低渗透油藏CO2驱效果评价指标确定方法与流程

低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法
技术领域
1.本发明涉及油田开发效果评价领域，具体涉及一种低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法。


背景技术：

2.co2驱油技术是指将co2注入油层保持地层压力，驱替原油到油井，并借助co2自身特性提高原油采收率的技术。与水介质相比，co2具有黏度小、萃取能力强、注入能力强等诸多优势，同时，因为可以起到co2封存作用，该技术越来越受到重视。我国早在20世纪60年代就在大庆油田开展了注气提高采收率的室内研究和矿场试验，后陆续在吐哈葡北油田、江苏草舍油田以及吉林、胜利等油田开展先导试验。近十年来，我国大力发展co2驱提高采收率技术，特别是低渗透油藏co2驱技术，初步形成了配套理论和技术，并在扩大化试验应用中取得了显著效果。与此同时，由于我国在注co2提高釆收率方面还处于初期阶段，有关co2开发效果评价方面的研究尚不多，因此研究co2开发效果的评价指标体系，对改善后续注co2油藏开发效果的技术对策具有重要的指导意义。
3.在申请号：cn201811043315.9的中国专利申请中，涉及到一种co2驱油技术效果的评价方法及装置，其中该方法包括：根据母油田区块各量化参数的水平值和母油田区块各量化参数之间的关系，选取母油田区块co2驱油技术的试验方案；获得试验方案的相对提高采出程度比；建立母油田区块相对提高采出程度比与母油田区块各量化参数之间的关系；根据母油田区块相对提高采出程度比与母油田区块各量化参数之间的关系，对目标油田区块co2驱油技术效果进行评价。
4.在申请号：cn201710610221.4的中国专利申请中，涉及到一种适合二氧化碳混相驱的致密油藏的筛选方法。该方法包括：获取候选油藏的地质参数，所述地质参数包括地层压力与二氧化碳混相压力之比，以及空气渗透率；基于所述地质参数，判断所述候选油藏是否适合二氧化碳混相驱：地层压力与二氧化碳混相压力之比≥1.0，且空气渗透率≥0.5md，判断候选油藏适合二氧化碳混相驱；否则，判断候选油藏不适合二氧化碳混相驱。
5.在申请号：cn201910247414.7的中国专利申请中，涉及到一种基于正交设计多指标气水交替驱注采参数优化方法，包括：步骤1，利用正交设计生成多个气水交替驱方案；步骤2，把生成的方案进行模拟计算；步骤3，输出各个方案模拟结果指标；步骤4，对指标结果做无因次处理；步骤5，赋予不同指标权重，建立无因次指标结果与多目标综合因子dk的函数关系，根据dk进行计算每个水平对应指标均值的最大值f；步骤6，根据f值大小，确定每一因素下最优水平组合。
6.以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们发明了一种新的低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法。


技术实现要素：

7.本发明的目的是提供一种建立反映co2驱效果特征的关键动态指标参数组合，作
为形成支撑气驱效果评价的基础的低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法。
8.本发明的目的可通过如下技术措施来实现：低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法，该低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法包括：
9.步骤1，划分co2驱开发阶段；
10.步骤2，进行co2驱开发效果影响因素分析；
11.步骤3，确定co2驱效果评价关键参数及计算方法；
12.步骤4，形成不同阶段开发效果评价指标组合。
13.本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
14.在步骤1中，基于co2驱的作用机制、渗流过程及采油井生产动态特征，结合co2驱实践经验，将co2驱划分为五个开发阶段。
15.在步骤1中，将co2驱划分的五个开发阶段为：
