一种油气井联网研究井间剩余油方法及智能开采井身结构设计
专利汇可以提供一种油气井联网研究井间剩余油方法及智能开采井身结构设计专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 属油气井增产技术领域，涉及一种基于“井联网”的井间剩余油研究方法及智能井身结构设计，方法主要包括瞬时压 力 反演井间孔渗分布和剩余油数值模拟数学模型；智能井身结构设计包括智能井口采油树、井下井身结构和智能滑套工作原理设计，其中井下井身结构设计，指实时计量和调控产能，井下产层安装流量、压力、 温度 和 声波 4个 传感器 ，通过光纤将采集的数据传输至井口。压裂增产后的 页岩 油气微纳孔隙储层，井间孔渗经人工改造发生随机变化，用智能完井系统才能精细描述这样储层。作为页岩油气三大增产技术之一的智能开采技术，涉及智能井身结构设计、井间孔渗反演和数值模拟数学模型这三项关键技术，油气井联网智能调控井下产层生产制度、分析井间剩余油，能够实现增产的目的。，下面是一种油气井联网研究井间剩余油方法及智能开采井身结构设计专利的具体信息内容。
1.一种油气井联网研究井间剩余油方法及智能开采井身结构设计，涉及一种基于“井联网”的井间剩余油研究方法及智能井身结构设计，方法主要包括瞬时压力反演井间孔渗分布和剩余油数值模拟数学模型，及智能井口采油树、井下井身结构和智能滑套工作原理设计，其中井下井身结构设计，指实时计量和调控产能，井下产层安装流量、压力、温度和声波4个传感器，通过光纤将采集的数据传输至井口。
2.根据权利要求1所述的油气井联网涉及智能开采技术，其特征在于包括了智能井身结构设计、井间孔渗反演和数值模拟数学模型这三项关键技术，油气井联网的网络化管理油气藏，实现智能调控井下产层生产制度、分析井间剩余油和增产提高采收率的目的。
3.根据权利要求1所述的油气井联网研究井间剩余油方法，其特征在于井间孔隙度、渗透率参数反演和剩余油数值模拟的数学模型，其方法如下：
(1)瞬时压力反演井间孔隙度和渗透率的数学模型
假设油藏孔隙度和渗透率值具有方向上的轴对称特征，智能完井中的永久光纤压力传感器实时采集产层中的瞬时压力值，刚性多孔介质中的单相可压缩流体表现为牛顿达西渗流特征(总压缩系数Ct，粘度u可用以下压缩扩散偏微分方程描述：
其中 为实时压力下的孔隙度分布函数，p(r，t)为随时间变化的压力变化函数，渗透率迁移张量 假设具有轴对称特征的渗透率有以下对角线数学分布规律：
这样，可以得到一个二维圆柱坐标系(r-z)下渗透率和孔隙度的空间分布方程，表现出方向轴对称性，渗透率Kr(r)和Kz(r)为径向和垂直方向的渗透率。初始边界条件假设如下：
P(r,0)＝0当t＝0时 (3)
当油井投产，井筒产层打开，总的体积流量qsf为时间定值条件下，设置的边界条件如下：
那么，在井筒没有流体的部分 有下式表示：
其中 r：r＝rw，l1＜z＜l2，
l1和l2为垂直开井井段,rw为井筒半径的边界。式(4)半径r条件下的渗透率分布时如下：
上式(4)和(5)圆柱井筒定义一个混合边值问题。另外，假设压力沿柱体表面开放,它们是时间的函数，即：
上述(5)同样适用于封闭、不渗透边界或者低渗透边界条件的描述储层油藏。
(2)应用集合卡曼滤波方法(KnKF)降噪
集合卡曼滤波方法(KnKF)是一种顺序数据同化方法，它的特点是能够较快地将采集到的数据滤波处理后更新数学模型参数和状态变量。应用集合卡曼滤波方法(KnKF)降噪处理智能井所获取的压力和流量生产数据，能够很好地预测井间地质孔隙度和渗透率参数。
随着开发时间的延续，应用上述数学模型，通过不断地更新和修正井间孔隙度和渗透率值、预测剩余油和修正地质模型，使地质模型描述逐步白化逼近无误差的实际地质模型，这个过程可以称之为数值模拟智能历史拟合。但是在用此方法评价美国丹佛某页岩油区块井间剩余油时，发现当井间距大于625m时，光纤传感器不能获取无噪声的产量和压力数值。
即便通过降噪处理后的流量和压力数值，来预测井间参数，所造成的误差也较大。
(3)数值模拟数学模型
建立动态数值模拟的数学模型，做如下假设：
1.储层为不可压缩的刚性多孔介质。
2.储层流体可压缩并且渗流遵循达西定律。
