CN110284860B - 块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角co2驱油方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，该块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法包括：步骤1，确定采油井射开油层厚度；步骤2，确定注入井射开砂体厚度；步骤3，确定注采井射开井段人造倾角；步骤4，进行注采井别互换。本发明的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法针对厚层砂岩油藏CO₂驱开发带来的超覆作用，采用CO₂驱高注低采以及注采井互换的方式大幅提高采收率。

Description

块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO2驱油方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法。

背景技术

低渗透油藏采用CO₂驱可大幅度提高油藏采收率，对于厚层低渗透砂岩油藏采用常规注CO₂开发之后，由于CO₂气体密度比原油密度小造成注入气体在油层顶部超覆，无法充分动用油层中下部原油，造成厚层油藏层内波及低，采收率低。

目前通常采用气水交替和注入泡沫段塞等方式调整注入剖面，但是由于低渗透油藏注入能力有限，气水交替和注泡沫段塞等方式在初期有效，后期由于地层压力高，注不进效果逐渐变差，且现场需要同时考虑不同注入介质带来的井筒防腐、注入设备等问题，注入成本高。为此我们发明了一种块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法。

发明内容

本发明的目的是提供一种针对块状厚层砂岩油藏CO₂驱开发带来的超覆作用，采用CO₂驱高注低采以及注采井互换的方式大幅提高采收率的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，该块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法包括：步骤1，确定采油井射开油层厚度；步骤2，确定注入井射开砂体厚度；步骤3，确定注采井射开井段人造倾角；步骤4，进行注采井别互换。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，以经济效益为中心，按照盈亏平衡计算单井经济极限产能，结合米采油指数，确定生产井底部射开油层厚度。

步骤1包括：

①确定经济极限初产

单井投资回收期内累计销售收入为：

式中，S_T—单井投资回收期内累计销售收入，万元；q_o—单井初产油量，t/d；B—投资回收期内综合递减余率，小数；τ_o—年生产时率，小数；α_o—商品率，小数；P_o—油价，元/吨；R_T—税金，元/吨；t—投资回收期，年；

年综合递减余率取值相同，将式(1)求和化简，则得：

单井累计投资：

I_T＝I_D+I_B (3)

式中，I_T—单井总投资，万元；I_D—钻井投资，万元；I_B—地面建设投资，万元；

单井累计经营成本：

C_O＝C_V+C_G (4)

式中，C_O—初始年单井经营成本，万元；C_V—单井可变成本，万元；C_G—单井固定成本，万元；

据矿场资料统计分析，单井可变成本和日产液量存在较好的线性关系，如下式：

C_V＝a+bq_L (5)

式中，q_L—单井日产液量，t/d；a和b分别为C_V和q_L的散点线性方程回归的截距和斜率；

考虑经营成本上涨率，投资回收期内单井累计经营成本表示为：

式中，C_T—累计经营成本，万元；i—经营成本上涨率，小数；

式(5)中的q_L为投资回收期内的平均值，它随q_o的变化而变化；对式(6)求和，得到：

运用盈亏平衡原理，即得：

S_T＝I_T+C_T (8)

综合以上各式，化简得单井经济极限产能：

②确定采油井射开油层厚度

采油井射开油层厚度应满足经济极限产能：

q_o＝q_omin＝J_oΔPh_p (10)

式中，J_o—米采油指数，t/(d·MPa·m)；ΔP—生产压差， MPa；h_p—射开油层厚度，m；q_o为采油井日油能力；

根据矿场试验结果表明，地层压力保持在混相压力以上，经济效益最佳，因此保持地层压力为混相压力；

ΔP＝P_混-P_wf (11)

式中，P_混—混相压力，MPa；P_wf—井底流压，MPa；

井底流压计算公式为：

P_wf＝(H_z-L_b)ρ_lg+h_sρ_og+p_c (12)

