CN110513089A - 一种海上稠油热采吞吐开发产能倍数确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种海上稠油热采吞吐开发产能倍数确定方法，其步骤：定义蒸汽吞吐开发初期产能倍数；选取设计变量；分析蒸汽吞吐初期产能倍数与地质油藏参数，以及影响蒸汽热量的蒸汽干度、注入强度参数的定量数学关系；选取五个设计变量的初始取值范围；针对设计变量选取样本点；获得各样本点所对应的第1年平均产量倍数，进而获得蒸汽吞吐初期产能倍数数值；利用定量数学关系，采用多元回归方法，利用各样本点的影响参数及各样本点所对应的产能倍数构建表征海上稠油油田蒸汽吞吐开发初期产能倍数的多因素计算公式；对初期产能倍数多因素计算公式的精度进行验证；采用稠油热采实际生产数据对蒸汽吞吐初期产能倍数进行计算公式验证，完成海上稠油蒸汽吞吐初期产能倍数的确定。
Description
技术领域
本发明涉及一种石油类资源中的稠油热采领域，特别是关于一种海上稠油热采吞吐开发产能倍数确定方法。
背景技术
目前，渤海稠油资源量大，特殊稠油冷采开发产能低、采收率低，需进行热采开发。陆上油田对于普通稠油Ⅰ类以外的油藏，初期一般采用蒸汽吞吐，随着吞吐轮次的增加、地层能量和油井产量的降低，吞吐后期适时转变为蒸汽驱、火驱等开发技术。
由于蒸汽携带的热焓和体积热容高，注蒸汽热采开发是陆上稠油油田有效开发手段，取得了较好的开发效果和经济效益，得到了大规模应用。海上油田虽已从2008年开始，在N油田和L油田开展多元热流体吞吐和蒸汽吞吐先导试验，增油效果明显，但热采规模小。同时，N油田多元热流体吞吐试验，由于试验中注入烟道气气量较大，目前已发生多井气窜，影响多轮次吞吐效果。海上油田逐渐形成了以注蒸汽开发为主导的热采开发技术。
目前采用的技术方案均先由常规冷采测试确定常规开发初期产量，在此基础上，考虑产量倍数2倍，确定高干度蒸汽吞吐初期产量，并未考虑其他因素影响对产量倍数的影响，产量倍数取值单一，造成误差较大。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种海上稠油热采吞吐开发产能倍数确定方法，其可操作性强、准确性高，能有效指导海上稠油蒸汽吞吐开发不同条件下的热采井初期配产。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种海上稠油热采吞吐开发产能倍数确定方法，其包括以下步骤：1)定义蒸汽吞吐开发初期产能倍数；2)选取设计变量；3)利用油藏数值模拟方法，分析蒸汽吞吐开发初期产能倍数与地质油藏参数，以及影响蒸汽热量的蒸汽干度、注入强度参数的定量数学关系；4)选取设计变量的初始取值范围；5)针对影响蒸汽吞吐产量的设计变量，采用试验设计方法来选取样本点，样本点为不同设计变量的组合；6)利用预先建立的海上稠油油田蒸汽吞吐开发三维油藏数值模拟模型和常规开发油藏数值模拟模型对选取的样本点进行数值模拟计算，获得各样本点所对应的第1年平均产量倍数，进而获得蒸汽吞吐初期产能倍数数值；7)利用步骤3)所确定的蒸汽吞吐产能倍数与油层厚度、原油粘度、储层渗透率、蒸汽干度和注入强度五个影响因素的定量数学关系，采用多元回归方法，利用各样本点的影响参数及其步骤6)确定的各样本点所对应的产能倍数来构建表征海上稠油油田蒸汽吞吐开发初期产能倍数的多因素计算公式；8)对初期产能倍数多因素计算公式的精度进行验证，若满足预先设定的精度要求，则进行步骤9)，反之若不满足，则回到步骤2)；9)采用稠油热采实际生产数据对初期产能倍数进行多因素计算公式验证，完成海上稠油蒸汽吞吐初期产能倍数的确定。
