一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法
【专利摘要】本发明涉及一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，包括以下步骤：求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数；设置热采井注采参数，采用定岩石孔隙压缩系数方法，进行目标区块在某一注热温度下的稠油热采吞吐模拟，得到目标区块在该注热温度下吞吐若干轮次后的加热半径和温度分布；根据目标区块地层温度上升幅度和稠油热采模拟精度的需要，将目标区块在该注热温度下的加热半径范围内的温度按照等温度间隔划分为若干个等级，得到各温度等级的分布范围；将目标区块在该注热温度下的加热范围划分为不同的温度区域；给不同的温度区域赋值不同的岩石孔隙压缩系数，进行目标区块在该注热温度下的稠油热采吞吐模拟开发过程。
【专利说明】
-种考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效应的稠油热采模拟方法
技术领域
[0001] 本发明设及一种稠油热采模拟方法，尤其设及一种考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效 应的稠油热采模拟方法。
【背景技术】
[0002] 勸海特殊稠油资源量大，S级地质储量近7.8亿吨，但对于粘度大于350mPa. S的特 殊稠油，冷采产能低，甚至不流动;采用多元热流体吞吐或蒸汽吞吐开发，流体粘度大幅度 降低，产能大幅度提高，开发效果明显得到改善，因此热采开发势在必行。
[0003] 稠油热采模拟是海上稠油热采开发方案编制的必要手段。目前，常用的稠油热采 模拟方法有:一、赋值恒定的岩石孔隙压缩系数;该方法无法描述岩石孔隙压缩系数与溫度 的关系，而且未考虑岩石孔隙压缩系数的压力相关性，因此不能体现吞吐开发过程中地层 压力和溫度的周期性变化，模拟精度较差。二、基于岩石孔隙的压力敏感特点，孔隙度随着 孔隙压力增大而增大，岩石孔隙压缩系数随着孔隙压力增大而增大，可W实现岩石孔隙压 缩系数对压力的依附关系;该方法仅仅实现了岩石孔隙压缩系数的压力相关性，而溫度、干 度等关键参数的敏感性仍较差。=、通过6种变形介质处理方法来体现热采开发过程，所谓 变形介质指在油藏开发过程中，孔隙压力随流体的注入/采出而升高/下降，使储层内外压 差发生变化，孔隙受到压缩/膨胀影响而体积发生改变，孔隙度和渗透率随之改变;该方法 也仅考虑了压力的变化对岩石孔隙压缩系数的影响，而无法描述岩石孔隙压缩系数与溫度 的关系，仅改善了岩石孔隙压缩系数的压力相关性。
[0004] 在使用现有的稠油热采模拟方法进行稠油热采模拟的过程中，发现冷采和热采的 采收率差异小、开发效果差别小，并且注入溫度及干度等热采关键参数的敏感性较差，与实 际生产情况不符，热采指标预测不精确。其主要原因是目前的稠油热采模拟方法仅能考虑 岩石孔隙压缩系数的压力相关性，但无法描述岩石孔隙压缩系数与溫度的关系，未能充分 体现溫度对开发效果的影响。
[0005] 在稠油热采吞吐过程中，地层压力与地层溫度发生周期性循环变化，在溫度场、压 力场和应力场=场的作用下，井筒附近的储层岩石发生周期性的压缩与膨胀，岩石的压缩 性质会发生动态变化。实验研究表明，岩石孔隙压缩系数具有较强的溫度敏感性，随着溫度 的增加岩石孔隙压缩系数逐渐变大，且孔隙度越大，岩石孔隙压缩系数随溫度增加而增加 的幅度越大。因此，应采用一组随溫度变化的岩石孔隙压缩系数来精细刻画稠油热采开发 过程。综上所述，如何在稠油热采模拟过程中体现岩石孔隙压缩系数的溫敏效应，是精细刻 画稠油热采开发过程、精确预测稠油热采开发指标的关键问题之一。
【发明内容】
[0006] 针对上述问题，本发明的目的是提供一种考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效应的稠油 热采模拟方法，充分体现溫度对开发效果的影响，可有效解决冷、热采的采收率差异小及关 键参数敏感性差等问题。
[0007] 为实现上述目的，本发明采取W下技术方案:一种考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效 应的稠油热采模拟方法，包括W下步骤：
[0008] 1)求取目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数；
[0009] 2)设置热采井注采参数，采用定岩石孔隙压缩系数的方法，进行目标区块在某一 注热溫度下的稠油热采吞吐模拟，得到目标区块在该注热溫度下吞吐若干轮次后的加热半 径和溫度分布；
[0010] 3)根据目标区块地层溫度上升幅度和稠油热采模拟精度的需要，将目标区块在该 注热溫度下的加热半径范围内的溫度按照等溫度间隔划分为若干个等级，得到各溫度等级 的分布范围；
