一种测定低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径的方法与流程

本发明涉及一种测定低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径的方法，属于油气田开发工程技术领域。

背景技术：

低渗封闭砂体是指低渗油藏中储量小于9.8万吨的封闭砂体，它具有油藏埋藏深、砂体变化快、储层变化快、非均质性强、易污染压敏大的特点。但因其纵向发育数量多，平面展布复杂，难以用一套层系开发兼顾这些砂体。因此封闭砂体通常是衰竭式开发，随着地层能量的下降，生产中表现出低液量、中低含水、低采出程度三低特点。油田上往往采用注气吞吐的方式进行开发。氮气相对其他的气体具有成本低、无腐蚀、污染小等特点，可以有效地建立压力系统，补充底层能量。

矿场实践证明，氮气吞吐能够很好地提高低渗油藏封闭砂体的采收率。但现场实施的过程中对于氮气吞吐的作用范围认识不明确，导致作业的砂体不论体积、渗透率、倾角都采用同一措施。氮气吞吐的作用范围出现了不均衡的现象，一部分砂体由于氮气注入量过大，氮气作用范围早已达到砂体边缘，造成不必要的浪费情况；另一部分砂体由于氮气注入量不足，导致氮气吞吐作用范围达不到要求。

氮气吞吐的作用范围主要由两方面因素决定：(1)由于地层破裂压力和氮气注入设备的原因，氮气吞吐的注入量是有限的，这就决定了氮气吞吐的作用范围是有限的。(2)低渗油藏存在启动压力，距离油井越远的地层其压力梯度就越小，当地层压力梯度小于油—气启动压力梯度时，氮气无法驱动原油。并且氮气在地层传播的过程中，随着作用范围的增加，其作用能力逐渐降低，达到一定作用范围后，氮气无法驱动原油。目前还没有有效地方法来测定低渗封闭砂体氮气吞吐的极限作用半径。

技术实现要素：

针对现有技术的不足，本发明提供了一种测定低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径的方法。本发明对气驱吞吐合理布井、监测氮气吞吐作用范围提供了参考，尤其还针对氮气吞吐合理布井、监测氮气吞吐作用范围提供了准确依据。

发明概述：

气驱吞吐能够很好地提高低渗油藏封闭砂体的采收率，但现场实施的过程中对于氮气吞吐的作用范围认识不明确，导致氮气吞吐的作用范围出现了不均衡的现象。

本发明所述的方法是：首先测量目标区块岩心氮气—原油的启动压力梯度。其次运用数值模拟软件，建立目标区块氮气吞吐的模型并拟合油藏生产历史，得到该区块生产过程中，各个位置的压力随时间变化的曲线。最后通过数据整合，氮气吞吐过程中地层压力梯度大于启动压力梯度的位置即氮气吞吐作用范围，地层压力梯度等于启动压力梯度的位置为极限作用半径。

本发明的技术方案如下：

一种测定低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径的方法，包括：

步骤1、测量目标区块岩心气体驱替原油的启动压力；

步骤2、运用油藏数值模拟软件CMG得到目标区块生产过程中油藏各点的地层压力随时间变化的曲线；

步骤3、气驱吞吐过程中地层压力梯度大于所述启动压力梯度的位置即为气驱吞吐可控作用范围；气驱吞吐过程中地层压力梯度等于启动压力梯度的位置即为低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径。

根据本发明优选的，所述气驱气体为氮气。

根据本发明优选的，所述步骤1中，测量目标区块岩心气体驱替原油的启动压力的方法如下：

(1-1)计算所述目标区块岩心的孔隙体积；

(1-2)将饱和地层水的目标区块岩心放入岩心夹持器中，利用原油驱替并饱和原油；

(1-3)将岩心夹持器连接气源，通过调压阀设置气驱压力，选定连续升高的多个压力点分别对目标区块岩心进行气驱：

在每个压力点下进行气驱时，气驱时间在1.0h以上，直至压力稳定，记录目标区块岩心流出的流体流量及所对应岩心夹持器入口压力；

(1-4)按照步骤(1-3)测量得到的数据绘制气驱压力——流体流量曲线；拟合并延长此曲线，当曲线上流体流量为0时，所对应的气驱压力为启动压力；启动压力与目标区块岩心长度的比值为启动压力梯度，单位kPa/m。

