一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法技术

本发明专利技术公开了一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法，步骤是：(1)根据水平井分布的储层渗透率分布按照频率分布比例确定实验岩心；(2)利用岩心实施超临界CO2驱替实验，绘制研究区块储层的压差

【技术实现步骤摘要】
一种水平井二氧化碳注入剖面评价方法


[0001]本专利技术属于二氧化碳地质利用及封存
，尤其涉及一种水平井二氧化碳(CO2)注入剖面评价方法，适用于水平井CO2注入效果评价及水平井CO2注入调整提高CO2驱替效率及地质封存量。

技术介绍

[0002]以CO2为主的温室气体排放量增加带来了一系列的全球性环境问题，CO2减排成为人类关注的热点问题。大气中CO2平均浓度由工业革命前(1750年)280ppm增加至目前的380ppm，如果不采取措施，2100年将达到1100ppm。因此，CO2减排已成为了人类面临的重大挑战。而人类短期内无法摆脱使用化石能源。所以，CO2捕获与地质封存(CCS)是实现碳中和目标的最可行和有效手段之一。目前，CO2地质封存场所主要有：枯竭油气藏、不可开采煤层和深层盐水含水层。针对CO2地质利用和封存问题，国内外学者做了大量的研究工作，认为CO2封存在油气藏储层中兼顾了油气藏提高采收率和减少CO2排放，被认为是最经济可行的方法。
[0003]目前，全球约38％、中国约46％的油气类型以低渗透资源为主，低渗透油气资源的有效开发对确保中国油气可持续发展具有重要战略意义。已开发低渗透油藏主要以水驱为主，但面临单井产量低、注入压力高、注入能力低、补充地层能量困难、有效驱替系统难以建立等难题，最终采收率一般为20％左右。与水驱相比，CO2吸气指数可提高5倍、启动压力降低50％，大幅提高了注入能力，有效解决了低渗透油藏水驱开发存在的“注不进、采不出、采油速度低、采收率低”等难题。同时，相对于直井，水平井注水/气能增加注入量从而大幅提高波及系数，而且能保持较低的注入压力，因此，目前低渗透储层大多利用水平井进行开发。然而，我国低渗透油藏储层多为陆相沉积，层间、层内非均质性严重，水平井注入的CO2容易沿高渗透层过早突破形成无效循环，严重影响了CO2波及体积，大幅降低了CO2驱油的最终采收率及地质封存量。因此，有效评价水平井CO2注入效果是实现注采调整优化以及实现高效驱油和地质封存的必备条件。对于水平井二氧化碳注入剖面，由于CO2的腐蚀性及井筒长期生产可能出现井筒变形、井径缩小等复杂情况，常规的生产测井技术和设备无法长时间监测水平井CO2注入剖面。利用数值模拟和半解析模型预测CO2注入剖面建立在大量基础数据的基础上，但是有些构建模型需要的数据是缺失的，且即使获得CO2注入剖面，也无法判定其预测是否合理。另一方面，低渗透储层水平井CO2注入剖面的调控方法也未见报道。亟需寻找一种低渗透储层水平井CO2注入剖面效果评价方法指导水平井CO2注采调整优化。因此，本专利技术方法有助于突破低渗透储层水平井CO2注入剖面调控理论及技术的瓶颈，具有重要的科学意义与广阔的生产应用前景。
[0004]因此，针对我国低渗透储层非均质性强，水平井注入CO2时容易在高渗透储层突破，注采井形成无效循环，导致低渗透储层难动用等主要瓶颈问题。本专利技术的关键是弄清非均质储层水平井CO2注入剖面，核心技术是通过实验方法实现非均质储层水平井CO2注入剖面，调整注采剖面，实现非均质储层水平井CO2均衡注入，延缓CO2时在高渗透储层突破时间，
动用低渗部分的储量。

