[发明专利]一种用于多周期注气作业的井底压力预测方法及系统

说明书

本发明公开了一种用于多周期注气作业的井底压力预测方法，包括：计算在当前注气周期内地层压缩条件下一定重量的注入气体相较于地面标况条件下对应的折算体积；根据折算体积，计算当前注气周期内地层条件下的注入流体排量，利用注入流体密度计算式，得到相应的注入流体密度；根据注入流体密度、待预测井底深度、及上一注气周期井底压力预测值，得到当前注气周期井底压力预测值。本发明提高了预测精度，现场应用方便，计算简单，降低了现场测流压、静压成本和风险，有效指导缝洞型油藏参数优化设计及注氮气、注水设备的配备，具有较为广阔的推广应用前景。

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，具体地说，是涉及一种针对缝洞型油藏的用于多周期注气作业的井底压力预测方法及系统。

背景技术

注气采油工艺作为缝洞型油藏提高采收率的重要手段，在塔河油田取得了良好效果。截至2017年底，单井注氮气替油累计实施436口井、919井次，累计增油148.8万吨，但随着开发的进行，采用常规方法预测多周期注气作业的井底注气压力误差大，达到11％以上，导致注气、注水设备浪费、利用率低，注气成本增加，不适合低油价下的低成本运行。在实际应用过程中现行的井底注气压力预测过程具有如下特点：1)缝洞型油藏储集体非均质性强，储集体规模变化大，油井开发复杂，没有规律可依，导致压力预测难度大；2)注氮气井多为生产多年的老井，由于压力测试费用高，若注气前开展压力测试，则注气成本上升，同时，注气过程中为高压注气，若在注气过程中进行压力的测试，则风险大；3)采用常规测压法计算，具有误差大的缺陷，这样，导致注气参数设计误差大，注气设备、注水设备现场利用率低，进一步，导致参数设计精确度低，设备浪费，不利于低油价下的低成本开发。

针对缝洞型油藏储层非均质性强，多周期注氮气井底压力预测误差大的特点，导致了注氮气参数设计难度大，注气、注水设备配备准确度低，而造成注气、注水设备浪费。若进一步这对这类缺点在注其作业前期，开展利用相关设备进行压力实测工作，则大大增加了采油成本。目前，国内外针对注气井井筒压力预测操作，多采用数学方法开展相关研究，但数学模型单一、受限参数多，而且计算量大、操作复杂，结果与现场还有一定的差距。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种用于多周期注气作业的井底压力预测方法，包括：步骤一、计算在当前注气周期内地层压缩条件下一定重量的注入气体相较于地面标况条件下对应的折算体积；步骤二、根据所述折算体积，计算当前注气周期内地层条件下的注入流体排量，利用注入流体密度计算式，得到相应的注入流体密度；步骤三、根据所述注入流体密度、待预测井底深度、及上一注气周期井底压力预测值，得到当前注气周期井底压力预测值。

优选地，所述步骤二包括：确定当前周期内注入流体的气水体积比；根据所述折算体积，确定当前周期内地层条件下的注气排量，基于此，根据当前所述气水体积比，确定当前周期内地层条件下的伴注水排量；进一步根据所述注气排量、所述伴注水排量，利用所述注入流体密度计算式，得到当前注气周期地层条件下的所述注入流体密度。

优选地，所述步骤一包括：确定当前注气周期内气体在地层条件下的气体参考压力及气体参考温度；根据所述气体参考压力和所述气体参考温度，确定当前气体折算压缩因子；进一步根据所述气体参考压力、所述气体参考温度和所述当前气体折算压缩因子，利用理想气体状态方程，得到相应的所述折算体积。

优选地，在所述步骤三中，根据所述注入流体密度和所述待预测井底深度，计算当前注气周期内注入流体对待预测深度井底的压力，基于此，利用所述上一注气周期井底压力预测值，得到所述当前注气周期井底压力预测值。

优选地，在确定当前注气周期内气体在地层条件下的气体参考压力及气体参考温度步骤中，包括：采用油井动液面法确定所述气体参考压力，或者将所述上一注气周期井底压力预测值作为所述气体参考压力；将注气作业前期井口气体实际温度值或邻井实测地层温度值作为所述气体参考温度。