[0011] 4)使用与步骤2)相同的热采井注采参数，依据不同溫度等级的分布范围，将目标 区块在该注热溫度下的加热范围划分为不同的溫度区域;根据步骤1)求得的目标区块在不 同溫度下的岩石孔隙压缩系数，给不同的溫度区域赋值不同的岩石孔隙压缩系数，重新进 行目标区块在该注热溫度下的稠油热采吞吐模拟开发过程，得到考虑岩石孔隙压缩系数溫 敏效应的目标区块在设定注热溫度下吞吐若干轮次后的开发效果。
[0012] 所述步骤1)中采用实验方法求取目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数，包 括W下步骤:将目标区块的岩屯、加热至某一溫度，保持上覆岩石压力不变、降低孔隙流体压 力，或者保持孔隙流体压力不变、增加上覆岩石压力，使岩屯、的孔隙体积减小，计量岩屯、中 排出液体的体积，根据岩石孔隙体积压缩系数计算公式，求取目标区块在该溫度下的岩石 孔隙压缩系数;采用同样方法，求取目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数。
[0013] 所述岩石孔隙体积压缩系数计算公式为：
[0014]
[001引式中，Cp为岩石孔隙压缩系数，单位MPa^i;Vp为在每个净有效压力下岩石孔隙体积 的数值，单位cm3; 为改变单位压力引起孔隙体积变化的数值，单位cmVMPa。
[0016] 所述步骤1)中当缺少实验数据时，采用数值模拟方法求取目标区块在不同溫度下 的岩石孔隙压缩系数，包括W下步骤:首先，通过调整岩石孔隙体积、油水界面参数拟合目 标区块的地质储量，要求拟合的模型地质储量与实际地质储量误差在5 % W内；然后，调整 相渗曲线、布井区储层渗透率，拟合目标区块的日产油量、日产水量，拟合精度控制在10% W内；最后，调整岩石孔隙压缩系数，拟合某一注热溫度下的热采井井底流压，要求井底流 压拟合精度同样控制在10% W内，得到该注热溫度下的岩石孔隙压缩系数;分别采用不同 的注热溫度重复上述步骤，从而得到目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数。
[0017] 所述步骤2)中设置模拟吞吐轮次为6~8轮。
[0018] 每一等级范围内的平均溫度取该等级的溫度中值。
[0019] 所述步骤3)中划分溫度等级的个数为5~8个。
[0020] 本发明由于采取W上技术方案，其具有W下优点：1、本发明的稠油热采模拟方法， 考虑了岩石孔隙压缩系数的溫敏效应，在加热半径范围划分不同的溫度区域，在各溫度区 域内依据溫度大小赋值岩石孔隙压缩系数，从而有效解决了冷、热采的采收率差异小，热采 关键参数的敏感性差等问题，应用本发明方法进行稠油热采模拟可W大大提高数值模拟预 测及历史拟合精度。2、本发明提出通过拟合不同溫度下的吞吐开发动态数据反求不同溫度 下的岩石孔隙压缩系数，并回归出特定油田溫度与岩石孔隙压缩系数的关系公式，使本发 明的实用性和可操作性更强。
【附图说明】
[0021 ]图1是溫度-岩石孔隙压缩系数关系曲线图；
[0022] 图2是勸海稠油多元热流体试验区A油田井底流压拟合效果图；
[0023] 图3是不同溫度区域内岩石孔隙压缩系数示意图；
[0024] 图4是勸海稠油多元热流体试验区A油田定岩石孔隙压缩系数模拟开发效果对比 图；
[0025] 图5是勸海稠油多元热流体试验区A油田采用各开发方式的开发效果对比图。
【具体实施方式】
[0026] 下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
[0027] 本发明提供的一种考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效应的稠油热采模拟方法，其首先 利用室内实验方法或数值模拟方法求取目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数，将目 标区块在加热范围内划分为不同的溫度区域，然后在各溫度区域内依据溫度大小赋值不同 的岩石孔隙压缩系数，最后模拟稠油热采开发过程，该方法的具体流程包括W下步骤：
[0028] 1)求取目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数，具体可W采用W下两种方法 中的其中一种来求取：
[0029] ①室内实验方法:依据石油行业标准SY/T5815-2008《岩石孔隙体积压缩系数测定 方法》测定不同溫度下的岩石孔隙压缩系数:首先将目标区块的岩屯、加热至某一溫度，保持 上覆岩石压力不变、降低孔隙流体压力，或者保持孔隙流体压力不变、然后增加上覆岩石压 力，使岩屯、的孔隙体积减小，并计量岩屯、中排出液体的体积;最后根据岩石孔隙压缩系数计 算公式求取目标区块在该溫度下的岩石孔隙压缩系数;重复上述过程，从而求取目标区块 在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数。
