CN110863806A - 一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油气田开发中二氧化碳驱提高采收率技术领域，公开一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，包括如下过程：综合吸气剖面结果、注采井距和油井见效判断的注采对应情况，将注气量在不同见效油井方向上劈分，根据注气见效速度计算劈分系数和不同油井方向上的注气量，以扇叶模型计算不同注气量下气驱前缘位置的动态变化，实现二氧化碳驱气体前缘动态变化预测。本发明只需要生产动态数据、吸气剖面数据和注采井距等基础数据，数据收集和处理简单，通过气驱前缘动态预测，利于掌握油藏条件下CO2的推进速度和预测见气时间，同时可结合压力剖面定量计算混相范围的动态变化，为CO2动态跟踪评价和注采参数优化调整提供依据。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发中二氧化碳驱提高采收率技术领域，特别涉及气体前缘动态预测技术领域，具体是一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法。
背景技术
二氧化碳驱提高采收率及埋存技术作为温室气体资源化利用的一种有效方法日益受到重视。由于气驱过程中气体前缘位置随时注气量变化也动态变化，前缘位置的预测成为气驱动态跟踪的难点。目前，气体前缘位置通常用气体前缘距离注气井的距离表示，掌握二氧化碳驱气体前缘位置动态变化不仅有利于认识油藏条件下CO2的推进速度和预测见气时间，同时可结合压力剖面定量计算混相范围的动态变化，为CO2动态跟踪评价和注采参数优化调整提供依据。
目前对于气驱前缘位置的预测方法主要包括理论计算法、油藏数值模拟计算法和气体示踪剂测试。其中，理论计算法通常不考虑地层的非均质性，假设气体在地下以类似圆柱体的二维径向流推进，由于考虑因素少，预测结果和实际情况差距较大；油藏数值模拟法可以实时预测气驱前缘位置，但预测结果的准确性取决于地质模型的准确性，模拟结果的多解性往往缺乏有力的约束条件，同时地质建模和模拟计算需要搜集和处理大量的油藏静态和生产动态数据，不仅对数据的精确度要求高，而且工作量较大；气体示踪剂法可定量计算气驱前缘位置，但是只能获得测试当前的气驱前缘位置，而无法预测不同累计注气量下的气驱前缘位置的变化情况，同时气体示踪剂测试成本高，测试周期较长，因此长期连续不断的气体示踪剂测试不现实。
发明内容
针对不同二氧化碳驱气体前缘测试的局限性，本发明的目的在于提供一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，该方法利用吸气剖面结果、注采井距、油井见效判断的注采对应情况相结合来预测气驱气体前缘位置动态变化。
未实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，包括如下过程：
综合吸气剖面结果、注采井距和油井见效判断的注采对应情况，将注气量在不同见效油井方向上劈分，根据注气见效速度计算劈分系数和不同油井方向上的注气量，以扇叶模型计算不同注气量下气驱前缘位置的动态变化，实现二氧化碳驱气体前缘动态变化预测。
所述二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，具体包括如下步骤：
S1，根据注气前后油井生产动态变化判断注采对应关系，确定见效油井以及见效油井的井数；
S2，根据油井见效时间和注采井距计算注入量在不同见效方向上的注气量劈分系数；
S3，根据单井累计注入质量计算油藏条件气体的地下体积；
S4，根据注气量劈分系数，计算不同见效油井方向上的地下注气量；
S5，根据吸气厚度和扇叶模型，确定不同注气量下的气体前缘位置。
S1包括如下过程：
根据注气前后油井生产动态数据，当注气后月平均单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高且连续若干个月均保持稳定或上升时，判定该油井为见效油井，反之则判定为未见效油井，对注采井组内的单井逐一进行见效油井和未见效油井的判断，明确见效油井的井数。
当注气后月平均单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高10％-15％且连续2-4个月均保持稳定或上升时，判定该油井为见效油井。
S2包括如下过程：
不同见效油井的见效时间和视推进速度满足下式：
上式中：υi：第i口见效油井视推进速度，m/d
Di：第i口见效油井距离注气井的距离，m；
Ti：第i口见效油井见效时间，d；
按照如下式计算不同见效油井方向上的注气量劈分系数αi；
上式中：αi—为第i口见效油井的注气量劈分系数；
n—为单井组见效油井的井数。
当注气后单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高10％-15％且连续2-4个月均保持稳定或上升时，油井产量发生变化的时间确定为见效时刻，与井组开始注气时刻间相差的时间为见效时间。
S3包括如下过程：
根据测压数据获得的平均地层压力和油藏温度，确定地下二氧化碳的平均密度，根据质量守恒，计算地下二氧化碳的体积V：