式中，H_z—油层中部深度，m；L_b—泵挂深度，m；ρ_l—井内气液混合密度，kg/m³；g—重力加速度，m/s²；h_s—泵的沉没度，m；ρ_o—井内原油密度，kg/m³；p_c—套管压力， MPa；

结合式(10-12)得：

q_o＝J_o[P_混-(H_z-L_b)ρ_lg+h_sρ_og+p_c]h_p

采油井射开油层厚度：

在步骤2中，确保地层压力保持在混相压力下开发，保持地下体积注采平衡，以最大泵压为限，结合米吸气指数可确定注入井顶部射开砂体厚度。

步骤2包括：

①确定日注气量

采油井日产地下体积：

式中，ρ_面—地面原油密度，kg/m³；B_o—原油体积系数，小数；f_w—采油井含水率，％；q_o为采油井日油能力；

地下体积注采平衡，则有：V_p＝V_地

式中，m—日注CO₂质量，MPa；ρ_CO2—CO₂在地下温度压力下的密度，m³/kg；V_地—日注CO₂在地下的体积，m³；

根据米吸气指数计算日注CO₂质量为：

m＝J_gΔp_ih_i (16)

式中，J_g—米吸气指数，t/(d·MPa·m)；Δp_i—注气压差， MPa；h_i—射开砂体厚度，m；

其中，注气压差：

式中，P_泵max—最大注入泵压，MPa；ρ_li—注入井筒内流体密度，kg/m³；H_z—油藏中深，m；P_混—混相压力，MPa；

②确定注气井射开砂体厚度

结合以上各式可得：

在步骤3中，根据步骤1和步骤2中确定的射开井段，得到CO₂驱人造倾角。

在步骤4中，当注气前缘到达采油井时，采油井见气，产能逐渐下降，当产能降至经济极限末产后，注采井别进行互换，提高块状厚层砂岩油藏的采收率。

在步骤4中，当采油井产能低于经济极限末产时，即：

P_o-R_T<C_操 (19)

式中，P_o—油价，元/吨；R_T—税金，元/吨；C_操—操作成本，元/吨；此时，将注采井别和射开井段均进行互换，提高块状油藏采收率。

本发明的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，主要针对块状厚层砂岩油藏CO₂驱开发带来的超覆作用，采用CO₂驱高注低采以及注采井互换的方式大幅提高采收率。块状厚层砂岩油藏在确保地层压力保持在混相压力下开发，保持地下体积注采平衡，以经济效益为中心得到生产井单井经济极限产能，结合采油指数，确定生产井底部射开油层厚度，注气井根据最大泵压、压力保持水平以及吸气指数可确定注入井顶部射开砂体厚度，由于CO₂驱的超覆作用，使得采油井和注入井射开井段呈一定向上倾角，依靠人工气顶和原油重力的双重作用开发，当注气前缘推进至生产井后，产能逐渐降低，产能降至经济极限末产后，注采井别互换，可大幅提高块状厚层砂岩油藏的采收率。

附图说明

图1为本发明的一具体实施例中一注一采CO₂人造倾角示意图；

图2为本发明的一具体实施例中对比的注采井全井射开 CO₂驱剩余油示意图；

图3为本发明的一具体实施例中对比的注采交互式CO₂驱人造倾角剩余油示意图；

图4为本发明的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角 CO₂驱油方法的一具体实施例的流程图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实例，并配合所附图式，作详细说明如下。

步骤101，以经济效益为中心，按照盈亏平衡计算单井经济极限产能，结合采油指数，确定生产井底部射开油层厚度。

①经济极限初产确定

单井投资回收期内累计销售收入为：

式中，S_T—单井投资回收期内累计销售收入，万元；q_o—单井初产油量，t/d；B—投资回收期内综合递减余率，小数；τ_o—年生产时率，小数；α_o—商品率，小数；P_o—油价，元/吨；R_T—税金，元/吨；t—投资回收期，年。

