一种注聚井定压注入合理井底压力的确定方法
技术领域
本发明属于油田开发领域，具体涉及一种注聚井定压注入合理井底压力的确定方法。
背景技术
随着经济的快速发展，我国对石油资源的需求与日俱增。对于稠油油藏等复杂油藏，常规水驱条件下的采出程度有限，油田开发后期亟需使用新手段来提高采收率。目前，基于聚合物驱的化学驱提高采收率技术已成为国内油田高效开发的基础和关键，为三桶油完成增储上产目标发挥着重要作用。对油藏开发而言，“压力是灵魂”，注入压力上升是聚合物驱注入井最重要的动态变化，也是保证聚合物驱取得良好效果的重要影响因素之一。随着聚合物驱规模的逐步扩大，开发方案设计也逐步向深入化与精细化发展，合适的注入压力能确保注聚期间保障充足且稳定的能量，高效开发。
在聚合物驱矿场实践中，当注聚过程中注入压力接近注入流程的限制压力时，常常会转为定压注入，此时降低注入流量在保证安全的前提下，最大限度实现实际注入量接近方案设计注入量。事实上，考虑定压注入的室内物理实验模拟结果均表明，定压注入的方式是提高驱替效果的有效途径之一。但是在目前大多数文献中，针对聚合物驱的油藏数值模拟、开发方案设计等主要在恒速注入这个大前提下开展研究。除此之外，对于定压注聚井来说，期间设置多大的注入井底压力是方案成功的关键。压力设定过高会导致注聚井注入压力上升过快、注入量达不到配注要求，甚至超过地层破裂压力；而压力设定过低则会出现Hall曲线斜率抬升不明显，无法经济地提高采收率。因此需要找到一种简便的方法来确定注聚井定压注入的合理井底压力。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，该方法应用简便，可操作性强，能够对制定聚合物驱“一井一压力”的精细化调控策略、进一步提高采收率提供有效指导。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，包括以下步骤：
步骤一：收集目标井组聚合物驱的定压注入参数，根据现场动态取样确定该目标井组中每口注聚井的实际注入聚合物黏度；
步骤二：在目标井组的控制区域建立三维地质模型，得到控制区域内每个网格的岩石流体参数，通过网格面积加权获取目标井组的平均地层原油黏度，并通过统计控制区域内各高渗层与低渗层的厚度获取平均厚度比；
步骤三：根据步骤一和步骤二中获取的参数值确定合理注入井底压力倍数；
步骤四：在步骤二中建立的三维地质模型的基础上进行数值模拟运算，得到定速聚合物驱条件下注聚井的稳定注入井底压力，并进一步确定出合理的注入井底压力。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤一中，定压注入是指在油藏进行聚合物驱开发阶段内，注聚井维持基本恒定的井底压力而注入聚合物至地层中的驱替方式。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤一中，定压注入参数包括段塞尺寸、注入时机、注入浓度、吸附曲线、粘浓曲线。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤二中，高渗层指渗透率不小于0.5μm2的储层，低渗层指渗透率小于0.5μm2的储层。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤二中，平均地层原油黏度
式中，z为注聚井的受效生产井总个数；μok为注聚井与第k个受效生产井在主流线上所经网格的原油黏度；Ak为注聚井与第k个受效生产井在主流线上所经网格包络的面积。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤二中，平均厚度比
式中，m为井组控制区域的高渗层个数；n为井组控制区域的低渗层个数；hHi为第i个高渗层的厚度；hLi为第i个低渗层的厚度。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤三中，合理注入井底压力倍数R通过下式确定：
式中，μp为实际注入聚合物黏度。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤四中，定速聚合物驱是指在油藏聚合物驱阶段内，注聚井维持基本恒定的注入流量而注入聚合物至地层中的驱替方式。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤四中，在通过数值模拟方法得到定速注聚的注入井底压力后，绘制剔除噪点后的井底压力随时间变化的曲线，取达到稳定阶段的井底压力平均值作为稳定注入井底压力。
所述的注聚井定压注入合理井底压力的确定方法，优选地，所述步骤四中，合理注入井底压力值pR通过下式确定：
pR＝pV×R
式中，pv为定速聚合物驱条件下注聚井的稳定注入井底压力。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明提供的针对定压注聚井的合理注入井底压力确定方法，应用简便，可操作性强，能够对制定“一井一压力”的精细化调控策略、改善聚合物驱开发效果提供有效指导。2、本发明经数值模拟结果表明，在药剂用量基本相同的条件下，与定速注入方案相比，能够进一步提高采收率幅度，加深含水下降漏斗幅度。
附图说明
为了更清楚的说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单的介绍，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例。
图1为本发明实施例聚合物驱井组在地质模型中的井位示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本实施例以渤海J油田某定压注聚井井组为例，采用本发明方法对4口注聚井的合理注入井底压力进行计算。如图1所示，本实施例的注采井组井位中INJ1-INJ4为注聚井，PRO1-PRO11为生产井，其具体步骤为：
1)收集目标井组聚合物驱的注入参数，根据现场动态取样确定该目标井组中每口注聚井的实际注入聚合物黏度μp(如表1所示)；
表1注聚井实际注入聚合物黏度
2)在目标井组的控制区域建立三维地质模型，得到控制区域内每个网格的岩石流体参数，通过网格面积加权得到目标井组的平均地层原油黏度
表2平均地层原油黏度计算结果
同时，通过统计控制区域内各高渗层与低渗层的厚度，并按照高渗层指渗透率不小于0.5μm2的储层，低渗层指渗透率小于0.5μm2的储层进行分类，进而通过下式计算平均厚度比
表3平均厚度比计算结果
3)根据下式计算合理注入井底压力倍数R，合理注入井底压力倍数计算结果如表4所示；
表4合理注入井底压力倍数计算结果
4)在三维地质模型的基础上使用ECLIPSE软件进行数值模拟运算，得到定速聚合物驱条件下注聚井的稳定注入井底压力pv，并根据下式计算合理注入井底压力pR，合理注入井底压力计算结果如表5所示；
pR＝pV×R
表5合理注入井底压力计算结果
数值模拟结果表明，基于本实施例方法确定定压注入下的合理注入井底压力的方案，在药剂用量基本相同的条件下，与定速注入方案相比，能够进一步提高采收率幅度1.43％，含水下降漏斗幅度加深，最大降幅1.07％。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
