本申請(qǐng)涉及稠油油藏開發(fā)
技術(shù)領(lǐng)域：
，尤其是涉及一種復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法。
背景技術(shù)：
：目前對(duì)于稠油油藏一般采取蒸汽吞吐的方式進(jìn)行開采。所謂的蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，然后關(guān)閉油井一段時(shí)間，待蒸汽的熱能向油層擴(kuò)散，稠油油藏流動(dòng)性變強(qiáng)后，再打開油井進(jìn)行稠油開采。在稠油蒸汽吞吐技術(shù)中，油藏注汽參數(shù)的好壞會(huì)直接影響注汽對(duì)油層的改造效果，影響周期產(chǎn)油量。對(duì)于常規(guī)稠油油藏，油藏注汽參數(shù)設(shè)計(jì)比較簡(jiǎn)單，一般根據(jù)油層厚度配置周期吞吐的注汽量。而對(duì)于復(fù)雜斷塊稠油油藏(比如超稠油油藏、開發(fā)后期的低壓油藏以及多年開發(fā)形成汽竄通道的汽竄油藏等)，因其油品性質(zhì)、地層壓力和地層非均質(zhì)性等影響，注入蒸汽容易存在吸汽不均的現(xiàn)象，如采用常規(guī)方式確定注汽參數(shù)，則會(huì)影響油藏采收率。技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：本申請(qǐng)實(shí)施例的目的在于提供一種復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，以提高油藏采收率。為達(dá)到上述目的，本申請(qǐng)實(shí)施例提供了一種復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，包括以下步驟：獲取目標(biāo)井的油藏壓力和初始注汽強(qiáng)度；根據(jù)所述油藏壓力以及預(yù)設(shè)的油藏壓力與注汽強(qiáng)度對(duì)應(yīng)關(guān)系，調(diào)整所述初始注汽強(qiáng)度。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，所述根據(jù)所述油藏壓力以及預(yù)設(shè)的油藏壓力與注汽強(qiáng)度對(duì)應(yīng)關(guān)系，調(diào)整所述初始注汽強(qiáng)度，包括：如果所述目標(biāo)井的油藏壓力低于預(yù)設(shè)的第一壓力值，則將所述初始注汽強(qiáng)度調(diào)整為第一注汽強(qiáng)度值；如果所述目標(biāo)井的油藏壓力超過(guò)預(yù)設(shè)的第一壓力值，且不高于預(yù)設(shè)的第二壓力值，則將所述初始注汽強(qiáng)度調(diào)整為第二注汽強(qiáng)度值；如果所述目標(biāo)井的油藏壓力超過(guò)預(yù)設(shè)的第二壓力值，則將所述初始注汽強(qiáng)度調(diào)整為第一注汽強(qiáng)度值。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，如果所述目標(biāo)井為直井，則采用以下公式計(jì)算其初始注汽強(qiáng)度值：Q1＝πr2·h·Φ·s0·EA·hr式中，Q1為直井初始注汽強(qiáng)度值，r為加熱半徑，h為射孔井井段長(zhǎng)度，EA為蒸汽波及系數(shù)，Φ為儲(chǔ)層孔隙度，s0為儲(chǔ)層含油飽和度，hr為凈總厚度比。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還包括：如果所述目標(biāo)井為水平井，則采用以下公式計(jì)算其初始注汽強(qiáng)度值：Q={L(2rh2r2-h24+2r2arcsinh2r)+πh(r+r2-h242)2}·Φ·So·EA]]>式中，Q為水平井初始注汽強(qiáng)度值，r為加熱半徑，為射孔井井段長(zhǎng)度，h為油層厚度，EA為蒸汽波及系數(shù)，Φ為儲(chǔ)層孔隙度，s0為儲(chǔ)層含油飽和度。