年综合递减余率取值相同，将式(1)求和化简，则得：

单井累计投资：

I_T＝I_D+I_B (3)

式中，I_T—单井总投资，万元；I_D—钻井投资，万元；I_B—地面建设投资，万元。

单井累计经营成本：

C_O＝C_V+C_G (4)

式中，C_O—初始年单井经营成本，万元；C_V—单井可变成本，万元；C_G—单井固定成本，万元。

据矿场资料统计分析，单井可变成本和日产液量存在较好的线性关系，如下式：

C_V＝a+bq_L (5)

式中，q_L—单井日产液量，t/d。

考虑经营成本上涨率，投资回收期内单井累计经营成本可表示为：

式中，C_T—累计经营成本，万元；i—经营成本上涨率，小数。

式(5)中的q_L为投资回收期内的平均值，它随q_o的变化而变化。对式(6)求和，得到：

运用盈亏平衡原理，即得：

S_T＝I_T+C_T (8)

综合以上各式，化简可得单井经济极限产能：

②采油井射开油层厚度

由于注入CO₂产生气体超覆作用，注入气体会在注采井间形成气顶驱，生产井从油层底部射孔，射开厚度越大，注气前缘越早到达采油井射孔井段顶部，一旦产生气窜，采油井产能会迅速下降，因此采油井射开油层厚度满足单井经济极限产能即可。

q_o＝q_omin＝J_oΔPh_p (10)

式中，J_o—米采油指数，t/(d·MPa·m)；ΔP—生产压差， MPa；h_p—射开油层厚度，m。

根据矿场试验结果表明，地层压力保持在混相压力以上，经济效益最佳，因此保持地层压力为混相压力。

ΔP＝P_混-P_wf (11)

式中，P_混—混相压力，MPa；P_wf—井底流压，MPa。

井底流压计算公式为：

P_wf＝(H_z-L_b)ρ_lg+h_sρ_og+p_c (12)

式中，H_z—油层中部深度，m；L_b—泵挂深度，m；ρ_l—井内气液混合密度，kg/m³；g—重力加速度，m/s²；h_s—泵的沉没度，m；ρ_o—井内原油密度，kg/m³；p_c—套管压力， MPa。

结合式(10-12)得：

q_o＝J_o[P_混-(H_z-L_b)ρ_lg+h_sρ_og+p_c]h_p

采油井射开油层厚度：

步骤102，确保地层压力保持在混相压力下开发，保持地下体积注采平衡，以最大泵压为限，结合吸气指数可确定注入井顶部射开砂体厚度。

①日注气量确定

采油井日产地下体积：

式中，ρ_面—地面原油密度，kg/m³；B_o—原油体积系数，小数；f_w—采油井含水率，％。

地下体积注采平衡，则有：V_p＝V_地

式中，m—日注CO₂质量，MPa；ρ_CO2—CO₂在地下温度压力下的密度，m³/kg；V_地—日注CO₂在地下的体积，m³。

根据米吸气指数计算日注CO₂质量为：

m＝J_gΔp_ih_i (16)

式中，J_g—米吸气指数，t/(d·MPa·m)；Δp_i—注气压差， MPa；h_i—射开砂体厚度，m。

其中，注气压差：

式中，P_泵max—最大注入泵压，MPa；ρ_li—注入井筒内流体密度，kg/m³；H_z—油藏中深，m；P_混—混相压力，MPa。

②注气井射开砂体厚度

结合以上各式可得：

步骤103，根据注采井的射开井段，得到CO₂驱人造倾角。

以一注一采高注低采井为例(图1)，沿注气井射开井段底部和采油井射开井段顶部连线，与水平线的夹角，定义为 CO₂驱人造倾角。

式中，θ—CO₂驱人造倾角，°；H—油藏厚度，m；L—注采井距，m。

则有CO₂驱人造倾角角度：

步骤104，当采油井产能低于经济极限末产时，注采井别进行互换，可大幅提高块状厚层砂岩油藏的采收率。

随着注气前缘的推进，当采油井见气后，产能不断下降。

当采油井产能低于经济极限末产时，即：

P_o-R_T<C_操 (20)