16.气驱初期：刚开始注气，油井未见气、未见效，压力升高0.5mpa以上或0.5 倍流压；
17.气驱早期：气驱前缘未过井距之半，但产量、压力有变化；
18.气驱中早期：气驱前缘过井距之半，产量明显上升，未见气；
19.气驱中期：见气，产出气体地下主要为溶解态产出；
20.气驱后期：见气，产量持续下降，气体主要为游离态产出。
21.在步骤2中，根据典型低渗透滩坝砂油藏的相关参数设计了理论模型，对co2驱开发效果影响的地质、流体、开发这些因素进行了分析，评价了各因素对不同阶段气驱效果的影响过程、影响规律和影响程度，为开发效果评价指标的选取提供指导。
22.在步骤3中，围绕开发效果，兼顾机制和过程，筛选了具有作用机制内涵的评价指标4项、反映渗流过程特征的评价指标2项、体现生产动态差异的评价指标4项，构建了co2驱开发效果评价核心指标体系。
23.在步骤3中，co2驱效果评价关键参数包括：基于作用机制的co2驱效果评价指标、基于渗流过程的co2驱效果评价指标和基于产出动态的co2驱效果评价指标。
24.在步骤3中，基于作用机制的co2驱效果评价指标包括：
25.(1)混相程度：注气阶段平均地层压力与最小混相压力的比值，从压力作用的角度，建立了混相程度与采收率压力校正系数的关系模型；
[0026][0027]
式中：
[0028]
p-平均地层压力，mpa
[0029]
mmp-最小混相压力，mpa；
[0030]
(2)基准压力梯度：井间平均压力梯度与混相驱突破时井间平均压力梯度比值，从有效驱替角度，提出了基准压力梯度的概念，建立了基准压力梯度的理论表达式：
[0031]
[0032][0033]
式中：
[0034]-井间平均压力梯度,mpa/m
[0035]-单位质注采速度下基准压力梯度，mpa
·
d/(m
·
t)
[0036]q1-注气速度，t/d
[0037]q2-产液速度，t/d
[0038]
μ
o-油粘度,mpa.s
[0039]
k-地层渗透率，md
[0040]
h-地层有效厚度，m；
[0041]
(3)基准注采比：地下注采平衡时，地下体积注气量与地下采出流体体积量的比值，从注采对应角度，提出了基准注采比的概念，衡量注气有效比例；
[0042]
一方面考察基准注采比的数值，另一方面，考察基准注采比与油藏压力的相关性；
[0043][0044][0045][0046]
式中:
[0047]ri/p-基准注采比，m3/m3[0048]-月注采比，t/t
[0049]-阶段注采比，t/t
[0050]-月注气量，t
[0051]qw-月产水量，m3[0052]qo-月产油量，t
[0053]-阶段注气量，t
[0054]-阶段产水量，m3[0055]-阶段产油量，t；
[0056]
(4)混相系数：压力大于混相压力储层体积占储层总体积的比例；
[0057][0058]
式中：
[0059]mp-以地层压力为判断标准的混相比例，％
[0060]-地层压力大于混相压力的孔隙体积，m3[0061]
v-区块总孔隙体积，m3。
[0062]
在步骤3中，基于渗流过程的co2驱效果评价指标包括：
[0063]
(1)气体体积波及系数：含气饱和度大于1％且co2气相摩尔分数大于2倍初值，或者co2油相摩尔分数大于2倍初值区域所占的体积比例；
[0064][0065]
式中：
[0066]ev-气体体积波及系数
[0067]vg-含气饱和度大于1％且co2气相摩尔分数大于2倍初值，
[0068]
或者co2油相摩尔分数大于2倍初值区域体积，m3[0069]
v-区块体积，m3；
[0070]
(2)驱指数：评价气驱阶段单位产油量对应的存气量，反映阶段气体驱替状况；
[0071][0072]
式中：
[0073]-气驱指数，t/t
[0074]-注入气，t
[0075]qpg-产出气，t
[0076]qo-采油量，t。
[0077]
在步骤3中，基于产出动态的co2驱效果评价指标包括：
[0078]
(1)产能放大系数指标：气驱后月产量与气驱初期月产量比值，评价气驱过程中的受效情况
[0079][0080]
式中：
[0081]iq-产能放大系数，f
[0082]qo-月产量，t
[0083]q1o-初期月产量，t
[0084]
