本发明涉及一种双水平井蒸汽辅助重力泄油注采井纵向位置的优化方法，属于油气田开发
技术领域：
：。
背景技术：
：：双水平井蒸汽辅助重力泄油是开发油砂资源的重要技术手段。该技术采用上部水平井注汽，下部水平井采油的方式，使受热后可流动的沥青依靠重力作用流至下部水平井而被采出。两口水平井之间的纵向距离一般在5m左右，而二者在储层中的纵向位置将对蒸汽辅助重力泄油的开发效果产生重要影响。一方面，下部水平生产井的位置决定蒸汽辅助重力泄油技术的可采储量(ExploitableBitumenInPlace，EBIP)的计算(EBIP储量计算底面以水平生产井所在平面为基准)；另一方面，双水平井纵向位置对储层底部构造波动起伏的适应性将直接影响开发效果指标。目前，针对双水平井蒸汽辅助重力泄油注采井纵向位置的优化鲜有系统研究。在生产实践中主要采用经验认识，考虑钻井过程中钻遇油层底部非储层的风险，将下部水平生产井布于储层底部之上3m至5m。缺乏对合理注采井对纵向位置的定量表征和优化。技术实现要素：针对上述问题，本发明的目的是提供一种双水平井蒸汽辅助重力泄油注采井纵向位置的优化方法。为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种双水平井蒸汽辅助重力泄油注采井纵向位置的优化方法，包括以下步骤：1)对储层底部构造进行简化，将实际上起伏不平的储层底部构造简化为呈倒置的等腰三角形的规则构造；2)建立储层底部构造的斜度表征参数；3)引入静态描述参数：无因次水平井有效长度L'；4)引用双水平井蒸汽辅助重力泄油过程的三个动态指标描述参数，分别是无因次累产油量N'、无因次高峰日产油量Q'和无因次累积汽油比cSOR'；5)利用油藏数值模拟方法，得到储层不同底部倾斜程度条件下，注采井处于不同纵向位置时的油藏数值模型的运算结果，统计注采井处于不同纵向位置条件下的水平井总长度、水平井有效长度、控制及动用储量、未控制及未动用储量、水平生产井所控制的可采储量的厚度；并统计高峰产油、累产油、累计汽油比，绘制注采井不同纵向位置条件下无因次水平井长与未控制储量比例和水平井控制的可采储量厚度的关系曲线，以及无因次水平井长与三个动态指标描述参数的关系曲线；6)基于无因次水平井长与三个动态指标描述参数的关系曲线，选取累产油量最大、高峰产油量最大、累积汽油比较低时方案所对应的水平井长度作为最优水平井长度，进而利用无因次水平井长与水平井控制的可采储量厚度的关系曲线确定最优水平井长度条件下的可采储量厚度HEBIP-Well-optimal，由HEBIP-Well-Max与HEBIP-Well-optimal相减即得到水平生产井距储层底部的最优距离，即最优纵向位置；其中，HEBIP-Well-Max表示布井区域范围内距储层底部最近的最大水平井长度所对应的可采储量的厚度。步骤2)中建立的储层底部构造的斜度表征参数包括储层底部夹角θ和储层底部倾斜因子λ，其中：式中，LR表示布井区域范围内的储层长度；HR表示布井区域范围内的储层厚度；LWell-Max表示布井区域范围内距储层底部最近的最大水平井长度，其中LR＝LWell-Max；HEBIP-Well-Max表示上述最大水平井长度对应的可采储量的厚度；步骤3)中的无因次水平井有效长度L'的定义式如下：式中，L(Well-valid)i表示注采井纵向位置i方案条件下的水平井有效长度；LWell-Max表示布井区域范围内最大水平井长度；LWell-total表示水平井总长度。步骤4)中的无因次累产油量N'、无因次高峰日产油量Q'和无因次累积汽油比cSOR'的定义式如下：式中，Ni、Qi、cSORi分别表示注采井纵向位置i方案条件下的累产油量、高峰日产油量、累积汽油比；NMax、QMax、cSORMax分别表示全部注采井纵向位置方案中的最大累产油量、高峰日产油量、累积汽油比。本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：本发明针对注采井纵向位置优化需考虑的核心参数(即水平井有效长度和EBIP厚度)，同时对不同储层底部构造幅度进行抽提和简化，得到不同储层底部构造幅度条件下水平井纵向位置与未动用储量、动用储量、EBIP厚度以及双水平井蒸汽辅助重力泄油开发指标(高峰产油、累产油、累积汽油比)的相关关系及系列图版，以指导井位纵向位置优化。附图说明图1是对储层底部构造进行简化的示意图，其中左侧为储层的实际地质模型示意图，右侧是储层对底部构造进行简化后的示意图；图2是储层构造的参数示意图；图3是水平井不同纵向位置相关描述参数示意图，其中图(a)表示水平生产井上方不存在未控制储量区域的情况，图(b)表示水平生产井上方存在未控制储量区域的情况；图4是三个具有相同油藏物性、不同底部倾斜因子的储层模型，其中，图(a)表示底部倾斜因子λ＝0.8的储层模型，图(b)表示底部倾斜因子λ＝0.72的储层模型；图(c)表示底部倾斜因子λ＝0.64的储层模型；图5是具体实施例中的对应方案中注采井不同位置及控制储量和未控制储量示意图，其中，图(a)表示具体实施例a方案中注采井的位置、控制储量和未控制储量示意图，图(b)表示具体实施例b方案中注采井的位置、控制储量和未控制储量示意图，图(c)表示具体实施例c方案中注采井的位置、控制储量和未控制储量示意图，图(d)表示具体实施例d方案中注采井的位置、控制储量和未控制储量示意图，图(e)表示具体实施例e方案中注采井的位置、控制储量和未控制储量示意图；图6是λ＝0.64条件下无因次水平井有效长度与未控制储量比例及EBIP厚度的相关关系图；图7是λ＝0.64条件下无因次水平井有效长度与动态指标描述参数的相关关系图；图8是三种底部倾斜因子条件下无因次水平井有效长度与无因次累产油量的相关关系图版；图9是三种底部倾斜因子条件下无因次水平井有效长度与无因次高峰日产油量的相关关系图版；图10是三种底部倾斜因子条件下无因次水平井有效长度与无因次累积汽油比的相关关系图版。