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還包括：獲取所述目標(biāo)井的油藏類型特征，所述油藏類型特征至少包括井類型和井段長(zhǎng)度；根據(jù)所述油藏類型特征以及預(yù)設(shè)的油藏特征與注汽方式對(duì)應(yīng)關(guān)系，確定所述目標(biāo)井的注汽方式。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，所述根據(jù)所述油藏類型特征以及預(yù)設(shè)的油藏特征與注汽方式對(duì)應(yīng)關(guān)系，確定所述目標(biāo)井的注汽方式，包括：如果所述目標(biāo)井為汽竄井，則其注汽方式選擇為組合注汽方式；如果所述目標(biāo)井為直井，且其射孔井段長(zhǎng)度不超過(guò)預(yù)設(shè)第一長(zhǎng)度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；如果所述目標(biāo)井為直井，且其射孔井段長(zhǎng)度超過(guò)所述預(yù)設(shè)第一長(zhǎng)度，則其注汽方式選擇為分層注汽方式；如果所述目標(biāo)井為水平井，且其水平井段長(zhǎng)度不超過(guò)預(yù)設(shè)第二長(zhǎng)度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；或者如果所述目標(biāo)井為水平井，且其水平井段超過(guò)所述預(yù)設(shè)第二長(zhǎng)度，則其注汽本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還包括：獲取所述目標(biāo)井的原油粘度；判斷所述原油粘度是否超過(guò)預(yù)設(shè)的粘度值；如果超過(guò)，則確定注汽介質(zhì)包括熱蒸汽和輔助降粘氣體。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，所述的輔助降粘氣體包括二氧化碳。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，當(dāng)所述注汽介質(zhì)包括熱蒸汽和輔助降粘氣體時(shí)，所述輔助降粘氣體的注入量為所述熱蒸汽注入量的0.05～0.1。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還包括：在注入時(shí)，檢測(cè)井口注汽干度；如果所述井口注汽干度偏離預(yù)設(shè)蒸汽干度值，則調(diào)整熱蒸汽的注入溫度、注入壓力和/或注汽強(qiáng)度，以使所述井口注汽干度維持在所述預(yù)設(shè)蒸汽干度值。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還包括：統(tǒng)計(jì)一個(gè)吞吐注汽周期內(nèi)的注汽量與增油量；根據(jù)設(shè)的注汽量與增油量關(guān)系曲線，判斷在所述注汽量下，所述的增油量是否達(dá)到預(yù)設(shè)要求，所述預(yù)設(shè)要求包括周期油汽比和周期廢棄產(chǎn)量；如果達(dá)到，則進(jìn)行下一吞吐注汽周期的注入。本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還包括：如果在所述注汽量下，所述的增油量未達(dá)到預(yù)設(shè)要求；則取消下一吞吐注汽周期。與現(xiàn)有技術(shù)相比，本申請(qǐng)實(shí)施例不再依靠油層厚度配置周期吞吐的注汽量，而是首先獲取目標(biāo)井的油藏壓力和初始注汽強(qiáng)度；然后根據(jù)油藏壓力以及預(yù)設(shè)的油藏壓力與注汽強(qiáng)度對(duì)應(yīng)關(guān)系，調(diào)整初始注汽強(qiáng)度，以使得注汽強(qiáng)度能較好的滿足稠油加熱的需要，從而提高了油藏的采收率。此外，為了達(dá)到更好的效果，還可以根據(jù)實(shí)際需要，還可以選擇性的對(duì)注汽方式、輔助注汽介入、注汽干度和/或吞吐注汽周期等其他吞吐注汽參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。