一种正己烷辅助蒸汽+CO2+N2驱的数值模拟高效开发稠油油藏方法

摘要

本发明提供了一种正己烷辅助蒸汽+CO2+N2驱的数值模拟高效开发稠油油藏方法。该方法在蒸汽驱中注入CO2、N2和正己烷助剂，使用数值模拟手段，为油藏开发提供合理的开发方式。根据油藏地质条件使用数值模拟软件中对前期室内实验得到的高温高压物性实验结果进行拟合，可以得到完整的PVT数据。建立油藏地质模型，将拟合好的PVT数据导入到油藏地质模型。向注入井注入正己烷、蒸汽、CO2、N2，同时打开生产井，根据拟合好的模型进行模拟计算。此外，正己烷有助于二氧化碳在稠油中的溶解度增加，有助于稠油的膨胀降粘，正己烷溶于原油可以使稠油稀释降粘，同时正己烷能够抑制CO2对稠油萃取抽提，抑制轻烃组分的挥发，N2具有保压隔热的效果，从而提高采收率。

说明书

技术领域

本发明涉及油气藏开发技术领域，针对稠油油藏蒸汽热力采油基础上，采用正己烷为助溶剂，CO

背景技术

胜利油田发现大量稠油油藏，由于地下粘度高，常见水驱采收率低，主蒸汽热力采油可以大幅降低原油粘度，但也有较多油藏采用单一蒸汽驱时存在顶底盖层热损失大、蒸汽腔拓展不均匀等问题，一定程度上制约了该部分稠油油藏的开发效果和注蒸汽热力采油技术的推广应用。

正己烷作为溶剂在国内应用较少，溶剂在高温下气化，流度增加，可快速运移至蒸汽腔前缘，其一方面可将热量传递给蒸汽腔前缘处的原油，另一方面冷凝后也可与原油发生掺混，实现原油的大幅降粘。采用正己烷助剂、CO

发明内容

针对单一蒸汽驱开发稠油油藏存在的顶底盖层热损失大，本发明采用正己烷作为助剂辅助蒸汽+CO

本发明是通过下述技术方案实现：一种正己烷辅助蒸汽+CO

步骤S1：(1)根据油藏地质资料，选取油藏作为开采对象，得到油藏具体特征参数。

步骤S2：(2)使用数值模拟软件中对前期室内实验得到的高温高压物性实验结果进行拟合，主要是对原油粘度、注汽膨胀实验等结果进行拟合，可以得到完整的PVT数据，包括临界温度、临界压力、组分密度、热膨胀系数、压缩系数和不同温度下对应的粘度等参数。

步骤S3：(3)根据相态拟合的过程，首先对原油的基本实验数据和注入CO

步骤S4：(4)然后加入正己烷溶剂组分，正己烷作为助剂溶于稠油稀释降粘，辅助CO

步骤S5：(5)对EOS状态方程参数进行调整,保证计算出的结果和实验室测量结果能够相互匹配，然后将拟合好的EOS状态方程输出给组分模型作为组分模拟的状态方程。

步骤S6：(6)对原油的临界压力、临界温度和偏心因子等参数进行调整，而对其他组分(CO

步骤S7：(7)通过相态拟合模块对原油粘度、密度进行拟合，实验误差在拟合精度的要求之内。

步骤S8：(8)建立油藏地质模型并将网格划分成多个单元格，并将网格粗化将拟合好的PVT数据导入到油藏地质模型并输入相渗数据等其他油藏参数。

步骤S9：(9)在该模型中打一口生产井和一口注入井，设置注入井和生产井参数，井距200米。

步骤S9：(10)设计正己烷、蒸汽、CO

步骤S10：(11)采用不同注入方案通过蒸汽驱的注入方式分别在注入井注入4个1PV的蒸汽+CO2+N2气体段塞和正己烷段塞到油藏中，首先注入0.5PV正己烷段塞，先将原油稀释降粘，再注入1PV蒸汽段赛，是稠油进一步降粘，1PV注入CO2段塞，使原油膨胀降粘，增加流度比，最后注入1PV氮气段塞，起到保压隔热的作用，控制最小井底流压20000KPa,注入速度800m3/d。

步骤S11：(12)当注入井注入气体的同时，打开生产井生产，控制井底流压为20000KPa,日产油量200m

和已有的发明技术相比，本发明具有以下几个优点：

(1)本发明首次提出利用正己烷作为助剂实现蒸汽辅助CO

(2)正己烷作为助剂溶于原油可以使稠油稀释降粘，同时正己烷能够抑制CO

(3)正己烷促进CO

附图说明：

图1注气膨胀实验拟合结果

图2地质模型

图3累计产油量

图4不同方案降粘规律统计图

具体实施方式：以下结合附图对本发明设计作进一步说明，所举实例只用于解释本发明，并非用于限制本发明的使用范围。

(1)根据地质资料，选取油藏，油藏深度为1200m，厚度为21m，平均渗透率为5-2000md，地层原油的粘度为>5000mPa·s，原油密度为0.93g/cm

表1油藏基础参数表

(2)使用数值模拟软件中对前期室内实验得到的高温高压物性实验结果进行拟合，主要是对原油粘度、注汽膨胀实验等结果进行拟合，可以得到完整的PVT数据，包括临界温度、临界压力、组分密度、热膨胀系数、压缩系数和不同温度下对应的粘度等参数。

(3)根据相态拟合的过程，首先对原油的基本实验数据和注入CO

(4)然后加入溶剂组分，导出正己烷、CO

表3正己烷的K值表

表4 CO

(5)对EOS状态方程参数进行调整,保证计算出的结果和实验室测量结果能够相互匹配，然后将拟合好的EOS状态方程输出给组分模型作为组分模拟的状态方程。

(6)对原油的临界压力、临界温度和偏心因子等参数进行调整，而对其他组分(CO

(7)通过相态拟合模块对原油粘度、密度进行拟合，实验误差在拟合精度的要求之内,拟合结果如表2所示。

表2原油基础参数拟合结果

(8)本次建立了大小为168m×168m×150m的地质模型，在划分网格时采用了均匀网格系统，划分了80×60×15的网格，共计67200个网格，I方向网格大小为168m，J方向网格大小为168m，K方向网格大小为150m，垂向上划分15个网格，地质模型如图2所示，将拟合好的PVT数据导入到油藏地质模型。

(9)在该模型中设置注入井和生产井参数，其中12个为生产井，3个为注入井，井距200米。

(10)设计正己烷、蒸汽、CO

(11)采用不同注入方案通过蒸汽驱的注入方式分别在注入井注入4个1PV的蒸汽+CO

(12)当注入井注入气体的同时，打开生产井生产，控制井底流压为20000KPa,日产油量200m3/d,开井生产一段时间，得到累计产油量和不同方案降粘范围统计图。

(13)开井生产一段时间，累计产油量如图3所示，不同方案降粘规律统计图如图4所示。从统计结果中可以看出，蒸汽+CO

以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。