一种边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法技术

本发明专利技术公开了一种边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法，利用复合组合的方式，充分发挥

【技术实现步骤摘要】
一种边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法


[0001]本专利技术属于边底水稠油油藏调驱
，具体涉及到一种边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法
。

技术介绍

[0002]在边底水稠油油藏开发过程中，边底水的存在影响油藏的开采效果，与常规稠油油藏相比，该类油藏存在油井见水早
、
无水采油期短
、
含水上升快
、
采油成本高
、
经济效益低等一系列的生产问题，从而导致采收率普遍偏低
。
[0003]目前边底水稠油油藏中常用的冷采技术有
CO2吞吐
、N2吞吐
、
降黏剂辅助
CO2吞吐
、N2+
泡沫吞吐
。
其中，
N2泡沫技术具有抑制底水锥进，调整油水剖面
、
封堵大孔道，降低油水界面张力等优点
。
降黏剂
CO2技术具有显著的双重降黏效果，能够显著的降低原油黏度，增加原油流动性，并有效地减少沥青质的沉淀，但也面临着抑制底水锥进效果不好和补充储层能量受限等问题
。CO2吞吐技术优点有溶解降黏降低稠油黏度
、
溶解气驱采油
、
萃取轻质组分，但地层能量衰减较快，抑制底水锥进的能力不足
。
[0004]本次专利技术利用
N2、
泡沫
、CO2、
降黏剂各剂的优点以及协同作用，提供一种边底水稠油油藏控水稳油技术，达到抑制底水锥进r/>、
提高油井产量，提高采收率的效果
。
利用数值模拟开展控水稳油技术方案注采参数经济界限研究，以产出投入比为指标，确定控水稳油技术的技术方案及技术参数
。
该研究可以为相关边底水稠油油藏的开采方案制定以及注采参数的优化提供借鉴
。

