一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法与流程

1.本发明属于油田开发技术领域，具体涉及一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法。


背景技术：

2.我国页岩油资源丰富，预计中高成熟度页岩油地质资源量约为132
×
108t，是我国未来石油勘验开发重要的战略接替资源。目前页岩油主要采用“长水平井+大规模体积压裂”的开发方式，在开发初期以“自然能量开发”的模式为主。这种开发模式到中后期面临地层能量不足导致的产量递减快和采收率低的难题，亟需进行地层能量补充。但对于页岩油储层而言注水困难，难以建立有效的驱替压力系统，注水效果差。因此，加快页岩油注气提高采收率技术的攻关研究具有重要意义。
3.在注气提高采收率方面，国内外主要开展了co2、烃类、n2或减氧空气等室内研究和矿场试验，主要利用气体与地下原油发生一系列物理化学反应，提高驱油或吞吐换油效率而提高采收率。相对于其他气体介质(如co2和n2)，烃类气体具有气源丰富、易获取、处理简单、不腐蚀管线、投入成本低等优势，因而成为中后期能量补充的最佳选择，目前国内各大油田也已开展现场试验。
4.页岩油藏在初期自然能量开发过后可进行天然气吞吐提高采收率，目前在吞吐方案设计中注入气量的优化设计主要是通过数值模拟的手段，这种方法一方面受地质模型和数值模型的精度影响较大，另一方面在注采参数(注入速度、焖井时间、井底流压、吞吐轮次等)优化时采用单因素优化分析的方法，对注气量的设计结果有较大的影响。因此，亟需建立一种基于油藏流体性质和相态特征，通过油藏工程的手段优化设计页岩油天然气吞吐注气量的方法，为页岩油天然气吞吐的方案优化提供更为可靠的指导和依据。


技术实现要素：

5.本发明提供的一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法目的是克服现有技术中吞吐方案设计中采用数值模拟的手段进行注入气量的优化设计，受地质模型和数值模型的精度影响较大，以及在注采参数优化时采用单因素优化分析的方法，对注气量的设计结果影响大的问题。
6.为此，本发明提供了一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法，包括如下步骤：
7.步骤一：分析试验区地面原油和产出气的组分；
8.步骤二：根据地面原油和产出气的组分，利用相态模拟软件fmg，结合试验区的气油比和地面原油密度进行油-气重组计算，获得目标油藏温度压力条件下地面原油组分；
9.步骤三：对获得的目标油藏温度压力条件下地面原油组分进行组分劈分，对劈分后的拟组分对象开展相态计算；拟合目标油藏温度下的物性参数，计算相包线和等容线，确定不同拟组分的特征参数；
10.步骤四：获得原油的体积系数及压缩系数与地层压力之间的关系，并拟合得到体
积系数-地层压力、压缩系数-地层压力的关系式；
11.步骤五：计算不同加气量下的泡点压力，建立溶解气量与压力之间的关系式，获取原始地层压力下的溶解气量；
12.步骤六：根据生产井生产动态，利用胡陈张产量预测模型，预测单井弹性可采储量，并建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型；
13.步骤七：根据步骤六的预测单井弹性可采储量和页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型，得到单井控制地质储量，预测目前阶段单井采出程度及目前地层压力；
14.步骤八：利用步骤五建立的溶解气量与压力之间的关系式，结合步骤七中得到的单井控制地质储量，计算当地层压力恢复至原始地层压力时，油藏中原油的溶解气量，该溶解气量即为地层条件下吞吐所需注气量；
15.步骤九：按照气体状态方程，计算天然气地面体积与地下体积的折算系数，将步骤八中得到的油藏中原油的溶解气量折合到地面，即得实际吞吐所需的注入气量；
16.步骤十：向地层中注入实际吞吐所需注入气量的气，补充地层能量。
17.优选的，所述步骤一采用色谱分析试验区地面原油和产出气的组分。
18.优选的，所述目标油藏温度压力条件下地面原油组分中的原油组成为原油摩尔组成。
19.优选的，所述步骤二中利用相态模拟软件fmg的pvt模块进行油-气重组。
20.优选的，所述步骤三的物性参数包括饱和压力、密度和气油比；特征参数包括临界温度、临界压力、二元相互作用参数。