具体实施方式下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。本发明提出了一种双水平井蒸汽辅助重力泄油注采井纵向位置的优化方法，该方法包括以下步骤：1)对储层底部构造进行简化，将实际上起伏不平的储层底部构造简化为呈倒置的等腰三角形的规则构造(如图1所示)。2)建立储层底部构造的斜度表征参数，具体地，可利用下述两个参数对储层底部构造的斜度进行表征(如图2所示)：①储层底部夹角θ：式中，LR表示布井区域范围内的储层长度；HR表示布井区域范围内的储层厚度；LWell-Max表示布井区域范围内距储层底部最近的最大水平井长度，其中LR＝LWell-Max；HEBIP-Well-Max表示上述最大水平井长度对应的可采储量的厚度。②油储层部倾斜因子λ：λ的值越小，代表油储层部倾斜程度越大。3)引入静态描述参数：无因次水平井有效长度L'：式中，L(Well-valid)i表示注采井纵向位置i方案条件下的水平井有效长度；LWell-Max表示布井区域范围内最大水平井长度；LWell-total表示水平井总长度。图3为水平井不同纵向位置相关描述参数示意图，如图所示，水平井有效长度指实际钻入储层的水平井长度，HI-P为水平注汽井和水平生产井之间的距离；HEBIP为水平生产井所控制的EBIP(可采储量)厚度。在图3(1)中，区域①为水平生产井上方的控制储量区域；区域②为水平生产井下方的未控制储量区域。图3(2)中，区域③为水平生产井有效长度上方的未控制储量区域。对于双水平井蒸汽辅助重力泄油技术，水平生产井有效长度范围内且位于水平生产井上方的储量为水平生产井能够控制的储量；水平生产井下方以及水平生产井有效长度范围之外的储量为未控制的储量。4)引用双水平井蒸汽辅助重力泄油过程的三个动态指标描述参数，分别是无因次累产油量N'、无因次高峰日产油量Q'和无因次累积汽油比cSOR'：式中，Ni、Qi、cSORi分别表示注采井纵向位置i方案条件下的累产油量、高峰日产油量、累积汽油比；NMax、QMax、cSORMax分别表示全部注采井纵向位置方案中的最大累产油量、高峰日产油量、累积汽油比。5)利用油藏数值模拟方法，得到储层不同底部倾斜程度条件下，注采井处于不同纵向位置时的油藏数值模型的运算结果，统计注采井处于不同纵向位置条件下的相关描述参数，如水平井总长度、水平井有效长度、控制及动用储量、未控制及未动用储量、水平生产井所控制的可采储量的厚度；并统计相关开发指标，如高峰产油、累产油、累计汽油比，绘制注采井不同纵向位置条件下无因次水平井长与未控制储量比例和水平井控制的EBIP厚度的关系曲线，以及无因次水平井长与三个动态指标描述参数(无因次累产油量、无因次高峰日产油量和无因次累积汽油比)的关系曲线。6)基于无因次水平井长与三个动态指标描述参数的关系曲线，选取累产油量最大、高峰产油量最大、累积汽油比较低时方案所对应的水平井长度作为最优水平井长度，进而利用无因次水平井长与水平井控制的EBIP厚度的关系曲线确定最优水平井长度条件下的EBIP厚度HEBIP-Well-optimal，由HEBIP-Well-Max与HEBIP-Well-optimal相减即得到水平生产井距储层底部的最优距离，即最优纵向位置。下面通过一具体实施例来说明本发明的技术效果：如图4所示，以具有相同油藏物性、不同底部倾斜因子的三个油藏机理模型为例，注采井不同纵向位置条件下的相关描述参数如表1所示。表1注采井不同纵向位置相关描述参数统计表图5显示的是对应方案中注采井不同位置及控制储量和未控制储量示意图；图6为λ＝0.64条件下无因次水平井有效长度与未控制储量比例、EBIP厚度的相关关系图，图7为λ＝0.64条件下无因次水平井有效长度与动态指标描述参数的相关关系图。图8、图9和图10分别为三种底部倾斜因子条件下无因次水平井有效长度与无因次累产油量、无因次高峰日产油量和无因次累积汽油比的相关关系图版。利用这些图版，即可预测底部倾斜因子在0.64至0.8范围内，无因次开发指标随无因次水平井有效长度的变化关系。由图7可知，最大累产油量和最大高峰产油量对应的无因次水平井有效长度为0.7647，在图6中对应EBIP厚度为12m。再由水平井总长度(850m)和储层厚度(25m)可得，最优水平生产井有效长度为650m，最优水平生产井所控制的EBIP厚度为12m，距储层底部13m。上述各实施例仅用于说明本发明，其中方法的实施步骤等都是可以有所变化的，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。当前第1页1 2 3 当前第1页1 2 3