一种浅薄层油藏数值模拟模型建立方法及转蒸汽驱的方法与流程

本发明涉及浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果研究，属于石油开采技术领域，具体涉及一种浅薄层油藏数值模拟模型建立方法及转蒸汽驱的方法。

背景技术：

稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油，通常指相对密度大于0.92(20℃)、地下粘度大于50厘泊的原油。稠油除黏度高外，密度也高。稠油含轻质馏分少，胶质与沥青含量高。稠油的黏度随温度变化改变显著，如温度增加8～9℃，黏度可减少一半。稠油油藏开发主要有注水开发、蒸汽吞吐开发、蒸汽驱开发、sagd、hnds、微生物驱油、火烧油层等方法，其中蒸汽吞吐最为广泛，蒸汽驱和sagd、hnds、火烧油层在我国部分油田得到了推广应用，并取得一定效果。由于稠油油藏开发需要依靠注水、注蒸汽等措施来提高单井产能，因此开发成本较高，并且热采井随着周期吞吐轮次的增加，进入高周期吞吐开发后期，面临日产油低、油汽比低、开发效益变差的困难，并随着国际油价的断崖式下跌，给稠油油藏效益开发增加了阻力。

现有技术中在稠油油藏开发后期一般选择由蒸汽吞吐转为蒸汽驱进行油藏的进一步开采，但是由蒸汽吞吐转蒸汽驱的过程缺少精确的计算方法，相关参数的确定也不够精确，导致油藏开采效率较低。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种浅薄层油藏数值模拟模型建立方法及转蒸汽驱的方法，用以解决现有技术在蒸汽吞吐转蒸汽驱时模型不够精确导致效率低下的问题。

为实现上述目的，本发明的方案提供了一种浅薄层稠油油藏数值模拟模型的建立方法，通过选取标准对比井和标志对比层对井区进行细分对比，统一全区分层界限，然后确定恢复构造，开展储集层砂体展布规律和沉积微相研究，建立地质模型，将油藏基础数据导入所述地质模型中得到油藏数值模拟模型。

本发明的有益效果是：通过建立油藏数值模拟模型，并通过与历史数据进行拟合对其进行优化，根据优化后的模型结合剩余油分布进行蒸汽驱的参数设计，实现蒸汽吞吐转蒸汽驱。

进一步的，根据一级标准层、二级标准层和三级标志层选取所述标准对比井；确定纵横连井剖面；采用旋回对比、分级控制进行所述细分对比；确定沉积微相特征及模式、沉积区域的岩电特征；根据单井相、剖面相分析确定沉积微相展布特征。

进一步的，确定模型的平面网格及模拟层的划分，然后建立所述地质模型。

进一步的，将所述油藏数值模拟模型与历史生产数据进行拟合，根据拟合结果对所述油藏数值模拟模型进行修正，包括：

确定油藏工作制度及参数的可调范围；

对历史拟合指标与拟合结果进行分析；

得到符合油藏条件的油藏数值模拟模型。

本发明还提供了一种浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐后期转蒸汽驱的方法，包括以下步骤：

对储集层进行对比和油藏精细描述，恢复构造储集层，确定沉积微相展布特征，建立地质模型和初始油藏数值模拟模型；

所述初始油藏数值模拟模型的建立过程包括：通过选取标准对比井和标志对比层对井区进行细分对比，统一全区分层界限，然后确定恢复构造，开展储集层砂体展布规律和沉积微相研究，建立地质模型，将油藏基础数据导入所述地质模型中得到初始油藏数值模拟模型；

将所述初始油藏数值模拟模型与历史生产数据进行拟合，对所述初始油藏数值模拟模型进行修正，得到油藏数值模拟模型；同时得到蒸汽吞吐后的三场分布特征；

根据所述三场分布特征，选择工区，计算蒸汽吞吐转蒸汽驱采油注入采出的参数。

进一步的，根据一级标准层、二级标准层和三级标志层选取所述标准对比井；确定纵横连井剖面；采用旋回对比、分级控制进行所述细分对比；确定沉积微相特征及模式、沉积区域的岩电特征；根据单井相、剖面相分析确定沉积微相展布特征。

进一步的，确定模型的平面网格及模拟层的划分，然后建立所述地质模型。

进一步的，将所述油藏数值模拟模型与历史生产数据进行拟合，根据拟合结果对所述油藏数值模拟模型进行修正，包括：

确定油藏工作制度及参数的可调范围；

对历史拟合指标与拟合结果进行分析；

得到符合油藏条件的油藏数值模拟模型。

进一步的，根据所述三场分布特征，选择工区，计算蒸汽吞吐转蒸汽驱采油注入采出的参数的过程包括：

确定蒸汽吞吐转蒸汽驱的注采参数；

计算蒸汽吞吐和蒸汽驱的经济政策界限；

选择试验井组并对井网井距进行优化，分析蒸汽吞吐转蒸汽驱开采的油藏条件；

优化蒸汽驱在不同井网条件下的注汽干度、注汽速度、注汽温度和注汽强度。

本发明通过筛选出剩余油潜力大区域，开展剩余油精细描述技术，精细刻画剩余油，通过改善开发方式，运用蒸汽驱、点状蒸汽驱提高原油采收率，并通过模型预测，保证效益开发，为低油价下稠油油藏改善开发效果提供参考依据。

附图说明

图1是本发明的方法流程图；

图2是本发明中反九点法连续注汽时五种调整技术结果对比图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步详细的说明。