[0030] 其中，岩石孔隙压缩系数计算公式为：
[0031]
(1)
[0032] 式中，Cp为岩石孔隙压缩系数，单位MPa^i;Vp为在每个净有效压力下岩石孔隙体积 的数值，单位cm3 为改变单位压力引起孔隙体积变化的数值，单位cmVMPa。
[0033] ②数值模拟方法：当缺少实验数据时，可W通过数值模拟拟合目标区块在不同溫 度下的吞吐开发动态数据，得到目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数，具体包括W 下步骤:首先，通过调整岩石孔隙体积(P0RV)、油水界面(owe)等参数拟合目标区块的地质 储量，要求拟合的模型地质储量与实际地质储量误差在5% W内。然后，调整相渗曲线、布井 区储层渗透率等参数拟合目标区块的日产油量、日产水量等生产动态数据，拟合精度控制 在10% W内。最后，调整岩石孔隙压缩系数，拟合某一注热溫度下的热采井井底流压，要求 井底流压拟合精度同样控制在10% W内，得到该注热溫度下的岩石孔隙压缩系数。分别采 用不同的注热溫度重复上述步骤，从而得到目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数。 根据所求得的目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数回归，可w得到岩石孔隙压缩系 数与溫度的关系式，如图1所示。
[0034] W溫度为200°C为例，在地质储量拟合的基础上，调整井区附近渗透率、相渗曲线 等参数，热采井井底流压均未达到较好的拟合效果。在渗透率及相渗曲线调整的基础上将 岩石孔隙压缩系数从原始油藏溫度下的65.1Xl(^4MPa-l调整为190.0Xl(^4MPa-l，热采井井 底流压、日产液等参数均得到较好的拟合，如附图2所示。在定油生产的情况下，流压、日产 液等参数均取得了较好的拟合效果。由此可得到200°C下的岩石孔隙压缩系数为190.0 X l〇-4MPa_i。
[0035] 2)设置注热溫度、注热速度、干度、排液速度等热采井注采参数，采用定岩石孔隙 压缩系数的方法，利用CMG、Eclipse等油藏数值模拟软件进行目标区块在该注热溫度下的 稠油热采吞吐过程数值模拟，得到目标区块在该注热溫度下吞吐若干轮次后的加热半径和 溫度分布。由于稠油热采吞吐6~8轮后加热半径增加幅度明显减小，因此建议设置模拟吞 吐轮次为6~8轮。
[0036] 3)如图3所示，根据目标区块地层溫度上升幅度和稠油热采模拟精度的需要，将目 标区块在该注热溫度下的加热半径范围内的溫度按照等溫度间隔划分为若干个等级，每一 等级范围内的平均溫度取该等级的溫度中值，从而得到各溫度等级的大致分布范围。其中， 建议划分溫度等级的个数为5~8个。
[0037] 4)使用与步骤2)相同的热采井注采参数;在CMG、Eclipse等油藏数值模拟软件中， 依据不同溫度等级的分布范围将目标区块在设定注热溫度下的加热范围划分为不同的溫 度区域，根据步骤1)求得的目标区块在不同溫度下的岩石孔隙压缩系数，给不同的溫度区 域赋值不同的岩石孔隙压缩系数;利用CMG、Eclipse等油藏数值模拟软件进行目标区块在 设定注热溫度下的稠油热采吞吐过程数值模拟运算，得到考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效应 的目标区块在设定注热溫度下吞吐若干轮次后的开发效果。
[0038] 下面W勸海稠油多元热流体试验区A油田南区为例，选取单砂体模型，在历史拟合 的基础上进行稠油热采模拟，预测衰竭和多元热流体吞吐开发效果，W验证本发明的一种 考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效应的稠油热采模拟方法的有效性。
[0039] 首先，如图4所示，采用恒定岩石孔隙压缩系数的方法进行稠油热采模拟，可W看 出，衰竭开发采收率为10.1 %，多元热流体吞吐采收率为14.1 %，热采相对于冷采开发采收 率仅提高4 %，两种开发方式采收率差异较小。
[0040] 海上稠油热采先导试验结果如下表1所示，可W看出，海上热采井单井产能均为冷 采井产能的1.5-2倍，由同时期同井注热前后、同层位相邻位置冷、热采井初期产能对比可 知，热采开发效果明显优于冷采，采用恒定岩石孔隙压缩系数进行稠油热采模拟得到的结 果与实际情况不符。
[0041 ]表1 A油田南区第一、第二轮次冷、热采井产能对比
[0042]
[0043] 然后，采用本发明的考虑岩石孔隙压缩系数溫敏效应的稠油热采模拟方法，进行 稠油热采模拟，预测可得采用多元热流体吞吐开发的采收率达22.3%，如图5所示。
[0044] 上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、设置位置及其连接方式等 都是可W有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排 除在本发明的保护范围之外。