附圖說(shuō)明此處所說(shuō)明的附圖用來(lái)提供對(duì)本申請(qǐng)實(shí)施例的進(jìn)一步理解，構(gòu)成本申請(qǐng)實(shí)施例的一部分，并不構(gòu)成對(duì)本申請(qǐng)實(shí)施例的限定。在附圖中：圖1為本申請(qǐng)一實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法的流程圖；圖2為本申請(qǐng)另一實(shí)施例中所涉及的吞吐注汽參數(shù)；圖3為本申請(qǐng)一實(shí)施例中CO2輔助吞吐采油曲線圖；圖4為本申請(qǐng)一實(shí)施例中不同蒸汽干度下開發(fā)指標(biāo)對(duì)比圖；圖5為本申請(qǐng)一實(shí)施例中不同蒸汽干度與驅(qū)油效率變化曲線圖。具體實(shí)施方式為使本申請(qǐng)實(shí)施例的目的、技術(shù)方案和優(yōu)點(diǎn)更加清楚明白，下面結(jié)合實(shí)施例和附圖，對(duì)本申請(qǐng)實(shí)施例做進(jìn)一步詳細(xì)說(shuō)明。在此，本申請(qǐng)實(shí)施例的示意性實(shí)施例及其說(shuō)明用于解釋本申請(qǐng)實(shí)施例，但并不作為對(duì)本申請(qǐng)實(shí)施例的限定。下面結(jié)合附圖，對(duì)本申請(qǐng)實(shí)施例的具體實(shí)施方式作進(jìn)一步的詳細(xì)說(shuō)明。參考圖1所示，本申請(qǐng)實(shí)施例的復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，包括以下步驟：步驟S101、獲取目標(biāo)井的油藏壓力和初始注汽強(qiáng)度。在本申請(qǐng)實(shí)施例中，初始注汽強(qiáng)度可預(yù)先根據(jù)需要設(shè)定。在本申請(qǐng)的一個(gè)示例性實(shí)施例中，可根據(jù)目標(biāo)井的類型，選擇合適的初始注汽強(qiáng)度值。比如：如果所述目標(biāo)井為直井，則可采用以下公式計(jì)算其初始注汽強(qiáng)度值：Q1＝πr2·h·Φ·s0·EA·hr式中，Q1為直井初始注汽強(qiáng)度值，r為加熱半徑，h為射孔井井段長(zhǎng)度，EA為蒸汽波及系數(shù)，Φ為儲(chǔ)層孔隙度，s0為儲(chǔ)層含油飽和度，hr為凈總厚度比。而如果所述目標(biāo)井為水平井，則可采用以下公式計(jì)算其初始注汽強(qiáng)度值：Q={L(2rh2r2-h24+2r2arcsinh2r)+πh(r+r2-h242)2}·Φ·So·EA]]>式中，Q為水平井初始注汽強(qiáng)度值，r為加熱半徑，為射孔井井段長(zhǎng)度，h為油層厚度，EA為蒸汽波及系數(shù)，Φ為儲(chǔ)層孔隙度，s0為儲(chǔ)層含油飽和度。步驟S102、根據(jù)所述油藏壓力以及預(yù)設(shè)的油藏壓力與注汽強(qiáng)度對(duì)應(yīng)關(guān)系，調(diào)整所述初始注汽強(qiáng)度。其中，油藏壓力以及預(yù)設(shè)的油藏壓力與注汽強(qiáng)度對(duì)應(yīng)關(guān)系可如下表1所示：表1油藏壓力(單位：Mpa)初始注汽強(qiáng)度(單位：t/m)<0.2130～1600.2～0.8100～120>0.870～110在本申請(qǐng)的一個(gè)示例性實(shí)施例中，所述根據(jù)所述油藏壓力以及預(yù)設(shè)的油藏壓力與注汽強(qiáng)度對(duì)應(yīng)關(guān)系，調(diào)整所述初始注汽強(qiáng)度，包括：如果所述目標(biāo)井的油藏壓力低于預(yù)設(shè)的第一壓力值，則將所述初始注汽強(qiáng)度調(diào)整為第一注汽強(qiáng)度值；如果所述目標(biāo)井的油藏壓力超過(guò)預(yù)設(shè)的第一壓力值，且不高于預(yù)設(shè)的第二壓力值，則將所述初始注汽強(qiáng)度調(diào)整為第二注汽強(qiáng)度值；如果所述目標(biāo)井的油藏壓力超過(guò)預(yù)設(shè)的第二壓力值，則將所述初始注汽強(qiáng)度調(diào)整為第一注汽強(qiáng)度值。