进一步，所述步骤1)中，利用油藏数值模拟方法，确定蒸汽吞吐开发第1年平均产量和常规开发第1年平均产量，两者产量的倍数定义为蒸汽吞吐开发初期产能倍数。
进一步，所述步骤2)中，选取油层厚度、原油粘度、储层渗透率、蒸汽干度和注入强度作为设计变量。
进一步，所述步骤3)中，地质油藏参数包括油层厚度、原油粘度和渗透率。
进一步，所述步骤3)中，采用复合相关系数指标对蒸汽吞吐产能倍数与影响因素的定量数学关系进行检验，相关系数大于0.98为满足要求。
进一步，所述步骤5)中，采用的试验设计方法为正交试验设计、中心复合设计方法、Box-Behnken设计方法或拉丁超立方体设计方法。
进一步，所述步骤6)中，根据目标油田的地质油藏特征，采用现有模拟器建立蒸汽吞吐三维油藏数值模拟模型。
进一步，所述常规开发三维油藏数值模拟模型的建立应采用与蒸汽吞吐三维油藏数值模拟模型相同的模拟器建立，并保证除注热参数外，其他模型参数一致。
进一步，所述步骤8)中，预先设定的精度要求为相关系数大于0.98。
进一步，所述步骤9)中，验证方法为：若预测误差小于10％，则多因素计算公式可靠；若预测误差大于10％，则修正预先建立的蒸汽吞吐开发三维油藏数值模拟模型。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：本发明能够考虑油藏地质参数，如油层厚度、储层物性、流体性质等以及注热参数，如蒸汽干度、注热温度及注入强度等因素对蒸汽吞吐初期产能倍数的影响，本发明可操作性强、准确性高，可指导海上稠油蒸汽吞吐开发不同条件下的热采井初期配产。
本发明可以广泛应用于海上油田蒸汽吞吐初期产能倍数的确定。
具体实施方式
本发明属于石油类资源尤其是稠油方向，涉及海上稠油油田蒸汽吞吐初期产能确定，尤其适应于海上稠油油藏蒸汽吞吐开发初期产能与常规开发初期产能倍数的确定。下面结合实施例对本发明进行详细的描述。
本发明提供一种海上稠油热采吞吐开发产能倍数确定方法，其包括以下步骤：
1)利用油藏数值模拟方法，确定蒸汽吞吐开发第1年平均产量和常规开发第1年平均产量，两者产量的倍数定义为蒸汽吞吐开发初期产能倍数。
2)选取设计变量：
选取油层厚度、原油粘度、储层渗透率、蒸汽干度和注入强度等五个对蒸汽吞吐产量影响较大的参数作为设计变量；
设计变量不仅仅包括所列的五个参数，还应包括其他影响蒸汽吞吐产量的油藏地质和注热参数等。
3)利用油藏数值模拟方法，分析蒸汽吞吐开发初期产能倍数与油层厚度、原油粘度和渗透率等地质油藏参数，以及影响蒸汽热量的蒸汽干度、注入强度等参数的定量数学关系；
采用复合相关系数指标对蒸汽吞吐产能倍数与影响因素的定量数学关系进行检验，其中，相关系数大于0.9为满足精度要求。
4)选取五个设计变量的初始取值范围；
例如，上述五个设计变量的初始取值范围可分别为：油层厚度10～50m、原油粘度500～4000mPa·s、储层渗透率500～5000mD、蒸汽干度0.0～0.6和注入强度80～120m3/d/m。
5)针对影响蒸汽吞吐产量的设计变量，采用试验设计方法来选取样本点，样本点为不同设计变量的组合，以便于进行较少的试验就能够获取足够的信息；
所采用的试验设计方法为正交试验设计、中心复合设计方法、Box-Behnken设计方法或拉丁超立方体设计方法及其他试验设计方法中的一种。例如，采用正交试验设计方法，采用5因素5水平正交设计表，选取L25(56)正交表格，设计25组样本。