上式中：Q—为注气井累计地面注气量，t；
ρi—油藏条件下CO2的平均密度，t/m3；
V—油藏条件下CO2的地下体积，m3。
S4包括如下过程：
根据劈分系数和累计注气地下体积，得到不同见效油井方向上的气体地下体积；
Vi＝αiV
Vi—为第i口见效井劈分注气量在油藏条件下体积，m3；
αi—为第i口见效油井的注气量劈分系数。
S5包括如下过程：
根据不同见效油井方向上的地下注气量和吸气剖面得到的注气井吸气厚度，计算注气面积；
根据注气面积，按下式计算气体前缘的距离li：
上式中：Si—为第i口见效油井劈分的地下气体波及面积，m2；
h—为注气井吸气剖面测试得到的吸气油藏厚度，m；
li—为根据扇叶模型计算的前缘推进距离，m。
本发明具有如下有益效果：
本发明二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法根据吸气剖面测试、注采井间距离和油井见效判断的注采对应情况预测气驱气体前缘位置动态变化。通过见效时间和油井距离计算不同见效油井方向上注气量的劈分系数，然后把地面注气质量折算为地下注气体积，根据吸气剖面数据计算注气面积，以扇叶形计算气驱前缘。该方法不同注气井组、不同注气量下不同见效油井方向上的气驱前缘变化，同时，该方法只需要生产动态数据、吸气剖面数据和注采井距等基础数据，数据收集和处理简单，通过气驱前缘动态预测，利于掌握油藏条件下CO2的推进速度和预测见气时间，同时可结合压力剖面定量计算混相范围的动态变化，为CO2动态跟踪评价和注采参数优化调整提供依据。
附图说明
图1为本发明实施例的流程图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例来对本发明做进一步的说明。
参照图1，本发明二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法是利用吸气剖面测试、注采井距、油井见效判断的注采对应关系预测气驱气体前缘位置动态变化的新方法。主要包括五部分：一是根据注气前后油井生产动态变化判断注采对应关系，确定见效油井以及见效油井的井数；二是根据油井见效时间和注采井距计算注入量在不同见效方向上的注气量劈分系数；三是根据单井累计注入质量计算油藏条件气体的地下体积；四是根据注气量劈分系数，计算不同见效油井方向上的地下注气量；五是根据吸气厚度和扇叶模型，确定不同注气量下的气体前缘位置，实现二氧化碳驱气体前缘动态变化预测。
具体流程包括如下步骤：
(1)根据油井见效情况判断注采对应关系，明确注气量劈分的井数
根据注气前后油井生产动态数据，当注气后月平均单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高10％-15％且连续2-4个月均保持稳定或上升时，判定该油井注气见效，注采对应良好，对应的油井为见效油井，反之则判定未见效，注采对应差，对应的油井为未见效油井。对注采井组内的单井逐一进行见效和注采对应判断，明确见效油井的井数。
(2)根据见效时间和注采井距，计算劈分系数
在满足步骤(1)的前提下，根据见效油井生产动态数据，当注气后单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高10％-15％且连续2-4个月均保持稳定或上升时，油井产量发生变化的时间确定为见效时刻，与井组开始注气时刻间相差的时间即为见效时间；再根据注气井和采油井井底的距离，得到视推进速度。因此得到不同见效油井的见效时间和视推进速度，不同见效油井的见效时间和视推进速度满足下式；
上式中：υi：第i口见效油井视推进速度，m/d
Di：第i口见效油井距离注气井的距离，m；
Ti：第i口见效油井见效时间，d；
由于相同的井距下，油井见效时间越短，说明该方向上注气量越大，因此可按照如下式计算不同见效油井方向上的注气量劈分系数αi；
上式中：αi—为第i口见效油井的注气量劈分系数，小数；
n—为单井组见效油井数；
(3)根据不同注气井地面注入质量，计算地下气体体积
由于地面二氧化碳通常采取液态注入，地面温度压力和油藏温度压力不同，需计算油藏温度和压力下的体积。根据测压数据获得的平均地层压力和油藏温度，确定地下二氧化碳的平均密度。根据质量守恒，计算地下二氧化碳的体积V：
上式中：Q—为注气井累计地面注气量，t；
ρi—油藏条件下CO2的平均密度，t/m3；
V—油藏条件下CO2的地下体积，m3；
(4)计算不同见效油井方向上的地下注气量
根据步骤(2)和步骤(3)确定的劈分系数和累计注气地下体积，得到不同见效油井方向上的气体地下体积Vi：
Vi＝αiV
Vi—为第i口井效井劈分注气量在油藏条件下体积，m3；
(5)根据吸气剖面数据，以扇叶模型计算地下注气面积和注气前缘距离
根据步骤(4)得到的气体地下体积，根据吸气剖面得到的注气井吸气厚度，计算注气面积Si：
根据注气面积Si，，一种情况下，假设气体在地层条件下以扇叶形(假设从注气井坐标到气体前缘是扇叶形)，按下式计算气体前缘的距离li：
上式中：Si—为第i口见效油井劈分的地下气体波及面积，m2；
h—为注气井吸气剖面测试得到的吸气油藏厚度，m；
li—为根据扇叶模型计算的前缘推进距离，m；