結(jié)合圖2所示，在本申請(qǐng)其他實(shí)施例中，優(yōu)化的吞吐注汽參數(shù)還可以包括注汽方式、輔助注汽介入、注汽干度和/或吞吐注汽周期等。在本申請(qǐng)的一個(gè)實(shí)施例中，當(dāng)優(yōu)化的吞吐注汽參數(shù)包括注汽方式時(shí)，其復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還可以包括：獲取所述目標(biāo)井的油藏類型特征，所述油藏類型特征至少包括井類型和井段長(zhǎng)度；根據(jù)所述油藏類型特征以及預(yù)設(shè)的油藏特征與注汽方式對(duì)應(yīng)關(guān)系，確定所述目標(biāo)井的注汽方式。比如：如果所述目標(biāo)井為汽竄井，則其注汽方式選擇為組合注汽方式；如果所述目標(biāo)井為直井，且其射孔井段長(zhǎng)度不超過(guò)預(yù)設(shè)第一長(zhǎng)度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；如果所述目標(biāo)井為直井，且其射孔井段長(zhǎng)度超過(guò)所述預(yù)設(shè)第一長(zhǎng)度，則其注汽方式選擇為分層注汽方式；如果所述目標(biāo)井為水平井，且其水平井段長(zhǎng)度不超過(guò)預(yù)設(shè)第二長(zhǎng)度，則其注汽方式選擇為單注注汽方式；或者如果所述目標(biāo)井為水平井，且其水平井段超過(guò)所述預(yù)設(shè)第二長(zhǎng)度，則其注汽方式選擇為多點(diǎn)注汽方式。在本申請(qǐng)實(shí)施例中，所述的單注是用熱采封隔器將一個(gè)注汽單元上下隔開；所述的分層注汽是用熱采封隔器將多個(gè)注汽單元隔開，對(duì)每個(gè)注汽單元逐一進(jìn)行注汽。在本申請(qǐng)的一個(gè)實(shí)施例中，當(dāng)優(yōu)化的吞吐注汽參數(shù)包括輔助注汽介入時(shí)，其復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還可以包括：獲取所述目標(biāo)井的原油粘度；判斷所述原油粘度是否超過(guò)預(yù)設(shè)的粘度值；實(shí)驗(yàn)和研究表明，原油粘度大于50000mp.s的稠油油藏一般即屬于超稠油油藏，因此，預(yù)設(shè)的粘度值可以設(shè)定為50000mp.s。如果所述目標(biāo)井的原油粘度超過(guò)于50000mp.s，則確定注汽介質(zhì)包括熱蒸汽和輔助降粘氣體，也就是說(shuō)，要進(jìn)行輔助注汽介入，以更好的降低原油粘度。在本申請(qǐng)的一個(gè)示例性實(shí)施例中，所述的輔助降粘氣體包括二氧化碳。在本申請(qǐng)的一個(gè)示例性實(shí)施例中，當(dāng)所述注汽介質(zhì)包括熱蒸汽和輔助降粘氣體時(shí)，所述輔助降粘氣體的注入量為所述熱蒸汽注入量的0.05～0.1。在本申請(qǐng)的一個(gè)實(shí)施例中，當(dāng)優(yōu)化的吞吐注汽參數(shù)包括注汽干度時(shí)，其復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還可以包括：在注入時(shí)，檢測(cè)井口注汽干度；如果所述井口注汽干度偏離預(yù)設(shè)蒸汽干度值，則調(diào)整熱蒸汽的注入溫度、注入壓力和/或注汽強(qiáng)度，以使所述井口注汽干度維持在所述預(yù)設(shè)蒸汽干度值。從圖4的油藏不同蒸汽干度下開發(fā)指標(biāo)對(duì)比圖和圖5的不同蒸汽干度與驅(qū)油效率變化曲線可看出：蒸汽干度越大，開發(fā)指標(biāo)越高，驅(qū)油效率越好。然而，當(dāng)蒸汽干度超過(guò)50％以后，其上升幅度變，此時(shí)需耗費(fèi)的成本過(guò)大，故注汽時(shí)要保證油藏蒸汽干度在50％較為適宜。