稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法与流程

1.本发明涉及稠油油藏开发技术领域，特别是涉及到一种稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法。


背景技术：

2.胜利油田目前探明稠油地质储量6.4
×
108t，其中3.8
×
108t稠油储量，受粘度大、水敏、埋深、边底水侵等储层条件影响，常规水驱和热采开发均难以有效动用，采油速度低，采出程度低。通过科研攻关，降粘压驱已经在特稠油油藏取得突破，其主要思路是注入井高压快速注入大量的降粘剂，使地层产生微裂缝，快速提高地层压力，当地层压力系数高于1.5后，关闭注入井，生产井开始生产，当生产压差下降到一定程度时，进行下一轮降粘压驱生产。
3.在降粘压驱开发过程中，周期生产时间是一个非常关键的因素。周期生产时间短，生产成本高，经济效益差；周期生产时间长，后期产液量低，累产油低。为此我们发明了一种稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法，解决了上述技术问题。
4.在申请号：cn201910575655.4的中国专利申请中，涉及到一种稠油蒸汽驱周期注采方法，包括：划分n个注采井组，每个注采井组包括两口井，分别为注气井与采油井；同时对于每一个注采井组，进行如下步骤：步骤1：引效阶段：对注采井组m的注气井与采油井进行高速注汽；步骤2：生产阶段：对注气井进行低速注汽，采油井进行生产；步骤3：当采油井的液量下降率或温度下降率高于阈值时，进行步骤4；步骤4：对注采井组m重复步骤1-步骤3，直至注采井组的平均含水率高于含水率阈值。
5.在申请号：cn201510760748.6的中国专利申请中，涉及到一种致密油多重介质耦合渗流的全周期产能预测方法及装置，所述方法包括：获取油田开发区域的模型参数及所述油田开发区域中多重介质的渗流机理参数；基于所述油田开发区域内的渗流机理、压力的非瞬时传播性及渗流的区域性，建立所述油田开发区域中生产井的产能预测模型；根据所述模型参数和所述渗流机理参数，利用所述产能预测模型进行迭代计算，得到所述生产井的至少一个生产阶段的生产动态曲线，以进行致密油产能预测。
6.在申请号：cn201710658230.0的中国专利申请中，涉及到一种用于稠油油藏组合蒸汽吞吐的分区方法，包括：建立稠油油藏蒸汽吞吐井间汽窜的数值模拟模型；计算各项油藏静态参数和开发动态参数与蒸汽吞吐井间汽窜时间的关系；分析各参数对蒸汽吞吐井间汽窜时间影响的显著性，确定影响汽窜时间的主控因素；利用汽窜时间与各单一主控因素间的函数关系，建立多主控因素下吞吐井间汽窜时间的预测模型；利用研究区块已汽窜井数据回归确定预测模型中的系数；计算研究区块未汽窜井与周围邻井发生汽窜的时间，根据发生汽窜时间的早晚划分汽窜级别，得到研究区块井间汽窜关联状况；根据研究区块井间汽窜关联状况，进行组合吞吐分区。
7.以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们发明了一种新的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法。


