CN114136838B - 确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，包括：一，根据完井管柱和工具的耐温极限，确定井底热水驱的最大温度Tmax；二，确定脱气原油粘度μod与温度T的关系式；三，确定地层条件原油粘度μo与温度T的关系式；四，确定油水相对渗透率比值Kro/Krw与含水饱和度的关系式，计算不同含水饱和度的含水率；五，计算不同温度的拟流度比M值；六，计算不同温度的拟流度值比M和面积波及系数EV，并确定波及系数EV的拐点值EV拐点；七，反算波及系数拐点EV拐点对应的拟流度比M拐点；八，计算达到M拐点的热水驱粘度拐点值μ拐点，并将μ拐点反算至油藏温度条件下，得到原油粘度极限值μomax。该发明解决了目前行业中确定热水驱原油粘度界限的难题。
Description
技术领域
本发明涉及海上稠油注热水驱原油粘度分析领域，特别是涉及一种确定海上稠油常规水驱不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法。
背景技术
渤海稠油规模大，对于地层条件下原油粘度在400mPa·s左右的稠油油藏，目前的开发方式既有天然能量、常规注水驱、活化水驱等冷采开发，也有注多元热流体吞吐、注热水驱等热采开发。对于冷采开发稠油油藏，由于原油粘度大，导致常规水驱面临油水流度比大，注入水突进导致驱油效率和波及效率低的问题，为此渤海目前正在进行稠油常规水驱后转热水驱提高采收率的先导试验。关于海上稠油常规水驱转热水驱，其粘度界限模糊，为热水驱目标区块的筛选带来不便。
关于注热水驱原油粘度界限的确定，目前研究主要侧重于数值模拟研究不同方案的开发指标，或采用实验研究对比不同粘度下的驱油效率，而对目标区块常规水驱处于不同含水阶段、不换管柱和工具的耐温限制等缺乏考虑，为此目前还没有关于确定海上稠油常规水驱不同含水率阶段条件下注热水驱原油粘度界限的研究。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，本发明方法考虑了常规冷采完井管柱和工具的耐温极限、稠油油藏不同含水率条件、不同岩心和流体性质影响等因素，在确定目标区稠油粘温数据的基础上，定量计算出不同含水率阶段的拟流度比和面积波及系数，根据波及系数的拐点值定量计算出适合转热水驱粘度最大值。该专利成果为海上稠油水驱后转热水驱目标区块的筛选、地质油藏方案设计提供了依据。该专利成果在渤海多个稠油油田得到了应用，可为渤海稠油油田注热水方案设计提供指导和借鉴。本发明专利具有创新性。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，包括以下步骤：
S101，根据完井管柱和工具的耐温极限，确定目标区井底注热水驱的最大温度值Tmax；
S102，确定目标区脱气原油粘度μod与温度T的关系式；通过收集目标区块的原油样品，测试脱气原油在不同温度条件下的原油粘度值；在直角坐标***中绘制散点图，通过拟合得到稠油脱气原油粘度μod和温度T的关系式。
LgLgμod＝A-BT (A-1)
式中：μod为脱气原油的粘度，mPa·s；T为温度，℃；A为需要回归的常数，B为要回归的斜率；
S103，确定目标区地层条件下原油粘度μo与温度T的关系式；水相的粘度变化不大，不同温度条件下均取值1mPa·s；通过油层温度下的脱气原油粘度确定地层条件下原油粘度，计算得到目标区块的地层条件下原油粘度μo和温度T的关系式；
E＝4.4044(ρoRs+17.7935)-0.515 (A-4)
F＝3.0352(ρoRs+26.6904)-0.338 (A-5)
式中：μo为地层条件下原油的粘度，mPa·s；ρo为地面脱气原油的密度，g/m3；Rs为溶解气油比，m3/t；E和F为需要计算的系数；
拟合得到目标区块的地层条件下原油粘度μo和温度T的关系式为：
LgLgμo＝A1-B1T (A-6)；
式中：A1为需要回归的常数，B1为要回归的斜率；
S104，确定油水两相相对渗透率比值Kro/Krw与含水饱和度的关系式，计算不同含水饱和度的含水率；选择目标区块的岩心和油样，在不同温度条件下，测试不同含水饱和度的油水两相相对渗透率Kro和Krw；
S105，计算地层不同温度条件下的拟流度比M值；
S106，计算不同温度下的拟流度值比M和面积波及系数EV，并确定波及系数EV的拐点值EV拐点；
S107，根据得到的波及系数拐点值EV拐点，根据注水的井网形式，选择对应井网形式的计算公式，反算对应的拟流度比值M拐点；
S108，根据含水率、最大注热温度，计算达到M拐点的热水驱粘度拐点μo拐点，并将μo拐点反算至油藏温度条件下，得到原油粘度极限值μomax。