根据本发明优选的，所述步骤2中，运用油藏数值模拟软件CMG得到目标区块生产过程中油藏各点的压力随时间变化的曲线的方法如下：

(2-1)运用油藏数值模拟软件CMG的Winprop模块对目标区块原油的密度、粘度、饱和地层压力以及溶解特性进行拟合：不同的原油所对应的启动压力梯度不同，拟合之后能更好的体现该原油在数值模型中的流动特性，准确地描述出目标区块气驱吞吐极限作用半径；

(2-2)在掌握目标区块整体开发历史的基础上，根据储量、油藏厚度、渗透率、倾角、油井特性，建立油藏数值模拟概念模型；通过油井生产数据，拟合生产历史，运行油藏数值模拟软件CMG的Result-Graph模块导出目标区块地层各个点的地层压力随时间的变化曲线。

根据本发明优选的，所述步骤3中，所述气驱吞吐过程中地层压力梯度是指：将所得到的地层各个点的压力，通过公式得到油藏各个位置的压力梯度，其中G为地层两点间的压力梯度，P₁、P₂分别为上述地层两点的压力，L为地层两点间的距离。

本发明的优点在于：

1.本发明得到了一种测定低渗封闭砂体气驱吞吐作用范围的方法，为下一步对气驱吞吐合理布井、监测氮气吞吐作用范围提供了很好的依据。

2.本发明可以应用于低渗油藏其他气体、水吞吐开发，并不局限于氮气。

3.本发明所述的方法原理还可以应用于低渗油藏气体、水驱替开发，并不局限于吞吐开发。

附图说明

图1是本发明所述步骤(2-2)建立的油藏数值模拟概念模型，在图中，纵向数据的单位为kPa；

图2地层中两点压力随时间的变化曲线；

图3是图2中A区域的局部放大图；

图4是本发明所述步骤3中确定低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径的示意图；

图5是利用本发明得到的氮气吞吐极限作用半径的变化规律图。

具体实施方式

下面结合实施例和说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。

如图1-5所示。

实施例、

在本实施例中，所述气驱气体为氮气。本发明还不限于氮气，也可结合本发明的方法利用其它气体进行气驱测定。但是需要注意，步骤1—3都必须使用相同的气体进行气驱。以某封闭砂体为例，含有面积0.04km²，地质储量1.9万吨。地层倾角11.3°，有三个含油层，射孔深度为2036m、2037m、2038m，油层厚度为5.2m。油藏平均渗透率为20m D，初始油藏压力为26.2MPa。

一种测定低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径的方法，包括：

步骤1、测量目标区块岩心气体驱替原油的启动压力，测得氮气—原油的启动压力梯度为39.1kPa/m；其中所述启动压力是指：利用连续增加的气体压力气驱目标区块岩心中的原油，测量得到的数据绘制气驱压力——流体流量曲线；拟合并延长此曲线，当曲线上流体流量为0时，所对应的气驱压力为启动压力；；

步骤2、运用油藏数值模拟软件CMG得到目标区块生产过程中油藏各点的地层压力随时间变化的曲线；结合目标区块地质资料，在掌握整体区块开发历史的基础上，运用油藏数值模拟软件CMG，建立目标区块气驱吞吐模型并拟合油藏生产历史，如氮气，最终得到该区块生产过程中，油藏各点的压力随时间变化的曲线；该软件结合目标区块地质资料得到油藏各点的压力随时间变化的曲线是本领域技术人员的常规技术手段；