技术实现要素：

8.本发明的目的是提供一种为降粘压驱转周时机的确定提供理论依据的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法。
9.本发明的目的可通过如下技术措施来实现：稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法，该稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法包括：
10.步骤1：通过室内实验建立不同流度和启动压力梯度函数关系；
11.步骤2，将方案区的流度代入步骤1得到的函数关系式，确定方案区的启动压力梯度；
12.步骤3：根据方案区注采井之间的井距，确定注采井间启动压力；
13.步骤4：通过油藏数值模拟方法，计算注采井间的生产压差；
14.步骤5：对比步骤4中的生产压差和步骤3中的启动压力，当注采井间的生产压差小于启动压力时，本周期生产结束，对应的生产时间即为降粘压驱周期生产时间。
15.本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
16.在步骤1中，通过室内实验，确定稠油区块不同原油流度下的启动压力梯度，建立不同流度和启动压力梯度的关系曲线，得出相关函数关系。
17.在步骤1中，启动压力梯度和原油流度的函数关系是通过室内实验测试不同原油流度的启动压力梯度汇总归纳得出，包括普通稠油、特稠油、超稠油这些不同流度。
18.在步骤1中，稠油启动压力梯度和流度在双对数坐标轴下呈线性关系：
[0019][0020]
式中，为稠油油藏启动压力梯度；a、b为系数；为流度；
[0021]
通过一系列不同流度下的启动压力梯度实验确定系数a、b的取值。
[0022]
在步骤2中，根据研究区块取芯资料和油藏静态资料，确定方案区流度，并根据步骤1所得函数关系确定目标区块的启动压力梯度。
[0023]
在步骤3中，根据方案区井网注采井距离，结合步骤2的到的启动压力梯度，得出稠油流动的最小生产压差，即油藏启动压力。
[0024]
在步骤3中，生产压差pa与油井产能q之间存在如下函数关系：
[0025][0026]
式中，pa为生产压差；q为油井产能；μ为原油粘度；r为生产半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；k为油藏渗透率；λ为油藏启动压力梯度。
[0027]
在步骤3中，当q为0时，所得生产压差pa为启动压力p
min
，可知启动压力为启动压力梯度和生产半径的乘积。
[0028]
在步骤4中，通过油藏数值模拟方法，模拟降粘压驱生产过程中注采井压力随时间的变化，计算注采井间的生产压差；该压差是逐渐下降的。
[0029]
在步骤5中，当生产压差pa小于启动压力p
min
时，原油无法渗流，此时对应的生产时间即为压驱周期生产时间。
[0030]
在步骤5中，生产压差下降到步骤3所得启动压力时，对应的生产时间即为周期生产时间，此时，生产井关井，注入井进入下一轮次压驱过程。
[0031]
本发明中的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法，以室内实验为基础，确定稠油油藏的启动压力梯度和原油流度的函数关系，进而计算得到降粘压驱注采井之间的启动压力，通过油藏数值模拟计算降粘压驱生产过程中注采井生产压差并和启动压力进行对比，当生产压差低于启动压力，不足以驱动注采井间稠油流动时，对应的生产时间即降粘压驱周期生产时间，从而为降粘压驱转周时机的确定提供理论依据。
附图说明
[0032]
图1为本发明的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法的一具体实施例的流程图；
[0033]
图2为本发明的具体实施例1中生产压差随生产时间变化曲线的示意图。
具体实施方式
[0034]
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0035]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
[0036]
本发明的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法包括了以下步骤：
[0037]
步骤1：通过室内实验，确定稠油区块不同原油流度下的启动压力梯度，建立不同流度和启动压力梯度的关系曲线，得出相关函数关系；启动压力梯度和原油流度的函数关系是通过室内实验测试不同原油流度的启动压力梯度汇总归纳得出，应包括普通稠油、特稠油、超稠油等不同流度。
[0038]
稠油启动压力梯度和流度在双对数坐标轴下呈线性关系：
[0039][0040]
式中，为稠油油藏启动压力梯度；a、b为系数；为流度。
[0041]
通过一系列不同流度下的启动压力梯度实验确定系数a、b的取值。
[0042]
步骤2，根据研究区块取芯资料和油藏静态资料，确定方案区流度，即的值，并根据步骤1所得函数关系确定目标区块的启动压力梯度。
[0043]
步骤3：根据方案区井网注采井距离，结合步骤2的到的启动压力梯度，得出稠油流动的最小生产压差，即油藏启动压力。
[0044]
生产压差pa与油井产能q之间存在如下函数关系：
[0045][0046]
式中，pa为生产压差；q为油井产能；μ为原油粘度；r为生产半径；rw为油井井筒半径；h为油藏厚度；k为油藏渗透率；λ为油藏启动压力梯度；
[0047]
当q为0时，所得生产压差pa为启动压力p
min
，可知启动压力为启动压力梯度和生产半径的乘积。
[0048]
步骤4：通过油藏数值模拟方法，模拟降粘压驱生产过程中注采井压力随时间的变化，计算注采井间的生产压差；
[0049]
通过油藏数值模拟软件cmg模拟降粘压驱生产过程，模拟计算得出注采井间压差pa；该压差应是逐渐下降。
[0050]
步骤5：对比步骤4中的生产压差和步骤3中的启动压力，当注采井间的生产压差小于启动压力时，本周期生产结束，对应的生产时间即为降粘压驱周期生产时间。
[0051]
当生产压差pa小于p
min
时，原油无法渗流，此时对应的生产时间即为压驱周期生产时间；