21.优选的，所述步骤四通过恒质膨胀实验模拟，获得原油的体积系数及压缩系数与地层压力之间的关系。
22.优选的，所述步骤五通过加气膨胀实验模拟，计算不同加气量下的泡点压力。
23.优选的，所述步骤六包括如下步骤：
24.步骤一：根据油田可采储量采出程度rd随时间的t的变化关系：
[0025][0026]
将公式(1)转换为其中c＝10-a
，
[0027]
即得累计产量公式为：
[0028]
年产量计算公式为：
[0029]
对公式(2)两边同时平方得：
[0030]
利用公式(3)除以公式(4)得：
[0031]
对公式(5)两边同取对数得：
[0032]
若令β＝-(b+1)
[0033]
则公式(6)变为：
[0034]
根据实际生产数据，线性回归分析求得截距α和斜率β，进而确定b和nr/c的数值；
[0035]
得：b＝-(β+1)
[0036]
可采储量计算公式：
[0037]
联立公式(8)和公式(9)得：
[0038]
上式中：a：公式(1)中直线的截距；
[0039]
b：公式(1)式中直线的斜率；
[0040]
c：常数；
[0041]np
：累计产量，104t；
[0042]
nr：最终可采储量，104t；
[0043]
rd：可采储量采出程度，％；
[0044]
q：产量(瞬时值)，104t；
[0045]
t：实际生产时间，a；
[0046]
α：公式(7)所示直线的截距；
[0047]
β：公式(7)所示直线的斜率；
[0048]
步骤二：根据页岩油衰竭式开发规律，采用公式(11)建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型：
[0049][0050]
式中：r为页岩油衰竭式开发全生命周期采收率，％；
[0051]
re为弹性采收率，％；
[0052]rr
为溶解气采收率，％；
[0053]boi
为原始地层压力下原油体积系数，小数；
[0054]bob
为饱和压力下的原油体积系数，小数；
[0055]
pi为原始地层压力，mpa；
[0056]ct
为综合压缩系数，1/mpa，可由公式(12)计算可得：
[0057]
[0058]
其中：co为原油压缩系数，1/mpa；
[0059]cw
为水压缩系数，1/mpa；
[0060]swc
为束缚水饱和度，％；
[0061]bt
：油藏废弃压力下的两相体积系数，小数；
[0062]bg
：油藏废弃压力下脱出气体体积系数，小数；
[0063]rp
：平均生产气油比，m3/m3；
[0064]rs
：油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比,m3/m3；
[0065]rsi
：原始气油比，m3/m3。
[0066]
优选的，所述步骤七包括如下步骤：
[0067]
步骤一：根据公式(13)明确单井控制地质储量：
[0068][0069]
式中：n为页岩油衰竭式开发可采储量，％；
[0070]
r为页岩油衰竭式开发全生命周期采收率，％；
[0071]
nc为单井控制地质储量，104t。
[0072]
步骤二：根据步骤一得到的单井控制地质储量，采用公式(14)预测目前阶段采出程度：
[0073][0074]
其中：f为目前阶段采出程度，％。
[0075]
优选的，所述折算系数的计算方法为：
[0076]
根据气体状态方程：pv＝znrt
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(15)
[0077]
得到气体折算系数的计算式：
[0078][0079]
式中：p
地面
取0.1mpa，
[0080]
p
地下
为目前地层压力，mpa；
[0081]
z为压缩因子；
[0082]
t
地面
取293k；
[0083]
t
地下
为地层温度，k；
[0084]
λ为折算系数。
[0085]
本发明的有益效果：本发明提供的这种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法，该方法以地面原油和产出气为基础，基于目标油藏温度压力条件下地面原油组分进行相态拟合得到相关特征参数，结合弹性采收率计算公式、产量预测模型、单井控制地质储量，反推地层压力恢复至原始地层压力时，油藏中剩余储量的可溶解气量，进而估算天然气吞吐的注气量，向地层中注入实际吞吐所需注入气量的气，补充地层能量，提高原油的采收率。该发明所提出的方法依据油藏工程理论计算注气吞吐量，结合数值模拟所优化的注气量，确保试验参数的可靠性，更好地为页岩油藏在中后期进行注气吞吐现场方案设计提供理论
