一种基于井底流压的低渗透油藏CO2混相驱替前缘预测方法

本发明涉及一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法，属于油气勘探。

背景技术：

1、全球约38％的油气储量来自于低渗透油藏，有效开发低渗透油气资源对确保原油的可持续开采具有重要意义。目前，部分低渗透油藏主要采用co2驱开发。co2混相驱能够显著的提高原油采收率，但是受制于油层的非均质性和注入时机等影响使得co2混相驱并不是表现出稳定的活塞驱替。那么，预测co2混相前缘的运移规律对于油藏采收率的标定、生产动态分析和油藏开发措施的指定具有重要意义。目前，混相前缘的预测方法主要包括了示踪剂监测和试井方法和监测采出井co2浓度。

2、目前预测co2混相前缘的专利较少，且部分专利仍然存在部分缺陷，如公开号为cn112069737的中国专利一种低渗透油藏co2混相驱受效油井气窜时间预测方法及装置，该方法利用采出井co2浓度来实现co2气窜时间的判断，间接实现混相前缘的预测，该方法解决了混相前缘突破的准确预测的问题。该方法仍然有一定的不适应性，采用co2浓度来判断气窜时间，然而测试co2浓度需要采用气相色谱，这无疑增加了预测成本，是难以实现连续预测的方法。

3、示踪剂监测手段，通过在注入井注入示踪离子并在出口端监测示踪离子的浓度变化从而得到co2的突破时间，描述co2前缘的运移规律。但是该方法仅能够得到气窜时间，无法准确描述地层内co2的运移规律。

4、综上所述，目前的方法存在以下缺点：(1)大部分方法基本都只能得到co2的气窜时间，无法实现co2混相驱替前缘的准确监测；(2)部分方法虽然能够间接的监测前缘的运移规律，但需借助其他实验手段，难以实现连续的监测。

技术实现思路

1、针对上述问题和不足，本发明所要解决的技术问题是：一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法。

2、为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案：

3、s1、使用数值模拟软件构建与油藏井网特征相匹配的油藏数值模拟模型，统计得到油藏模拟油井的井底流压变化、co2前缘运移位置和co2突破时间；

4、s2、统计目标油藏的特征参数，包括平面非均质性、层间非均质性、层内非均质性、地层倾角和注采比等参数，设计不同参数的下的数值模拟方案，得到不同条件下的油井井底流压、前缘位置动态变化和co2突破时间；

5、s3、计算井底流动压力的导数和无因次前缘位置，并建立无因次前缘位置和井底流压力导数之间的关系式；

6、s4、将基于若干个数值模拟模型得到的co2突破时间和不同影响因素作为训练集，采用灰色关联法确定各个因素对co2突破时间的影响大小，得到对co2突破时间影响较大的参数，并修正影响因素集；

7、s5、将得到的若干个数值模拟模型得到的无因次前缘位置和井底流压力导数之间的关系拟合参数作为训练集，利用灰色关联法修正后的拟合参数与油田模型的影响参数的关联度，然后采用多元线性回归模型计算得到融合多个影响因素的关系拟合参数；从而得到混相前缘的预测模型。

8、s6，搜集油藏的基本参数，改变不同的注采比等参数即可得到适用于目标油藏不同注采参数下的混相前缘预测图版，然后根据油井井底流压数据即可预测co2混相驱替前缘。

9、优选的，所述步骤s2中的co2的流动阶段与压力导数之间的关系为：纯油流动阶段：压力导数随运移距离逐渐减小到-0.015左右，此时出口端有co2产出，co2前缘到达生产井；co2扩散传质区域：压力导数表现为凸函数形式上升至0，此时油井有co2产生，产油量缓慢下降；纯co2流动区域：压力导数变现出近线性的下降趋势，此时出口端有大量co2产生，产油量迅速下降。

10、优选的，所述步骤s2中的压力导数和无因次运移距离的计算公式为：

11、

12、

13、式中：pt′为不同时刻的井底压力导数，pt为t时刻的井底流压，mpa；pt+1为t+1时刻的井底流压，mpa；t为时间，d；lit为t时刻的前缘无因次运移距离；lft为t时刻的前缘运移距离，m；l为井距，m。

14、优选的，所述步骤s3中的无因次前缘位置和井底流压力导数之间的关系式为co2突破前的关系式，处于纯油流动阶段，其表达式如下

15、lit＝a·eb*p′                           (3)

16、

17、

18、其中a，b为拟合参数，ai，bi为不同主要因素的拟合值，si为不同影响因素的相关系数。

19、优选的，所述步骤s4中的影响因素训练集包括了地层倾角、渗透率、层间非均质性、层内非均质性、平面非均质性、注采比和生产压力。

20、有益效果：

21、与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

22、本发明提出了一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法。该方法通过引入压力导数的概念，并根据该参数的变化准确预测了混相前缘的运移特征。其次考虑了非均质性等参数对混相前缘的影响，构建了主要因素下的混相前缘预测模型，避免了过度的数学拟合。通过油藏的地质描述参数可以得到目标油藏的混相前缘预测模型，并可以根据注采参数的改变得到预测图版。该方法简单易操作，与实际情况相符，充分考虑了低渗透油藏的基本特性，具有较高的适应性。

技术特征：

1.一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法，其特征在于，包括以下步骤：

2.如权利要求1中所述的一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法，其特征在于，所述步骤s2中的co2的流动阶段与压力导数之间的关系为：

3.如权利要求书1所述的一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法，其特征在于，所述步骤s2中的压力导数和无因次运移距离的计算公式为：

4.如权利要求书1所述的一种低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法，其特征在于，所述步骤s3中的无因次前缘位置和井底流压力导数之间的关系式为co2突破前的关系式，处于纯油流动阶段，其表达式如下

5.如权利要求书1所述的一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法，其特征在于，所述步骤s4中的影响因素训练集包括了地层倾角、渗透率、层间非均质性、层内非均质性、平面非均质性、注采比和生产压力。

6.如权利要求书5所述的一种基于井底流压的低渗透油藏co2混相驱替前缘预测方法，其特征在于，搜集油藏的基本参数，改变不同的注采比等参数即可得到适用于目标油藏不同注采参数下的混相前缘预测图版，然后根据油井井底流压数据即可预测co2混相驱替前缘。

技术总结本发明公开了一种基于井底流压的低渗透油藏CO2混相驱替前缘预测方法。包括以下步骤：S1、构建油藏数值模拟模型；S2、统计目标油藏的特征参数，得到不同条件下的井底流压、前缘位置动态变化和CO2突破时间；S3、建立无因次前缘位置和井底流压导数之间的关系式；S4、采用灰色关联法确定各个因素对CO2突破时间的影响大小，并修正影响因素集；S5、采用多元线性回归模型得到多因素下拟合参数混相前缘的预测模型；S6、基于油藏的基本参数，得到不同参数混相前缘预测模型，根据井底流压即可预测CO2混相驱替前缘。该方法可以通过井底流压预测得到CO2混相前缘位置，可根据油藏参数从而构建混相前缘预测图版，具有较高的适应性。技术研发人员：肖文联,程谦睿,任吉田,郑玲丽,唐慧,赵金洲,白欣雨,王国环受保护的技术使用者：西南石油大学技术研发日：技术公布日：2024/6/18