一种油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法及其应用与流程

本发明涉及海外油气田开发
技术领域：
，尤其涉及一种油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法及其应用。
背景技术：
：加拿大油砂资源非常丰富，阿尔伯塔省油砂资源多分布于200-400m，储层温度10℃左右，地下原油粘度一般在1000000mpa·s以上，油藏条件下无法流动。实验表明原油粘度对温度极为敏感，当温度升高至200℃时，原油粘度仅为10mpa·s左右，故热采是提高油砂中原油流动能力的有效途径之一。sagd(steamassistedgravitydrainage)技术是目前油砂工业应用最广泛的开采技术。sagd的基本原理是把热传导和流体热对流相结合，将蒸汽作为热源来加热地层原油，蒸汽腔中的蒸汽垂向和侧面不断扩展，蒸汽腔到达油藏顶部之前，以向上扩展为主，当垂向的扩展受到油层顶部的限制时，蒸汽腔开始以侧面扩展为主，被加热的原油和冷凝液在重力的作用下，流向位于油层下方的生产井而被采出。油砂储层分布复杂，水层、泥岩层、砾岩层等不利因素较为发育，而这些不利因素对蒸汽腔的扩展及sagd开发效果影响较大，从而引起产量低、汽油比高、油砂储层沥青油动用程度差的开采现状。因此，需要提供一种研究沥青油在不同岩性储层中的流动界限及流动规律研的方法，为开发方案编制中所使用相关参数提供技术支持。技术实现要素：鉴于现有技术中存在的问题，本发明提供一种油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法，所述方法能够得到不同条件下的启动压力梯度，并进一步得到油砂储层可动沥青油流动界限的图版；所述图版不仅能够快速判断油藏不同物性、不同流体粘度条件下的流动动力条件，为沥青油开发方案编制或调整提供判断的基础参数，而且能够快速定位蒸汽腔轮廓及可动油范围，从而确定未动用储量的位置，为调整加密方案制定优化井位井网井距提供依据。为达此目的，本发明采用以下技术方案：第一方面，本发明提供一种油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法，所述测定方法包括如下步骤：(1)根据油砂储层特征参数和生产特征参数，进行室内实验，得到实验数据；(2)将步骤(1)所述实验数据分组拟合，得到不同条件下的启动压力梯度。本发明提供的油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法，根据油砂储层的特性和生产特征参数，进行室内实验，从而得到不同条件下的压力值数据，并进行分组拟合后，能够得到不同条件下的启动压力梯度数据；所述方法中将室内实验与数据拟合运用至油砂储层中，较好的弥补了现有油砂储层分布复杂，水层、泥岩层、砾岩层等对蒸汽腔的扩展以及sagd开发的影响，其根据流动状况能够较好地判断其在不同岩性储层中的流动界限及流动规律，为重质的沥青油开采等提供依据。本发明所述不同条件包括不同的岩性条件、不同的实验模型或不同的温度中的任意一种或至少两种的组合。本发明中所述不同的实验模型是根据油砂储层的特征参数设计室内实验模型，所述实验模型将调整其储层岩性成分、模型长度、直径或渗透率，构成不同的实验模型。本发明中所述不同的岩性条件同样根据油砂储层中岩石种类进行设计，如砂岩或砾岩等。本发明中所述不同的温度时根据常规注汽温度范围内进行选择，对此不作特殊限定，温度范围例如可以是80～180℃，例如可以选择80℃、90℃、100℃、110℃、120℃、130℃、140℃、150℃、160℃、170℃或180℃等。优选地，步骤(1)中所述油砂储层特征参数包括储层岩性成分、储层孔隙结构特征或渗透率中的任意一种或至少两种的组合，其中典型非限制性的组合包括储层岩性成分和储层孔隙结构特征的组合，储层岩性成分和渗透率的组合，储层孔隙结构特征和渗透率的组合，优选为储层岩性成分、储层孔隙结构特征和渗透率三者的组合。优选地，根据取芯井资料、测井曲线及综合地质认识，确定目标位置的储层岩性、及渗透性。优选地，所述生产特征参数包括单井数据、注汽工艺数据或储层中分布的监测数据中的任意一种或至少两种的组合，优选包括单井数据、注汽工艺数据和储层中分布的监测数据三者的组合。优选地，所述单井数据包括单井测井解释数据和/或岩心分析数据。优选地，根据取样或温度监测井数据，蒸汽腔发育数值模拟预测，进行动态储量计算，确定目标位置的储层流体粘度。优选地，步骤(1)中所述室内实验依次包括：确定实验模型和模拟实验。优选地，所述确定实验模型包括：确定岩心的岩性、长度、气测渗透率、孔隙度或束缚水饱和度中的任意一种或至少两种的组合，优选确定心的岩性、长度和气测渗透率的组合。优选地，所述模拟实验包括：对所述实验模型进行蒸汽驱替模拟实验，测试不同驱替速度下的压力值。