3.储层流体的粘度变化忽略不计。
基础数学模型可以用连续性方程表示为:
式中：
Nc—组分数，
Ω—油藏域，
Ωc∈Ω—油藏域中的子域(控制体)，
—表征相速，
—相势梯度。
这里，I＝1,2...Nc为组分标识数，J＝1,2...Np为相标识数。
离散方法采用全隐式三维有限差分格式。离散网格为块中心的非结构化正交网格。油藏的物理属性变量定义在网格中心点上，边界条件定义在网格边缘上，每个网格被视为一个基本控制体。这样，基本续性方程的左端时间变化率项可表示为:
设 为向后的时间差分算子：
这样时间变化率项的数值表述形式为：
对于基本连续性方程的流率项，在每个网格正交面上采用二维中点法则进行面积分处理，再用全隐式进行时间数值积分。这样，对于一个具有Ns个网格面的正交网格，组分I的流率项可表述为:
式中：
Ac，s—控制体Ωc中s面的面积，
—控制体Ωc和Ωc+1间的流率，
这里，x面处额J相表征流率可近似为：
式中：Δxc+1/2＝xc+1-xc
最后，全隐式的源汇项可表述为：
。
4.根据权利要求1所述的智能井身结构设计包括了井口和井下井身结构设计，其特征在于井下井身结构和智能滑套工作原理设计及井口采油树结构技术改造。
5.根据权利要求4所述的智能井井下井身结构设计，其特征在于将声波、温度、压力和流量4个传感器安装在油气井井下产层油(套)管处，实现实时将采集的声波、温度、压力和产量数据通过油(套)管光纤，传输到井口，以便于及时分析油气藏产能和井间剩余油(如图
1)。
6.根据权利要求4所述的智能井井口采油树结构技术改造设计，其特征在于井口采油树结构技术改造主要指改进采油树的供电方式，即采油树运用太阳能电池板作为生产数据表的动力，收集和传输井下的生产数据(如图2)。
7.根据权利要求4所述的智能井井下智能滑套工作原理设计，其特征在于能够实现实时调控产层的工作制度(如图3)。
一种油气井联网研究井间剩余油方法及智能开采井身结构
设计
技术领域
背景技术
发明内容
假设油藏孔隙度和渗透率值具有方向上的轴对称特征，智能完井中的永久光纤压力传感器实时采集产层中的瞬时压力值，刚性多孔介质中的单相可压缩流体表现为牛顿达西渗流特征(总压缩系数Ct，粘度u可用以下压缩扩散偏微分方程描述：
其中 为实时压力下的孔隙度分布函数，p(r，t)为随时间变化的压力变化函数，渗透率迁移张量 假设具有轴对称特征的渗透率有以下对角线数学分布规律：
这样，可以得到一个二维圆柱坐标系(r-z)下渗透率和孔隙度的空间分布方程，表现出方向轴对称性，渗透率Kr(r)和Kz(r)为径向和垂直方向的渗透率。初始边界条件假设如下：
P(r,0)＝0当t＝0时 (3)
当油井投产，井筒产层打开，总的体积流量qsf为时间定值条件下，设置的边界条件如下：
那么，在井筒没有流体的部分 有下式表示：
其中Ui2＝1 r：r＝rw，l1＜z＜l2，
l1和l2为垂直开井井段,rw为井筒半径的边界。式(4)半径r条件下的渗透率分布时如下：
上式(4)和(5)圆柱井筒定义一个混合边值问题。另外,假设压力沿柱体表面开放,它们是时间的函数,即：
上述(5)同样适用于封闭、不渗透边界或者低渗透边界条件的描述储层油藏。
(2)应用集合卡曼滤波方法(KnKF)降噪
集合卡曼滤波方法(KnKF)是一种顺序数据同化方法，它的特点是能够较快地将采集到的数据滤波处理后更新数学模型参数和状态变量。应用集合卡曼滤波方法(KnKF)降噪处理智能井所获取的压力和流量生产数据，能够很好地预测井间地质孔隙度和渗透率参数。
随着开发时间的延续，应用上述数学模型，通过不断地更新和修正井间孔隙度和渗透率值、预测剩余油和修正地质模型，使地质模型描述逐步白化逼近无误差的实际地质模型，这个过程可以称之为数值模拟智能历史拟合。但是在用此方法评价美国丹佛某页岩油区块井间剩余油时，发现当井间距大于625m时，光纤传感器不能获取无噪声的产量和压力数值。
即便通过降噪处理后的流量和压力数值，来预测井间参数，所造成的误差也较大。
(3)数值模拟数学模型
建立动态数值模拟的数学模型，做如下假设：
1.储层为不可压缩的刚性多孔介质。
2.储层流体可压缩并且渗流遵循达西定律。
3.储层流体的粘度变化忽略不计。