在本申請(qǐng)的一個(gè)實(shí)施例中，當(dāng)優(yōu)化的吞吐注汽參數(shù)包括吞吐注汽周期時(shí)，其復(fù)雜斷塊稠油油藏吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化方法，還可以包括：統(tǒng)計(jì)一個(gè)吞吐注汽周期內(nèi)的注汽量與增油量；根據(jù)設(shè)的注汽量與增油量關(guān)系曲線，判斷在所述注汽量下，所述的增油量是否達(dá)到預(yù)設(shè)要求，所述預(yù)設(shè)要求包括周期油汽比和周期廢棄產(chǎn)量；如果達(dá)到，則進(jìn)行下一吞吐注汽周期的注入，否則，則取消下一吞吐注汽周期。與現(xiàn)有技術(shù)相比，本申請(qǐng)實(shí)施例不再依靠油層厚度配置周期吞吐的注汽量，而是首先獲取目標(biāo)井的油藏壓力和初始注汽強(qiáng)度；然后根據(jù)油藏壓力以及預(yù)設(shè)的油藏壓力與注汽強(qiáng)度對(duì)應(yīng)關(guān)系，調(diào)整初始注汽強(qiáng)度，以使得注汽強(qiáng)度能較好的滿足稠油加熱的需要，從而提高了油藏的采收率。此外，為了達(dá)到更好的效果，在本申請(qǐng)其他實(shí)施例中，根據(jù)實(shí)際需要，還可以選擇性的對(duì)注汽方式、輔助注汽介入、注汽干度和/或吞吐注汽周期等其他吞吐注汽參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。本申請(qǐng)?jiān)谀秤吞?個(gè)稠油區(qū)塊進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)性實(shí)施，取得了比較好的效果，具體情況下如：油田沙二段超稠油油藏：某油田沙二段超稠油油藏，原油粘度108000mp.s，由于粘度太大導(dǎo)致吞吐注汽生產(chǎn)周期時(shí)間短為2個(gè)月，周期產(chǎn)油量在300～400t之間，油汽比低于0.2。2015年通過(guò)CO2輔助蒸汽吞吐的實(shí)施，在區(qū)塊實(shí)施15井次，平均延長(zhǎng)生產(chǎn)時(shí)間60天，周期產(chǎn)量增加200～300t，油汽比提高到0.35，取得了比較好的效果(如圖3所示)。油田沙三段薄互層稠油油藏：某油田沙三段油藏屬于開發(fā)多年的薄互層稠油油藏，目前地層壓力系數(shù)在0.2左右，由于含油井段長(zhǎng)，一般射孔井段跨度在100以上，前幾年采取常規(guī)注汽，一般注汽量按油層厚度設(shè)計(jì)在2000t左右，開發(fā)效果一般，近來(lái)通過(guò)注汽參數(shù)優(yōu)化，加大注汽量并對(duì)射孔井段中部進(jìn)行封堵后上下層系分別配注汽量，在區(qū)塊實(shí)施20井次，平均油汽比提高了0.12，周期產(chǎn)油量增加50t/井。油田沙三段多層狀邊水油藏：某油田沙三段油藏屬于多層狀邊水油藏，目前采用上下兩層系部署開發(fā)水平井，由于上下含油層系隔層發(fā)育不全面，且平均厚度不到5m，部分區(qū)域隔層沒(méi)有封堵性，因此在注汽開發(fā)時(shí)上下層系水平井容易汽竄，屬于汽竄油藏。2014年汽竄8井次，影響生產(chǎn)2個(gè)月，2015年以來(lái)通過(guò)對(duì)同一注采井網(wǎng)內(nèi)的水平井采取組合注汽，同時(shí)注汽同時(shí)燜井同時(shí)開井，有效減緩了汽竄對(duì)油藏開發(fā)的影響，比2014年同期常規(guī)注汽方法增油量3000t。以上所述的具體實(shí)施例，對(duì)本申請(qǐng)的目的、技術(shù)方案和有益效果進(jìn)行了進(jìn)一步詳細(xì)說(shuō)明，所應(yīng)理解的是，以上所述僅為本申請(qǐng)實(shí)施例的具體實(shí)施例而已，并不用于限定本申請(qǐng)的保護(hù)范圍，凡在本申請(qǐng)的精神和原則之內(nèi)，所做的任何修改、等同替換、改進(jìn)等，均應(yīng)包含在本申請(qǐng)的保護(hù)范圍之內(nèi)。當(dāng)前第1頁(yè)1 2 3