式中，P_o—油价，元/吨；R_T—税金，元/吨；C_操—操作成本，元/吨。

此时，将注采井别和射开井段均进行互换，可大幅提高块状厚层砂岩油藏采收率。

在应用本发明的一具体实施例中，包括了以下步骤：

在步骤1中，以经济效益为中心，按照盈亏平衡计算单井经济极限产能，结合采油指数，确定生产井底部射开油层厚度。

生产井底部射开油层厚度：

式中，q_o—经济极限产能，8t/d；J_o—米采油指数，0.04t/ (d·MPa·m)；ΔP—生产压差，16MPa。

在步骤2中，确保地层压力保持在混相压力下开发，保持地下体积注采平衡，以最大泵压为限，结合吸气指数可确定注入井顶部射开砂体厚度。

采油井日产地下体积：

式中，ρ_面—地面原油密度，0.90kg/m³；B_o—原油体积系数， 1.2；f_w—采油井含水率，20％。

地下体积注采平衡，则有：V_p＝V_地

日注CO₂质量为：

m＝V_地ρ_CO2＝4.8(kg)＝4.8(t)

式中，m—日注CO₂质量，MPa；ρ_CO2—CO₂在地下温度(120°) 压力(30MPa)下的密度，0.6kg/m³；V_地—日注CO₂在地下的体积，8m³。

根据米吸气指数计算日注CO₂质量为：

注入井射开砂体厚度为：

式中，J_g—米吸气指数，0.02t/(d·MPa·m)；Δp_i—注气压差，MPa；P_泵max—最大注入泵压，35MPa；ρ_li—注入井筒内流体密度，0.8kg/m³；H_z—油藏中深，3000m；P_混—混相压力，30MPa。

在步骤3中，根据步骤1和2计算的采油井和注气井的射孔井段，结合油藏厚度和注采井距得出CO₂驱人造倾角。

以一注一采高注低采井为例(图1)，沿注气井射开井段底部和采油井射开井段顶部连线，与水平线的夹角，定义为 CO₂驱人造倾角。

CO₂驱人造倾角为：

式中，θ—CO₂驱人造倾角，°；H—油藏厚度，100m；L—注采井距，240m。

在步骤4中，当采油井产能低于经济极限末产时，注采井别进行互换，可大幅提高块状厚层砂岩油藏的采收率。

基于油价、税金和操作成本计算经济极限末产为0.5t/d。则当采油井产能低于0.5t/d时，将注采井别和射开井段均进行互换。

通过数值模拟得出，块状厚层砂岩油藏全井射开，由于气体超覆作用，导致采油井顶部过早见气，中下部原油难以动用(图2)。应用本发明的注采交互式人造倾角CO₂驱技术可以很好地抑制气体超覆带了的影响(图3)。

Claims (5)

1.块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，其特征在于，该块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法包括：

步骤1，确定采油井射开油层厚度；

步骤2，确定注入井射开砂体厚度；

步骤3，确定注采井射开井段人造倾角；

步骤4，进行注采井别互换；

在步骤1中，以经济效益为中心，按照盈亏平衡计算单井经济极限产能，结合米采油指数，确定采油井井底部射开油层厚度；

步骤1包括：

①确定经济极限初产

单井投资回收期内累计销售收入为：

式中，S_T—单井投资回收期内累计销售收入，万元；q_o—采油井单井日产油量，t/d；B—投资回收期内综合递减余率，小数；τ_o—年生产时率，小数；α_o—商品率，小数；P_o—油价，元/吨；R_T—税金，元/吨；t—投资回收期，年；

年综合递减余率取值相同，将式(1)求和化简，则得：

单井累计投资：

I_T＝I_D+I_B (3)