指导，提升了注气吞吐的试验效果；同时该方法既不受地质模型和数值模型的精度的影响，也不受其他注采参数优化过程的影响。
附图说明
[0086]
以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
[0087]
图1是地面原油组成；
[0088]
图2是地面产出气组成；
[0089]
图3是地层原油组分；
[0090]
图4是相包线(p-t相图)；
[0091]
图5是原油体积系数与地层压力变化曲线；
[0092]
图6是原油压缩系数与地层压力变化曲线；
[0093]
图7是地层原油溶解气量随压力的变化曲线；
[0094]
图8是不同地层压力下弹性驱动阶段采出程度；
[0095]
图9是不同地层压力下溶解气驱动阶段采出程度；
[0096]
图10是天然气吞吐模型。
具体实施方式
[0097]
一种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法，包括如下步骤：
[0098]
步骤一：分析试验区地面原油和产出气的组分；
[0099]
步骤二：根据地面原油和产出气的组分，利用相态模拟软件fmg，结合试验区的气油比和地面原油密度进行油-气重组计算，获得目标油藏温度压力条件下地面原油组分；
[0100]
所述相态模拟软件fmg是法国万奇公司生产的高温高压流体相态分析系统所自带的在线云模拟计算平台，全称为fluid modeling group canada inc.；相态模拟软件fmg与公知的软件pvtsim功能类似；
[0101]
所述结合试验区的气油比和地面原油密度进行油-气重组计算，通过向相态模拟软件fmg输入所需参数(包括地面原油和产出气的组分、试验区的气油比和地面原油密度)，由相态模拟软件fmg进行油气重组计算，该计算方法为相态模拟软件fmg自带，在此不对其做详细介绍；
[0102]
步骤三：对获得的目标油藏温度压力条件下地面原油组分进行组分劈分，对劈分后的拟组分对象开展相态计算；拟合目标油藏温度下的物性参数，计算相包线和等容线，确定不同拟组分的特征参数；
[0103]
由于地面原油组分复杂，会对相态模拟计算的精度和速度产生影响。因此，需对地面原油组分进行组分劈分形成多个拟组分。对拟组分对象开展的相态计算为现有技术，在此不对其开展相态计算的具体内容做详细介绍；
[0104]
步骤四：获得原油的体积系数及压缩系数与地层压力之间的关系，并拟合得到体积系数-地层压力、压缩系数-地层压力的关系式；
[0105]
步骤五：计算不同加气量下的泡点压力，建立溶解气量与压力之间的关系式，获取原始地层压力下的溶解气量；
[0106]
步骤六：根据生产井生产动态，利用胡陈张产量预测模型，预测单井弹性可采储
量，并建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型；
[0107]
步骤七：根据步骤六预测单井弹性可采储量和页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型，得到单井控制地质储量，预测目前阶段单井采出程度及目前地层压力；
[0108]
步骤八：利用步骤五建立的溶解气量与压力之间的关系式，结合步骤七中得到的单井控制地质储量，计算当地层压力恢复至原始地层压力时，油藏中原油的溶解气量，该溶解气量即为地层条件下吞吐所需注气量；
[0109]
步骤九：按照气体状态方程，计算天然气地面体积与地下体积的折算系数，将步骤八中得到的油藏中原油的溶解气量折合到地面，即得实际吞吐所需的注入气量；
[0110]
步骤十：向地层中注入实际吞吐所需注入气量的气，补充地层能量。
[0111]
本发明提供的这种页岩油天然气吞吐注气量优化设计方法依据油藏工程理论计算注气吞吐量，结合数值模拟所优化的注气量，确保试验参数的可靠性，更好地为页岩油藏在中后期进行注气吞吐现场方案设计提供理论指导，提升了注气吞吐的试验效果；同时该方法既不受地质模型和数值模型的精度的影响，也不受其他注采参数优化过程的影响。
[0112]
优选的，所述步骤一采用色谱分析试验区地面原油和产出气的组分。色谱分析分析速度快，一般在几分钟到几十分钟就可以完成一次复杂样品的分离和分析；色谱分析样品用量少，用极少的样品就可以完成一次分离和测定、灵敏度高。
[0113]
优选的，所述目标油藏温度压力条件下地面原油组分中的原油组成为原油摩尔组成。
[0114]
