一种低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法与流程

本发明涉及一种低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，属于石油天然气勘探开发领域。

背景技术：

1、对于我国普遍存在的低渗透和特低渗油藏，气驱是常用于提高原油采收率的方法。根据驱替原理不同，可以将气驱分为混相驱和非混相驱两种方式。理论和实验表明，混相驱效率远远高于非混相驱。在众多的驱替剂中，二氧化碳具有超低的临界温度和压力，在驱替条件下容易形成混相，兼具二氧化碳易获得、可回收的特点，因此，目前使用二氧化碳驱提高低渗油藏原油采收率技术已经成为广泛应用的三次采油技术。最小混相压力是衡量二氧化碳驱能否混相的关键参数，只有当油藏地层压力达到最小混相压力时才可能实现混相驱。实验表明，油藏注二氧化碳后，地层压力开始上升，当地层压力达到最小混相压力后，原油与二氧化碳开始混相，随着地层压力的上升，混相程度逐渐提高，油井不同的开井时间，对混相程度、稳产时间及累计产油影响较大，因此，准确获取二氧化碳混相驱油井开井时间尤为重要。

2、目前国内外关于二氧化碳驱混相压力的研究方法技术较多，主要是通过实验法、经验公式法和数值模拟法来提高最小混相压力的预测精度。如赵凤兰等在《岩心驱替实验法测定低渗透油藏co2近混相最小混相压力》(油田化学,2018,35(4):665-670)中公开了以室内油藏物理模拟为基础，通过岩心实验，建立了测定最小混相压力的岩心驱替实验法，以此测定最小混相压力；李鼎在《co2与原油体系最小混相压力的模拟预测》(山东大学硕士论文，2020年5月)中主要应用了四类基于机器学习的模型对最小混相压力的预测、使用分子动力学方法的最小混相压力预测模型两种方法预测最小混相压力，探究了利用醇类降低最小混相压力的微观作用机理；赵跃军等在《储层条件下超临界二氧化碳与原油体系最小混相压力研究》(大连理工大学学报,2017,57(2):119-125)中应用长细管驱替实验法和多种经验公式法对储层条件下二氧化碳与试验区原油体系最小混相压力的预测进行了研究。这些方法都是通过改变预测最小混相压力的方法，进而提高最小混相压力的精度，未将油井开井时间进行定性或定量的描述。又如申请公布号为cn111734408a的中国发明专利申请公开了一种鄂尔多斯盆地二氧化碳驱油藏筛选阶段最小混相压力的确定方法，该方法主要是建立最小混相压力与储层温度的模型曲线方程：mmp＝a/(1+b×exp(-c×t))，其中，mmp为最小混相压力，单位为mpa；a、b、c为函数常数；t为储层温度，单位为℃。将已有的不同油藏的细管实验最小混相压力数据和温度代入步骤曲线方程中，拟合得到函数常数a、b、c，即可得到最小混相压力与油藏温度的曲线方程；根据筛选油藏的储层温度得到的曲线方程中对应的最小混相压力。申请公布号为cn105401926a的发明专利申请公开了一种二氧化碳驱油藏混相压力的预测方法，主要是以油藏原始地层压力为试算压力值，通过改变地层压力，来计算不同压力下油藏温度下的二氧化碳密度，以此确定最小混相压力。这些专利文献同样未对油井开井时间进行定性或定量的描述。

技术实现思路

1、本发明的目的是提供一种的低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，能够准确确定二氧化碳混相驱油井的开井时间。

2、为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：

3、一种低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，包括以下步骤：

4、1)利用低渗透油藏目的砂组的二氧化碳混相驱数值模型分别计算地层压力达到最小混相压力值不同倍数进行开井时的累计产油量、稳产时间和混相程度；

5、2)综合累计产油量随开井地层压力的变化、稳产时间随开井地层压力的变化、混相程度随开井地层压力的变化确定开井时间。

6、本发明的低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，利用数值模拟技术能精确模拟油气藏开发过程，从累计产油、稳产时间及混相程度三个方面精确表征二氧化碳与原油的混相程度，具有精度高，且简单、快速、经济的特点，能够为低渗油藏二氧化碳混相驱合理有效开发提供科学依据。

