稠油油藏复合驱冷采优化方法及电子设备.pdf

(19)国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN115203878A(43)申请公布日2022.10.18(21)申请号202110379553.2E21B43/16(2006.01)(22)申请日2021.04.08E21B43/20(2006.01)G06F111/06(2020.01)(71)申请人中国石油化工股份有限公司G06F111/10(2020.01)地址100027北京市朝阳区朝阳门北大街G06F113/08(2020.01)22号G06F119/14(2020.01)申请人中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院(72)发明人杨森龚蔚青曹丽丽董翠(74)专利代理机构北京思创毕升专利事务所11218专利代理师孙向民廉莉莉(51)Int.Cl.G06F30/20(2020.01)G06F30/28(2020.01)G16C20/10(2019.01)权利要求书2页说明书8页附图2页(54)发明名称稠油油藏复合驱冷采优化方法及电子设备(57)摘要本申请公开了一种稠油油藏复合驱冷采优化方法及电子设备。该方法可以包括：建立岩心规模复合驱数值模拟模型；确定数值模拟的影响因素；根据每一个影响因素，针对岩心规模复合驱数值模拟模型进行数值模拟，确定每一个影响因素的优化结果，获得单井数值模拟模型；根据单井数值模拟模型，针对试验区进行预测与分析。本发明通过对注采井型、化学剂段塞浓度、化学剂注入顺序、交替注入方式、化学剂段塞大小对采收率的影响进行数值模拟计算，为稠油油藏复合化学驱提高原油采收率的方案设计提供一定的依据。CN115203878ACN115203878A权利要求书1/2页1.一种稠油油藏复合驱冷采优化方法，其特征在于，包括：建立岩心规模复合驱数值模拟模型；确定数值模拟的影响因素；根据每一个影响因素，针对所述岩心规模复合驱数值模拟模型进行数值模拟，确定每一个影响因素的优化结果，获得单井数值模拟模型；根据所述单井数值模拟模型，针对试验区进行预测与分析。2.根据权利要求1所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，所述复合驱为聚合物与水溶性分散降黏剂的复合驱。3.根据权利要求1所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，建立岩心规模复合驱数值模拟模型包括：提取实验室物理模拟实验模型的实验参数；通过CMG数值模拟软件对所述物理模拟实验模型进行水驱实验的拟合，确定所述实验参数；根据所述实验参数，建立所述岩心规模复合驱数值模拟模型。4.根据权利要求2所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，影响因素包括：注剂顺序、注入段塞大小、复合驱中的化学剂比例与注入方式。5.根据权利要求4所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，根据所述注剂顺序，针对所述岩心规模复合驱数值模拟模型进行数值模拟包括：给定聚合物与水溶性分散降粘剂的段塞注入量；分别进行单独的聚合物驱与水溶性分散降粘剂驱，再分别模拟不同注剂顺序的聚合物+水溶性分散降粘剂复合段塞、水溶性分散降粘剂+聚合物复合段塞，后续均水驱至综合含水率为98％或生产15年。6.根据权利要求4所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，根据所述注入段塞大小，针对所述岩心规模复合驱数值模拟模型进行数值模拟包括：给定所述复合驱的注剂顺序、化学剂比例与注入方式；设定段塞大小为0.1～1.0PV，后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。7.根据权利要求4所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，根据所述复合驱中的化学剂比例，针对所述岩心规模复合驱数值模拟模型进行数值模拟包括：给定所述复合驱的注剂顺序、注入段塞大小与注入方式；设定复合驱中的聚合物与水溶性分散降粘剂比例为1:2～2:1，后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。8.根据权利要求4所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，根据所述注入方式，针对所述岩心规模复合驱数值模拟模型进行数值模拟包括：给定所述复合驱的注剂顺序、注入段塞大小与化学剂比例；分别模拟复合段塞数为2～8个的复合驱化学剂的交替注入，后续水驱至综合含水率为98％或生产15年。9.根据权利要求6‑8中任意一项所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法，其中，所述复合驱的注剂顺序为先注聚合物、后注降粘剂的复合段塞。10.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括：2CN115203878A权利要求书2/2页存储器，存储有可执行指令；处理器，所述处理器运行所述存储器中的所述可执行指令，以实现权利要求1‑9中任一项所述的稠油油藏复合驱冷采优化方法。3CN115203878A说明书1/8页稠油油藏复合驱冷采优化方法及电子设备技术领域[0001]本发明涉及化学驱油技术领域，更具体地，涉及一种稠油油藏复合驱冷采优化方法及电子设备。背景技术[0002]目前稠油油藏仍以蒸汽热采为主，注蒸汽热力采油机理比较清楚，工艺技