优选的，所述步骤二中利用相态模拟软件fmg的pvt模块进行油-气重组。通过该计算方法获得的目标油藏温度压力条件下地面原油组分减少了油藏流体(油藏流体指油藏温度压力条件下原油和天然气)，高压物性分析室内实验的误差和工作量，具有较高的准确性。
[0115]
优选的，所述步骤三的物性参数包括饱和压力、密度和气油比；特征参数包括临界温度、临界压力、二元相互作用参数。特征参数为下一步预测油藏流体的物性及其相态变化规律奠定基础。
[0116]
优选的，所述步骤三计算相包线和等容线采用michael l.michelsen(1980)所建立的方法计算相包线和等容线。
[0117]
优选的，所述步骤三确定不同拟组分的特征参数时，包括如下步骤：
[0118]
步骤一：根据获得的目标油藏温度压力条件下地面原油组分，从模拟软件中选择模型、特征化方式和临界物性关联式；所述模拟软件根据实际情况选择现有模拟软件；
[0119]
步骤二：根据选择的模型、特征化方式和临界物性关联式，结合拟合目标油藏温度下的物性参数，确定拟合组分的合并方式及各拟组分份数；
[0120]
步骤三：估算拟组分的临界性质。
[0121]
用此方法确定的拟组分的特征参数精度高，可操作性强。
[0122]
优选的，所述步骤四通过恒质膨胀实验模拟，获得原油的体积系数及压缩系数与地层压力之间的关系。所述恒质膨胀实验模拟是分析流体高压物性的常规实验，在此不对其做详细说明。
[0123]
优选的，所述步骤五通过加气膨胀实验模拟，计算不同加气量下的泡点压力。所述加气膨胀实验模拟是常规的实验，在此不对其做详细说明。
[0124]
优选的，所述步骤六包括如下步骤：
[0125]
步骤一：根据油田可采储量采出程度rd随时间的t的变化关系：
[0126][0127]
将公式(1)转换为其中c＝10-a
，
[0128]
即得累计产量公式为：
[0129]
年产量计算公式为：
[0130]
对公式(2)两边同时平方得：
[0131]
利用公式(3)除以公式(4)得：
[0132]
对公式(5)两边同取对数得：
[0133]
若令β＝-(b+1)
[0134]
则公式(6)变为：
[0135]
可以看出油田的年产量与累计产量的平方之比(q/n
p2
)与生产时间(t)呈双对数直线关系。根据实际生产数据，线性回归分析求得截距α和斜率β，进而确定b和nr/c的数值；
[0136]
得：b＝-(β+1)
[0137]
可采储量计算公式：
[0138]
联立公式(8)和公式(9)得：
[0139]
上式中：a：公式(1)中直线的截距；
[0140]
b：公式(1)式中直线的斜率；
[0141]
c：常数；
[0142]np
：累计产量，104t；
[0143]
nr：最终可采储量，104t；
[0144]
rd：可采储量采出程度，％；
[0145]
q：产量(瞬时值)，104t；
[0146]
t：实际生产时间，a；
[0147]
α：公式(7)所示直线的截距；
[0148]
β：公式(7)所示直线的斜率；
[0149]
步骤二：根据页岩油衰竭式开发规律，采用公式(11)建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型：
[0150][0151]
式中：r为页岩油衰竭式开发全生命周期采收率，％；
[0152]
re为弹性采收率，％；
[0153]
rc为溶解气采收率，％；
[0154]boi
为原始地层压力下原油体积系数，小数；
[0155]bob
为饱和压力下的原油体积系数，小数；
[0156]
pi为原始地层压力，mpa；
[0157]ct
为综合压缩系数，1/mpa，可由公式(12)计算可得：
[0158][0159]
其中：co为原油压缩系数，1/mpa；
[0160]cw
为水压缩系数，1/mpa；
[0161]swc
为束缚水饱和度，％；
[0162]bt
：油藏废弃压力下的两相体积系数，小数；
[0163]bg
：油藏废弃压力下脱出气体体积系数，小数；
[0164]rp
：平均生产气油比，m3/m3；
[0165]rs
：油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比,m3/m3；
[0166]rsi
：原始气油比，m3/m3。
[0167]
优选的，所述步骤七包括如下步骤：
[0168]
步骤一：根据公式(13)明确单井控制地质储量：
[0169][0170]
式中：n为页岩油衰竭式开发可采储量，％；
[0171]
r为页岩油衰竭式开发全生命周期采收率，％；
[0172]
nc为单井控制地质储量，104t。
[0173]
