本發(fā)明涉及一種雙水平井蒸汽輔助重力泄油注采井縱向位置的優(yōu)化方法，屬于油氣田開發(fā)
技術領域：
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背景技術：
：：雙水平井蒸汽輔助重力泄油是開發(fā)油砂資源的重要技術手段。該技術采用上部水平井注汽，下部水平井采油的方式，使受熱后可流動的瀝青依靠重力作用流至下部水平井而被采出。兩口水平井之間的縱向距離一般在5m左右，而二者在儲層中的縱向位置將對蒸汽輔助重力泄油的開發(fā)效果產生重要影響。一方面，下部水平生產井的位置決定蒸汽輔助重力泄油技術的可采儲量(ExploitableBitumenInPlace，EBIP)的計算(EBIP儲量計算底面以水平生產井所在平面為基準)；另一方面，雙水平井縱向位置對儲層底部構造波動起伏的適應性將直接影響開發(fā)效果指標。目前，針對雙水平井蒸汽輔助重力泄油注采井縱向位置的優(yōu)化鮮有系統(tǒng)研究。在生產實踐中主要采用經驗認識，考慮鉆井過程中鉆遇油層底部非儲層的風險，將下部水平生產井布于儲層底部之上3m至5m。缺乏對合理注采井對縱向位置的定量表征和優(yōu)化。技術實現(xiàn)要素：針對上述問題，本發(fā)明的目的是提供一種雙水平井蒸汽輔助重力泄油注采井縱向位置的優(yōu)化方法。為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用以下技術方案：一種雙水平井蒸汽輔助重力泄油注采井縱向位置的優(yōu)化方法，包括以下步驟：1)對儲層底部構造進行簡化，將實際上起伏不平的儲層底部構造簡化為呈倒置的等腰三角形的規(guī)則構造；2)建立儲層底部構造的斜度表征參數(shù)；3)引入靜態(tài)描述參數(shù)：無因次水平井有效長度L'；4)引用雙水平井蒸汽輔助重力泄油過程的三個動態(tài)指標描述參數(shù)，分別是無因次累產油量N'、無因次高峰日產油量Q'和無因次累積汽油比cSOR'；5)利用油藏數(shù)值模擬方法，得到儲層不同底部傾斜程度條件下，注采井處于不同縱向位置時的油藏數(shù)值模型的運算結果，統(tǒng)計注采井處于不同縱向位置條件下的水平井總長度、水平井有效長度、控制及動用儲量、未控制及未動用儲量、水平生產井所控制的可采儲量的厚度；并統(tǒng)計高峰產油、累產油、累計汽油比，繪制注采井不同縱向位置條件下無因次水平井長與未控制儲量比例和水平井控制的可采儲量厚度的關系曲線，以及無因次水平井長與三個動態(tài)指標描述參數(shù)的關系曲線；6)基于無因次水平井長與三個動態(tài)指標描述參數(shù)的關系曲線，選取累產油量最大、高峰產油量最大、累積汽油比較低時方案所對應的水平井長度作為最優(yōu)水平井長度，進而利用無因次水平井長與水平井控制的可采儲量厚度的關系曲線確定最優(yōu)水平井長度條件下的可采儲量厚度HEBIP-Well-optimal，由HEBIP-Well-Max與HEBIP-Well-optimal相減即得到水平生產井距儲層底部的最優(yōu)距離，即最優(yōu)縱向位置；其中，HEBIP-Well-Max表示布井區(qū)域范圍內距儲層底部最近的最大水平井長度所對應的可采儲量的厚度。步驟2)中建立的儲層底部構造的斜度表征參數(shù)包括儲層底部夾角θ和儲層底部傾斜因子λ，其中：式中，LR表示布井區(qū)域范圍內的儲層長度；HR表示布井區(qū)域范圍內的儲層厚度；LWell-Max表示布井區(qū)域范圍內距儲層底部最近的最大水平井長度，其中LR＝LWell-Max；HEBIP-Well-Max表示上述最大水平井長度對應的可采儲量的厚度；步驟3)中的無因次水平井有效長度L'的定義式如下：式中，L(Well-valid)i表示注采井縱向位置i方案條件下的水平井有效長度；LWell-Max表示布井區(qū)域范圍內最大水平井長度；LWell-total表示水平井總長度。