(2)累油换油率：注气后阶段累产油与累注气的比值
[0085][0086]
式中：
[0087]fo-累油换油率，t/t
[0088]
∑q
o-井组累积产油量，t
[0089]-井组累积注气量，t；
[0090]
(3)存气率：注入co2在油藏中埋存的比例或者百分数；
[0091][0092]
式中：
[0093]
g-存气率，％
[0094]-co2注入体积，m3[0095]-co2产出体积，m3；
[0096]
(4)阶段采出程度：阶段累积采油量占地质储量的百分数；
[0097][0098]
式中：
[0099]rsta-阶段采出程度，％
[0100]
∑q
o-阶段累积采油量，t
[0101]np-地质储量，t。
[0102]
在步骤4中，针对不同开发阶段开发动态、评价需求及指标可获取程度，根据co2驱划分的五个开发阶段，建立了一一对应的开发效果评价关键指标。
[0103]
在步骤4中，开发效果评价关键指标包括：气驱初期2个评价指标：混相程度、产能放大系数，气驱早期再增加基准压力梯度、混相系数、阶段采出程度，共5指标；气驱中早期再增加co2体积波及系数、气驱指数、换油率，共8指标；气驱中期和后期再增加基准注采比、存气率，共10指标。
[0104]
本发明的低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法，形成co2驱效果评价指标体系，从宏观过程评价的角度，根据co2驱作用机制和渗流过程规律，筛选效果评价的关键指标，包含压力和混相相关评价指标、动用和波及相关评价指标、关键开发动态评价指标等，适合不同条件、不同阶段下气驱效果评价，为气驱效果评价方法建立奠定基础。
[0105]
该方法分析co2驱效果与co2驱动态的关联，筛选影响和控制co2驱动态特征和开发
效果的指标参数，划分不同阶段，建立反映co2驱效果特征的关键动态指标参数组合，作为形成支撑气驱效果评价的基础。
附图说明
[0106]
图1为本发明的低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法的一具体实施例的流程图；
[0107]
图2为本发明的一具体实施例中co2驱开发阶段划分结果的示意图；
[0108]
图3本发明的一具体实施例中co2驱开发效果影响因素分析的示意图。
具体实施方式
[0109]
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出实例，作详细说明如下。
[0110]
本发明的低渗透油藏co2驱效果评价指标确定方法包括了一下步骤：
[0111]
步骤1，co2驱开发阶段划分。co2驱过程中，不同开发阶段开发态势变化较大且评价目的不同，需要针对不同开发阶段采用不同指标进行评价。基于co2驱的作用机制、渗流过程及采油井生产动态特征，结合co2驱实践经验，将co2驱划分为五个开发阶段。气驱初期：刚开始注气，油井未见气、未见效，压力升高0.5mpa以上或0.5倍流压；气驱早期：气驱前缘未过井距之半，但产量、压力有变化；气驱中早期：气驱前缘过井距之半，产量明显上升，未见气；气驱中期：见气，产出气体地下主要为溶解态产出；气驱后期：见气，产量持续下降，气体主要为游离态产出(图2)。
[0112]
步骤2，co2驱开发效果影响因素分析。根据典型低渗透滩坝砂油藏的相关参数设计了理论模型，对co2驱开发效果影响的地质、流体、开发等因素进行了分析，评价了各因素对不同阶段气驱效果的影响过程、影响规律和影响程度，为开发效果评价指标的选取提供指导(图3)。
[0113]
步骤3，co2驱效果评价关键参数及计算方法的确定。围绕开发效果，兼顾机制和过程，筛选了具有作用机制内涵的评价指标4项、反映渗流过程特征的评价指标2、体现生产动态差异的评价指标4项，构建了co2驱开发效果评价核心指标体系。
[0114]
1、基于作用机制的co2驱效果评价指标
[0115]
(1)混相程度：注气阶段平均地层压力与最小混相压力的比值，从压力作用的角度，建立了混相程度与采收率压力校正系数的关系模型。
[0116][0117]
式中：
[0118]
p-平均地层压力，mpa
[0119]
mmp-最小混相压力，mpa
[0120]
