，选取所述处于水淹状态的采油井转换为注气井；在实际生产过程中，每种井的井别可以根据需要改变。
60.在注气井中注入气体时，在上段的主注气井中注入天然气，在中段及下段选取的辅助注气井中注入氮气。在重力驱替的过程中，(上段)顶部注气起到的是主要作用，中、下段注气是辅助作用。
61.需要说明的是，分段方式并不仅限于此，可以根据实际需要进行调整，例如通过地层深度等距离划分、不等距离划分、根据地质情况划分等，本技术并不对此进行严格限定，此处仅为示例性举出一种具体实施方式；该些划分方式据可实现本发明气窜预判的实施。
62.在一实施例中，步骤s103的具体流程为：
63.步骤s1031，在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的采出气的气组分含量及生产气油比；
64.步骤s1032，将所述采出气的气组分含量及生产气油比分别与气组分界限及生产气油比界限进行比较，若超过界限预判采油井发生气窜现象。
65.其中，对于气组分界限可以设置为氮气含量占20％。
66.对于生产气油比界限，可以采用以下方法设置：
67.步骤s01，通过室内试验、矿场数理统计及油藏数值模拟在内的一种或多种方式的组合进行分析，得到生产气油比与油井产量的变化数据；
68.步骤s02，根据生产气油比与油井产量的变化数据，将呈现气窜特征时对应的生产气油比作为生产气油比界限。
69.其中，步骤s02的详细过程为：
70.据生产气油比与油井产量的变化数据，计算油井产量的变化幅度；其中，当在一生产气油比之后，出现油井产量的下降幅度符合呈现气窜特征的条件时，将对应的生产气油比作为生产气油比界限。
71.在一实施例中，步骤s104的具体流程为：
72.当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，获取采油井的资料，确定气驱的影响因素及采油井对应的井组受效特征，构建出减缓气窜调控方式，其中至少包括注入速度调控、注入介质配比、注采空间配置及注采井距调控中的一种方式或多种方式的组合。
73.更进一步的，在进行气窜预判与调控的过程中，还可以包括：
74.步骤s105，对预判发生气窜的采油井进行持续的数据监测，并利用所述减缓气窜调控方式对注气井进行多轮次调控，使生产时的气油比控制在生产气油比界限之内，保持采油井正常生产。
75.在实际中，这种调控是一个持续的过程。针对预判发生气窜的采油井，可能经过预先的调控而未发生气窜，继续正常生产；也可能经过调控还是发生气窜；因此，需要(步骤s105)对该些井进行持续的监测，通过多轮次调控保证采油井的正常生产。
76.具体的，在进行气窜调控后，可以重复执行步骤s103，对发生气窜的采油井进行持续的数据监测，判断采油井是否出现气窜。
77.若出现气窜，可以采用步骤s104，利用所述减缓气窜调控方式对注气井进行多轮次调控，使生产时的气油比控制在生产气油比界限之内，保持采油井正常生产。
78.需要说明的是，尽管在上述实施例及附图中以特定顺序描述了本发明方法的操作，但是，这并非要求或者暗示必须按照该特定顺序来执行这些操作，或是必须执行全部所示的操作才能实现期望的结果。附加地或备选地，可以省略某些步骤，将多个步骤合并为一个步骤执行，和/或将一个步骤分解为多个步骤执行。
79.为了对上述潜山油藏的气窜预判与调控的方法进行更为清楚的解释，下面结合一个具体的实施例来进行说明，然而值得注意的是该实施例仅是为了更好地说明本发明，并不构成对本发明不当的限定。
80.参考图2，为本发明一具体实施例的多层水平井立体井网模式的示意图；图2中标记出裂缝型巨厚块状底水油藏1、裂缝11、基质12、注气井21、转注气井22、采油井3、气顶4、边底水5。
81.如图2所示，多层立体井网可对巨厚块状油藏进行整体有效的开发。而裂缝型巨厚块状底水油藏1多为双重介质结构，裂缝11渗透率大，聚集在裂缝中的原油优先被开采出来，基质12渗透率小，一般在10md以下，气体分子直径相对较小，能够进入微小孔隙中发挥气驱基质渗析作用实现有效驱替。其中，气油比和气组分是两个重要的衡量气驱见效特征的标准。
82.气油比是采出原油与伴随采出的气量之比，气组分是采出气中各气体组成成分百分比。当注气受效后，气油比和气组分中注入气含量会上升。但是气驱极易沿裂缝形成气窜通道，当气体突入油井后，出现气窜现象，气油比和组分含量会急剧上升，使气驱无法达到有效驱替的作用。
83.对此，结合图1所示，利用本发明的潜山油藏的气窜预判与调控的方法，针对裂缝型巨厚块状底水油藏1进行气窜预判及调控，具体流程如下：
