一种特稠油油藏化学冷采优化方法.pdf

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN109214016A(43)申请公布日2019.01.15(21)申请号201710522379.6(22)申请日2017.06.30(71)申请人中国石油化工股份有限公司地址100728北京市朝阳区朝阳门北大街22号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)发明人孙建芳杨森秦学杰徐婷陈光梅伦增珉许关利(74)专利代理机构北京聿宏知识产权代理有限公司11372代理人吴大建何娇(51)Int.Cl.G06F17/50(2006.01)权利要求书2页说明书6页附图3页(54)发明名称一种特稠油油藏化学冷采优化方法(57)摘要本发明涉及一种特稠油油藏化学冷采优化方法，其包括：S1建立岩心规模化学驱数值模拟模型，对岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验和化学驱实验的拟合；S2利用经过拟合的岩心规模化学驱数值模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型，开展化学复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案；S3建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，根据数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算，根据结果优化特稠油油藏化学冷采方法。本发明通过CMG数值模拟软件对注采井型、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制定提供了依据。CN109214016ACN109214016A权利要求书1/2页1.一种特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，包括以下步骤：S1建立岩心规模化学驱数值模拟模型，对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验和化学驱实验的拟合，其中，所述化学驱实验包括化学复合驱实验；S2利用经过拟合的所述岩心规模化学驱数值模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型；参考所述化学复合驱的实验结果，在所述单井组规模化学驱数值模拟模型上开展所述化学复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案；S3建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对所述试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合，根据所述数值模拟预测方案对试验区的开发效果进行模拟计算，根据计算结果对特稠油油藏化学冷采方法进行优化。2.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S1中，建立岩心规模化学驱数值模拟模型的具体步骤包括：提取驱油物理模拟实验模型的参数；确定岩心规模化学驱数值模拟模型所采用的网格类型、模型尺寸以及网格步长；建立岩心规模化学驱数值模拟模型。3.根据权利要求2所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，所述驱油物理模拟实验模型的参数包括实验过程温度、脱气原油的粘度、饱和油岩心长度、饱和油岩心直径、饱和油岩心的初始含油饱和度以及饱和油岩心的孔隙度。4.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S1中，所述化学驱实验包括聚合物驱实验、水溶性降粘剂驱实验以及聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验。5.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S1中，对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行水驱实验的拟合，以使数值模拟计算的产出端含水率和注入端压力的变化趋势与水驱实验吻合，并且当产出端含水率达到95％时的采出程度水驱实验值与数值模拟计算值误差小于3％；对所述岩心规模化学驱数值模拟模型进行化学驱实验的拟合，以使数值模拟计算的产出端含水率和注入端压力的变化趋势与化学驱实验吻合，并且当产出端含水率达到95％时的采出程度化学驱实验值与数值模拟计算值误差小于3％。6.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S2中，利用经过拟合的岩心规模化学驱模拟模型，得到单井组规模化学驱数值模拟模型的具体步骤包括：将经过拟合的所述岩心规模化学驱模拟模型进行尺度升级；选取被模拟的井组，并根据油藏确定井距，使井轨迹位于油藏中部；建立单井组规模化学驱数值模拟模型。7.根据权利要求4所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S2中，参考所述聚合物与水溶性降粘剂复合驱实验结果，在单井组规模化学驱数值模拟模型上开展聚合物与水溶性降粘剂复合驱优化研究，设计数值模拟预测方案。8.根据权利要求7所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，在步骤S2中，所述优化研究包括注剂顺序优化研究、段塞参数优化研究和注入方式优化研究。9.根据权利要求1所述的特稠油油藏化学冷采优化方法，其特征在于，所述步骤S3进一2CN109214016A权利要求书2/2页步包括：筛选开展稠油化学驱的试验区，建立试验区三维地质模型和试验区动态数值模拟模型，并对试验区动态数值模拟模型进行试验区生产历史拟合；利用所述试验区三维地质模型和试验区动态数模模型，根据所述数