步驟4)中的無因次累產油量N'、無因次高峰日產油量Q'和無因次累積汽油比cSOR'的定義式如下：式中，Ni、Qi、cSORi分別表示注采井縱向位置i方案條件下的累產油量、高峰日產油量、累積汽油比；NMax、QMax、cSORMax分別表示全部注采井縱向位置方案中的最大累產油量、高峰日產油量、累積汽油比。本發(fā)明由于采取以上技術方案，其具有以下優(yōu)點：本發(fā)明針對注采井縱向位置優(yōu)化需考慮的核心參數(shù)(即水平井有效長度和EBIP厚度)，同時對不同儲層底部構造幅度進行抽提和簡化，得到不同儲層底部構造幅度條件下水平井縱向位置與未動用儲量、動用儲量、EBIP厚度以及雙水平井蒸汽輔助重力泄油開發(fā)指標(高峰產油、累產油、累積汽油比)的相關關系及系列圖版，以指導井位縱向位置優(yōu)化。附圖說明圖1是對儲層底部構造進行簡化的示意圖，其中左側為儲層的實際地質模型示意圖，右側是儲層對底部構造進行簡化后的示意圖；圖2是儲層構造的參數(shù)示意圖；圖3是水平井不同縱向位置相關描述參數(shù)示意圖，其中圖(a)表示水平生產井上方不存在未控制儲量區(qū)域的情況，圖(b)表示水平生產井上方存在未控制儲量區(qū)域的情況；圖4是三個具有相同油藏物性、不同底部傾斜因子的儲層模型，其中，圖(a)表示底部傾斜因子λ＝0.8的儲層模型，圖(b)表示底部傾斜因子λ＝0.72的儲層模型；圖(c)表示底部傾斜因子λ＝0.64的儲層模型；圖5是具體實施例中的對應方案中注采井不同位置及控制儲量和未控制儲量示意圖，其中，圖(a)表示具體實施例a方案中注采井的位置、控制儲量和未控制儲量示意圖，圖(b)表示具體實施例b方案中注采井的位置、控制儲量和未控制儲量示意圖，圖(c)表示具體實施例c方案中注采井的位置、控制儲量和未控制儲量示意圖，圖(d)表示具體實施例d方案中注采井的位置、控制儲量和未控制儲量示意圖，圖(e)表示具體實施例e方案中注采井的位置、控制儲量和未控制儲量示意圖；圖6是λ＝0.64條件下無因次水平井有效長度與未控制儲量比例及EBIP厚度的相關關系圖；圖7是λ＝0.64條件下無因次水平井有效長度與動態(tài)指標描述參數(shù)的相關關系圖；圖8是三種底部傾斜因子條件下無因次水平井有效長度與無因次累產油量的相關關系圖版；圖9是三種底部傾斜因子條件下無因次水平井有效長度與無因次高峰日產油量的相關關系圖版；圖10是三種底部傾斜因子條件下無因次水平井有效長度與無因次累積汽油比的相關關系圖版。具體實施方式下面結合附圖和實施例對本發(fā)明進行詳細的描述。本發(fā)明提出了一種雙水平井蒸汽輔助重力泄油注采井縱向位置的優(yōu)化方法，該方法包括以下步驟：1)對儲層底部構造進行簡化，將實際上起伏不平的儲層底部構造簡化為呈倒置的等腰三角形的規(guī)則構造(如圖1所示)。2)建立儲層底部構造的斜度表征參數(shù)，具體地，可利用下述兩個參數(shù)對儲層底部構造的斜度進行表征(如圖2所示)：①儲層底部夾角θ：式中，LR表示布井區(qū)域范圍內的儲層長度；HR表示布井區(qū)域范圍內的儲層厚度；LWell-Max表示布井區(qū)域范圍內距儲層底部最近的最大水平井長度，其中LR＝LWell-Max；HEBIP-Well-Max表示上述最大水平井長度對應的可采儲量的厚度。②油儲層部傾斜因子λ：λ的值越小，代表油儲層部傾斜程度越大。3)引入靜態(tài)描述參數(shù)：無因次水平井有效長度L'：式中，L(Well-valid)i表示注采井縱向位置i方案條件下的水平井有效長度；LWell-Max表示布井區(qū)域范圍內最大水平井長度；LWell-total表示水平井總長度。