进一步的，步骤S101中以管柱和工具能够承受的最大温度极限值作为条件，以此确定目标区井底注热水驱的最大温度值。
进一步的，步骤S104具体的：在直角坐标***中，以Kro/Krw为纵坐标，含水饱和度Sw为横坐标，绘制散点图，拟合Kro/Krw与Sw的关系式；计算不同含水饱和度的含水率；拟合Kro/Krw与Sw的关系式：
Ln(Kro/Krw)＝C-DSw (A-8)
式中：Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Sw为含水饱和度；C为需要回归的常数，D为要回归的斜率；
含水率计算式子为：
式中：fw为含水率。
进一步的，步骤S105中，采用式子(A-13)计算拟流度比M值：
式中：μo为地层条件下原油的粘度，mPa·s；μw为地层条件下水相的粘度，mPa·s；kro(Swc)为束缚水饱和度条件下油相的相对渗透率；kro(Sw)为驱替前缘水的平均饱和度下的油相相对渗透率；krw(Sw)为驱替前缘水的平均饱和度下的水相相对渗透率；Swc为束缚水饱和度；Sw为驱替前缘水的平均饱和度。
进一步的，步骤S106中，不同井网的面积注水***，见水时的面积波及系数不同，需要选择与井网形式对应的计算公式；
对于直线注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
式中：a为井排上的井间距离，m；d为井排间的距离，m；M为拟流度比；
对于五点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
对于反九点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
对于反七点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
进一步的，步骤S108中，
求得后，将(A-6)进行变型，可以得到粘度极限值计算式：
式中：μomax为地层条件下注热水驱的原油粘度极限值，mPa·s；μo拐点为拟流度比M拐点对应的地层条件下原油粘度拐点值，mPa·s；B1为回归的斜率，无因次；Tmax为井底最大注热温度，℃；T油藏为油藏原始温度，℃。
与现有技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：
1.考虑了常规冷采完井管柱和工具的耐温极限、不同岩心和流体性质对渗透率的影响等因素，提出了一种确定海上稠油常规水驱不同含水率阶段注热水驱原油粘度界限的方法。
2.本发明提供的方法，考虑了不同含水阶段油水相渗随温度发生变化的因素，考虑的因素更全面，涵盖冷采开发稠油油藏的整个开发阶段，方法更准确，适用性更强。
3.稠油油藏常规水驱面临油水流度比大，注入水容易突进等问题，常规水驱后进一步提高采收率是目前关注的焦点。稠油常规水驱后转热水驱提高采收率技术，是目前正在研究和试验的新技术，其粘度界限模糊，为热水驱目标区块的筛选带来不便。本发明提供的方法，为海上稠油水驱后转热水驱目标区块的筛选、地质油藏方案设计提供了依据。
附图说明
图1为本发明方法的流程示意图。
图2为目标区块地面脱气原油粘度与温度实验测试数据点在对数坐标***中的拟合关系式。
图3为目标区块原层条件原油粘度与温度数据在对数坐标***中的拟合关系式。
图4为目标区块油水两相相对渗透率比值Kro/Krw与含水饱和度的拟合关系式。
图5为目标区块拟流度值比M和面积波及系数EV分阶段拟合关系式。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清晰，以下以渤海LD5-2稠油油藏为例，对本发明做进一步详细说明。如图1至图5所示，本发明确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，包括以下步骤：
S101，根据完井管柱和工具的耐温极限，确定目标区井底注热水驱的最大温度值Tmax。为了提高热水驱项目的经济性，海上热水驱方案设计时通常以海上平台地面设施改造量最小、注水井不大修不更换井下分隔器的原则，以管柱和工具能够承受的最大温度极限值作为条件，以此确定目标区井底注热水驱的最大温度值。
根据多专业核实，旅大5-2稠油油藏井下工具的耐温极限值为120℃，确定井口的注热温度为120℃，考虑井筒热损失，对应的井底最大温度值Tmax为108℃。
S102，确定目标区脱气原油粘度μod与温度T的关系式。收集目标区块的原油样品，测试脱气原油在不同温度条件下的原油粘度值；在直角坐标***中绘制散点图，通过拟合得到稠油脱气原油粘度μod和温度T的关系式。