(2)基准压力梯度：井间平均压力梯度与混相驱突破时井间平均压力梯度比值，从有效驱替角度，提出了基准压力梯度的概念，建立了基准压力梯度的理论表达式。
[0121][0122][0123]
式中：
[0124]-井间平均压力梯度,mpa/m
[0125]-单位质注采速度下基准压力梯度，mpa
·
d/(m
·
t)
[0126]q1-注气速度，t/d
[0127]q2-产液速度，t/d
[0128]
μ
o-油粘度,mpa.s
[0129]
k-地层渗透率，md
[0130]
h-地层有效厚度，m
[0131]
(3)基准注采比：地下注采平衡时，地下体积注气量与地下采出流体体积量的比值，从注采对应角度，提出了基准注采比的概念，衡量注气有效比例。
[0132]
一方面考察基准注采比的数值，另一方面，考察基准注采比与油藏压力的相关性。
[0133][0134][0135][0136]
式中:
[0137]ri/p-基准注采比，m3/m3[0138]-月注采比，t/t
[0139]-阶段注采比，t/t
[0140]-月注气量，t
[0141]qw-月产水量，m3[0142]qo-月产油量，t
[0143]-阶段注气量，t
[0144]-阶段产水量，m3[0145]-阶段产油量，t
[0146]
(4)混相系数：压力大于混相压力储层体积占储层总体积的比例。
[0147][0148]
式中：
[0149]mp-以地层压力为判断标准的混相比例，％
[0150]-地层压力大于混相压力的孔隙体积，m3[0151]
v-区块总孔隙体积，m3[0152]
2、基于渗流过程的co2驱效果评价指标
[0153]
(1)气体体积波及系数：含气饱和度大于1％且co2气相摩尔分数大于2倍初值，或者co2油相摩尔分数大于2倍初值区域所占的体积比例。
[0154][0155]
式中：
[0156]ev-气体体积波及系数
[0157]vg-含气饱和度大于1％且co2气相摩尔分数大于2倍初值，
[0158]
或者co2油相摩尔分数大于2倍初值区域体积，m3[0159]
v-区块体积，m3[0160]
(2)气驱指数：评价气驱阶段单位产油量对应的存气量，反映阶段气体驱替状况。
[0161][0162]
式中：
[0163]-气驱指数，t/t
[0164]-注入气，t
[0165]qpg-产出气，t
[0166]qo-采油量，t
[0167]
3、基于产出动态的co2驱效果评价指标
[0168]
(1)产能放大系数指标：气驱后月产量与气驱初期月产量比值，评价气驱过程中的受效情况
[0169][0170]
式中：
[0171]iq-产能放大系数，f
[0172]qo-月产量，t
[0173]q1o-初期月产量，t
[0174]
(2)累油换油率：注气后阶段累产油与累注气的比值
[0175][0176]
式中：
[0177]fo-累油换油率，t/t
[0178]
∑q
o-井组累积产油量，t
[0179]-井组累积注气量，t
[0180]
(3)存气率：注入co2在油藏中埋存的比例或者百分数。
[0181][0182]
式中：
[0183]
g-存气率，％
[0184]-co2注入体积，m3[0185]-co2产出体积，m3[0186]
(4)阶段采出程度：阶段累积采油量占地质储量的百分数。
[0187][0188]
式中：
[0189]rsta-阶段采出程度，％
[0190]
∑q
o-阶段累积采油量，t
[0191]np-地质储量，t
[0192]
步骤4，形成不同阶段开发效果评价指标组合。针对不同开发阶段开发动态、评价需求及指标可获取程度，根据co2驱划分的五个开发阶段，建立了一一对应的开发效果评价关键指标。气驱初期2个评价指标：混相程度、产能放大系数，气驱早期再增加基准压力梯度、混相系数、阶段采出程度，共5指标；气驱中早期再增加co2体积波及系数、气驱指数、换油率，共8指标；气驱中期和后期再增加基准注采比、存气率，共10指标，如表1所示。
[0193]
表1 co2驱不同开发阶段开发效果评价指标体系表
[0194][0195][0196]
实施例1：
[0197]
在应用本发明的一具体实施例中，a区块含油面积4.1km2，石油地质储量247万吨，油藏埋深2800-3200米，渗透率4.7md，原油粘度1.59mpa