【主权项】
1. 一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，包括以下步骤： 1) 求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数； 2) 设置热采井注采参数，采用定岩石孔隙压缩系数的方法，进行目标区块在某一注热 温度下的稠油热采吞吐模拟，得到目标区块在该注热温度下吞吐若干轮次后的加热半径和 温度分布； 3) 根据目标区块地层温度上升幅度和稠油热采模拟精度的需要，将目标区块在该注热 温度下的加热半径范围内的温度按照等温度间隔划分为若干个等级，得到各温度等级的分 布范围； 4) 使用与步骤2)相同的热采井注采参数，依据不同温度等级的分布范围，将目标区块 在该注热温度下的加热范围划分为不同的温度区域;根据步骤1)求得的目标区块在不同温 度下的岩石孔隙压缩系数，给不同的温度区域赋值不同的岩石孔隙压缩系数，重新进行目 标区块在该注热温度下的稠油热采吞吐模拟开发过程，得到考虑岩石孔隙压缩系数温敏效 应的目标区块在设定注热温度下吞吐若干轮次后的开发效果。2. 如权利要求1所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温度敏感性的稠油热采模拟方法， 其特征在于，所述步骤1)中采用实验方法求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系 数，包括以下步骤:将目标区块的岩心加热至某一温度，保持上覆岩石压力不变、降低孔隙 流体压力，或者保持孔隙流体压力不变、增加上覆岩石压力，使岩心的孔隙体积减小，计量 岩心中排出液体的体积，根据岩石孔隙体积压缩系数计算公式，求取目标区块在该温度下 的岩石孔隙压缩系数;采用同样方法，求取目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。3. 如权利要求2所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其 特征在于，所述岩石孔隙体积压缩系数计算公式为：式中，&为岩石孔隙压缩系数，单位MPa'VP为在每个净有效压力下岩石孔隙体积的数 值，单位cm3;为改变单位压力引起孔隙体积变化的数值，单位cm3/MPa。4. 如权利要求2或3所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法， 其特征在于，所述步骤1)中当缺少实验数据时，采用数值模拟方法求取目标区块在不同温 度下的岩石孔隙压缩系数，包括以下步骤:首先，通过调整岩石孔隙体积、油水界面参数拟 合目标区块的地质储量，要求拟合的模型地质储量与实际地质储量误差在5%以内；然后， 调整相渗曲线、布井区储层渗透率，拟合目标区块的日产油量、日产水量，拟合精度控制在 10%以内；最后，调整岩石孔隙压缩系数，拟合某一注热温度下的热采井井底流压，要求井 底流压拟合精度同样控制在10%以内，得到该注热温度下的岩石孔隙压缩系数;分别采用 不同的注热温度重复上述步骤，从而得到目标区块在不同温度下的岩石孔隙压缩系数。5. 如权利要求1或2或3所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方 法，其特征在于，所述步骤2)中设置模拟吞吐轮次为6~8轮。6. 如权利要求4所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其 特征在于，所述步骤2)中设置模拟吞吐轮次为6~8轮。7. 如权利要求1或2或3或6所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模 拟方法，其特征在于，每一等级范围内的平均温度取该等级的温度中值。8. 如权利要求4所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其 特征在于，所述步骤3)中划分温度等级的个数为5~8个。9. 如权利要求1或2或3或6或8所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采 模拟方法，其特征在于，所述步骤3)中划分温度等级的个数为5~8个。10. 如权利要求4所述的一种考虑岩石孔隙压缩系数温敏效应的稠油热采模拟方法，其 特征在于，所述步骤3)中划分温度等级的个数为5~8个。
【文档编号】E21B43/24GK106050204SQ201610543424
【公开日】2016年10月26日
【申请日】2016年7月11日
【发明人】袁忠超, 朱国金, 谭先红, 王磊, 郑伟, 李娜, 刘新光, 郑强, 李南, 李延杰
【申请人】中国海洋石油总公司, 中海油研究总院