【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及砾岩油油藏开发，具体地说，涉及一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法。
技术介绍
1、已开发的低渗透油藏一次开发采收率低，且低渗透油藏常规注水不适用，需要转换开发方式提高采收率。目前直井均采用衰竭式开发，针对常规水驱不适用、局部脱气严重导致油藏递减快、最终采收率低的问题，急需寻找提高低渗油藏采收率的适用技术。气驱/吞吐、重复压裂是提高低渗、致密储层采收率的主要技术方向。
2、气驱开发油藏会涉及最小混相压力及开发过程中流体的相态变化，且不同生产阶段原油组分会发生部分变化，因此根据不同生产阶段标定不同的混相压力及相态变化参数，可为现场实施注气技术提供参考，有效指导注气提高采收率方案的实施。
3、现有技术cn106021778b公开了一种模拟co2驱替动态混相压力的确定方法，包括如下步骤：(1)co2-地层原油间的界面张力的测定；(2)将地层原油的物性参数输入至eclipse数值模拟软件的pvti模块中，拟合流体的参数使pvti模块中的流体与地层原油的性质相同；在pvti模块中模拟co2驱替，当压力为上述测定的油藏初始情况下的最小混相压力时，监测pvti模块中的油气界面张力；当油气界面张力为零时，此时导出流体性质数据；(3)将导出的流体性质数据放入目标油田的数值模拟模型中，进行虚拟开发；通过分析数值模拟模型中每个网格的界面张力变化，即确定此时的混相压力。但是上述方法没有考虑到开发一定阶段后，地层中的相关参数会发生变化，此时如果还使用初始地层中的相关参数进行模拟开发，会导致生产模拟结果不精准
4、因此，亟需提供一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，相对于现有技术，得到高精度的生产拟合结果。
技术实现思路
1、为了解决上述问题，本专利技术提供一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法。
2、为达到上述目的，本专利技术的技术方案如下：
3、一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，包括以下步骤：
4、s1、测定气体与地层原油之间的界面张力，确定油藏初始条件下的最小混相压力；
5、s2、通过地层原油物性参数，拟合流体泡点压力、相对体积系数、粘度、密度、气体膨胀实验及最小混相压力实验，得到与地层原油性质相同的流体参数；
6、s3、进行气体驱替，当压力达到s1步骤中确定的最小混相压力，同时，气体与地层原油之间的界面张力为零时，导出流体物性参数文件；
7、s4、将s3中导出的流体物性参数文件加载到目标油藏的数值模拟模型中，计算最小混相压力，拟合生产情况；
8、s5、当油井生产特征变化突增或突降时，重新测定该节点地层油的最小混相压力、泡点压力、密度、粘度；
9、s6、用s5测定的泡点压力、密度、粘度替换s2中相对应的参数，用s5中重新测定的最小混相压力值替换s3中的最小混相压力，并重复s2-s6步骤，得到最终的拟合生产情况。
10、进一步地，s2中所述的物性参数包括s1中测定的气体与地层原油之间的界面张力、地层油中c7+摩尔质量、地层油中c1+n2摩尔质量、地层油中c2-c6摩尔质量。
11、更进一步地，s4步骤中的最小混相压力通过下式计算得出：
12、
13、上式中，mmp气体表示注入气体时的最小混相压力；tr表示地层温度；表示地层油中c7+摩尔质量；表示地层油中c1+n2摩尔质量；表示地层油中c2-c6摩尔质量。
14、进一步地，s5步骤中泡点压力的测定采用以下方法：
15、(1)先进行粗测泡点压力：从地层压力起退泵降压，并注意观察压力表指针变化，当压力表指针降低速度减慢或不下降甚至回升时，停止退泵，压力表指针稳定后的压力数值即为粗测泡点压力值；
16、(2)再进行细测泡点压力：升压至地层压力，从地层压力开始降压，间隔降压，当压力降至粗测泡点压力值时，最后一次降低一定压力后，稳定后的压力值为最后测得的泡点压力。
17、进一步地，s5中通过密度计重新测定该节点的密度，通过落球粘度计重新测定该节点的粘度。
18、进一步地，s1步骤进行的具体方法为：保持地层温度条件不变，在不同压力条件下，测定气体与地层原油之间的界面张力，得到气体与地层原油间的界面张力与压力之间的关系曲线，依据该曲线，当气体与地层原油间的界面张力为零时所对应的压力为油藏初始条件下的最小混相压力。
19、更进一步地，气体与地层原油之间的界面张力采用悬滴法进行测定。
20、与现有技术相比，本专利技术的有益效果为：
21、(1)本专利技术在油藏开采过程中，通过观察油藏生产特征变化，来发现生产特征变化较大的节点，从而可以对此节点处的参数进行更正，使得考虑时变混相压力时的单井累产量要比不考虑时变混相压力时的单井累产量要高3％左右，得到高精度的历史拟合结果，有效提高实际开采中的气驱混相效果。
本文档来自技高网...【技术保护点】
1.一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，S2中所述的物性参数包括S1中测定的气体与地层原油之间的界面张力、地层油中C7+摩尔质量、地层油中C1+N2摩尔质量、地层油中C2-C6摩尔质量。
3.根据权利要求2所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，S4步骤中的最小混相压力通过下式计算得出：
4.根据权利要求1所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，S5步骤中泡点压力的测定采用以下方法：
5.根据权利要求1所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，S5中通过密度计重新测定该节点的密度，通过落球粘度计重新测定该节点的粘度。
6.根据权利要求1所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，S1步骤进行的具体方法为：保持地层温度条件不变，在不同压力条件下，测定气体与地层原油之间的界面张力，得到气体与地层原油间的界面
7.根据权利要求6所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，气体与地层原油之间的界面张力采用悬滴法进行测定。
...【技术特征摘要】
1.一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，s2中所述的物性参数包括s1中测定的气体与地层原油之间的界面张力、地层油中c7+摩尔质量、地层油中c1+n2摩尔质量、地层油中c2-c6摩尔质量。
3.根据权利要求2所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，s4步骤中的最小混相压力通过下式计算得出：
4.根据权利要求1所述的一种基于时变混相压力的致密砾岩油藏数值模拟方法，其特征在于，s5步骤中泡点压力的测定采用以下方法：
5.根据权利要求...
【专利技术属性】
技术研发人员：覃建华，张景，冯月丽，丁艺，王英伟，邓玉森，董岩，范希彬，户海胜，朱越，朱键，张代燕，朱世杰，牛有牧，何金玉，姚振华，董杰，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
还没有人留言评论。发表了对其他浏览者有用的留言会获得科技券。