低渗透油藏烃气驱技术极限井距的确定方法及装置与流程

本发明涉及油气田开发，具体是关于一种低渗透油藏烃气驱技术极限井距的确定方法及装置。

背景技术：

1、低渗透油藏由于其特有的地质特征，如低孔隙度、低渗透率等，给油气开发带来了诸多挑战。在低渗油藏的开发过程中，井距的确定是一个关键因素，它直接影响到开发效率和经济效益。传统的油藏开发往往依赖于经验公式和简化模型来确定井距，但这些方法在低渗油藏中的适用性受到限制，特别是在烃气驱这一提高采收率技术中，井距的优化尤为重要。

2、烃气驱作为一种有效的增油方法，通过注入烃类气体来改善油藏的流动条件，从而提高采收率。然而，由于低渗透油藏多具有启动压力梯度，使得注采井距存在一个理论上的最大值，即极限井距。烃气驱的提高采收率的主要途径包括：混相减小界面张力、溶解减小原油粘度、气体对原油的抽提等。最主要的提高采收率途径是混相减小界面张力。

3、由于目前国内油藏烃气驱普遍具有最小混相压力偏高，油藏条件下难以达到混相，因此常使用近混相驱进行油藏开发。近混相条件下虽然存在油气界面张力，但界面张力很低，依然具有较好的提高采收率效果。然而目前对于烃气近混相驱的范围界定尚无明确结论，对于近混相驱替的极限井距研究比较缺乏。由此可见，探索近混相条件下低渗油藏烃气驱极限井距的计算方法，对高效开发低渗透油藏具有重要意义。

4、目前针对低渗油藏烃气驱的极限井距计算方法可以大致分为两类：通过油藏工程方法计算井间压力分布以确定极限井距；通过数值模拟方法计算井间压力分布以确定极限井距。前者需求参数较少，计算较为简便，且由于采用大量假设，结果精度不高；后者需要参数较多，求解过程复杂，但结果较为准确。

5、地层原油要得到充分动用，需要减小井距，而井网过密又使开发成本提高，针对这一对矛盾，在油田注采井开钻之前，须计算极限井距，为钻前井距设计提供参考依据，否则可能影响将来油田的开发效果，因此，亟需建立低渗透油藏极限井距的计算方法。

技术实现思路

1、针对上述问题，本发明的目的是提供一种低渗透油藏烃气驱技术极限井距的确定方法及装置，能够为实现更高效、经济的油藏开发提供技术保障。

2、为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

3、本发明所述的低渗透油藏烃气驱技术极限井距的确定方法，包括如下步骤：

4、获取目标储层的基本参数；

5、建立低渗透油藏烃气驱渗流物理模型；

6、在目标储层的基本参数和物理模型的基础上，建立低渗透油藏烃气驱渗流数学模型；

7、求解所述低渗透油藏烃气驱渗流数学模型，得到对应条件下的极限井距。

8、所述的确定方法，优选地，所述目标储层的基本参数包括：

9、原油粘度μo、水的粘度μw、储层渗透率k、储层孔隙度φ、束缚水饱和度swc、渗流横截面积a、注入速度q、生产时间t、原始油藏压力pi、注入井压力pin、生产井压力pout、储层油藏原始压力pr、储层的油水以及油气相渗曲线。

10、所述的确定方法，优选地，所述建立低渗透油藏烃气驱渗流物理模型包括：

11、对于无限大地层一注一采的情况，依据烃气驱过程中流体性质的变化，将整个渗流区域划分为四个部分：纯气体渗流区、油气混相区，油气近混相区，纯油渗流区；所述渗流区域依据烃气驱替过程中的压力分布与烃气浓度变化进行划分。

12、所述的确定方法，优选地，四个部分的形成过程为：随注气进行，注气井近井带压力升高，烃气驱替前缘与原油发生溶解与抽提作用，发生动态混相；随距离增大，远离注气井区域压力降低，当压力降至最小混相压力0.8倍左右时，形成近混相带；随着时间推移，混相带或近混相带的长度逐渐增加，位置也以某个速度向前移动，在其后方形成纯气渗流区，前方则是纯油渗流区。

13、所述的确定方法，优选地，所述建立低渗透油藏烃气驱渗流数学模型包括：

14、假设储层为低渗透非均质油藏、渗流符合油气两相等温非达西渗流，假设渗流模型为一维径向流模型、地层压力高于泡点压力但低于最小混相压力、考虑烃气对原油的降粘作用、考虑油相启动压力梯度的变化，同时考虑烃气驱替过程中，气体与油层的溶解作用和离子传质作用以及吸附作用建立一维对流—扩散方程；

15、假设烃气驱注入气体组成恒定且为纯ch4；采用矿场岩心启动压力梯度实验数据回归油相启动压力梯度go，确定混相波及区内油气混合物粘度为μmix，根据矿场岩心驱替实验数据确定不同相带的前缘判别条件，混相区内油气混合物启动压力梯度修正为gmix；

16、纯气体渗流区、油气混相区和纯油渗流区，属于单相渗流阶段，流体粘度和启动压力梯度发生变化，采用单相渗流方程描述此阶段渗流过程；

17、在油气近混相区，由于近混相渗流过程中，原油与注入气不再混相，采用油气两相渗流的计算方法计算渗流阻力；

18、假设条件下，一维对流—扩散方程为：

19、

20、边界条件为：

21、c(x,0)＝0,0≤x＜∞              (2)