LgLgμod＝A-BT (A-1)
式中：μod为脱气原油的粘度，mPa·s；T为温度，℃；A为需要回归的常数，B为要回归的斜率。
如图2所示，根据测得的脱气原油粘度值，拟合稠油粘度μod和温度T的关系式，得到系数A和B分别为0.7059和0.0035(图2)。
LgLgμod＝0.7059-0.0035T(R2＝0.9937) (A-2)。
S103，确定目标区地层条件下原油粘度μo与温度T的关系式。水相的粘度变化不大，不同温度条件下均可以取值1mPa·s；地层条件下原油粘度μo的计算式子可以采用Beggs计算公式，通过油层温度下的脱气原油粘度确定地层条件下原油粘度，计算得到目标区块的地层条件下原油粘度μo和温度T的关系式。
E＝4.4044(ρoRs+17.7935)-0.515 (A-4)
F＝3.0352(ρoRs+26.6904)-0.338 (A-5)
式中：μo为地层条件下原油的粘度，mPa·s；ρo为地面脱气原油的密度，g/m3；Rs为溶解气油比，m3/t；E和F为需要计算的系数。
拟合得到目标区块的地层条件下原油粘度μo和温度T的关系式为：
LgLgμo＝A1-B1T (A-6)
式中：A1为需要回归的常数，B1为要回归的斜率。
将旅大5-2稠油油藏的基本参数，如地面脱气原油的密度为0.976g/m3；溶解气油比为25m3/t代入到式子(A-3)、(A-4)、(A-5)中，可将第二步中测得的不同温度下的目标区脱气原油粘度μod转化为地层条件下的原油粘度μo。图3为拟合得到渤海某区块地层条件下的原油粘度μo和温度T的关系式为：
LgLgμo＝0.6218-0.0042T(R2＝0.9984) (A-7)。
S104，确定油水两相相对渗透率比值Kro/Krw与含水饱和度的关系式，计算不同含水饱和度的含水率。选择目标区块的岩心和油样，在不同温度条件下，测试不同含水饱和度的油水两相相对渗透率Kro和Krw。在直角坐标***中，以Kro/Krw为纵坐标，含水饱和度Sw为横坐标，绘制散点图，拟合Kro/Krw与Sw的关系式。计算不同含水饱和度的含水率。
拟合Kro/Krw与Sw的关系式：
Ln(Kro/Krw)＝C-DSw (A-8)
式中：Kro为油相相对渗透率，小数；Krw为水相相对渗透率，小数；Sw为含水饱和度，小数；C为需要回归的常数，D为要回归的斜率。
含水率计算式子为：
式中：fw为含水率，小数。
表1 渤海某典型稠油油藏油水相对渗透率曲线(温度为100℃)
如表1所示，旅大5-2油藏岩心和样品在100℃条件下的油水两相相对渗透率，见表1的第1列、第2列、第3列；含水率见表1中的第6列。如图4所示，根据100℃、150℃、200℃条件下的数据，可拟合Kro/Krw与Sw的关系式，得到100℃、150℃、200℃条件下的系数C分别为12.4286、11.8827和11.4044，D分别为20.3642、18.4626和17.1997。
对于100℃实验测试的数据点：
Ln(Kro/Krw)＝12.4286-20.3642Sw(R2＝0.9960) (A-10)
对于150℃实验测试的数据点：
Ln(Kro/Krw)＝11.8827-18.4626Sw(R2＝0.9980) (A-11)
对于200℃实验测试的数据点：
Ln(Kro/Krw)＝11.4044-17.1997Sw(R2＝0.9974) (A-12)
S105，计算地层不同温度条件下的拟流度比M值。水与油的拟流度比M是判断注入水突进能力的重要参数，值越大，越容易指进，面积波及系数越低。采用式子(A-13)计算拟流度比M值：
式中：μo为地层条件下原油的粘度，mPa·s；μw为地层条件下水相的粘度，mPa·s；kro(Swc)为束缚水饱和度条件下油相的相对渗透率，小数；kro(Sw)为驱替前缘水的平均饱和度下的油相相对渗透率，小数；krw(Sw)为驱替前缘水的平均饱和度下的水相相对渗透率，小数；Swc为束缚水饱和度，小数；Sw为驱替前缘水的平均饱和度。
其中，Kro(Swc)和Kro(Sw)+Krw(Sw)值可以从第四步测得的数据中得到，见表1的第4列、第5列。μw为地层条件下水相的粘度，由于数值比较小，可以忽略温度变化对水相粘度的影响，不同温度下的水相粘度均取值1mPa·s。μo为地层条件下原油的粘度，需要考虑相渗曲线对应的地层条件下原油粘度值，如旅大5-2油藏井底注热温度为108℃，查阅图3可知，该温度下对应的地层条件原油粘度为26mPa·s。
