CN101942984A

CN101942984A - 碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法

Info

Publication number: CN101942984A
Application number: CN2010101036286A
Authority: CN
Inventors: 焦方正; 窦之林; 涂兴万; 王世洁; 甘振维; 胡广杰; 梁尚斌; 赵普春; 任文博; 黄咏梅; 李柏林
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Priority date: 2010-01-27
Filing date: 2010-01-27
Publication date: 2011-01-12

Abstract

本发明为碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法，其包括步骤：一，试注，在缝洞型油藏弹性能量不足时，正常注水之前，在一定周期内进行试注确定适合注水替油的井位，然后结合储集体类型确定注水速度；二，向该油藏内注入适量比重比原油大且与原油互不相溶的高比重液体，以补充地层亏空，恢复地层压力；三，关井，利用油与高比重液体重力分异使油与高比重液体发生置换，高比重液体下沉至储集体下部形成次生底水，从而向上驱油，抬升油水分界面；四，当井口压力恢复到基本稳定后开井进行采油。本发明通过向油井注入高比重且与原油不相溶的液体，如油田污水，使原油与油田污水发生置换，并汇聚在缝洞的上部或高部位的井底，从而再进行开采。

Description

碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法

技术领域

本发明涉及一种碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法。

背景技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集空间类型多样化、储集体连通性差、流体流动状态及油水关系复杂的特点，经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程，属于与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。由于对缝洞体发育规律和油藏流体流动特征的认识程度低，国内外在缝洞型油藏开发方面还没有形成相应的开发理论和开发方法，导致这类油藏未能开发或者开发水平低，这类油藏采用衰竭式开发采收率很低，采收率不足10％。

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏前期开发实践表明，油井生产的规律性差，油井见水呈现出点状，构造高部位先见水。递减规律复杂，部分井从投产初期衰竭式递减，不见水，表现为能量不足；部分井具有一定的稳产期，见水后产量快速下滑，见水前后递减达到70％，甚至出现暴性水淹。这种生产中的表现的无规律性，导致无法使用碎屑岩成熟的开采方法去开采塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏。

总体来说，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储层非均质性极强、油水分布规律差。钻遇封闭定容体的油井约占总井数的1/3、控制储量约占1/4，由于与邻井不连通，不能形成注采网补充能量开发。这种单井油藏由于储集体较小，投产短时间内地层能量就显不足，产量大幅递减，难以维持正常生产，衰竭式开发采收率很低，采收率只有2.5-5.5％，经济效益低下。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法，能够提高缝洞型油藏的采收率。

为了解决上述问题，本发明提供了一种碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法包括如下步骤：

步骤一：试注，在缝洞型油藏弹性能量不足时，正常注水之前，在一定的周期内进行试注，以确定该井是否适合注水，进一步结合具体的油藏类型以确定最佳的注水速度；

步骤二：向该油藏内注入适量比重比原油大且与原油互不相溶的高比重液体，以补充地层亏空，恢复地层压力；

步骤三：关井，利用油与高比重液体重力分异使油与高比重液体充分发生置换，高比重液体下沉至储集体下部形成次生底水，从而向上驱油，抬升油和高比重液体的分界面，原油汇聚；

步骤四：当井口压力恢复到基本稳定后开井进行采油。

优选地，所述高比重液体可以选用油田污水、原生底水或次生底水。

注水速度与储集体的类型密切相关，一般注水速度不应使注入压力超过井口的承压能力。注水速度的确定原则为，如果是溶洞型储集体，先快后慢，前期控制在25-40m³/h，后期控制在20m³/h。裂缝型储集体的注水速度一般控制在10-15m³/h。

试注时，主要是确定适合注水替油的有利井位。例如，如果井底位于缝洞储集体底部，注水后油水界面上升，高出进底部位，原油的产出量反而减少了，这种进位不适于注水替油。试注的另一个目的就是确定注水速度的上限，也就是不能超过井口承压能力。

本发明通过向缝洞型油藏注入高比重且与原油不相互溶的液体，例如油田污水，使原油能够与油田污水发生置换，并使原油能够汇聚在缝洞的上部，从而可以进一步进行开采。通过反复进行上述的操作步骤，油田采收率达到15％以上，年递减控制在15％左右，含水上升率下降和老井生产趋于稳定。