·
s。自2008 年1月开始注co2，注气时地层压力24.5mpa。
[0198]
1、开发阶段的划分，气驱初期(2008年1月-2008年2月)刚开始注气，油井未见气、未见效阶段，时间为注气1个月；气驱早期(2008年2月-2008年8月) 气驱前缘未过井距之半，但产量、压力有变化。单井注气阶段末气驱前缘基本已到达油井近井附近，包含气驱早期和气驱中早期。气窜时间最短83天，最长 463天。气驱中早期(2008年9月-2010年1月)气驱前缘过井距之半，产量明显上升，未见气。受单井注气阶段部分井距较小井影响，气油比有所上升但上升幅度不大，初步认定为气驱中早期。气驱中期(2010年2月-至今)见气，产出气体地下主要为溶解态产出。
[0199]
2、评价指标计算
[0200]
①
混相程度
[0201]
根据细管实验研究的结果可以确定，在地层温度126℃条件下，注入co2气与a区块地层原油发生多次接触混相的最小混相压力(mmp)为28.94mpa。
[0202]
通过对比注入井、采油井的井底流压及测试静压数据，可以确定目前地层压力处于24-25mpa，低于最小混相压力28.94mpa，属于近混相驱。该区块气驱初期混相程度0.5，气驱早期混相程度0.52，气驱中早期混相程度0.8，气驱中期混相程度0.65。
[0203]
②
基准压力梯度
[0204]
单井注气生产阶段为2008年1月至2009年6月，这一期间基准压力梯度低于理论值；井组注气阶段为2009年7月至2011年1月，这一期间基准压力梯度高于理论值；全区注气阶段基准压力梯度逐渐升高。该区块气驱早期基准压力梯度 0.003，气驱中早期基准压力梯度0.005，气驱中期基准压力梯度0.0045。
[0205]
③
基准注采比
[0206]
分析不同阶段下注采比情况，目前累积注采比约为1.01t/t，注气生产初期整体压力下降趋势明显，2011年区块整体注气开发后后压力趋于稳定。该区块气驱中早期注采比0.005，气驱中期注采比0.0045。
[0207]
④
混相系数
[0208]
通过计算该块气驱早期混相系数0.3，气驱中早期混相系数0.5，气驱中期混相系数0.3。
[0209]
⑤
气体体积波及系数
[0210]
通过对比产出气体组分中co2摩尔占比发现，截止到2020年全区南部以基本气窜，产出气基本为co2。该块气驱中早期气体体积波及系数0.2，气驱中期气体体积波及系数0.05。
[0211]
⑥
气驱指数：
[0212]
2013年至2016年产气数据误差较大，导致0.018pv-0.043pv区间内气驱指数偏大。该块气驱中早期气驱指数2.0，气驱中期气驱指数1.4。
[0213]
⑦
产能放大系数
[0214]
通过计算该块气驱初期产能放大系数为1，气驱早期产能放大系数为1.1，气驱中早期产能放大系数为0.5，气驱中期产能放大系数为0.3。
[0215]
⑧
换油率
[0216]
通过计算该块气驱中早期换油率为1，气驱中期换油率为0.65。
[0217]
⑨
存气率
[0218]
随着原油采出量的增加，生产气油比不断上升，co2则不断被排出，气油比越高，排出水量越大，地下存气率越来越小，阶段气驱油的效果变差。该块气驱中期存气率0.4。
[0219]
⑩
阶段采出程度
[0220]
通过计算该块气驱早期阶段采出程度0.7％，气驱中早期阶段采出程度2％，气驱中期阶段采出程度4％。
[0221]
在评价指标计算基础上对该块进行了评价及注采调控，目前该块共有生产井15口，注入井11口，累注co
2 28万吨，区块采出程度15％，中心井区采出程度17.7％，方案预测采收率26.1％。
[0222]
实施例2：
[0223]
在应用本发明的具体实施例2中，b区块含油面积0.94km2，石油地质储量32.6万吨，油藏中深3210米，渗透率1.2md，地下原油粘度4.42mpa
·
s，混相压力31.56mpa。自2013年7月开始注co2，共有生产井3口，注入井1口，co2累计注人2.0万吨，井组地层压力由14.2mpa恢复至33.7mpa，单井日油由2.2 吨/天上升至见效峰值的7.7吨/天。
[0224]
1、开发阶段的划分
[0225]