22、c(0,t)＝c0，c(∞，)＝0,0＜t＜∞    (3)

23、借助laplace变换，可以求得一维对流—扩散方程的解析解为：

24、

25、其中：

26、

27、已知ch4浓度分布后，可以通过按照以下经验公式计算油气混合物的密度并对对应位置的启动压力梯度进行修正：

28、

29、

30、上式中，μmix为油气混合物粘度；μo和μg分别为油相粘度和气相粘度；c为甲烷浓度；g为启动压力梯度；a、n为待定常数；k为储层渗透率。

31、所述的确定方法，优选地，所述求解所述低渗透油藏烃气驱渗流数学模型，包括：

32、计算纯气渗流区内压差损耗和长度变化：

33、纯气渗流区长度为：

34、

35、式中r1为纯气渗流区边界与注气井距离，r0为井口半径长度，q为注气速度，h为储层厚度；t为时间；为孔隙度；

36、纯气渗流区内压力分布为：

37、

38、消耗的压差δpg为：

39、

40、式中，q为注气速度；μ为气体粘度；r为距注气井的距离；k为储层渗透率；h为储层厚度；

41、计算混相区内ch4浓度分布、压差损耗和长度变化：

42、混相区内ch4浓度连续降低，油气混合物粘度及油相启动压力梯度连续上升；将混相区等分为n个网格，考虑每个网格内流体物性一致，分别使用方程(4)、(6)、(7)计算每个网格内的ch4浓度、原油粘度、油相启动压力梯度；

43、假设时间步长为δt，距离步长为δx，循环增加距离步至油藏压力下降至最小混相压力或网格ch4浓度下降至前缘浓度cf，计算停止；停止计算时的网格总长度即为不同时刻混相区长度(r2-r1)＝σδx，运移时间t＝σδt；其中，r2＝σδx+r1；

44、压力梯度为：

45、

46、消耗的压差δpmix为：

47、

48、式中，δpmix为混相区消耗的压差；gmix为修正后混相区启动压力梯度；

49、计算近混相区内ch4浓度分布、压差损耗和长度变化：

50、近混相区内的ch4浓度分布特点及计算方法与混相区内完全相同，但压差损耗和区间长度确定方法不同；假设时间步长为δt，距离步长为δx，循环增加距离步至油藏压力下降至0.8倍最小混相压力或网格ch4浓度下降至前缘浓度cf，计算得不同时刻近混相区长度(r3-r2)＝σδx，运移时间t＝σδt；其中，r3＝σδx+r2；

51、近混相区的压差损耗通过非活塞驱替两相渗流阻力的计算方法计算；已知油藏相对渗透率数据，忽略重力和毛管力作用，通过图解法计算式中的系数a、b；

52、

53、上式又可以通过多项式μrωo＝a+bz+cz2近似表达，以计算近混相段两相流消耗的压差；

54、近混相区消耗的压差δpmixo为：

55、

56、式中的a,b,c均为常数，由多项式μrωo＝a+bz+cz2拟合μrωo与z的关系曲线得到；zf＝1-sw-sor；sw为含水饱和度；sor为残余油饱和度；μr为油水粘度比，μo为原油粘度；μw为水的粘度；ωo为中间参数，krw、kro分别是束缚水条件下的相对渗透率和残余油条件下的相对渗透率；

57、计算纯油渗流区内压差损耗和长度变化：

58、纯油区压力分布为：

59、

60、压差δpo为：

61、

62、纯油区的长度r4即纯油区的泄油半径为：

63、

64、式中为平均地层压力，pwf为生产井井底流压；μo为油相粘度；k为储层渗透率；

65、q为注入速度。

66、所述的确定方法，优选地，所述极限井距通过以下方式确定：

67、设纯气渗流区前缘位置为r1，混相区前缘位置为r2，近混相区前缘位置为r3，纯油区前缘位置为r4，实际井距为l，当l＝r1+r2+r3+r4混相前缘与纯油区相遇处的压力恰好达到地层平均压力pε时，两者压力前缘相遇，l即为设定产量下的极限井距，两个渗流区域的分界线就是烃气驱波及前缘。

68、本发明所述的低渗透油藏烃气驱技术极限井距的确定装置，包括：

69、第一处理单元，用于获取目标储层的基本参数；

70、第二处理单元，用于建立低渗透油藏烃气驱渗流物理模型；

71、第三处理单元，用于在目标储层的基本参数和物理模型的基础上，建立低渗透油藏烃气驱渗流数学模型；

72、第四处理单元，用于求解所述低渗透油藏烃气驱渗流数学模型，得到对应条件下的极限井距。

73、本发明还提供一种计算机存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现所述的低渗透油藏烃气驱技术极限井距的确定方法步骤。

74、本发明还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现所述低渗透油藏烃气驱技术极限井距的确定方法步骤。

75、本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：

76、本发明综合考虑低渗透油藏的特殊地质特性以及烃气在油藏中的流动特性和分布规律，综合烃气驱现场实施的特点，通过传质-吸附方程精确求解甲烷浓度的变化并对原油粘度和启动压力梯度进行修正，通过分段描述不同相态段的驱替特征，得到了一种快速、准确计算低渗透油藏烃气混相/近混相驱技术极限井距计算方法。