CN113982546B - 一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法，步骤是：(1)根据水平井分布的储层渗透率分布按照频率分布比例确定实验岩心；(2)利用岩心实施超临界CO2驱替实验，绘制研究区块储层的压差‑渗透率‑CO2流入量图版；(3)利用研究区块典型的岩心饱和地层水，进行驱替实验，绘制此区块渗透率与CO2注入孔隙体积倍数的图版；(4)选取注入CO2水平井，根据压差‑渗透率‑CO2流入量关系图版获得注入压力下的超临界CO2流入量；(5)根据区块渗透率与CO2注入孔隙体积倍数的关系图版获得反应后的水平段渗透率分布；(6)循环，获得不同渗透率储层段CO2注入后的渗透率。方法易行，操作简便，应用范围广，实现了不同储层类型水平井CO2注入剖面的评价。
Description
技术领域
本发明属于二氧化碳地质利用及封存技术领域，尤其涉及一种水平井二氧化碳(CO2)注入剖面评价方法，适用于水平井CO2注入效果评价及水平井CO2注入调整提高CO2驱替效率及地质封存量。
背景技术
以CO2为主的温室气体排放量增加带来了一系列的全球性环境问题，CO2减排成为人类关注的热点问题。而人类短期内无法摆脱使用化石能源。所以，CO2捕获与地质封存(CCS)是实现碳中和目标的最可行和有效手段之一。目前，CO2地质封存场所主要有：枯竭油气藏、不可开采煤层和深层盐水含水层。针对CO2地质利用和封存问题，国内外学者做了大量的研究工作，认为CO2封存在油气藏储层中兼顾了油气藏提高采收率和减少CO2排放，被认为是最经济可行的方法。
已开发低渗透油藏主要以水驱为主，但面临单井产量低、注入压力高、注入能力低、补充地层能量困难、有效驱替***难以建立等难题，最终采收率一般为20％左右。与水驱相比，CO2吸气指数可提高5倍、启动压力降低50％，大幅提高了注入能力，有效解决了低渗透油藏水驱开发存在的“注不进、采不出、采油速度低、采收率低”等难题。同时，相对于直井，水平井注水/气能增加注入量从而大幅提高波及系数，而且能保持较低的注入压力，因此，目前低渗透储层大多利用水平井进行开发。然而，我国低渗透油藏储层多为陆相沉积，层间、层内非均质性严重，水平井注入的CO2容易沿高渗透层过早突破形成无效循环，严重影响了CO2波及体积，大幅降低了CO2驱油的最终采收率及地质封存量。因此，有效评价水平井CO2注入效果是实现注采调整优化以及实现高效驱油和地质封存的必备条件。对于水平井二氧化碳注入剖面，由于CO2的腐蚀性及井筒长期生产可能出现井筒变形、井径缩小等复杂情况，常规的生产测井技术和设备无法长时间监测水平井CO2注入剖面。利用数值模拟和半解析模型预测CO2注入剖面建立在大量基础数据的基础上，但是有些构建模型需要的数据是缺失的，且即使获得CO2注入剖面，也无法判定其预测是否合理。另一方面，低渗透储层水平井CO2注入剖面的调控方法也未见报道。亟需寻找一种低渗透储层水平井CO2注入剖面效果评价方法指导水平井CO2注采调整优化。因此，本发明方法有助于突破低渗透储层水平井CO2注入剖面调控理论及技术的瓶颈，具有重要的科学意义与广阔的生产应用前景。
因此，针对我国低渗透储层非均质性强，水平井注入CO2时容易在高渗透储层突破，注采井形成无效循环，导致低渗透储层难动用等主要瓶颈问题。本发明的关键是弄清非均质储层水平井CO2注入剖面，核心技术是通过实验方法实现非均质储层水平井CO2注入剖面，调整注采剖面，实现非均质储层水平井CO2均衡注入，延缓CO2时在高渗透储层突破时间，动用低渗部分的储量。
发明内容
针对上述问题，克服现有技术存在的上述缺陷，本发明的目的是在于提供了一种基于室内实验的水平井二氧化碳(CO2)注入剖面评价方法，方法易行，操作简便，应用范围广，实现了不同储层类型水平井二氧化碳(CO2)注入剖面的评价。
为了实现上述的目的，本发明采用以下技术措施：
一种基于室内实验的水平井二氧化碳(CO2)注入剖面评价方法，其步骤是：