附图说明

图1为生产初期的油藏单井定容缝洞采油示意图；

图2为油藏单井定容缝洞弹性能量不足时的示意图；

图3为向油藏单井定容缝洞注入高密度底层水的示意图；

图4为油藏单井定容缝洞油水上下置换后的示意图；

图5为油藏单井定容缝洞井口压力恢复到基本稳定后继续采油的示意图；

图6为油藏单井定容缝洞弹性能量再次不足时的示意图；

图7为再次向油藏单井定容缝洞注入高密度底层水的示意图。

具体实施方式

在本发明中首先对油藏进行不同的缝洞单元划分，选用天然能量、储量规模对缝洞单元进行两级分类，根据天然能量0.2≤Dpr＜0.8，Npr＝10-30，可以将缝洞单元分为I类，根据天然能量0.8≤Dpr＜2.5，Npr＝2-10，可以将缝洞单元分为II类，根据天然能量Dpr≥2.5，Npr＜2，可以将缝洞单元分为III类，I类缝洞单元油藏天然能量较充足，水体发育，开发过程中，油井含水上升快，产量递减大。II类缝洞单元具有一定天然能量，油井含水上升，同时能量下降，导致产量下降较快。III类缝洞单元，天然能量不足，油井表现出衰竭式递减，产量下降较快，比I类和II类缝洞单元的开发效果差。本发明对天然能量不足的III类缝洞单元实施注水替油补充能量开发。本发明注水替油可以应用于天然能量和储量规模较小的定容缝洞单元的单井。在本发明中是以缝洞单元为油藏管理对象，即缝洞型油藏。

如图1所示为生产初期的油藏单井定容缝洞采油示意图，图2为油藏单井定容缝洞弹性能量不足时的示意图；当出现图2所示的油藏弹性能量不足时，如图3-5所示，采用本发明向油藏单井缝洞单元进行注水替油的过程，图3为向油藏单井缝洞单元注入油田污水的示意图；其中注入高密度底层水，油压控制在井口承压范围内，如图4所示油水上下置换后的示意图中，进行关井，油水重力分离，随后如图5所示井口压力恢复到基本稳定后继续采油的示意图。而图6示出了油藏弹性能量再次不足时，图7示出了再次不足时，向单井缝洞单元继续注入高密度底层水。

下面介绍本发明单井定容缝洞注水替油的过程如下：

a、在生产初期，依靠缝洞储油的弹性能量自喷采油或机抽。当弹性能量不足时，通过注入油田污水补充地层亏空，恢复地层压力，在正常注水之前，通过一定周期的试注，如果原油产量增加了，说明该井适合于注水替油，然后根据溶洞型储集体或者裂缝型储集体确定合适注水速度；

b、继续注入，地层压力继续上升，压缩流体和岩石，弹性能量进一步恢复提高；

c、关并，利用油水重力分异使油水充分发生置换，污水迅速下沉至储集体下部形成次生底水，活塞式向上驱油，抬升油水界面，原油汇聚在缝洞上部及井筒；

d、当井口压力恢复到基本稳定后开井生产。

依次进行注采循环，经过多轮次的注水替油，如图6、7所示，可以逐步提高油藏采收率。在裂缝和洞穴占主要渗流通道的油藏中，上述单井定容缝洞单元的注水替油是主要根据物质平衡和油水重力分异原理，利用碳酸盐岩储集体导流能量强油水易于置换的特点，通过注水快速补充地层能量，恢复油井产能和通过不断产生次生底水类似活塞式向上驱油，达到提高采收率。

上述单井定容缝洞单元注入的水是高密度地层水，如油田污水等，除了上述高密度地层水油田污水之外，可以采用比重比原油大且与原油互不相溶的高比重液体即可，如油田污水，当然，也可以采用原生底水或次生底水替换。

本发明在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏进行应用，截止2009年3月，已试验单井注水替油129口，共556个周期，累计注水量186.28×104m³，注水后累计增油49.3×10⁴t。注水替油阶段创产值133553.7万元，注水替油总成本6917.3万元，创内部利润126636.4万元，投入产出比为1∶19.31。整体已提高采出程度3.64％；平均提高采收率12.6％。

最后所应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明实施例的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明实施例进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明实施例的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明实施例技术方案和权利要求的精神和范围。

Claims

1.一种碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤一：试注，在缝洞型油藏弹性能量不足时，正常注水之前，在一定的周期内进行试注，以确定该井是否适合注水，并进一步结合储集体类型以确定最佳的注水速度；

步骤四：当井口压力恢复到基本稳定后开井进行采油。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述高比重液体可以选用油田污水、原生底水或次生底水。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述原油是汇聚在缝洞上部。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述缝洞型油藏弹性能量不足是根据缝洞单元的天然能量Dpr≥2.5，Npr＜2来确定油藏弹性能量不足。