本公開涉及稠油開發(fā)，具體涉及一種超薄層普通稠油油藏衰竭式開發(fā)產(chǎn)能預(yù)測方法。

背景技術(shù)：

1、本節(jié)中的陳述只提供與本公開有關(guān)的背景信息并且不構(gòu)成現(xiàn)有技術(shù)。

2、稠油一般是指黏度較高的原油，我國石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，在原始油藏溫度下脫氣原油黏度在100-10000mpa·s或者在15.6℃及大氣壓下密度為934-1000kg/m3的原油，包括重質(zhì)油、高黏油、油砂、天然瀝青和油頁巖等。隨著常規(guī)原油開發(fā)受到儲量增長的限制，稠油開發(fā)對彌補常規(guī)原油產(chǎn)量不足起著越來越重要的作用。

3、表1中國的稠油分類標(biāo)準(zhǔn)

4、

5、根據(jù)我國現(xiàn)行中國的稠油分類標(biāo)準(zhǔn)(見表1)，以黏度作為主要指標(biāo)，密度作為輔助指標(biāo)將稠油分為四類，普通稠油中的二類和特稠油、超稠油進(jìn)行熱采開發(fā)。熱采技術(shù)包括蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)技術(shù)。

6、蒸汽吞吐是周期性地向油井中注入一定量的蒸汽，通過燜井，然后開井產(chǎn)油的一種開采方式。蒸汽吞吐技術(shù)適合井間連通性差、原油粘度過高、含瀝青質(zhì)及不適合蒸汽驅(qū)的油藏。由于蒸汽吞吐開采是單井作業(yè)，依靠天然能量開采，只能采出各油井附近油層中的原油，井間留有大量的死油區(qū)，一般采收率只有10％～20％。隨著注蒸汽技術(shù)的發(fā)展，不再把蒸汽吞吐作為一個重要階段，而只是把它作為蒸汽驅(qū)過程中的一個重要輔助措施。適合蒸汽吞吐的稠油油藏，其篩選條件包括油藏埋深、原油黏度、油層總有效厚度、油層凈總厚度比、儲量系數(shù)等，表2是中國蒸汽吞吐稠油油藏篩選的基本原則。

7、表2中國稠油蒸汽吞吐開采篩選標(biāo)準(zhǔn)

8、

9、注：原油黏度指的是油層溫度下脫氣原油的黏度。

10、蒸汽驅(qū)是由注入井連續(xù)向油層注入高溫濕蒸汽，加熱并驅(qū)替原油，由生產(chǎn)井采出的開采方式。蒸汽驅(qū)技術(shù)適合于高粘度、低相對密度淺層油藏，原油粘度小于50000mpa·s，深度小于1600m，油藏剩余油飽和度較高，地質(zhì)結(jié)構(gòu)簡單。注入井與生產(chǎn)井的井距比一般井距小為100～150m。從20世紀(jì)70年代開始，世界上注蒸汽開發(fā)產(chǎn)量一直在不斷上升，在整個熱采eor產(chǎn)量中占60％以上。適宜蒸汽驅(qū)的稠油油藏受到油藏深度、砂巖厚度、油層凈總比、孔隙度、滲透率、含油飽和度及平面連通性的制約。表3是國內(nèi)外稠油油藏蒸汽驅(qū)篩選的原則。

11、表3國內(nèi)外稠油油藏蒸汽驅(qū)篩選的原則

12、

13、

14、根據(jù)我國現(xiàn)行的蒸汽吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)，適應(yīng)蒸汽吞吐開發(fā)的稠油油藏有效厚度應(yīng)大于5m，有效厚度低于5m無法采用蒸汽吞吐方式進(jìn)行開發(fā)；根據(jù)國內(nèi)外現(xiàn)行的蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)，適應(yīng)蒸汽驅(qū)開發(fā)的稠油油藏有效厚度應(yīng)大于6m，有效厚度低于6m無法采用蒸汽驅(qū)方式進(jìn)行開發(fā)。

15、根據(jù)國內(nèi)外稠油開發(fā)經(jīng)驗，目標(biāo)區(qū)稠油油藏在原始油藏溫度下脫氣平均原油黏度為250mpa.s，應(yīng)采用熱采開發(fā)。但目標(biāo)區(qū)平均有效厚度為3.5m，屬于超薄層普通稠油油藏，處于熱采開發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)下限，因此為降低開發(fā)成本只能進(jìn)行衰竭式開采。