(1)根据测井数据确定沿水平井分布的储层渗透率分布，并按照渗透率进行频率分布按比例确定实验岩心；
(2)利用确定好的岩心(不饱和地层水)进行超临界二氧化碳(CO2)驱替实验，获得不同渗透率岩心在不同压差下的超临界CO2注入量，并通过驱替实验结果绘制研究区块储层的压差-渗透率-二氧化碳(CO2)流入量关系图版；所述的本步骤中为了实现实验模拟的合理性，对于注二氧化碳(CO2)的水平井，利用相似准则对驱替实验参数进行等效处理。所述的本步骤中所述如果渗透率超出实验岩心的渗透率，可以通过拟合给定实验压差下的曲线得到渗透率与二氧化碳(CO2)流入量的关系，最终获得该渗透率下的二氧化碳(CO2)流入量。
(3)利用研究区块典型的岩心饱和地层水，然后进行驱替实验，获得实验过程中的二氧化碳(CO2)注入孔隙体积与渗透率之间的关系，并绘制此区块渗透率与二氧化碳(CO2)注入孔隙体积倍数的关系图版；所述的本步骤所述假设二氧化碳(CO2)流入一定时间为计算单位(5小时-50小时之间的任一数值，具体时间根据实际注入条件和已有测井剖面确定)，期间二氧化碳(CO2)注入时岩心渗透率不发生变化，这段时间后渗透率发生一次变化。其中，计算时间单位的时间可以根据不同的水平井注入二氧化碳(CO2)条件进行调整。
(4)选取注入二氧化碳(CO2)水平井，通过测井资料获得沿水平井分布的储层渗透率分布，根据步骤(2)获得注入压力下各段的超临界二氧化碳(CO2)流入量。假设二氧化碳(CO2)流入5小时为计算单位(可以进行相应调整)，期间二氧化碳(CO2)注入时岩心渗透率不发生变化，5小时后渗透率发生一次变化。计算这段时间内二氧化碳(CO2)流入量以及二氧化碳(CO2)所占的孔隙体积倍数；
(5)利用得到的二氧化碳(CO2)注入体积倍数，通过步骤(4)的图版得到二氧化碳(CO2)注入5小时后水平段的渗透率，这里假设实验时注入岩心的二氧化碳(CO2)孔隙体积倍数与储层内注入二氧化碳(CO2)的孔隙体积倍数相同时，渗透率的变化相同，也就是说如果岩心和储层的渗透率相同，注入相同体积倍数的二氧化碳(CO2)时，得到的渗透率相同。
(6)对步骤(4)、步骤(5)各循环6次(共12次)，根据二氧化碳(CO2)注入时间确定需要循环的次数，获得水平井不同渗透率储层段二氧化碳(CO2)注入量和注入后的渗透率。
进一步地，步骤(2)所述的岩心不饱和地层水是为了在二氧化碳(CO2)驱替过程中不发生二氧化碳(CO2)-地层水-岩心的反应，从而获得注入压力-二氧化碳(CO2)流入量-渗透率之间的关系；
进一步地，步骤(3)所述的岩心饱和地层水是为了在二氧化碳(CO2)CO2驱替过程中发生-地层水-岩心的反应，从而获得二氧化碳(CO2)流入量(注入孔隙体积)与渗透率之间的关系。
进一步地，对于砂岩油气藏，如果储层矿物成份为不与二氧化碳(CO2)形成的弱酸溶液反应的矿物，那么在二氧化碳(CO2)流入过程中可以不考虑渗透率的变化，通过本方案步骤(1)、步骤(2)形成的研究区块储层的压差-渗透率-二氧化碳(CO2)流入量关系图版，利用图版直接确定水平井注入剖面。
本发明的关键技术是基于室内实验的水平井CO2注入剖面评价方法，通过实验方法实现非均质储层水平井CO2注入剖面，调整注采剖面，实现非均质储层水平井CO2均衡注入，延缓CO2时在高渗透储层突破时间，有效的动用非均质油气藏层的储量或者实现非均质咸水层的高效封存。解决了由于CO2的腐蚀性及井筒长期生产可能出现井筒变形、井径缩小等复杂情况，常规的生产测井技术和设备无法长时间监测水平井CO2注入剖面的难题。
本发明与现有技术相比，具有以下优点和效果：
1、本发明提供了一种基于室内实验的水平井CO2注入剖面评价方法，实现了非均质储层水平井CO2注入剖面的定量表征，与目前的方法相比，可以更详尽的研究水平井CO2注采剖面机理，为CO2在非均质油气储层中多相渗流理论及机理提供基础。