6)利用预先建立的海上稠油油田蒸汽吞吐开发三维油藏数值模拟模型和常规开发油藏数值模拟模型对选取的样本点进行数值模拟计算，获得各样本点所对应的第1年平均产量倍数，进而获得蒸汽吞吐初期产能倍数数值；
蒸汽吞吐三维油藏数值模拟模型根据目标油田的地质油藏特征建立，一般采用现有模拟器建立，如CMG-STARS、ECLIPSE-E300模拟器，所建立的蒸汽吞吐三维油藏数值模拟模型应尽量体现油藏非均质性等实际油藏特征，能代表实际油藏模型；
常规开发三维油藏数值模拟模型的建立应采用与上述蒸汽吞吐三维油藏数值模拟模型相同的模拟器建立，并保证除注热参数外，其他模型参数一致。
7)利用步骤3)所确定的蒸汽吞吐产能倍数与油层厚度、原油粘度、储层渗透率、蒸汽干度和注入强度等五个影响因素的定量数学关系，采用多元回归方法，利用各样本点的影响参数及其步骤6)确定的各样本点所对应的产能倍数来构建表征海上稠油油田蒸汽吞吐开发初期产能倍数的多因素计算公式。
8)对初期产能倍数多因素计算公式的精度进行验证，若满足预先设定的精度要求，则进行步骤9)，反之若不满足，则回到步骤2)；
预先设定的精度要求为相关系数大于0.98。
9)采用稠油热采实际生产数据对初期产能倍数进行多因素计算公式验证，完成海上稠油蒸汽吞吐初期产能倍数的确定；
验证方法为：若预测误差小于10％，则多因素计算公式可靠，可利用此多因素计算公式计算不同油藏地质及注热条件下蒸汽吞吐产能倍数；若预测误差大于10％，则修正预先建立的蒸汽吞吐开发三维油藏数值模拟模型。
实施例：
以渤海J油田为原型，建立典型油藏数值模拟模型开展蒸汽吞吐热采初期产能倍数研究。J油田含油层系为新近系馆陶组，油藏类型主要为受构造控制的层状构造油藏，油藏埋深-780.0～-970.0m，纵向上具有多套油水系统。沉积相为近源辫状河三角洲沉积，储层叠置连片，分选中等偏差，隔夹层较发育。地面原油密度0.972t/m3，属于Ⅰ-2类普通稠油。
(1)初期产能倍数定量表征
利用正交设计方法，分析不同油层厚度、储层渗透率、原油粘度和注入蒸汽强度和注入干度参数条件下，蒸汽吞吐初期产能倍数的大小。采用5因素5水平正交设计表，参数取值如表1所示。
表1蒸汽吞吐初期产能倍数正交设计参数
选取L25(56)正交表格，共25组试验，正交试验计算结果见表2所示。正交试验方差分析结果表明，储层渗透率、原油粘度和注入强度对蒸汽吞吐初期产能倍数影响极显著，蒸汽干度影响显著，有效厚度影响不显著。
表2多因素正交试验结果表
根据蒸汽吞吐初期产能倍数与各影响因素关系，采用多元回归方法，建立了蒸汽吞吐热采产能倍数多因素计算公式：
y＝0.1936ln h-0.5455ln k+0.7828ln μ+0.518χ+0.00863q-1.005
其中，h为油层有效厚度，适应范围10～50m；k储层渗透率，适应范围750～500010-3μm2；μ为原油粘度，适应范围500～4000mPa·s；χ为蒸汽干度，适应范围0～0.6；q为注入蒸汽强度，适应范围80～160m3/d/m。
(2)初期产能倍数验证
海上L油田为海上稠油蒸汽吞吐先导性热采试验，试验目的层为古近系明化镇组Ⅲ油层组，储层岩性疏松，孔隙发育，孔隙度平均为34.4％，渗透率平均3787×10-3μm2，地面原油密度0.984g/cm3，地层原油粘度为2337mPa·s。热采先导试验井A1井为保证注汽安全施工要求，现场实际注入速度平均为160m3/d，根据软件模拟，井底干度约为0.1，计算井底温度约为340℃。从蒸汽吞吐与冷采开发效果对比来看，蒸汽吞吐能显著提高稠油开发效果，第1月平均日产达到冷采井的2.5～2.8倍，第1年平均日产和累产油量是冷采井的2.2倍，如表3所示。