基础数学模型可以用连续性方程表示为:
式中：
Nc—组分数，
Ω—油藏域，
Ωc∈Ω—油藏域中的子域(控制体)，
—表征相速，
—相势梯度。
这里，I＝1,2...Nc为组分标识数，J＝1,2...Np为相标识数。
离散方法采用全隐式三维有限差分格式。离散网格为块中心的非结构化正交网格。油藏的物理属性变量定义在网格中心点上，边界条件定义在网格边缘上，每个网格被视为一个基本控制体。这样，基本续性方程的左端时间变化率项可表示为:
设 为向后的时间差分算子：
这样时间变化率项的数值表述形式为：
对于基本连续性方程的流率项，在每个网格正交面上采用二维中点法则进行面积分处理，再用全隐式进行时间数值积分。这样，对于一个具有Ns个网格面的正交网格，组分I的流率项可表述为:
式中：
Ac，s—控制体Ωc中s面的面积，
—控制体Ωc和Ωc+1间的流率，
这里，x面处额J相表征流率可近似为：
式中：Δxc+1/2＝xc+1-xc
最后，全隐式的源汇项可表述为：
附图说明
15、防漏罩；16、下滑套(支撑滑套)；17、弹簧组；18、密封垫；19、滚珠效杠副；20、上滑套(移动滑套)；21、油管。
具体实施方式
1无线网络数据传输系统，智能井工作时，利用4个传感器分别实现对井下声波、温度、压力以及油气产量的监测。所采集的数据通过油(套)管光纤传感器传输到井口，井口压缩打包后，通过1无线网络路由器将数据传输到指定的分析中心。
1524m～2439m(5000ft～8000ft)，油气层厚度12.2m(40ft)，有效厚度为6.1m(20ft)。烃源岩富有机质含量TOC为2％～10％，成熟度(镜质体反射率)Ro为0.6％～1.8％。储层为海相珊瑚礁溶蚀孔隙类型，地层孔隙度6％～11％，平均9.8％；渗透率平均0.0006x10-3um2；原始含水饱和度25％～50％，平均37％；原始含油饱和度为54％～75％，平均56％。原油体积系数1.2～1.7，平均1.686172；地面脱气原油密度0.83g/cm3。油藏天然驱动能量为弹性溶解气驱，弹性溶解气驱采收率4.3％～17.7％，平均7％；原始汽油比GOR大于3Mcf/Bo，平均
1.7Mcf/Bo。区块预期储量超过798.32x104t(5700万桶)油当量，其中石油、液态天然气和天然气的比例分别为73％、17％和10％。自2010
年底开始对Niobrara油气藏某区块投入开发，截止2012年6月底完钻投产水平井9口，正钻井2口，区日产水平油129.55t(925桶)，平均单井日产油14.39t。基础井网采用线性水平井平行井网(320m*2000m或540m*1200m井距，井网密度每口井160英亩)，单井控制面积
0.647km2，单井平均控制可采油当量16.84x104t(102MBOE)，最大可达16.84x104t(150MBOE)；井网密度1.55口/km2，总开发设计井数为264口井。水平井水平段长度1200m～
2100m,一般采用1200m，分16段采用成对交错压裂的增产效果较好，钻井周期10～15天，平均13天。每口建井成本360～420万美元，单井压裂加砂量1860m3～3200m3，单井压裂液用量
3000m3～12000m3，一般为3200m3。形成体积有效网缝的压裂半径为76m～152m(250～
500ft)，试井分析表明，水平井井间距大于300m一般不存在井间干扰现象。压裂作业每段
8.7万美元，综合压裂作业成本每段总费用12～14万美元。压裂返排一般90天后可见地层水。
开发动态反映出基础井网540*1200m的井距较大，井网偏稀，水平井之间存在未动用储量。随着部分生产井呈现出较快的指数递降规律，单井产量普遍递减为初产的50％甚至
30％以下，需要投产新井弥补区块产量损失，在2012年油价较高时，加密调整时机已经成熟。
截止2015年底，用上述方法研究加密可行性方案进行实施，美国丹佛Niobrara页岩油气藏某区块水平加密已投产2口井，单井日初产9.6～13.4t,平均11.2t，初步实现了增储稳产的加密目的。
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