84.步骤s1，油藏划分：
85.将油藏按照深度在纵向上分为三段，上段部署主注气井，中、下段的部分采油井转换为辅助注气井；
86.在主注气井中注入天然气，在辅助注气井中注入氮气。
87.步骤s2，监测采油井，预判气窜：
88.通过对采油井进行油藏数值模拟、室内实验、矿场实践及数理统计等多方法相结合进行监测；综合多方面资料，充分应用气组分分析、示踪剂监测、单井压力监测及单井生
产数据等资料进行注采见效受效模式、气油比和气组分分析；通过室内试验、矿场数理统计、油藏数值模拟三种方式综合分析得出气窜预判生产气油比界限。
89.步骤s3，调控：
90.在确定了气驱的主要影响因素，以及井组受效特征之后，可构建出减缓气窜调控方法，包括注入速度调控、注入介质配比、注采空间合理配置、注采井距调控。
91.步骤s4，保持监测，持续调控：
92.保持对采油井不断监测，对注气井多轮次调控，最终使气油比控制在界限之内，采油井可正常生产。
93.在一具体实施例中，在步骤s2中，参考图3至图5，分别为本发明一具体实施例的长岩心物模驱替实验曲线、生产气油比与日产油变化关系曲线、数值模拟计算曲线的示意图。
94.如图3，室内长岩心驱替数据表明，气油比大于600后(例如642m3/t)，油井产量大幅下降，呈现气窜特征。
95.如图4，对生产曲线分析同样得出结论，气油比大于600m3/t，油井产量大幅下降。
96.如图5，油藏数值模拟得出，气油比大于800后明显影响油藏采出程度。所以确定气窜预判生产气油比界限为600～800m3/t。
97.在一具体实施例中，在步骤s2中，当采油井气油比升高出现气窜现象，而且示踪剂监测对应注气井推进速度过大(例如大于13m/d)时，在步骤s3中，可对注入速度进行调控，适当降低注气速度，直至采油井气油比下降能正常生产。
98.在一具体实施例中，在步骤s2中，通过压力检测数据分析得出：
99.顶部注气的方式主要起到重力稳定驱作用，有效补充能量，减缓产量递减；而通过水侵量计算和生产动态检测得出：低部注气的方式则是抑制底水，起到阶段驱替增油的作用。注气受效主要以重力稳定驱补充能量见效井和驱替作用见效增油井为主，其中重力稳定驱补充能量见效井占比较大。
100.其(重力稳定驱补充能量见效井占比大)原因是气体密度远小于原油密度，气体在不断膨胀的过程中推动油气界面下移，从而达到重力泄油的目的。同时，依靠重力驱替可采出残存在裂缝系统主体部分的剩余油，且构造倾角越大，开采速度越低，气体越不易突破，气体分流量越小，开采效果越好。
101.所以，在步骤s3中，注采空间配置的调控就可逐步加大顶部注气量，充分发挥重力稳定驱作用。
102.在一具体实施例中，在步骤s2中，通过试验，在不影响采出气质量的情况下采气量中氮气占比应小于10％。
103.所以，在步骤s3中，为保证注气能平稳运行，且能逐步向顶部注气过渡，注入介质配比最终确定合理氮气井视吸气指数调控范围在1000～2000m3/d/mpa；注天然气井视吸气指数调控范围在4000～5000m3/d/mpa。
104.在一具体实施例中，对比两个氮气驱井组，注采井距260m的气驱井组，油井产出气的氮气含量快速升高并超过20％(例如50％)，出现气窜现象并关井；注采井距400m的气驱井组，氮气含量略有升高未超过20％(例如20％)，未对油井采油造成干扰。所以在步骤s3中，对所述气窜井可采用注气井段下移的方法，来拉大注采井距，减小对采油井的干扰。
105.以兴隆台潜山某水平井注气井组为例，其中，注气井组即以注气井为中心与周围
相关采油井所组成的单元，如图6所示，属于低注高采。当注气井注气速度达到5.8万方时，见效井气油比明显上升，日产油下降。
106.参考图7，为本发明一具体实施例的注采井组注气及生产的对比曲线示意图；图7中标记出注气井注气曲线6、生产井生产曲线7。
107.如图7所示，利用本发明的方法，在判断出现气窜现象后，适当降低注气速度，经过多次试验调控后，潜山油藏底部位注气速度控制在2.5～3.5万方左右时，见效井生产平稳，持续受效。
108.综上来看，利用本发明的潜山油藏的气窜预判与调控的方法，可以通过试验确定气窜预判界限，对裂缝型巨厚块状底水油藏进行气窜预判及调控，对气驱开发方式下的采油井生产把控和注气井提前调控有指导意义。