S106，计算不同温度下的拟流度值比M和面积波及系数EV，并确定波及系数EV的拐点值EV拐。不同井网的面积注水***，见水时的面积波及系数不同，需要选择与井网形式对应的计算公式。
对于直线注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
式中：a为井排上的井间距离，m；d为井排间的距离，m；M为拟流度比，小数。
对于五点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
对于反九点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
对于反七点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
旅大5-2油藏的目标区块为排状注水***，井排上的井间距离为150m，井排间的距离为200m。因此选择(A-14)式子进行计算面积波及系数EV，绘制得到拟流度值比M和面积波及系数EV散点图，分阶段拟合得到关系式，波及系数EV的拐点值EV拐为0.4924，如图5所示。
S107，反算波及系数拐点EV拐点对应的拟流度比M拐点。根据第六步得到的波及系数拐点值，根据注水的井网形式，选择(A-14)、(A-15)、(A-16)、(A-17)对应井网形式的计算公式，反算对应的拟流度比值M拐点。
旅大5-2油藏为排状注水***，根据第五步得到的EV拐为0.4924，选择(A-14)反算拟流度比值M拐点，确定M拐点为12。在M拐点处，波及系数与拟流度比的关系可明显分为两段。
当M≤12：
EA1＝0.6356-0.0643 ln M(R2＝0.9045) (A-18)
当M＞12：
EA2＝0.4961-0.0043 ln M(R2＝0.8114) (A-19)
S108，根据含水率、最大注热温度，计算达到M拐点的热水驱粘度拐点μo拐点，并将μo拐点反算至油藏温度条件下，得到原油粘度极限值μomax。
求得后，将(A-6)进行变型，可以得到粘度极限值计算式：
式中：μomax为地层条件下注热水驱的原油粘度极限值，mPa·s；μo拐点为拟流度比M拐点对应的地层条件下原油粘度拐点值，mPa·s；B1为回归的斜率，无因次；Tmax为井底最大注热温度，℃；T油藏为油藏原始温度，℃。
旅大5-2稠油油藏原始油藏温度为50℃，假如常规水驱含水率为10％，最大注热温度为108℃。为了得到转热水驱的粘度极限值，μw取值1mPa·s，根据第七步M拐点确定取值12，查阅表1，对应含水率0.1左右的行，得到：kro(Swc)取值0.81(见表1中第4列)，kro(Sw)+krw(Sw)取值0.643(见表1中第5列)，采用(A-20)计算得到μo拐点15.1mPa·s。根据第三步确定的斜率B1，B1取值0.0042，采用(A-21)计算得到原始油藏温度条件下可适用热水驱的最大粘度界限μomax为116mPa·s。
假如当含水率为50％时，查阅表1，对应含水率0.5左右的行，得到：kro(Swc)取值0.81(见表1中第4列)，kro(Sw)+krw(Sw)取值0.373(见表1中第5列)，采用(A-20)计算得到μo拐点26.06mPa·s。根据第三步确定的斜率B1，B1取值0.0042，采用(A-21)计算得到原始油藏温度条件下可适用热水驱的最大粘度界限μomax为303mPa·s。
本发明仅以海上稠油常规水驱不同含水率阶段注热水驱原油粘度界限作为主要说明，其他以注热水驱为主的变形方式(如热水+氮气复合驱、热水+泡沫复合驱、热水+表面活性剂、热水+表面活性剂+驱油剂等)，仍然在本发明的保护范围内。
本发明并不限于上文描述的实施方式。以上对具体实施方式的描述旨在描述和说明本发明的技术方案，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的。在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，本领域的普通技术人员在本发明的启示下还可做出很多形式的具体变换，这些均属于本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，其特征在于，包括以下步骤：
S101，根据完井管柱和工具的耐温极限，确定目标区井底注热水驱的最大温度值Tmax；
S102，确定目标区脱气原油粘度μod与温度T的关系式；通过收集目标区块的原油样品，测试脱气原油在不同温度条件下的原油粘度值；在直角坐标***中绘制散点图，通过拟合得到稠油脱气原油粘度μod和温度T的关系式；
LgLgμod＝A-BT (A-1)