技术实现思路

[0005]本部分的目的在于概述本专利技术的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例
。
在本部分以及本申请的说明书摘要和专利技术名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分
、
说明书摘要和专利技术名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本专利技术的范围
。
[0006]鉴于上述和
/
或现有技术中存在的问题，提出了本专利技术
。
[0007]因此，本专利技术的目的是，克服现有技术中的不足，提供一种边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法
。
[0008]为解决上述技术问题，本专利技术提供了如下技术方案：包括，
[0009]包括，
[0010]基于矿场实际模型，提取吞吐井所在单元，采用
CMG
油藏数值模拟软件
STARS
模拟器构建模拟边底水稠油概念模型；
[0011]以累产油量和产出投入比为评价指标，根据模型模拟输出依次确定一体化控水稳油体系的注入时机
、
体系中各添加剂的注入量以及添加剂全部注入后的焖井时间，获得边底水稠油油藏应用一体化控水稳油体系的调驱方案；
[0012]其中，所述一体化控水稳油体系为
N2‑
泡沫
、
降黏剂
、CO2、N2，调驱过程中依次注入
。
[0013]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：
所述注入时机的确定方法包括，
[0014]设计在不同含水率方案下模拟实施控水稳油一体化调驱，得出每个方案的累计产油量；
[0015]在考虑投注成本的基础上计算不同含水率方案下的产出投入比；
[0016]以累计产油量和产出投入比为评价指标，确定一体化控水稳油体系的注入时机
。
[0017]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：所述体系中各添加剂的注入量的确定为依次确定
N2‑
泡沫
、
降黏剂
、CO2、N2的注入量
。
[0018]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：所述
N2‑
泡沫的注入量的确定方法包括，
。
[0019]基于确定的注入时机的技术参数，设计不同
N2‑
泡沫气液比方案，模拟得出每个方案的累计产油量，以累计产油量为指标确定
N2‑
泡沫气液比方案；
[0020]基于确定的
N2‑
泡沫气液比方案，设计不同
N2‑
泡沫注入量方案，通过模型模拟得出每个方案的累计产油量；
[0021]在考虑投注成本的基础上，计算不同
N2‑
泡沫注入量方案下的产出投入比；
[0022]以累计产油量和产出投入比为评价指标，确定
N2‑
泡沫注入量的技术参数
。
[0023]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：所述降黏剂的注入量的确定方法包括，
[0024]基于确定的
N2‑
泡沫的注入量的技术参数，设计不同降黏剂的注入量方案，通过模型模拟得出每个方案的累计产油量；
[0025]在考虑投注成本的基础上，计算不同降黏剂注入量方案下的产出投入比；
[0026]以累计产油量和产出投入比为评价指标，确定降黏剂注入量
。
[0027]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：所述
CO2的注入量的确定方法包括，
[0028]基于确定的降黏剂注入量的技术参数，设计不同
CO2的注入量方案，通过模型模拟得出每个方案的累计产油量；
[0029]在考虑投注成本的基础上，计算不同
CO2注入量方案下的产出投入比；
[0030]以累计产油量和产出投入比为评价指标，确定
CO2注入量
。
[0031]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：所述焖井时间的确定方法包括，
[0032]基于确定的
N2注入量的技术参数，设计不同焖井时间方案，通过模型模拟得出每个方案的累计产油量；
[0033]在考虑投注成本的基础上，计算不同焖井时间方案下的产出投入比；
[0034]以累计产油量和产出投入比为评价指标，确定焖井时间
。
[0035]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：根据所述方法确定的一体化控水稳油体系的注入时机
、
体系中各添加剂的注入量以及添加剂全部注入后的焖井时间构成边底水稠油油藏的调驱方案
。
[0036]作为本专利技术所述边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法的一种优选方案，其中：所述调驱方实现的采收率相较于调驱前提升幅度
>15
...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.
一种边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法，其特征在于：包括，基于矿场实际模型，提取吞吐井所在单元，采用
CMG
油藏数值模拟软件
STARS
模拟器构建模拟边底水稠油概念模型；以累产油量和产出投入比为评价指标，根据模型模拟输出依次确定一体化控水稳油体系的注入时机
、
体系中各添加剂的注入量以及添加剂全部注入后的焖井时间，获得边底水稠油油藏应用一体化控水稳油体系的调驱方案；其中，所述一体化控水稳油体系为
N2‑
泡沫
、
降黏剂
、CO2、N2，调驱过程中依次注入
。2.
如权利要求1所述的边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法，其特征在于：所述注入时机的确定方法包括，设计在不同含水率方案下模拟实施控水稳油一体化调驱，得出每个方案的累计产油量；在考虑投注成本的基础上计算不同含水率方案下的产出投入比；以累计产油量和产出投入比为评价指标，确定一体化控水稳油体系的注入时机
。3.
如权利要求1所述的边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法，其特征在于：所述体系中各添加剂的注入量的确定为依次确定
N2‑
泡沫
、
降黏剂
、CO2、N2的注入量
。4.
如权利要求1或3所述的边底水稠油油藏一体化控水稳油的方法，其特征在于：所述
N2‑
泡沫的注入量的确定方法包括，
。
基于确定的注入时机的技术参数，设计不同
N2‑
泡沫气液比方案，模拟得出每个方案的累计产油量，以累计产油量为指标确定
N2‑
泡沫气液比方案；基于确定的
N2‑
泡沫气液比方案，设计不同
N2‑
泡沫注入量方案，通过模型模拟得出每个方案的累计产油量；在考虑投注成本的基础上，计算不同
N2‑
泡沫注入量方案下的产出投入比；以累计产油量和产出投入比为评价指标，确定
N2‑
泡沫注入量的技术参数
。5.
如权利要求1或3所述的边底水稠...

【专利技术属性】
技术研发人员：朱庆杰，王奥，张娜，陶磊，史文洋，马春晖，白佳佳，徐正晓，商海驰，
申请(专利权)人：常州大学，
类型：发明
国别省市：