7、可以理解的是，地层压力达到最小混相压力值不同倍数进行开井时的累计产油量、稳产时间和混相程度均可以利用油气藏动态模拟软件建立目标油藏的二氧化碳混相驱数值模型后在软件中输入开井时对应地层压力得到。所述油藏动态模拟软件可以tnavigator软件，也可以为本领域常用的其他的油藏动态模拟软件。所述二氧化碳混相模型利用目标油藏地质、开发资料建立。所采用的地质、开发资料为油藏中深、地层压力、压力系数、孔隙度、渗透率、有效厚度、原始气油比、地下原油密度、脱气原油密度、体积系数、地面原油粘度、含油饱和度、饱和压力、射孔数据、油井生产工作制度、注气速度和注气量。

8、进一步地，所述不同倍数中最小倍数不高于0.7倍，最大倍数不低于1.5倍。

9、进一步地，所述不同倍数包含0.7倍、0.8倍、0.9倍、1.0倍、1.1倍、1.2倍、1.3倍、1.4倍和1.5倍。

10、进一步地，步骤2)中，确定开井时间的方法，包括以下步骤：根据累计产油量随开井地层压力的变化确定累计产油量增加幅度变缓时的油井开井地层压力；根据稳产时间随开井地层压力的变化确定稳产时间增加幅度变缓时的油井开井地层压力；根据混相程度随开井地层压力的变化确定混相程度趋于稳定时的油井开井地层压力；将得到的三个油井开井地层压力求交集，确定油井开井地层压力，进而确定开井时间。

11、更进一步地，累计产油量增加幅度变缓的油井开井压力的确定方法为：将各开井压力由低到高排列时，获取任意相邻两开井压力中较大开井压力对应的累计产油量与较小开井压力对应的产油量的差值r，将所有满足r≤0.01×104t的用于比较的开井压力作为累计产油量增加幅度缓时的油井开压力。

12、稳产时间增加幅度变缓的油井开井压力的确定方法为：将各开井压力由低到高排列时，获取任意相邻两开井压力中较大开井压力对应的稳产时间与较小开井压力对应的以月计稳产时间的差值t，将所有满足0月≤t≤2月时的用于比较的开井压力作为稳产时间增加幅度变缓时的油井开井压力。

13、混相程度趋于稳定的油井开井压力的确定方法为：分别计算各开井压力对应的混相程度与最小混相压力对应的混相程度的比值，将所有计算得到的比值由小到大排列时，获取任意相邻两个比值中较大值除以较小值的商，将所有满足商≤1.12的用于计算的两个相邻比值对应的开井压力作为混相程度趋于稳定的油井开井压力。

技术特征：

1.一种低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，其特征在于：包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，其特征在于：所述不同倍数中最小倍数不高于0.7倍，最大倍数不低于1.5倍。

3.根据权利要求1或2所述的低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，其特征在于：所述不同倍数包含0.7倍、0.8倍、0.9倍、1.0倍、1.1倍、1.2倍、1.3倍、1.4倍和1.5倍。

4.根据权利要求1或2所述的低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，其特征在于：步骤2)中，确定开井时间的方法，包括以下步骤：根据累计产油量随开井地层压力的变化确定累计产油量增加幅度变缓时的油井开井地层压力；根据稳产时间随开井地层压力的变化确定稳产时间增加幅度变缓时的油井开井地层压力；根据混相程度随开井地层压力的变化确定混相程度趋于稳定时的油井开井地层压力；将得到的三个油井开井地层压力求交集，确定油井开井地层压力，进而确定开井时间。

技术总结本发明涉及一种低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法，属于石油天然气勘探开发领域。本发明的确定方法，包括以下步骤：1)利用目标油藏的二氧化碳混相驱数值模型分别计算地层压力达到最小混相压力值不同倍数进行开井时的累计产油量、稳产时间和混相程度；2)综合累计产油量随开井地层压力的变化、稳产时间随开井地层压力的变化、混相程度随开井地层压力的变化确定开井时间。本发明的低渗透油藏二氧化碳混相驱油井开井时间的确定方法精度高，且简单、快速、经济，为低渗油藏二氧化碳混相驱合理有效开发提供科学依据。技术研发人员：彭有聪,郑晶晶,朱黎明,王坤,高玉锋,卢久涛受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司技术研发日：技术公布日：2024/6/20