圖3為水平井不同縱向位置相關描述參數(shù)示意圖，如圖所示，水平井有效長度指實際鉆入儲層的水平井長度，HI-P為水平注汽井和水平生產井之間的距離；HEBIP為水平生產井所控制的EBIP(可采儲量)厚度。在圖3(1)中，區(qū)域①為水平生產井上方的控制儲量區(qū)域；區(qū)域②為水平生產井下方的未控制儲量區(qū)域。圖3(2)中，區(qū)域③為水平生產井有效長度上方的未控制儲量區(qū)域。對于雙水平井蒸汽輔助重力泄油技術，水平生產井有效長度范圍內且位于水平生產井上方的儲量為水平生產井能夠控制的儲量；水平生產井下方以及水平生產井有效長度范圍之外的儲量為未控制的儲量。4)引用雙水平井蒸汽輔助重力泄油過程的三個動態(tài)指標描述參數(shù)，分別是無因次累產油量N'、無因次高峰日產油量Q'和無因次累積汽油比cSOR'：式中，Ni、Qi、cSORi分別表示注采井縱向位置i方案條件下的累產油量、高峰日產油量、累積汽油比；NMax、QMax、cSORMax分別表示全部注采井縱向位置方案中的最大累產油量、高峰日產油量、累積汽油比。5)利用油藏數(shù)值模擬方法，得到儲層不同底部傾斜程度條件下，注采井處于不同縱向位置時的油藏數(shù)值模型的運算結果，統(tǒng)計注采井處于不同縱向位置條件下的相關描述參數(shù)，如水平井總長度、水平井有效長度、控制及動用儲量、未控制及未動用儲量、水平生產井所控制的可采儲量的厚度；并統(tǒng)計相關開發(fā)指標，如高峰產油、累產油、累計汽油比，繪制注采井不同縱向位置條件下無因次水平井長與未控制儲量比例和水平井控制的EBIP厚度的關系曲線，以及無因次水平井長與三個動態(tài)指標描述參數(shù)(無因次累產油量、無因次高峰日產油量和無因次累積汽油比)的關系曲線。6)基于無因次水平井長與三個動態(tài)指標描述參數(shù)的關系曲線，選取累產油量最大、高峰產油量最大、累積汽油比較低時方案所對應的水平井長度作為最優(yōu)水平井長度，進而利用無因次水平井長與水平井控制的EBIP厚度的關系曲線確定最優(yōu)水平井長度條件下的EBIP厚度HEBIP-Well-optimal，由HEBIP-Well-Max與HEBIP-Well-optimal相減即得到水平生產井距儲層底部的最優(yōu)距離，即最優(yōu)縱向位置。下面通過一具體實施例來說明本發(fā)明的技術效果：如圖4所示，以具有相同油藏物性、不同底部傾斜因子的三個油藏機理模型為例，注采井不同縱向位置條件下的相關描述參數(shù)如表1所示。表1注采井不同縱向位置相關描述參數(shù)統(tǒng)計表圖5顯示的是對應方案中注采井不同位置及控制儲量和未控制儲量示意圖；圖6為λ＝0.64條件下無因次水平井有效長度與未控制儲量比例、EBIP厚度的相關關系圖，圖7為λ＝0.64條件下無因次水平井有效長度與動態(tài)指標描述參數(shù)的相關關系圖。圖8、圖9和圖10分別為三種底部傾斜因子條件下無因次水平井有效長度與無因次累產油量、無因次高峰日產油量和無因次累積汽油比的相關關系圖版。利用這些圖版，即可預測底部傾斜因子在0.64至0.8范圍內，無因次開發(fā)指標隨無因次水平井有效長度的變化關系。由圖7可知，最大累產油量和最大高峰產油量對應的無因次水平井有效長度為0.7647，在圖6中對應EBIP厚度為12m。再由水平井總長度(850m)和儲層厚度(25m)可得，最優(yōu)水平生產井有效長度為650m，最優(yōu)水平生產井所控制的EBIP厚度為12m，距儲層底部13m。上述各實施例僅用于說明本發(fā)明，其中方法的實施步驟等都是可以有所變化的，凡是在本發(fā)明技術方案的基礎上進行的等同變換和改進，均不應排除在本發(fā)明的保護范圍之外。當前第1頁1 2 3 當前第1頁1 2 3