复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法与流程

本申请涉及稠油油藏开发
技术领域：
，尤其是涉及一种复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法。
背景技术：
：目前对于稠油油藏一般采取蒸汽吞吐的方式进行开采。所谓的蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，然后关闭油井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散，稠油油藏流动性变强后，再打开油井进行稠油开采。在稠油蒸汽吞吐技术中，油藏注汽参数的好坏会直接影响注汽对油层的改造效果，影响周期产油量。对于常规稠油油藏，油藏注汽参数设计比较简单，一般根据油层厚度配置周期吞吐的注汽量。而对于复杂断块稠油油藏(比如超稠油油藏、开发后期的低压油藏以及多年开发形成汽窜通道的汽窜油藏等)，因其油品性质、地层压力和地层非均质性等影响，注入蒸汽容易存在吸汽不均的现象，如采用常规方式确定注汽参数，则会影响油藏采收率。技术实现要素：本申请实施例的目的在于提供一种复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，以提高油藏采收率。为达到上述目的，本申请实施例提供了一种复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，包括以下步骤：获取目标井的油藏压力和初始注汽强度；根据所述油藏压力以及预设的油藏压力与注汽强度对应关系，调整所述初始注汽强度。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，所述根据所述油藏压力以及预设的油藏压力与注汽强度对应关系，调整所述初始注汽强度，包括：如果所述目标井的油藏压力低于预设的第一压力值，则将所述初始注汽强度调整为第一注汽强度值；如果所述目标井的油藏压力超过预设的第一压力值，且不高于预设的第二压力值，则将所述初始注汽强度调整为第二注汽强度值；如果所述目标井的油藏压力超过预设的第二压力值，则将所述初始注汽强度调整为第一注汽强度值。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，如果所述目标井为直井，则采用以下公式计算其初始注汽强度值：Q1＝πr2·h·Φ·s0·EA·hr式中，Q1为直井初始注汽强度值，r为加热半径，h为射孔井井段长度，EA为蒸汽波及系数，Φ为储层孔隙度，s0为储层含油饱和度，hr为净总厚度比。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还包括：如果所述目标井为水平井，则采用以下公式计算其初始注汽强度值：Q={L(2rh2r2-h24+2r2arcsinh2r)+πh(r+r2-h242)2}·Φ·So·EA]]>式中，Q为水平井初始注汽强度值，r为加热半径，为射孔井井段长度，h为油层厚度，EA为蒸汽波及系数，Φ为储层孔隙度，s0为储层含油饱和度。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还包括：获取所述目标井的油藏类型特征，所述油藏类型特征至少包括井类型和井段长度；根据所述油藏类型特征以及预设的油藏特征与注汽方式对应关系，确定所述目标井的注汽方式。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，所述根据所述油藏类型特征以及预设的油藏特征与注汽方式对应关系，确定所述目标井的注汽方式，包括：如果所述目标井为汽窜井，则其注汽方式选择为组合注汽方式；如果所述目标井为直井，且其射孔井段长度不超过预设第一长度，则其注汽方式选择为单注注汽方式；如果所述目标井为直井，且其射孔井段长度超过所述预设第一长度，则其注汽方式选择为分层注汽方式；如果所述目标井为水平井，且其水平井段长度不超过预设第二长度，则其注汽方式选择为单注注汽方式；或者如果所述目标井为水平井，且其水平井段超过所述预设第二长度，则其注汽本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还包括：获取所述目标井的原油粘度；判断所述原油粘度是否超过预设的粘度值；如果超过，则确定注汽介质包括热蒸汽和辅助降粘气体。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，所述的辅助降粘气体包括二氧化碳。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，当所述注汽介质包括热蒸汽和辅助降粘气体时，所述辅助降粘气体的注入量为所述热蒸汽注入量的0.05～0.1。