气驱初期、气驱早期(2013年7月-2015年12月),该井组初期、早期时间较长，主要是因为注气后油井关井恢复地层压力，油井开井即见效，因此将气驱初期、气驱早期进行了合并。气驱中早期(2016年1月-2017年2月),气驱前缘过井距之半，产量明显上升，未见气。气驱中期(2017年3月-至今),见气，气油比保持在500m3/m3以下，产出气体地下主要为溶解态产出。
[0226]
2、评价指标计算
[0227]
①
混相程度
[0228]
根据细管实验研究的结果可以确定该井组最小混相压力(mmp)为 28.94mpa。井组目前地层压力33.7mpa，属于混相驱。该区块气驱初期、中早期混相程度1.15，气驱中早期混相程度1.20，气驱中期混相程度1.16。
[0229]
②
基准压力梯度
[0230]
该区块气驱早期基准压力梯度0.006，气驱中早期基准压力梯度0.009，气驱中期基准压力梯度0.006。
[0231]
③
基准注采比
[0232]
该区块气驱中早期注采比0.8，气驱中期注采比0.5。
[0233]
④
混相系数
[0234]
通过计算该块气驱早期混相系数0.6，气驱中早期混相系数0.8，气驱中期混相系数0.8。
[0235]
⑤
气体体积波及系数
[0236]
该块气驱中早期气体体积波及系数0.5，气驱中期气体体积波及系数0.4。
[0237]
⑥
气驱指数：
[0238]
该块气驱中早期气驱指数2.0，气驱中期气驱指数1.4。
[0239]
⑦
产能放大系数
[0240]
通过计算该块气驱初期、早期产能放大系数为3，气驱中早期产能放大系数为2.0，气驱中期产能放大系数为1.5。
[0241]
⑧
换油率
[0242]
通过计算该块气驱中早期换油率为0.2，气驱中期换油率为0.35。
[0243]
⑨
存气率
[0244]
该块气驱中期存气率0.6。
[0245]
⑩
阶段采出程度
[0246]
通过计算该块气驱中期阶段采出程度3.1％。
[0247]
在评价指标计算基础上对该块进行了评价及注采调控，确保co2驱效果。
[0248]
实施例3：
[0249]
在应用本发明的具体实施例3中，c区块含油面积6.5km2，石油地质储量232 万吨，油藏中深3170米，渗透率0.5-1.4md，地下原油粘度1.59mpa
·
s。自2017 年11月开始注co2，共有生产井3口，注入井2口。
[0250]
1、开发阶段的划分，气驱初期(2017年11月-2018年1月)，注气初期，油井产量压力均未有变化。气驱早期(2018年12月-2020年7月)，油井压力开始上升，产量有所上升，但气驱前缘未过井距之半。气驱中早期(2020年8月-2021 年4月)，气驱前缘过井距之半，产量明
显上升，未见气。
[0251]
2、评价指标计算
[0252]
①
混相程度
[0253]
根据细管实验研究的结果可以确定该井组最小混相压力(mmp)为 30.9mpa。井组目前地层压力36.0mpa，属于混相驱。该区块气驱初期混相程度1.06、中早期混相程度1.15，中早期混相程度1.17。
[0254]
②
基准压力梯度
[0255]
该区块气驱初期基准压力梯度0.006，早期基准压力梯度0.008，气驱中早期基准压力梯度0.008。
[0256]
③
基准注采比
[0257]
该区块气驱中早期基准注采比0.4。
[0258]
④
混相系数
[0259]
通过计算该块气驱早期混相系数0.6，气驱中早期混相系数0.7，气驱中期混相系数0.7。
[0260]
⑤
气体体积波及系数
[0261]
该块气驱中早期气体体积波及系数0.5。
[0262]
⑥
气驱指数：
[0263]
该块气驱中早期气驱指数0.8，气驱中期气驱指数0.3。
[0264]
⑦
产能放大系数
[0265]
通过计算该块气驱初期、早期产能放大系数为1.2，气驱中早期产能放大系数为1.5。
[0266]
⑧
换油率
[0267]
通过计算该块气驱中早期换油率为0.25。
[0268]
⑨
存气率
[0269]
该块气驱中早期存气率1.0。
[0270]
⑩
阶段采出程度
[0271]
通过计算该块气驱中期阶段采出程度0.2％。
[0272]
在评价指标计算基础上对该块进行了评价及注采调控，确保co2驱效果。