按照上述方法得到不同注气井组、不同注气量下不同见效油井方向上的气驱前缘变化。同时，当由于注采参数调整或是其他措施使油井见效数量或注采对应发生变化时，需按照步骤(1)～步骤(5)重新计算气驱前缘，完成对气驱前缘的修正。
本发明根据吸气剖面测试、注采井间距离和油井见效判断的注采对应情况预测气驱气体前缘位置动态变化。通过见效时间和油井距离计算不同见效油井方向上注气量的劈分系数，然后把地面注气质量折算为地下注气体积，根据吸气剖面数据计算注气面积，以扇叶形计算气驱前缘。该方法不同注气井组、不同注气量下不同见效油井方向上的气驱前缘变化，同时，该方法只需要生产动态数据、吸气剖面数据和注采井距等基础数据，数据收集和处理简单，通过气驱前缘动态预测，利于掌握油藏条件下CO2的推进速度和预测见气时间，同时可结合压力剖面定量计算混相范围的动态变化，为CO2动态跟踪评价和注采参数优化调整提供依据。
综上所述，本发明把注气量在不同见效油井方向上劈分，根据注气见效速度计算劈分系数和不同油井方向上的注气量，以扇叶模型计算不同注气量下气驱前缘位置的动态变化。该方法仅需要生产动态数据、吸气剖面数据和注采井距等基础数据，数据收集和处理简单，实现气驱前缘的动态预测和跟踪。
Claims (9)
1.一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，包括如下过程：
综合吸气剖面结果、注采井距和油井见效判断的注采对应情况，将注气量在不同见效油井方向上劈分，根据注气见效速度计算劈分系数和不同油井方向上的注气量，以扇叶模型计算不同注气量下气驱前缘位置的动态变化，实现二氧化碳驱气体前缘动态变化预测。
2.根据权利要求1所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1，根据注气前后油井生产动态变化判断注采对应关系，确定见效油井以及见效油井的井数；
S2，根据油井见效时间和注采井距计算注入量在不同见效方向上的注气量劈分系数；
S3，根据单井累计注入质量计算油藏条件气体的地下体积；
S4，根据注气量劈分系数，计算不同见效油井方向上的地下注气量；
S5，根据吸气厚度和扇叶模型，确定不同注气量下的气体前缘位置。
3.根据权利要求2所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，S1包括如下过程：
根据注气前后油井生产动态数据，当注气后月平均单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高且连续若干个月均保持稳定或上升时，判定该油井为见效油井，反之则判定为未见效油井，对注采井组内的单井逐一进行见效油井和未见效油井的判断，明确见效油井的井数。
4.根据权利要求3所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，当注气后月平均单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高10％-15％且连续2-4个月均保持稳定或上升时，判定该油井为见效油井。
5.根据权利要求2所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，S2包括如下过程：
不同见效油井的见效时间和视推进速度满足下式：
上式中：υi：第i口见效油井视推进速度，m/d
Di：第i口见效油井距离注气井的距离，m；
Ti：第i口见效油井见效时间，d；
按照如下式计算不同见效油井方向上的注气量劈分系数αi；
上式中：αi—为第i口见效油井的注气量劈分系数；
n—为单井组见效油井的井数。
6.根据权利要求5所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，当注气后单井日产油量较注气前一个月的平均日产油产量提高10％-15％且连续2-4个月均保持稳定或上升时，油井产量发生变化的时间确定为见效时刻，与井组开始注气时刻间相差的时间为见效时间。
7.根据权利要求2所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，S3包括如下过程：
根据测压数据获得的平均地层压力和油藏温度，确定地下二氧化碳的平均密度，根据质量守恒，计算地下二氧化碳的体积V：
上式中：Q—为注气井累计地面注气量，t；
ρi—油藏条件下CO2的平均密度，t/m3；
V—油藏条件下CO2的地下体积，m3。
8.根据权利要求2所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，S4包括如下过程：
根据劈分系数和累计注气地下体积，得到不同见效油井方向上的气体地下体积；
Vi＝αiV
Vi—为第i口见效井劈分注气量在油藏条件下体积，m3；
αi—为第i口见效油井的注气量劈分系数。
9.根据权利要求2所述的一种二氧化碳驱气体前缘动态变化预测方法，其特征在于，S5包括如下过程：
根据不同见效油井方向上的地下注气量和吸气剖面得到的注气井吸气厚度，计算注气面积；
根据注气面积，按下式计算气体前缘的距离li：
上式中：Si—为第i口见效油井劈分的地下气体波及面积，m2；
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