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还包括：在注入时，检测井口注汽干度；如果所述井口注汽干度偏离预设蒸汽干度值，则调整热蒸汽的注入温度、注入压力和/或注汽强度，以使所述井口注汽干度维持在所述预设蒸汽干度值。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还包括：统计一个吞吐注汽周期内的注汽量与增油量；根据设的注汽量与增油量关系曲线，判断在所述注汽量下，所述的增油量是否达到预设要求，所述预设要求包括周期油汽比和周期废弃产量；如果达到，则进行下一吞吐注汽周期的注入。本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还包括：如果在所述注汽量下，所述的增油量未达到预设要求；则取消下一吞吐注汽周期。与现有技术相比，本申请实施例不再依靠油层厚度配置周期吞吐的注汽量，而是首先获取目标井的油藏压力和初始注汽强度；然后根据油藏压力以及预设的油藏压力与注汽强度对应关系，调整初始注汽强度，以使得注汽强度能较好的满足稠油加热的需要，从而提高了油藏的采收率。此外，为了达到更好的效果，还可以根据实际需要，还可以选择性的对注汽方式、辅助注汽介入、注汽干度和/或吞吐注汽周期等其他吞吐注汽参数进行优化。附图说明此处所说明的附图用来提供对本申请实施例的进一步理解，构成本申请实施例的一部分，并不构成对本申请实施例的限定。在附图中：图1为本申请一实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法的流程图；图2为本申请另一实施例中所涉及的吞吐注汽参数；图3为本申请一实施例中CO2辅助吞吐采油曲线图；图4为本申请一实施例中不同蒸汽干度下开发指标对比图；图5为本申请一实施例中不同蒸汽干度与驱油效率变化曲线图。具体实施方式为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本申请实施例做进一步详细说明。在此，本申请实施例的示意性实施例及其说明用于解释本申请实施例，但并不作为对本申请实施例的限定。下面结合附图，对本申请实施例的具体实施方式作进一步的详细说明。参考图1所示，本申请实施例的复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，包括以下步骤：步骤S101、获取目标井的油藏压力和初始注汽强度。在本申请实施例中，初始注汽强度可预先根据需要设定。在本申请的一个示例性实施例中，可根据目标井的类型，选择合适的初始注汽强度值。比如：如果所述目标井为直井，则可采用以下公式计算其初始注汽强度值：Q1＝πr2·h·Φ·s0·EA·hr式中，Q1为直井初始注汽强度值，r为加热半径，h为射孔井井段长度，EA为蒸汽波及系数，Φ为储层孔隙度，s0为储层含油饱和度，hr为净总厚度比。而如果所述目标井为水平井，则可采用以下公式计算其初始注汽强度值：Q={L(2rh2r2-h24+2r2arcsinh2r)+πh(r+r2-h242)2}·Φ·So·EA]]>式中，Q为水平井初始注汽强度值，r为加热半径，为射孔井井段长度，h为油层厚度，EA为蒸汽波及系数，Φ为储层孔隙度，s0为储层含油饱和度。步骤S102、根据所述油藏压力以及预设的油藏压力与注汽强度对应关系，调整所述初始注汽强度。其中，油藏压力以及预设的油藏压力与注汽强度对应关系可如下表1所示：表1油藏压力(单位：Mpa)初始注汽强度(单位：t/m)<0.2130～1600.2～0.8100～120>0.870～110在本申请的一个示例性实施例中，所述根据所述油藏压力以及预设的油藏压力与注汽强度对应关系，调整所述初始注汽强度，包括：如果所述目标井的油藏压力低于预设的第一压力值，则将所述初始注汽强度调整为第一注汽强度值；如果所述目标井的油藏压力超过预设的第一压力值，且不高于预设的第二压力值，则将所述初始注汽强度调整为第二注汽强度值；如果所述目标井的油藏压力超过预设的第二压力值，则将所述初始注汽强度调整为第一注汽强度值。结合图2所示，在本申请其他实施例中，优化的吞吐注汽参数还可以包括注汽方式、辅助注汽介入、注汽干度和/或吞吐注汽周期等。在本申请的一个实施例中，当优化的吞吐注汽参数包括注汽方式时，其复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还可以包括：获取所述目标井的油藏类型特征，所述油藏类型特征至少包括井类型和井段长度；根据所述油藏类型特征以及预设的油藏特征与注汽方式对应关系，确定所述目标井的注汽方式。