式中，I_T—单井总投资，万元；I_D—钻井投资，万元；I_B—地面建设投资，万元；

单井累计经营成本：

C_O＝C_V+C_G (4)

式中，C_O—初始年单井经营成本，万元；C_V—单井可变成本，万元；C_G—单井固定成本，万元；

据矿场资料统计分析，单井可变成本和日产液量存在较好的线性关系，如下式：

C_V＝a+bq_L (5)

式中，q_L—采油井单井日产液量，t/d；a和b分别为C_V和q_L的散点线性方程回归的截距和斜率；

考虑经营成本上涨率，投资回收期内单井累计经营成本表示为：

式中，C_T—累计经营成本，万元；i—经营成本上涨率，小数；

式(5)中的q_L为采油井单井日产液量；对式(6)求和，得到：

运用盈亏平衡原理，即得：

S_T＝I_T+C_T (8)

综合以上各式，化简得单井经济极限产能：

②确定采油井射开油层厚度

采油井射开油层厚度应满足单井经济极限产能：

q_o＝q_omin＝J_oΔPh_p (10)

式中，J_o—米采油指数，t/(d·MPa·m)；ΔP—生产压差，MPa；h_p—射开油层厚度，m；q_o为采油井单井日产油量，t/d；

根据矿场试验结果表明，地层压力保持在混相压力以上，经济效益最佳，因此保持地层压力为混相压力；

ΔP＝P_混-P_wf (11)

式中，P_混—混相压力，MPa；P_wf—井底流压，MPa；

井底流压计算公式为：

P_wf＝(H_z-L_b)ρ_lg+h_sρ_og+p_c (12)

式中，H_z—油层中部深度，m；L_b—泵挂深度，m；ρ_l—井内气液混合密度，kg/m³；g—重力加速度，m/s²；h_s—泵的沉没度，m；ρ_o—井内原油密度，kg/m³；p_c—套管压力，MPa；

结合式(10-12)得：

q_o＝J_o[P_混-(H_z-L_b)ρ_lg-h_sρ_og-p_c]h_p

采油井射开油层厚度：

2.根据权利要求1所述的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，其特征在于，在步骤2中，确保地层压力保持在混相压力下开发，保持地下体积注采平衡，以最大泵压为限，结合米吸气指数可确定注入井顶部射开砂体厚度。

3.根据权利要求2所述的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，其特征在于，步骤2包括：

①确定日注气量

采油井日产地下体积：

式中，ρ_面—地面原油密度，kg/m³；B_o—原油体积系数，小数；f_w—采油井含水率，％；q_o为采油井单井日产油量，t/d；

地下体积注采平衡，则有：V_p＝V_地

式中，m—日注CO₂质量，MPa；

—CO₂在地下温度压力下的密度，m³/kg；V_地—日注CO₂在地下的体积，m³；

根据米吸气指数计算日注CO₂质量为：

m＝J_gΔp_ih_i (16)

式中，J_g—米吸气指数，t/(d·MPa·m)；Δp_i—注气压差，MPa；h_i—射开砂体厚度，m；

其中，注气压差：

式中，P_泵max—最大注入泵压，MPa；ρ_li—注入井筒内流体密度，kg/m³；H_z—油藏中深，m；P_混—混相压力，MPa；P_li—注入井筒内流体造成的压力，MPa；

②确定注气井射开砂体厚度

结合以上各式可得：

4.根据权利要求1所述的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，其特征在于，在步骤3中，根据步骤1和步骤2中确定的射开井段，得到CO₂驱人造倾角。

5.根据权利要求1所述的块状厚层砂岩油藏注采交互式人造倾角CO₂驱油方法，其特征在于，在步骤4中，当注气前缘到达采油井时，采油井见气，产能逐渐下降，当产能降至经济极限末产后，注采井别进行互换，提高块状厚层砂岩油藏的采收率。

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