16、但目前國內(nèi)外沒有針對超薄層稠油油藏衰竭式開發(fā)的經(jīng)驗可以借鑒，沒有針對超薄層稠油油藏衰竭式開發(fā)產(chǎn)能預(yù)測方法，超薄層普通稠油油藏衰竭式開發(fā)過程中，原油黏度較高，流動性較差，采用常規(guī)數(shù)值模擬產(chǎn)能預(yù)測方法無法準(zhǔn)確模擬原油在油層中真實的滲流特征規(guī)律，因此無法準(zhǔn)確的對超薄層稠油油藏衰竭式開發(fā)產(chǎn)能預(yù)測方法進(jìn)行預(yù)測。

17、需要說明的是，在上述背景技術(shù)部分公開的信息僅用于加強(qiáng)對本公開的背景的理解，因此可以包含不構(gòu)成現(xiàn)有技術(shù)的信息。

技術(shù)實現(xiàn)思路

1、鑒于以上技術(shù)問題中的至少一項，本公開提供一種超薄層普通稠油油藏衰竭式開發(fā)產(chǎn)能預(yù)測方法，解決了沒有針對超薄層稠油油藏衰竭式開發(fā)產(chǎn)能預(yù)測方法，不能準(zhǔn)確指導(dǎo)該類稠油油藏衰竭式開發(fā)的問題。

2、為實現(xiàn)上述發(fā)明目的，所述的一種超薄層普通稠油油藏衰竭式開發(fā)產(chǎn)能預(yù)測方法，其特征在于，包括：

3、對目標(biāo)稠油油藏原油進(jìn)行組分相態(tài)模擬，將所述原油劈分成輕質(zhì)、中質(zhì)及重質(zhì)三個原油擬組分并確定相應(yīng)的參數(shù)數(shù)據(jù)；

4、建立目標(biāo)區(qū)三維地質(zhì)模型；

5、利用所述參數(shù)數(shù)據(jù)及所述三維地質(zhì)模型進(jìn)行衰竭式開發(fā)數(shù)值模擬運算，得出產(chǎn)油量及產(chǎn)出原油組分隨時間變化數(shù)據(jù)；

6、計算經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量；

7、當(dāng)衰竭式開發(fā)日產(chǎn)油量降低到經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量時生產(chǎn)停止，根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，得到所述稠油油藏衰竭式開發(fā)的經(jīng)濟(jì)有效期、經(jīng)濟(jì)有效期內(nèi)的產(chǎn)油量及采收率。

8、在本公開及可能的實施例中，進(jìn)行所述組分相態(tài)模擬時，在進(jìn)料中輸入所述目標(biāo)稠油油藏油樣分子量、密度、沸點及黏溫曲線參數(shù)數(shù)據(jù)，得出三個原油擬組分的摩爾百分?jǐn)?shù)、分子量、臨界壓力、臨界溫度及黏溫曲線參數(shù)數(shù)據(jù)。

9、在本公開及可能的實施例中，進(jìn)行所述組分相態(tài)模擬時，將所述輕質(zhì)原油組分定義為c9h20，分子量為0.128259kg/gmole，臨界壓力為2310kpa，臨界溫度為321.45℃；將所述中質(zhì)原油擬普通稠油，組分定義為c15h32，分子量為0.212421kg/gmole，臨界壓力為1520kpa，臨界溫度為433.85℃；將所述重質(zhì)原油擬超稠油，組分定義為c20h42，分子量為0.282556kg/gmole，臨界壓力為1115kpa，臨界溫度為493.85℃。

10、在本公開及可能的實施例中，進(jìn)行所述組分相態(tài)模擬時，將初始k值與組分臨界溫度、臨界壓力的關(guān)系式定義為：

11、lnki＝5.37(1+wi)(1-tci/t)+ln(pci/p)；

12、其中，ki為組分i的平衡常數(shù)；wi為組分i的偏心因子；tci為組分i的臨界溫度，℃；t為溫度，℃；pci為組分i的臨界壓力；p為壓力，kpa；以及/或，

13、在計算擬組分之間的相互影響關(guān)系時，將相互影響系數(shù)與組分臨界體積關(guān)系定義為：

14、δij＝[(2vci1/6vcj1/6)/(vci1/3+vcj1/3)]θ；

15、其中，δij為擬組分之間的影響系數(shù)；vci為組分i的臨界體積；vcj為組分j的臨界體積，v3；θ為烴類相互影響系數(shù)指數(shù)；以及/或，