本发明中所述不同驱替速度的选择参考常规蒸汽驱替采用的驱替速度，优选驱替速度范围为0.005ml/min～1.0ml/min，可以选择0.005ml/min、0.01ml/min、0.02ml/min、0.03ml/min、0.04ml/min、0.05ml/min、0.06ml/min、0.08ml/min、0.1ml/min、0.2ml/min、0.3ml/min、0.4ml/min、0.5ml/min或1.0ml/min等。优选地，所述蒸汽驱替模拟实验在不同的实验模型和/或不同的温度条件下进行。本发明所述蒸汽驱替模拟实验优选在不同的实验模型和不同的温度条件下进行，从而能够得到不同岩性条件下不同温度下的启动压力梯度数据，为最终提供详尽的启动压力梯度与视流度关系的图版提供更详细的数据支持。优选地，根据所述压力值计算压力梯度。优选地，根据所述压力梯度与驱替速度的关系，找到拐点确定为启动压力梯度。优选地，步骤(2)中所述分组拟合的分组包括依据不同实验模型中的渗透率进行分组。优选地，所述分组拟合包括：根据测试数据点的变化特征进行区分，对非线性渗流段数据进行函数拟合，确定最小启动压力梯度。优选地，步骤(2)中所述分组拟合后还包括：进行启动压力梯度实验的系统误差校正。优选地，所述系统误差校正包括：利用白油视流度与沥青油视流度对比试验，确定系统误差值，归一化处理得到校正后不同视流度下的最小启动压力梯度。优选地，所述视流度为多孔介质的绝对渗透率(空气渗透率)与流体粘度(沥青油粘度)的比值。优选地，所述测定方法还包括：步骤(3)根据步骤(2)所述不同视流度下的启动压力梯度绘制油砂储层可动沥青油流动界限的图版。优选地，所述绘制包括：将视流度和最小启动压力梯度在双对数坐标进行作图，用幂函数关系拟合结果。优选地，所述油砂储层为加拿大油砂储层。本发明中的油砂储层优选为加拿大油砂储层，这是因为加拿大油砂储量大，且油砂中沥青油的粘度远远高于原油的粘度，其中沥青油的粘度一般在1000000mpa·s以上，开采较困难，采用本发明提供的方法先确定启动压力梯度，得到加拿大油砂储层中沥青油的流动界限和流动规律，为开发油砂资源提供了技术支持。作为本发明优选的技术方案，所述方法包括如下步骤：(1)根据油砂储层特征参数和生产特征参数，确定不同的实验模型，并进行不同温度条件下的蒸汽驱替模拟实验，测试不同的驱替速度下的压力值；根据所述压力值计算压力梯度，再根据所述压力梯度与驱替速度的关系，找到拐点确定为启动压力梯度，得到实验数据；(2)将步骤(1)所述实验数据依据不同实验模型中的渗透率进行分组拟合，根据测试数据点的变化特征进行区分，对非线性渗流段数据进行函数拟合，确定最小启动压力梯度；根据渗透率与沥青油粘度的比值得到视流度，从而得到不同视流度下最小启动压力梯度的数据；利用白油视流度与沥青油视流度对比试验，确定系统误差值，归一化处理得到校正后不同视流度下的最小启动压力梯度；(3)将视流度和最小启动压力梯度在双对数坐标进行作图，用幂函数关系拟合结果，绘制油砂储层可动沥青油流动界限的图版。优选地，所述方法包括步骤(4)：根据油砂储层可动沥青油流动界限的图版确定目标位置的可流动潜力。优选地，所述方法包括步骤(5)：根据可流动潜力确定加密井增油量及经济效益从而确定可行性。第二方面，本发明提供一种计算机可读存储介质，所述存储介质上储存有第一方面中所述的不同条件下的启动压力梯度数据。本发明优选将不同条件下的启动压力梯度数据汇总储存，利用大数据可很清楚方便查询不同条件下的启动压力梯度，方便快捷。优选地，所述存储介质上储存有油砂储层可动沥青油流动界限的图版。本发明优选在存储介质上储存有油砂储层可动沥青油流动界限的图版，从图版中能够简洁明了的判断出不同视流度下所需的最小启动压力梯度以及不同条件下沥青油的流动状况及界限。优选地，所述存储介质上储存有加拿大油砂储层可动沥青油流动界限的图版。第三方面，本发明提供第二方面所述的计算机可读存储介质在油砂资源开发中的应用。本发明提供的计算机可读存储介质含有不同条件下的启动压力梯度数据和/或油砂储层可动沥青油流动界限的图版，能够为油砂资源的开采提供技术支持。优选地，所述计算机存储介质在油砂资源开发方案编制、调整或确定开发井网部署界限中的应用。优选地，所述应用包括：根据所述计算机存储介质中的油砂储层可动沥青油流动界限的图版，确定加拿大油砂储层中可动用油砂储量和未动用油砂储量。与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：(1)本发明提供的油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法基于目标区油砂储层实际数据，设计物理模型模拟流动过程，并进行数据拟合，用最小启动压力梯度表征流动界限，方法简单易行；(2)本发明提供的油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法得到的图版可以快速定位新油砂储层的可动用油砂储量和已开发油砂中未动用沥青油储量；(3)本发明提供的油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法得到的图版还能够快速判断已开发油砂在现有蒸汽腔分布范围下的不可流动区域。