2、所述的一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法，通过驱替实验结果绘制研究区块储层的压差-渗透率-CO2流入量关系图版和渗透率与CO2注入孔隙体积倍数的关系图版，结合相似准则，实现了水平井CO2注入剖面的定量表征，评价水平井CO2注入效果，实现高效CO2驱替和地质封存，相比于其他的方法可以应用于一个区域的水平井注入剖面预测，降低了水平井注入剖面测试的成本。
3、本发明不仅适用于水平井CO2注入剖面预测，还可以用于CO2注入效果评价，从而实现水平井CO2注入剖面的优化设计，实现高效CO2驱替和地质封存，有助于突破低渗透储层水平井CO2注入剖面调控理论及技术的瓶颈，具有重要的科学意义与广阔的生产应用前景。
4、通过本发明的技术方案，可以通过实验方法获得水平井CO2注入剖面，方法易行，操作简便，相比与生产测井，大大降低了获得水平井注入剖面的成本。同时，应用范围更广，本发明还可以解决一些井况复杂，不能进行水平井注入剖面测试的情况。
附图说明
图1为一种基于室内实验的水平井CO2注入剖面评价方法的注入压差-渗透率-CO2注入量关系图版示意图。
图2为一种基于室内实验的水平井二氧化碳注入剖面评价方法方框示意图。
图3为一种基于室内实验的水平井CO2注入剖面评价方法的注入CO2孔隙体积倍数与无因次渗透率图版示意图。
图4为一种基于室内实验的水平井CO2注入剖面评价方法的水平井渗透率分布示意图。
图5为一种基于室内实验的水平井CO2注入剖面评价方法的CO2注入过程中沿水平井段分布的渗透率变化示意图。
图6为一种基于室内实验的水平井CO2注入剖面评价方法的CO2注入过程中水平井段各段的CO2注入量变化过程示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1：
根据图2可知，一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法，其步骤是：
(1)根据测井数据确定沿水平井分布的储层渗透率分布，并按照渗透率进行频率分布按比例确定实验岩心；
(2)利用确定好的岩心(不饱和地层水)进行超临界二氧化碳(CO2)驱替实验，获得不同渗透率岩心在不同压差下的超临界二氧化碳(CO2)注入量；
(3)通过驱替实验结果绘制研究区块储层的压差-渗透率-CO2流入量关系图版；
(4)对于注二氧化碳(CO2)的水平井，所述的本步骤中为了实现实验模拟的合理性，利用相似准则对驱替实验参数进行等效处理。所述的本步骤中所述如果渗透率超出实验岩心的渗透率，可以通过拟合给定实验压差下的曲线得到渗透率与二氧化碳(CO2)流入量的关系，最终获得该渗透率下的二氧化碳(CO2)流入量；
(5)利用研究区块典型的岩心饱和地层水；
(6)利用饱和地层水的岩心进行驱替实验，获得实验过程中的二氧化碳(CO2)注入孔隙体积与渗透率之间的关系；
(7)绘制此区块渗透率与二氧化碳(CO2)注入孔隙体积倍数的关系图版；所述的本步骤所述假设二氧化碳(CO2)流入一定时间为计算单位，期间二氧化碳(CO2)注入时岩心渗透率不发生变化，这段时间后渗透率发生一次变化。其中，计算时间单位的时间可以根据不同的水平井注入二氧化碳(CO2)条件进行调整。
(8)选取注入二氧化碳(CO2)水平井，通过测井资料获得沿水平井分布的储层渗透率分布，根据步骤(2)中获得的注入压力下各段的超临界二氧化碳(CO2)流入量。假设二氧化碳(CO2)流入5小时为计算单位(可以进行相应调整)，期间CO2注入时岩心渗透率不发生变化，二氧化碳(CO2)流入5小时后渗透率发生一次变化。计算这段时间内二氧化碳(CO2)流入量以及二氧化碳(CO2)所占的孔隙体积倍数；利用得到的二氧化碳(CO2)注入体积倍数，通过步骤(4)中的图版得到二氧化碳(CO2)注入5小时后水平段的渗透率，这里假设实验时注入岩心的二氧化碳(CO2)孔隙体积倍数与储层内注入二氧化碳(CO2)的孔隙体积倍数相同时，渗透率的变化相同，也就是说如果岩心和储层的渗透率相同，注入相同体积倍数的二氧化碳(CO2)时，得到的渗透率相同。