式中：μod为脱气原油的粘度，mPa·s；T为温度，℃；A为需要回归的常数，B为要回归的斜率；
S103，确定目标区地层条件下原油粘度μo与温度T的关系式；水相的粘度变化不大，不同温度条件下均取值1mPa·s；通过油层温度下的脱气原油粘度确定地层条件下原油粘度，计算得到目标区块的地层条件下原油粘度μo和温度T的关系式；
E＝4.4044(ρoRs+17.7935)-0.515 (A-4)
F＝3.0352(ρoRs+26.6904)-0.338 (A-5)
式中：μo为地层条件下原油的粘度，mPa·s；ρo为地面脱气原油的密度，g/m3；Rs为溶解气油比，m3/t；E和F为需要计算的系数；
拟合得到目标区块的地层条件下原油粘度μo和温度T的关系式为：
LgLgμo＝A1-B1T (A-6)；
式中：A1为需要回归的常数，B1为要回归的斜率；
S104，确定油水两相相对渗透率比值Kro/Krw与含水饱和度的关系式，计算不同含水饱和度的含水率；选择目标区块的岩心和油样，在不同温度条件下，测试不同含水饱和度的油水两相相对渗透率Kro和Krw；
S105，计算地层不同温度条件下的拟流度比M值；
S106，计算不同温度下的拟流度值比M和面积波及系数EV，并确定波及系数EV的拐点值EV拐点；
S107，根据得到的波及系数拐点值EV拐点，根据注水的井网形式，选择对应井网形式的计算公式，反算对应的拟流度比值M拐点；
S108，根据含水率、最大注热温度，计算达到M拐点的热水驱粘度拐点μo拐点，并将μo拐点反算至油藏温度条件下，得到原油粘度极限值μomax。
2.根据权利要求1所述确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，其特征在于，步骤S101中以管柱和工具能够承受的最大温度极限值作为条件，以此确定目标区井底注热水驱的最大温度值。
3.根据权利要求1所述确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，其特征在于，步骤S104具体的：在直角坐标***中，以Kro/Krw为纵坐标，含水饱和度Sw为横坐标，绘制散点图，拟合Kro/Krw与Sw的关系式；计算不同含水饱和度的含水率；拟合Kro/Krw与Sw的关系式：
Ln(Kro/Krw)＝C-DSw (A-8)
式中：Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Sw为含水饱和度；C为需要回归的常数，D为要回归的斜率；
含水率计算式子为：
式中：fw为含水率。
4.根据权利要求1所述确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，其特征在于，步骤S105中，采用式子(A-13)计算拟流度比M值：
式中：μo为地层条件下原油的粘度，mPa·s；μw为地层条件下水相的粘度，mPa·s；kro(Swc)为束缚水饱和度条件下油相的相对渗透率；kro(Sw)为驱替前缘水的平均饱和度下的油相相对渗透率；krw(Sw)为驱替前缘水的平均饱和度下的水相相对渗透率；Swc为束缚水饱和度；Sw为驱替前缘水的平均饱和度。
5.根据权利要求1所述确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，其特征在于，步骤S106中，不同井网的面积注水***，见水时的面积波及系数不同，需要选择与井网形式对应的计算公式；
对于直线注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
式中：a为井排上的井间距离，m；d为井排间的距离，m；M为拟流度比；
对于五点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
对于反九点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
对于反七点面积注水***，见水时的面积波及系数计算公式为：
6.根据权利要求1所述确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，其特征在于，步骤S108中，
求得后，将(A-6)进行变型，可以得到粘度极限值计算式：
式中：μomax为地层条件下注热水驱的原油粘度极限值，mPa·s；μo拐点为拟流度比M拐点对应的地层条件下原油粘度拐点值，mPa·s；B1为回归的斜率，无因次；Tmax为井底最大注热温度，℃；T油藏为油藏原始温度，℃。
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