步骤3、通过对步骤2中获得的数据整合设定：气驱吞吐过程中地层压力梯度大于所述启动压力梯度的位置即为气驱吞吐可控作用范围；气驱吞吐过程中地层压力梯度等于启动压力梯度的位置即为低渗封闭砂体气驱吞吐极限作用半径；所述地层压力梯度为地层两点之间的压力与地层两点之间距离的比值，单位kPa/m。

所述步骤1中，测量目标区块岩心气体驱替原油的启动压力的方法如下：

(1-1)计算所述目标区块岩心的孔隙体积；具体测量过程数据本领域技术人员所熟知的测量过程，即将目标区块岩心烘干后，称干重；对目标区块岩心抽空并饱和地层水，称湿重，根据增重重量和地层水密度比值求出所述目标区块岩心的孔隙体积；

(1-2)将饱和地层水的目标区块岩心放入岩心夹持器中，利用原油驱替并饱和原油；直至达到束缚水饱和度，记录排出水量；其中根据目标区块的地层环境设定岩心夹持器的环境参数，例如，设定岩心夹持器的环境参数：加围压1.5MPa、环境温度50℃-55℃；优选的，利用原油以0.02ml/min的排量驱替并饱和原油，并始终保持围压比原油注入压力高1MPa；

其中，所述利用原油驱替的优选方式为：先对目标区块岩心用小排量原油驱替，随后加大排量，直至目标区块岩心呈束缚水饱和度状态；累计注入油量约为15倍目标区块岩心孔隙体积；

(1-3)将岩心夹持器连接气源，通过调压阀设置气驱压力，选定连续升高的多个压力点分别对目标区块岩心进行气驱：

在每个压力点下进行气驱时，气驱时间在1.0h以上，直至压力稳定，记录目标区块岩心流出的流体流量及所对应岩心夹持器入口压力；选定连续升高的多个压力点分别对目标区块岩心进行气驱：压力从0.01MPa开始逐级增压0.02MPa、0.03MPa、0.04MPa、0.05MPa、0.06MPa…，3.0MPa；记录目标区块岩心流出的流体流量及所对应岩心夹持器入口压力，测量3次，测量误差小于5％时记录；

(1-4)按照步骤(1-3)测量得到的数据绘制气驱压力——流体流量曲线；拟合并延长此曲线，当曲线上流体流量为0时，所对应的气驱压力为启动压力；启动压力与目标区块岩心长度的比值为启动压力梯度，单位kPa/m。

所述步骤2中，运用油藏数值模拟软件CMG得到目标区块生产过程中油藏各点的压力随时间变化的曲线的方法如下：

(2-1)运用油藏数值模拟软件CMG的Winprop模块对目标区块原油的密度、粘度、饱和地层压力以及溶解特性进行拟合：不同的原油所对应的启动压力梯度不同，拟合之后能更好的体现该原油在数值模型中的流动特性，准确地描述出目标区块氮气吞吐极限作用半径；

(2-2)在掌握目标区块整体开发历史的基础上，根据储量、油藏厚度、渗透率、倾角、油井特性，建立油藏数值模拟概念模型，如图1，通过两点之间的压力曲线，可以得到两点之间的压力差，最终得到两点间的压力梯度；通过油井生产数据，拟合生产历史，运行油藏数值模拟软件CMG的Result-Graph模块导出目标区块地层各个点的地层压力随时间的变化曲线，如图2。

所述步骤3中，所述气驱吞吐过程中地层压力梯度是指：将所得到的地层各个点的压力，通过公式得到油藏各个位置的压力梯度，其中G为地层两点间的压力梯度，P₁、P₂分别为上述地层两点的压力，L为地层两点间的距离。通过相邻两点的压力差，得到两点之间的压力梯度，最终得到整个油藏各个位置的压力梯度随时间的变化规律。当压力梯度值等于氮气驱替原油的启动压力梯度时，可以得到氮气吞吐极限作用半径随时间的变化曲线。该曲线可以定量的观测出该周期氮气吞吐可动用的油的范围，为下一步氮气吞吐合理布井、更改开发方式提供了很好地依据。