(9)对步骤(4)、步骤(5)各循环6次，根据二氧化碳(CO2)注入时间确定需要循环的次数；
(10)利用循环的结果获得最终水平井不同渗透率储层段二氧化碳(CO2)注入量和注入后的渗透率。
所述的步骤(2)中为了实现实验模拟的合理性，对于注二氧化碳(CO2)的水平井，利用相似准则对驱替实验参数进行等效处理。其处理过程是：
当进行二氧化碳(CO2)驱替实验时，岩心入口端流体的流速为：
式中：vrs为岩心入口端流体的速度，m/s；k为地层平均渗透率，10-3μm2；μ为气体黏度，mPa·s；p为储层任意一点的压力，MPa；L为实验岩心长度，m；pw1是岩心夹持器入口端压力，MPa；pe是岩心夹持器出口端压力，MPa；d代表微分符号。
注入二氧化碳(CO2)井筒端流体流速为：
式中：vrs为储层井筒端流体的速度，m/s；pw2为注酸时的井底压力，MPa；r为井控半径，m；re为泄油半径，m；rw为井筒直径，m；k为储层渗透率，mD；p为储层压力，MPa；μ为流体粘度，mPa.s；ln代表自然对数。
假设二氧化碳(CO2)驱替实验时的入口端流速与水平井井筒注入端的流速相等，则CO2驱替实验时的入口端压力表示为：
式中：L为实验岩心长度，m；pw1是岩心夹持器入口端压力，MPa；pe是岩心夹持器出口端压力，MPa。
进一步地，所述步骤(2)中所述如果渗透率超出实验岩心的渗透率，可以通过拟合给定实验压差下的曲线得到渗透率与二氧化碳(CO2)流入量的关系，最终获得该渗透率下的二氧化碳(CO2)流入量。例如，假设水平井段出现20×10-3μm2的渗透率，则通过实际注入压差换算后的实验压差为3.5MPa，拟合实验压差3.5MPa下(图1)的吸液量与渗透率的关系为y＝0.12x+0.83，其中，x为渗透率，y为二氧化碳(CO2)流入量。把渗透率20×10-3μm2代入关系式，得到此渗透率下的二氧化碳(CO2)流入量为12.4mL/min。
需要说明的是，假设二氧化碳(CO2)流入5小时为计算单位(可以进行相应调整)，期间二氧化碳(CO2)注入时岩心渗透率不发生变化，5小时后渗透率发生一次变化。计算时间单位的时间可以根据不同的水平井注入二氧化碳(CO2)条件进行调整，调整至实际产气剖面测试水平井相符为准。
进一步地，步骤(2)所述的岩心不饱和地层水是为了在二氧化碳(CO2)驱替过程中不发生二氧化碳(CO2)-地层水-岩心的反应，从而获得注入压力-二氧化碳(CO2)流入量-渗透率之间的关系；步骤(3)所述的岩心饱和地层水是为了在二氧化碳(CO2)驱替过程中发生二氧化碳(CO2)-地层水-岩心的反应，从而获得二氧化碳(CO2)流入量(注入孔隙体积)与渗透率之间的关系。
进一步地，对于砂岩油气藏，如果储层矿物成份为不与二氧化碳(CO2)形成的弱酸溶液反应的矿物，那么在二氧化碳(CO2)流入过程中可以不考虑渗透率的变化，通过本方案步骤(1)、步骤(2)形成的研究区块储层的压差-渗透率-二氧化碳(CO2)流入量关系图版，利用图版直接确定水平井注入剖面。
通过上述具体实施例，可以得到水平井CO2注入剖面的定量表征，实现了非均质储层水平井CO2注入剖面效果评价，以及非均质储层水平井CO2注入剖面预测，从而实现水平井CO2注入剖面的优化设计，实现高效CO2驱替和地质封存，有助于突破低渗透储层水平井CO2注入剖面调控理论及技术的瓶颈，具有重要的科学意义与广阔的生产应用前景。
实施例2：
以注入CO2驱替开采某油田为例，要得到它的水平井CO2注入剖面，它包括以下步骤：
(1)假设根据油田所钻水平井完井测井数据，得到渗透率的区间为0.2-252mD，然后根据所钻井的渗透率级差得到需要测试岩心的渗透率为0.2mD、4mD、8mD、12mD、16mD、20mD、24mD、28mD…252mD；