技术实现思路

[0005]针对上述问题，克服现有技术存在的上述缺陷，本专利技术的目的是在于提供了一种基于室内实验的水平井二氧化碳(CO2)注入剖面评价方法，方法易行，操作简便，应用范围广，实现了不同储层类型水平井二氧化碳(CO2)注入剖面的评价。
[0006]为了实现上述的目的，本专利技术采用以下技术措施：
[0007]一种基于室内实验的水平井二氧化碳(CO2)注入剖面评价方法，其步骤是：
[0008](1)根据测井数据确定沿水平井分布的储层渗透率分布，并按照渗透率进行频率分布按比例确定实验岩心；
[0009](2)利用确定好的岩心(不饱和地层水)进行超临界二氧化碳(CO2)驱替实验，获得不同渗透率岩心在不同压差下的超临界CO2注入量，并通过驱替实验结果绘制研究区块储层的压差
‑
渗透率
‑
二氧化碳(CO2)流入量关系图版；所述的本步骤中为了实现实验模拟的合理性，对于注二氧化碳(CO2)的水平井，利用相似准则对驱替实验参数进行等效处理。所述的本步骤中所述如果渗透率超出实验岩心的渗透率，可以通过拟合给定实验压差下的曲线得到渗透率与二氧化碳(CO2)流入量的关系，最终获得该渗透率下的二氧化碳(CO2)流入量。
[0010](3)利用研究区块典型的岩心饱和地层水，然后进行驱替实验，获得实验过程中的二氧化碳(CO2)注入孔隙体积与渗透率之间的关系，并绘制此区块渗透率与二氧化碳(CO2)注入孔隙体积倍数的关系图版；所述的本步骤所述假设二氧化碳(CO2)流入一定时间为计算单位(5小时
‑
50小时之间的任一数值，具体时间根据实际注入条件和已有测井剖面确定)，期间二氧化碳(CO2)注入时岩心渗透率不发生变化，这段时间后渗透率发生一次变化。其中，计算时间单位的时间可以根据不同的水平井注入二氧化碳(CO2)条件进行调整。
[0011](4)选取注入二氧化碳(CO2)水平井，通过测井资料获得沿水平井分布的储层渗透率分布，根据步骤(2)获得注入压力下各段的超临界二氧化碳(CO2)流入量。假设二氧化碳(CO2)流入5小时为计算单位(可以进行相应调整)，期间二氧化碳(CO2)注入时岩心渗透率不发生变化，5小时后渗透率发生一次变化。计算这段时间内二氧化碳(CO2)流入量以及二氧化碳(CO2)所占的孔隙体积倍数；
[0012](5)利用得到的二氧化碳(CO2)注入体积倍数，通过步骤(4)的图版得到二氧化碳(CO2)注入5小时后水平段的渗透率，这里假设实验时注入岩心的二氧化碳(CO2)孔隙体积倍数与储层内注入二氧化碳(CO2)的孔隙体积倍数相同时，渗透率的变化相同，也就是说如果岩心和储层的渗透率相同，注入相同体积倍数的二氧化碳(CO2)时，得到的渗透率相同。
[0013](6)对步骤(4)、步骤(5)各循环6次(共12次)，根据二氧化碳(CO2)注入时间确定需要循环的次数，获得水平井不同渗透率储层段二氧化碳(CO2)注入量和注入后的渗透率。
[0014]进一步地，步骤(2)所述的岩心不饱和地层水是为了在二氧化碳(CO2)驱替过程中不发生二氧化碳(CO2)
‑
地层水
‑
岩心的反应，从而获得注入压力
‑
二氧化碳(CO2)流入量
‑
渗透率之间的关系；
[0015]进一步地，步骤(3)所述的岩心饱和地层水是为了在二氧化碳(CO2)CO2驱替过程中发生
‑
地层水
‑
岩心的反应，从而获得二氧化碳(CO2)流入量(注入孔隙体积)与渗透率之间
的关系。
[0016]进一步地，对于砂岩油气藏，如果储层矿物成份为不与二氧化碳(CO2)形成的弱酸溶液反应的矿物，那么在二氧化碳(CO2)流入过程中可以不考虑渗本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种基于室内实验的水平井二氧化碳注入剖面评价方法，其步骤是：(1)根据测井数据确定沿水平井分布的储层渗透率分布，按照渗透率进行频率分布按比例确定实验岩心；(2)利用确定的岩心进行超临界二氧化碳驱替实验，获得不同渗透率岩心在不同压差下的超临界二氧化碳注入量，通过驱替实验结果绘制研究区块储层的压差
‑
渗透率
‑
二氧化碳流入量关系图版；(3)利用研究区块典型的岩心饱和地层水，然后进行驱替实验，获得实验过程中的二氧化碳注入孔隙体积与渗透率之间的关系，绘制此区块渗透率与二氧化碳注入孔隙体积倍数的关系图版；所述的二氧化碳流入一定时间为计算单位，期间二氧化碳注入时岩心渗透率不发生变化，这段时间后渗透率发生一次变化，其中，计算时间单位的时间根据不同的水平井注入二氧化碳条件进行调整；(4)选取注入二氧化碳水平井，通过测井资料获得沿水平井分布的储层渗透率分布，根据步骤(2)中获得注入压力下各段的超临界二氧化碳流入量，设二氧化碳流入5小时为计算单位，期间二氧化碳注入时岩心渗透率不发生变化，5小时后渗透率发生一次变化，计算这段时间内二氧化碳流入量以及二氧化碳所占的孔隙体积倍数；(5)利用得到的二氧化碳注入体积倍数，通过步骤(4)的图版得到二氧化碳注入5小时后水平段的渗透率，设实验时注入岩心的二氧化碳孔隙体积倍数与储层内注入二氧化碳的孔隙体积倍数相同，渗透率的变化相同，岩心和储层的渗透率相同，注入相同体积倍数的二氧化碳时，得到的渗透率相同；(6)对步骤(4)、步骤(5)各循环6次，根据二氧化碳注入时间确定循环的次数，获得水平井不同渗透率储层段二氧化碳注入量和注入后的渗透率。2.根据权利要求1所述的一种基于室内实验的水平井二氧化碳注入剖面评价方法，其特征在于：所述步骤(2)中的岩心不饱和地层水在二氧化碳驱替过程中不发生二氧化碳
‑
地层水
‑
岩心的反应，获得注入压力
‑
二氧化碳流入量
‑
渗透率之间的关系。3...

【专利技术属性】
技术研发人员：谭永胜，李琦，徐亮，徐丽风，余涛，
申请(专利权)人：中国科学院武汉岩土力学研究所，
类型：发明
国别省市：