附图说明图1是本发明实施例1提供的渗透率为523.0md砾岩模型不同温度下的渗流曲线。图2是本发明实施例1提供的渗透率为1099.0md砾岩模型不同温度下的渗流曲线。图3是本发明实施例1提供的渗透率为2013.5md砂岩模型不同温度下的渗流曲线。图4是本发明实施例1提供的渗透率为3054.0md砂岩模型不同温度下的渗流曲线。图5是本发明实施例1提供的渗透率为5086.7md砂岩模型不同温度下的渗流曲线。图6是本发明实施例1提供的不同渗透率模型启动压力梯度与沥青油粘度的关系曲线。图7是本发明实施例1提供的油砂储层可动沥青油流动界限的图版。具体实施方式下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。下面对本发明进一步详细说明。但下述的实例仅仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明的保护范围以权利要求书为准。一、实施例实施例1本实施例提供一种油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法，所述方法包括如下步骤：(1)根据油砂储层特征参数和生产特征参数，确定不同的实验模型，并进行不同温度条件下的蒸汽驱替模拟实验，测试不同的驱替速度下的压力值；其中，所述油砂储层特征参数包括储层岩性成分、储层孔隙结构特征和渗透率，所述生产特征参数包括单井数据、注汽工艺数据或储层中分布的监测数据，所述单井数据包括单井测井解释数据，岩心描述及岩心分析数据，其中实验模型及渗流曲线模拟实验设计如表1所示，共设计有5个不同的实验模型，其具有不同的渗透率和岩性，设计6个不同的实验温度以及8个驱替速度，其中5个不同的实验模型的模型基本参数如表2所示。表1表2根据所述压力值计算压力梯度，再根据所述压力梯度与驱替速度的关系，找到拐点确定为启动压力梯度，得到实验数据；(2)将步骤(1)所述实验数据依据5个实验模型中不同实验模型中的渗透率进行分组拟合根据测试数据点的变化特征进行区分，对非线性渗流段数据进行函数拟合，得到的不同渗透率模型不同温度下的渗流曲线如图1～5所示，确定最小启动压力梯度；其中，不同温度下加拿大油砂中沥青油的粘度如表3所示，并进一步得到不同温度下加拿大油砂中沥青油的粘度以及不同渗透率下最小启动压力梯度数据，如表4所示，并绘制得到不同渗透率模型启动压力梯度与沥青油粘度的关系曲线如图6所示；从而得到不同视流度与最小启动压力梯度的对应数据，如表5所示，其中，所述视流度的计算为不同实验模型的渗透率与沥青油的粘度的比值。表3序号温度(℃)粘度(mpa·s)1802735210071331202824140127.0516057.5618025.63表4表5利用白油视流度与沥青油视流度对比试验，确定系统误差值，归一化处理得到校正后不同视流度下的最小启动压力梯度，其中，系统误差校正实验设计如表6所示，表6中：1和2为一组高视流度对比实验，3和4为一组低视流度对比实验；实验系统误差校正实验结果及白油/沥青油启动压力梯度对比实验结果如表7所示，校正后归一化处理的沥青油视流度与启动压力梯度数据如表8所示。表6表7表8(3)将视流度和最小启动压力梯度在双对数坐标进行作图，用幂函数关系拟合结果，绘制油砂储层可动沥青油流动界限的图版，如图7所示。从图7中可以很清楚的看出，当视流度在某一范围时，最小启动压力梯度的大小，并能够同时根据启动压力梯度与视流度的大小判断油砂储层中的沥青油属于可流动区或不可流动区；例如：视流度为1×10-3μm2/mpa·s时，当启动压力梯度小于0.3566mpa/m时，沥青油处于不可流动区，则无法实现蒸汽辅助重力泄油驱动，当启动压力梯度大于0.3566mpa/m时，沥青油处于可流动区，能够实现蒸汽辅助重力泄油驱动。综上所述，本发明提供的油砂储层蒸汽辅助重力泄油过程启动压力梯度的测定方法，通过室内实验和数据拟合得到了油砂储层可动沥青油流动界限的图版，根据所述图版能够快速定位新油砂储层的可动用油砂储量和已开发油砂中未动用沥青油储量，或者使用图版快速判断已开发油砂在现有蒸汽腔分布范围下的不可流动区域，为油砂资源开发提供较好的技术支持。申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属
技术领域：
的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。当前第1页12