比如：如果所述目标井为汽窜井，则其注汽方式选择为组合注汽方式；如果所述目标井为直井，且其射孔井段长度不超过预设第一长度，则其注汽方式选择为单注注汽方式；如果所述目标井为直井，且其射孔井段长度超过所述预设第一长度，则其注汽方式选择为分层注汽方式；如果所述目标井为水平井，且其水平井段长度不超过预设第二长度，则其注汽方式选择为单注注汽方式；或者如果所述目标井为水平井，且其水平井段超过所述预设第二长度，则其注汽方式选择为多点注汽方式。在本申请实施例中，所述的单注是用热采封隔器将一个注汽单元上下隔开；所述的分层注汽是用热采封隔器将多个注汽单元隔开，对每个注汽单元逐一进行注汽。在本申请的一个实施例中，当优化的吞吐注汽参数包括辅助注汽介入时，其复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还可以包括：获取所述目标井的原油粘度；判断所述原油粘度是否超过预设的粘度值；实验和研究表明，原油粘度大于50000mp.s的稠油油藏一般即属于超稠油油藏，因此，预设的粘度值可以设定为50000mp.s。如果所述目标井的原油粘度超过于50000mp.s，则确定注汽介质包括热蒸汽和辅助降粘气体，也就是说，要进行辅助注汽介入，以更好的降低原油粘度。在本申请的一个示例性实施例中，所述的辅助降粘气体包括二氧化碳。在本申请的一个示例性实施例中，当所述注汽介质包括热蒸汽和辅助降粘气体时，所述辅助降粘气体的注入量为所述热蒸汽注入量的0.05～0.1。在本申请的一个实施例中，当优化的吞吐注汽参数包括注汽干度时，其复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还可以包括：在注入时，检测井口注汽干度；如果所述井口注汽干度偏离预设蒸汽干度值，则调整热蒸汽的注入温度、注入压力和/或注汽强度，以使所述井口注汽干度维持在所述预设蒸汽干度值。从图4的油藏不同蒸汽干度下开发指标对比图和图5的不同蒸汽干度与驱油效率变化曲线可看出：蒸汽干度越大，开发指标越高，驱油效率越好。然而，当蒸汽干度超过50％以后，其上升幅度变，此时需耗费的成本过大，故注汽时要保证油藏蒸汽干度在50％较为适宜。在本申请的一个实施例中，当优化的吞吐注汽参数包括吞吐注汽周期时，其复杂断块稠油油藏吞吐注汽参数优化方法，还可以包括：统计一个吞吐注汽周期内的注汽量与增油量；根据设的注汽量与增油量关系曲线，判断在所述注汽量下，所述的增油量是否达到预设要求，所述预设要求包括周期油汽比和周期废弃产量；如果达到，则进行下一吞吐注汽周期的注入，否则，则取消下一吞吐注汽周期。与现有技术相比，本申请实施例不再依靠油层厚度配置周期吞吐的注汽量，而是首先获取目标井的油藏压力和初始注汽强度；然后根据油藏压力以及预设的油藏压力与注汽强度对应关系，调整初始注汽强度，以使得注汽强度能较好的满足稠油加热的需要，从而提高了油藏的采收率。此外，为了达到更好的效果，在本申请其他实施例中，根据实际需要，还可以选择性的对注汽方式、辅助注汽介入、注汽干度和/或吞吐注汽周期等其他吞吐注汽参数进行优化。本申请在某油田3个稠油区块进行了实验性实施，取得了比较好的效果，具体情况下如：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，由于粘度太大导致吞吐注汽生产周期时间短为2个月，周期产油量在300～400t之间，油汽比低于0.2。2015年通过CO2辅助蒸汽吞吐的实施，在区块实施15井次，平均延长生产时间60天，周期产量增加200～300t，油汽比提高到0.35，取得了比较好的效果(如图3所示)。油田沙三段薄互层稠油油藏：某油田沙三段油藏属于开发多年的薄互层稠油油藏，目前地层压力系数在0.2左右，由于含油井段长，一般射孔井段跨度在100以上，前几年采取常规注汽，一般注汽量按油层厚度设计在2000t左右，开发效果一般，近来通过注汽参数优化，加大注汽量并对射孔井段中部进行封堵后上下层系分别配注汽量，在区块实施20井次，平均油汽比提高了0.12，周期产油量增加50t/井。油田沙三段多层状边水油藏：某油田沙三段油藏属于多层状边水油藏，目前采用上下两层系部署开发水平井，由于上下含油层系隔层发育不全面，且平均厚度不到5m，部分区域隔层没有封堵性，因此在注汽开发时上下层系水平井容易汽窜，属于汽窜油藏。2014年汽窜8井次，影响生产2个月，2015年以来通过对同一注采井网内的水平井采取组合注汽，同时注汽同时焖井同时开井，有效减缓了汽窜对油藏开发的影响，比2014年同期常规注汽方法增油量3000t。以上所述的具体实施例，对本申请的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本申请实施例的具体实施例而已，并不用于限定本申请的保护范围，凡在本申请的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。当前第1页1 2 3