(2)利用步骤(1)确定的岩心，进行超临界CO2驱替实验，假设利用得到的实验结果获得该区块储层的压差-渗透率-CO2流入量关系图版，如图1所示；
(3)利用该区块典型的岩心饱和地层水，然后进行驱替实验，获得实验过程中的CO2注入孔隙体积与渗透率之间的关系，并绘制此区块渗透率与CO2注入孔隙体积倍数的关系图版，如图3所示；
(4)以某油田水平井为例，假设沿水平井的渗透率分布如图4水平井渗透率分布示意图所示，根据图1确定初始流入量分布。以CO2流入20小时为计算单位(可以进行相应调整)，期间CO2注入时岩心渗透率不发生变化，20小时后渗透率发生一次变化，如图3所示。
(5)假设此水平井注入时间为240小时，循环步骤(4)，根据CO2注入时间确定需要循环的次数为12次，获得水平井不同渗透率储层段CO2注入量和注入后渗透率的变化过程，确定水平井CO2剖面各段的注入量如图5CO2注入过程中沿水平井段分布的渗透率变化示意图所示，CO2注入后的渗透率如图6CO2注入过程中水平井段各段的CO2注入量变化过程示意图所示。
其它步骤与实施例1相同。
通过上述具体实施例，可以得到非均质储层水平井CO2注入剖面，实现水平井CO2注入剖面的优化设计，实现高效CO2驱替，延缓水平井注入CO2时高渗透储层突破时间，实现注采井CO2的有效循环，有效动用低渗透储层，解决了非均质储层CO2驱油的主要瓶颈。
Claims (4)
1.一种基于室内实验的水平井二氧化碳注入剖面评价方法，其步骤是：
（1）根据测井数据确定沿水平井分布的储层渗透率分布，按照渗透率进行频率分布按比例确定实验岩心；
（2）利用确定的岩心进行超临界CO2驱替实验，获得不同渗透率岩心在不同压差下的超临界CO2注入量，通过驱替实验结果绘制研究区块储层的压差-渗透率- CO2流入量关系图版；
（3）利用研究区块典型的岩心饱和地层水，然后进行驱替实验，获得实验过程中的CO2注入孔隙体积与渗透率之间的关系，绘制此区块渗透率与CO2注入孔隙体积倍数的关系图版；CO2流入一定时间为计算单位，期间CO2注入时岩心渗透率不发生变化，这段时间后渗透率发生一次变化，其中，计算时间单位的时间根据不同的水平井注入CO2条件进行调整；
（4）选取注入CO2水平井，通过测井资料获得沿水平井分布的储层渗透率分布，根据步骤（2）中获得注入压力下各段的超临界CO2流入量，设CO2流入5小时为计算单位，期间CO2注入时岩心渗透率不发生变化，5小时后渗透率发生一次变化，计算这段时间内CO2流入量以及CO2所占的孔隙体积倍数；
（5）利用得到的CO2注入孔隙体积倍数，通过步骤（3）的图版得到CO2注入5小时后水平段的渗透率，设实验时注入岩心的CO2孔隙体积倍数与储层内注入CO2的孔隙体积倍数相同，渗透率的变化相同，岩心和储层的渗透率相同，注入相同体积倍数的CO2时，得到的渗透率相同；
（6）对步骤（4）、步骤（5）各循环6次，根据CO2注入时间确定循环的次数，获得水平井不同渗透率储层段CO2注入量和注入后的渗透率。
2.根据权利要求1所述的一种基于室内实验的水平井二氧化碳注入剖面评价方法，其特征在于：所述步骤（2）中的岩心不饱和地层水是为了在CO2驱替过程中不发生CO2-地层水-岩心的反应，获得压差-渗透率-CO2流入量之间的关系。
3.根据权利要求1所述的一种基于室内实验的水平井二氧化碳注入剖面评价方法，其特征在于：所述步骤（3）中的岩心饱和地层水是为了在CO2驱替过程中发生CO2-地层水-岩心的反应，获得CO2流入量与渗透率之间的关系。
4.根据权利要求1所述的一种基于室内实验的水平井二氧化碳注入剖面评价方法，其特征在于：对于砂岩油气藏，如果储层矿物成份为不与二氧化碳形成的弱酸溶液反应的矿物，那么在二氧化碳流入过程中可以不考虑渗透率的变化，所述步骤（1）、步骤（2）形成的研究区块储层的压差-渗透率-CO2流入量关系图版，利用图版直接确定水平井注入剖面。
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