[0052]
生产压差下降到步骤3所得启动压力时，对应的生产时间即为周期生产时间，此时，生产井关井，注入井进入下一轮次压驱过程。
[0053]
实施例1：
[0054]
在应用本发明的一具体实施例1中，如图1所示，图1为本发明的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法的流程图。该计算方法包括了以下步骤：
[0055]
在步骤101中，通过室内实验，确定稠油油藏不同流度下的启动压力梯度，建立启动压力梯度和原油流度的关系曲线，得出相关函数关系；
[0056]
对胜利稠油区块地面条件原油粘度1000-20000mpa
·
s，渗透率100-10000md的样品进行室内试验，计算了流度在0.01-10下的启动压力梯度，归纳总结得出以下函数关系式：
[0057][0058]
流程进入到步骤102。
[0059]
在步骤102中，通过分析方案区的岩心资料和实验资料，方案区平均渗透率2068，原油粘度粘度1242mpa
·
s，流度1.66，代入公式得出启动压力梯度0.0425mpa
·
m-1
。
[0060]
流程进入到步骤103。
[0061]
在步骤103中，方案区注采井距离200m，乘以启动压力梯度，计算得出最小启动压力8.5mpa，
[0062]
流程进入到步骤104。
[0063]
在步骤104中，通过油藏数值模拟方法，模拟计算得到降粘压驱生产过程中注采井之间压力随时间的变化，计算注采井间的生产压差随生产时间的变化。
[0064]
示例，方案区油藏压力16mpa，油藏破裂压力27mpa，最大注入压力26mpa，最小生产压力6mpa,可知最大生产压差是20mpa，通过数值模拟软件计算降粘压驱过程中地层压力的变化，如图2所示。流程进入到步骤105。
[0065]
在步骤105中，对比步骤4中的生产压差和步骤3中的启动压力，当注采井之间的生
产压差小于启动压力时，本周期生产结束，对应的生产时间即为压驱周期生产时间。。
[0066]
示例中，当生产时间到180天时，生产压差降到8.5mpa，继续生产生产压差小于启动压力，因此周期生产时间为180天。
[0067]
实施例2：
[0068]
在应用本发明的一具体实施例2中，如图1所示，图1为本发明的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法的流程图。该计算方法包括了以下步骤：
[0069]
在步骤101中，通过室内实验，确定稠油油藏不同流度下的启动压力梯度，建立启动压力梯度和原油流度的关系曲线，得出相关函数关系；
[0070]
对胜利稠油区块地面条件原油粘度1000-20000mpa
·
s，渗透率100-10000md的样品进行室内试验，计算了流度在0.01-10下的启动压力梯度，归纳总结得出以下函数关系式：
[0071][0072]
流程进入到步骤102。
[0073]
在步骤102中，通过分析胜利某稠油方案区的岩心资料和实验资料，方案区平均渗透率1698，原油粘度粘度1068mpa
·
s，流度1.59，代入公式得出启动压力梯度0.058mpa
·
m-1
。
[0074]
流程进入到步骤103。
[0075]
在步骤103中，方案区注采井距离180m，乘以启动压力梯度，计算得出最小启动压力10.4mpa，
[0076]
流程进入到步骤104。
[0077]
在步骤104中，通过油藏数值模拟方法，模拟计算得到降粘压驱生产过程中注采井之间压力随时间的变化，方案区油藏压力15mpa，油藏破裂压力26mpa，最大注入压力25mpa，最小生产压力4mpa,可知最大生产压差是21mpa，通过数值模拟软件计算降粘压驱过程中地层压力的变化。流程进入到步骤105。
[0078]
在步骤105中，对比步骤4中的生产压差和步骤3中的启动压力，当注采井之间的生产压差小于启动压力时，本周期生产结束，对应的生产时间即为压驱周期生产时间。
[0079]
示例中，当生产时间到155天时，生产压差降到10.4mpa，继续生产生产压差小于启动压力，因此周期生产时间为155天。
[0080]
实施例3：
[0081]
在应用本发明的一具体实施例3中，如图1所示，图1为本发明的稠油降粘压驱周期生产时间的计算方法的流程图。该计算方法包括了以下步骤：
[0082]
在步骤101中，通过室内实验，确定稠油油藏不同流度下的启动压力梯度，建立启动压力梯度和原油流度的关系曲线，得出相关函数关系；
[0083]
对胜利稠油区块地面条件原油粘度1000-20000mpa
·
s，渗透率100-10000md的样品进行室内试验，计算了流度在0.01-10下的启动压力梯度，归纳总结得出以下函数关系式：
[0084]
[0085]
流程进入到步骤102。
[0086]
在步骤102中，通过分析胜利某稠油方案区的岩心资料和实验资料，方案区平均渗透率2371，原油粘度粘度1268mpa
·
s，流度1.87，代入公式得出启动压力梯度0.018mpa
·
m-1
。
[0087]
流程进入到步骤103。
[0088]
在步骤103中，方案区注采井距离280m，乘以启动压力梯度，计算得出最小启动压力5.1mpa，
[0089]
流程进入到步骤104。
[0090]
在步骤104中，通过油藏数值模拟方法，模拟计算得到降粘压驱生产过程中注采井之间压力随时间的变化，方案区油藏压力10mpa，油藏破裂压力20mpa，最大注入压力19mpa，最小生产压力4mpa,可知最大生产压差是15mpa，通过数值模拟软件计算降粘压驱过程中地层压力的变化。流程进入到步骤105。
[0091]
在步骤105中，对比步骤4中的生产压差和步骤3中的启动压力，当注采井之间的生产压差小于启动压力时，本周期生产结束，对应的生产时间即为压驱周期生产时间。
[0092]
示例中，当生产时间到260天时，生产压差降到5.1mpa，继续生产生产压差小于启动压力，因此周期生产时间为260天。
[0093]
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
[0094]
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。