步骤二：根据步骤一得到的单井控制地质储量，采用公式(14)预测目前阶段采出程度：
[0174][0175]
其中：f为目前阶段采出程度，％。
[0176]
优选的，所述折算系数的计算方法为：
[0177]
根据气体状态方程：pv＝znrt
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(15)
[0178]
得到气体折算系数的计算式：
[0179][0180]
式中：p
地面
取0.1mpa，
[0181]
p
地下
为目前地层压力，mpa；
[0182]
z为压缩因子；
[0183]
t
地面
取293k；
[0184]
t
地下
为地层温度，k；
[0185]
λ为折算系数。
[0186]
实施例1：
[0187]
选择鄂尔多斯盆地长7页岩油某水平生产井，油藏厚度9.8m，孔隙度9.1％，渗透率0.1md，原始地层压力16.2mpa，饱和压力9.14mpa，原油粘度1.21mpa
·
s。水平段长度1555m，油层钻遇率87.5％，压裂改造规模为：13段26簇，加砂量483m3，入地液量6973m3。初期日产油13.61t，含水29.3％，目前日产油3.68t。通过对该试验井实施天然气吞吐而提高原油采收率。
[0188]
步骤1：利用色谱分析得到试验区地面原油和产出气的组分组成(如附图1和附图2)；
[0189]
步骤2：根据步骤2所得到的试验区地面原油和产出气的组分组成，利用模拟软件fmg-pvt模块，结合试验区的原油密度(0.74g/cm3)和气油比(107.6m3/m3)进行油气重组计算，获得地层原油组分(如附图3)；
[0190]
步骤3：对步骤2中合并计算得到的地层原油组分按照8组分进行组分劈分，其中8组分包括n2、co2、c1、c
2-c6、c
7-c
15
、c
16-c
20
、c
21-c
27
、c
28-c
80
。并采用michael l.michelsen(1980)所建立的方法计算相包线(如附图4)，可得到不同拟组分的分子量、密度、临界温度、临界压力等特征参数，为下一步预测油藏流体的物性及其相态变化规律奠定基础；
[0191]
步骤4：通过恒质膨胀实验模拟，获得原油的体积系数bo及压缩系数co与地层压力p之间的关系，并拟合得到bo—p及co—p的关系式(如附图5和附图6)；
[0192]
步骤5：通过加气膨胀实验模拟计算不同加气量下的泡点压力，可建立如附图7溶解气量与压力之间的变化关系，获取原始地层压力(15.8mpa)下的溶解气量约为28％；
[0193]
步骤6：根据生产井生产动态，利用油气田产量预测模型胡陈张模型(hcz模型)预测单井最终产油量(约为2.475
×
104t)。由步骤4中bo—p的变化关系可得到：原始体积系数b
oi
＝1.1807，目前地层压力下(9.2mpa)体积系数bo＝1.1928。如附图8和附图9在目标油藏废弃压力为7mpa时，弹性采收率为7.3％，溶解气采收率为0.32％，因此根据页岩油衰竭式开发全生命周期采收率为7.62％。
[0194]
步骤7：根据步骤6中hcz模型预测单井最终可采储量2.68
×
104t，目前已累产油1.903
×
104t，预测弹性剩余可采储量为0.671
×
104t。根据单井最终可采储量与页岩油衰竭式开发全生命周期采收率可预测单井控制地质储量为36.7
×
104t，可得目前阶段采出程度为5.18％，目前地层压力为11.13mpa；
[0195]
步骤8：利用步骤5和步骤7中得到的溶解气量与单井控制地质储量，计算当地层压力恢复至原始地层压力时油藏中原油的溶解气量为12888.5m3；
[0196]
步骤9：按照气体状态方程，计算天然气地面体积与地下体积的折算系数将步骤8中得到的油藏中原油的溶解气量按照天然气折算系数λ，折合到地面实际注气量为195.9
×
104m3。
[0197]
对比实验：建立天然气吞吐数值模型(见图10)，优化天然气吞吐注气量，可得到该水平井的天然气吞吐注气量为200
×
104m3。
[0198]
对比实验与该发明方法的计算结果相近，说明该方法具有较高的可靠性。
[0199]
通过两种方法的计算结果的对比，可明确数值模拟方法对模型精度要求高、工作量大、技术要求高、计算过程复杂，而该发明仅是基于油藏流体性质进行计算，具有便捷、易实现、工作量小、准确度高的特点，在天然气吞吐注入气量技术优化过程中具有广泛的应用前景。
[0200]
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。