109.并且，本发明通过逐步建立顶部注气为主，底部注气为辅的注气模式，降低底部注气量的同时，加大顶部注气量，充分发挥顶部注气重力稳定驱作用。一方面是地层能量得到有效的补充，地层压力基本上趋于稳定，底水侵入得到有效抑制，另一方面是保证注入规模的情况下，可以逐步加大顶部注气规模，确保气液界面平稳下移，减缓气窜，扩大气驱波及体积，提高气驱采收率。
110.本发明还通过对预判及调控的整体流程的分析评价，可探索形成“压、控、补”三大类跟踪调控技术，采用“注采井距优化、注入速度调控、注采空间配注调整”等调控对策，改善开发效果，实现油藏整体高效开发。
111.在介绍了本发明示例性实施方式的方法之后，接下来，参考图8对本发明示例性实施方式的潜山油藏的气窜预判与调控的系统进行介绍。
112.潜山油藏的气窜预判与调控的系统的实施可以参见上述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的术语“模块”或者“单元”，可以是实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
113.基于同一发明构思，本发明还提出了一种潜山油藏的气窜预判与调控的系统，如图8所示，该系统包括：
114.资料获取模块810，用于获取潜山油藏的勘探资料；
115.油藏划分模块820，用于根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井；
116.气窜预判模块830，用于在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的参数，根据所述参数进行气窜预判；
117.调控模块840，用于当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，对采油井对应受效的注气井进行调控。
118.应当注意，尽管在上文详细描述中提及了潜山油藏的气窜预判与调控的系统的若干模块，但是这种划分仅仅是示例性的并非强制性的。实际上，根据本发明的实施方式，上文描述的两个或更多模块的特征和功能可以在一个模块中具体化。反之，上文描述的一个模块的特征和功能可以进一步划分为由多个模块来具体化。
119.基于前述发明构思，如图9所示，本发明还提出了一种计算机设备900，包括存储器910、处理器920及存储在存储器910上并可在处理器920上运行的计算机程序930，所述处理
器920执行所述计算机程序930时实现前述潜山油藏的气窜预判与调控的方法。
120.基于前述发明构思，本发明提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述潜山油藏的气窜预判与调控的方法。
121.本发明提出的潜山油藏的气窜预判与调控的方法及系统通过获取潜山油藏的勘探资料；根据所述勘探资料将油藏在纵向上划分为三段，在上段部署主注气井，选取中段及下段中一定数量的采油井转换为辅助注气井；在所述注气井中注入气体，监测采油井生产时的参数，根据所述参数进行气窜预判；当预判到采油井符合发生气窜现象的特征时，对采油井对应受效的注气井进行调控，有效减缓气窜带来的影响，大幅提高调控的效率和有效性，对气驱开发方式下的采油井生产把控和注气井提前调控有指导意义。
122.本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
123.本发明是参照根据本发明实施例的方法和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其它可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其它可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
124.这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其它可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
125.这些计算机程序指令也可装载到计算机或其它可编程数据处理设备上，使得在计算机或其它可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其它可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
126.最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。