表3 L油田蒸汽吞吐井产油量统计数据表
根据蒸汽热采产能倍数公式，在油层厚度10m，原油粘度2337mPa·s，渗透率3787×10-3μm2，井底干度0.1条件下，热采初期产能倍数为2.1，与实际产能倍数误差小于5％。因此，研究成果能够为不同条件下蒸汽吞吐热采井配产提供指导和依据。
上述各实施例仅用于说明本发明，各个步骤都是可以有所变化的，在本发明技术方案的基础上，凡根据本发明原理对个别步骤进行的改进和等同变换，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (10)
1.一种海上稠油热采吞吐开发产能倍数确定方法，其特征在于包括以下步骤：
1)定义蒸汽吞吐开发初期产能倍数；
2)选取设计变量；
3)利用油藏数值模拟方法，分析蒸汽吞吐开发初期产能倍数与地质油藏参数，以及影响蒸汽热量的蒸汽干度、注入强度参数的定量数学关系；
4)选取设计变量的初始取值范围；
5)针对影响蒸汽吞吐产量的设计变量，采用试验设计方法来选取样本点，样本点为不同设计变量的组合；
6)利用预先建立的海上稠油油田蒸汽吞吐开发三维油藏数值模拟模型和常规开发油藏数值模拟模型对选取的样本点进行数值模拟计算，获得各样本点所对应的第1年平均产量倍数，进而获得蒸汽吞吐初期产能倍数数值；
7)利用步骤3)所确定的蒸汽吞吐产能倍数与油层厚度、原油粘度、储层渗透率、蒸汽干度和注入强度五个影响因素的定量数学关系，采用多元回归方法，利用各样本点的影响参数及其步骤6)确定的各样本点所对应的产能倍数来构建表征海上稠油油田蒸汽吞吐开发初期产能倍数的多因素计算公式；
8)对初期产能倍数多因素计算公式的精度进行验证，若满足预先设定的精度要求，则进行步骤9)，反之若不满足，则回到步骤2)；
9)采用稠油热采实际生产数据对初期产能倍数进行多因素计算公式验证，完成海上稠油蒸汽吞吐初期产能倍数的确定。
2.如权利要求1所述确定方法，其特征在于：所述步骤1)中，利用油藏数值模拟方法，确定蒸汽吞吐开发第1年平均产量和常规开发第1年平均产量，两者产量的倍数定义为蒸汽吞吐开发初期产能倍数。
3.如权利要求1所述确定方法，其特征在于：所述步骤2)中，选取油层厚度、原油粘度、储层渗透率、蒸汽干度和注入强度作为设计变量。
4.如权利要求1所述确定方法，其特征在于：所述步骤3)中，地质油藏参数包括油层厚度、原油粘度和渗透率。
5.如权利要求1或4所述确定方法，其特征在于：所述步骤3)中，采用复合相关系数指标对蒸汽吞吐产能倍数与影响因素的定量数学关系进行检验，相关系数大于0.98为满足要求。
6.如权利要求1所述确定方法，其特征在于：所述步骤5)中，采用的试验设计方法为正交试验设计、中心复合设计方法、Box-Behnken设计方法或拉丁超立方体设计方法。
7.如权利要求1所述确定方法，其特征在于：所述步骤6)中，根据目标油田的地质油藏特征，采用现有模拟器建立蒸汽吞吐三维油藏数值模拟模型。
8.如权利要求7所述确定方法，其特征在于：所述常规开发三维油藏数值模拟模型的建立应采用与蒸汽吞吐三维油藏数值模拟模型相同的模拟器建立，并保证除注热参数外，其他模型参数一致。
9.如权利要求1所述确定方法，其特征在于：所述步骤8)中，预先设定的精度要求为相关系数大于0.98。
10.如权利要求1所述确定方法，其特征在于：所述步骤9)中，验证方法为：若预测误差小于10％，则多因素计算公式可靠；若预测误差大于10％，则修正预先建立的蒸汽吞吐开发三维油藏数值模拟模型。
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