16、在計算各擬組分的黏溫曲線時，將擬組分與原始油樣黏度關(guān)系定義為：

17、

18、其中，μo為目標(biāo)稠油油藏油樣黏度，mpa.s；μoi為擬組分黏度，mpa.s；n為擬組分個數(shù)；以及/或，

19、使用cmg軟件的winprop模塊進(jìn)行所述組分相態(tài)模擬。

20、在本公開及可能的實施例中，使用petrel地質(zhì)建模軟件，建立所述目標(biāo)區(qū)的三維地質(zhì)模型；

21、所述地質(zhì)模型包括儲層屬性分布、儲層孔隙度、滲透率、含油飽和度及凈毛比模型；

22、利用已完鉆井的地質(zhì)、測井及地震資料參數(shù)，結(jié)合區(qū)域沉積特征，經(jīng)過數(shù)據(jù)離散化，采用kriging確定性建模方法進(jìn)行內(nèi)部插值，形成儲層屬性分布模型及建立儲層孔隙度、滲透率和含油飽和度模型；根據(jù)井點數(shù)據(jù)，建立凈毛比模型。

23、在本公開及可能的實施例中，基于所述儲層屬性分布模型、所述儲層孔隙度模型、所述滲透率模型、所述含油飽和度模型進(jìn)行儲量計算；基于所述凈毛比模型進(jìn)行儲量擬合，設(shè)定所述儲量擬合精度為95％以上；以及/或，

24、所述地質(zhì)、測井及地震資料參數(shù)包括點數(shù)據(jù)和面數(shù)據(jù)，所述點數(shù)據(jù)包括井信息及井點屬性，所述面數(shù)據(jù)包括平面圖和構(gòu)造圖。

25、在本公開及可能的實施例中，將所述儲層屬性分布模型、所述儲層孔隙度模型、所述滲透率模型、所述含油飽和度模型導(dǎo)成bin格式輸入到cmg數(shù)值模擬軟件的stars模塊中進(jìn)行所述數(shù)值模擬。

26、在本公開及可能的實施例中，向所述cmg數(shù)值模擬軟件中輸入初始狀態(tài)下油藏深度對應(yīng)的初始溫度和初始壓力、生產(chǎn)井工作制度及設(shè)定的生產(chǎn)時間；

27、進(jìn)行所述數(shù)值模擬時，組分性質(zhì)數(shù)據(jù)段包括水相和油相，所述水相從組分庫中選擇h2o，所述油相為所述相態(tài)模擬導(dǎo)出的三個原油擬組分的所述參數(shù)數(shù)據(jù)，水相黏度輸入值為0，自動激發(fā)程序?qū)λ褂萌笔≈?；在巖石流體數(shù)據(jù)段中導(dǎo)入相對滲透率數(shù)據(jù)。

28、在本公開及可能的實施例中，所述生產(chǎn)井工作制度包括最小井底流壓力及最大產(chǎn)液量，所述生產(chǎn)時間設(shè)定為10年；以及/或，

29、在進(jìn)行所述模擬運算前，確定網(wǎng)格輸出的參數(shù)結(jié)果包括所有相的組分組成，相的分流量；井輸出的參數(shù)結(jié)果包括井的組分/相匯總，產(chǎn)出的組分/相匯總，層的油產(chǎn)量和累積量；

30、軟件結(jié)果文件results模塊中網(wǎng)格輸出的參數(shù)結(jié)果包括所有相的組分組成，相的分流量；井輸出的參數(shù)結(jié)果包括井的組分/相匯總，產(chǎn)出的組分/相匯總，層的油產(chǎn)量和累積量。

31、在本公開及可能的實施例中，運用盈虧平衡原理，當(dāng)日收入等于當(dāng)日支出的產(chǎn)量為經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量；具體公式如下：

32、當(dāng)日收入為：po×qo×α；

33、當(dāng)日支出為：ce+qo×α×r×po；

34、收入＝支出:po×qo×α＝ce+qo×α×r×po；

35、

36、式中：qo為經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量，元；ce為單井日操作費用，元；α為原油商品率；po為原油價格，元/t；r為綜合稅率，％；qo為日產(chǎn)油量，t/d。

37、本公開具有如下有益效果：

38、本公開的超薄層普通稠油油藏衰竭式開發(fā)產(chǎn)能預(yù)測方法，人為的將稠油油藏原油劈分成輕質(zhì)、中質(zhì)、重質(zhì)三個原油擬組分，模擬衰竭式開發(fā)過程中稠油在地層中真實的滲流過程，從而準(zhǔn)確的預(yù)測稠油油藏衰竭式開發(fā)的經(jīng)濟(jì)有效期、經(jīng)濟(jì)有效期內(nèi)的產(chǎn)油量及采收率，為該類超薄層普通稠油油藏衰竭式開發(fā)提供技術(shù)指導(dǎo)，有效解決超薄層普通稠油油藏衰竭式開發(fā)過程中，因原油黏度較高、流動性較差，采用常規(guī)數(shù)值模擬產(chǎn)能預(yù)測方法無法準(zhǔn)確模擬原油在油層中真實的滲流特征規(guī)律，因此無法準(zhǔn)確的對超薄層稠油油藏衰竭式開發(fā)進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測的問題。