对于稠油油藏，国内主要开发方式有蒸汽吞吐、蒸汽驱、sagd、hnds等方式，浅薄层稠油油藏目前主要开发方式为蒸汽吞吐。由于蒸汽吞吐开发是一种不断消耗地层能量的降压开采方式，其开发性质决定了其随着蒸汽吞吐周期数的增加，开发后期会存在一系列的问题：一是采出程度高，地层压力低，产量递减快，低效井多，稳产难度大；二是汽窜井数多，汽窜程度剧烈，蒸汽波及范围缩小，进一步提高采收率难度大；三是注入水及边底水水淹严重，蒸汽热能利用率低，油井周期大部分生产时间处于高液量高含水阶段。

随着近几年热化学辅助吞吐技术的不断发展，浅薄层稠油油藏大规模应用了该技术，对蒸汽吞吐后期井一定程度上提高了采收率，取得了较好的效果，在一定程度上降低了热采蒸汽吞吐开发后期问题所带来的影响，但随着热化学辅助吞吐轮次增加，逐渐出现了新的问题和技术瓶颈，在热化学辅助吞吐后期进一步提高采收率难度更大。

由蒸汽吞吐转换为蒸汽驱是否具有经济效益，实施过程中可能存在的生产问题和针对这些可能存在的问题的具体预防措施，做到真正的实现效益开发，是浅薄层稠油转换开发方式的主要论证目标。

本发明的目的是提供一种浅薄层油藏数值模拟模型建立方法及转蒸汽驱的方法，用于改善高周期吞吐后期稠油油藏开发效果，减缓浅薄层稠油递减。

本发明为解决上述技术问题而提供的一种浅薄层油藏数值模拟模型建立方法及转蒸汽驱的方法，如图1所述，包括如下步骤：

1)通过储集层精确细化对比研究和油藏精细描述，恢复构造储集层，开展沉积微相研究，建立地质模型和油藏数值模拟模型。

2)通过与生产数据历史拟合，对油藏数值模拟模型进行优化，然后得到蒸汽吞吐后“三场”(含油饱和度、油层压力和油层温度)分布特征及剩余油分布的规律。

3)结合剩余油分布，优选工区，开展转蒸汽驱采油注入采出参数确定设计。

步骤1)通过选取标准对比井和标志对比层开展细化对比，统一全区分层界限，在此基础上恢复构造、开展储集层砂体展布规律研究和沉积微相研究，为地质建模提供可靠的依据。在地质建模的基础上导入油藏流体参数等基础数据，建立油藏数值模拟模型。

a.通过选取一级标准层、二级标准层、三级标志层选取标准井；确定纵横连井剖面；采用旋回对比、分级控制原则开展细分对比通过；确定沉积微相特征及模式，沉积区域的岩电特征通过单井相、剖面相分析，确定沉积微相展布特征。

b.建立黑油模型油藏数值模型、平面网格及模拟层的划分、地质模型建立、油藏模型的初始化建立油藏数值模拟模型。

步骤2)与生产数据历史拟合，修正油藏数值模型，保证模型精度。

a.确定油藏工作制度及参数可调范围。

b.对历史拟合指标与拟合结果分析。

c.确定符合油藏条件的油藏数值模拟模型。

步骤3)转蒸汽驱注采参数确定。

a.蒸汽吞吐和蒸汽驱的经济政策界限研究。

b.试验井组的选择及井网井距的优化、转蒸汽驱开采的油藏条件分析。

c.蒸汽驱不同井网条件下注汽干度、注汽速度、注汽温度、注汽强度等注采参数的优化。

本发明还包括：1、通过油藏数值模拟方法论证浅薄层稠油油藏的开发模式及注入采出量。

(1)开发方式：基于建立的数值模拟模型，对继续蒸汽吞吐开发和转化为蒸汽驱开发两种方式进行对比论证；

(2)井组选择及井网井距优化：在原有井网基础上优选剩余油潜力大，不受边水、汽窜、井况等因素影响的区域，结合目前井网井距，确定五点法井网和九点法井网两种井网形式；

(3)论证反九点法井网合理的注采参数：注汽干度、注汽温度、注汽速度、注汽方式和产液速度。其中注汽方式论证主要考虑抑制汽窜技术的优选，对比温和注汽、连续注汽、滞后开边井、间歇注汽和汽窜井限产，反九点法五种调整技术结果对比图如图2所示；

(4)论证五点法井网合理的注采参数(同反九点法井网)：注汽干度、注汽温度、注汽速度、注汽方式和产液速度；

(5)对比反九点法井网和五点法井网生产效果，确定合理的井网形式和注采参数。

2、最佳注入采出量确定。通过模拟区模拟生产情况，对浅薄层稠油的井网井距、蒸汽驱注采参数进行了优化和评价，结果表明：实施间歇汽驱是治理汽窜的最佳技术对策。

结合数模和矿场经验确定间歇汽驱的注汽周期为注30天停30天；注汽速度反九点法井网最佳定为140t/d，反五点法井网最佳为80t/d。蒸汽驱干度最优为井口70％，蒸汽驱温度最优为280℃。同时单井要保证有一定的排液能力，保证蒸汽驱开采过程的减压开采。不同蒸汽驱井组下蒸汽驱注入采出量下提高采收率情况如表1所示。

表1不同蒸汽驱井组下阶段采出程度对比表

以上给出了本发明涉及的具体实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。在本发明给出的思路下，采用对本领域技术人员而言容易想到的方式对上述实施例中的技术手段进行变换、替换、修改，并且起到的作用与本发明中的相应技术手段基本相同、实现的发明目的也基本相同，这样形成的技术方案是对上述实施例进行微调形成的，这种技术方案仍落入本发明的保护范围内。