CN103745022A - 聚合物驱后变流线调整方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种在油田开发过程中，处于聚合物驱后阶段油藏的变流线井网调整方法，该聚合物驱后变流线井网调整方法包括：进行精细地质研究，建立精细油藏三维地质模型；建立数值模拟模型，分析剩余油饱和度分布规律；进行层系井网调整的可行性分析；设计变流线井网调整方案；以及利用油藏数值模拟方法对方案进行指标预测，选择最优方案。该聚合物驱后变流线井网调整方法对处于聚合物驱后特高含水期阶段的油藏减缓产量递减、加快采油速度，具有很好的实用性，能够经济有效提高该类油藏聚合物驱后特高含水期采收率，大幅度的增加老油田的累积产油量。

Description

聚合物驱后变流线调整方法

技术领域

本发明涉及中高渗特高含水期油藏变流线调整，特别是涉及聚合物驱后续水驱特高含水期、采用一种规则的高密度井网长期开发的油藏的变流线调整方法。

背景技术

在油田开发中，聚合物驱后续水驱阶段处于高含水、高可采储量采出程度、高剩余可采储量采油速度开发阶段。聚合物驱后，采收率有了很大提高，但是剩余油饱和度在油井排、井排间、水井排区域差距变得更大，剩余油饱和度在分流线远大于主流线。主流线区域经过长期优势渗流冲刷，该区域渗流通道优势较大，无效水循环不断加重，导致油层水淹严重，采油井含水高，调整难度大，常规作业措施效果差，现井网条件下进一步提高采收率十分困难。必须要加强井网调整，改变液流方向，以提高波及体积来达到提高采收率的目的。但规则的高密度井网后续水驱单元均未采取过大的井网调整，无经验可循，为此我们发明了一种聚合物驱后变流线调整方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种具有很好的实用性和效果，能够有效提高聚合物驱后特高含水期老油田的采收率，大幅度的增加老油田的累积产油量的聚合物驱后变流线调整方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：聚合物驱后变流线调整方法，该聚合物驱后变流线调整方法包括：步骤1，进行精细油藏地质研究，建立精细油藏三维地质模型；步骤2，建立数值模拟模型；步骤3，进行剩余油饱和度分布规律研究；步骤4，进行层系细分的可行性分析；步骤5，设计变流线井网调整方案；以及步骤6，进行指标预测并进行经济评价，选择最优方案。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，该精细油藏地质研究包括地层对比、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统。

在步骤1中，结合精细油藏地质研究，建立起精细表征层内夹层、描述储层物性的精细油藏三维地质模型。

在步骤2中，在精细油藏三维地质模型基础上，加入动态模型、流体模型后，建立数值模拟模型，进行历史拟合。

在步骤3中，利用油水井动态资料、测井资料、动态监测资料、检查井资料、数值模拟资料进行统计分析，并结合油藏工程方法，研究平面、层间、层内剩余油分布规律。

在步骤4中，从储量、厚度、渗透率、剩余油分布情况、隔夹层发育情况分析研究区块儿是否具备层系细分的条件，以及如何细分层系。

在设计层系细分方案时，权衡减缓层间矛盾、更大角度变流线井网设计、拉大井距的利弊。

在步骤5中，在保证储量规模、注采对应率、单井控制储量、充分利用老井、尽量减少投资、考虑老井井况、新井位置的情况下，最大程度的转变注采流线。

在设计变流线井网调整方案时，使新的主流线最大程度影响目前的剩余油富集区，新井网能够更好的挖潜剩余油。

在设计变流线井网调整方案时，设计新的主流线远离长期被冲刷的主流线，避免受目前的大孔道影响，降低井网调整效果较差的风险性。

在设计新井井位时，保证注采对应率、更好储量控制的前提下，使新井井位处于剩余油富集区或者新的主流线驱替剩余油富集区的有利位置，取得好的初期开发效果，减短投资回收期。

在步骤6中，利用数值模拟技术，预测变流线方案的最终采收率，根据新井数、老井工作量计算投资；依据提高采收率大小、实际可操作性、投资情况、方案的优缺点比较，选择实施最优方案。

本发明中的聚合物驱后变流线调整方法，通过对油藏地质综合特征进行精细研究，建立三维地质模型，建立数值模拟模型，并进行历史拟合，采用多种手段总结剩余油分布规律并对其影响因素进行分析。在此基础上，进行层系细分可行性研究，在确保储量控制程度、注采对应率、单井控制储量、充分利用老井、考虑老井井况、尽量减少投资、新井位置最优的情况下，最大程度的转变注采流线。在使其有利于驱替剩余油富集区的前提下,开展变流线层系井网调整方案设计，研究部署具体合理的井网形式，对各个井网部署方案进行指标预测及经济评价，优选出最佳的聚合物驱后的变流线井网调整方案。该发明开展的聚合物驱后井网调整技术研究，可以大大降低调整风险、达到较好调整效果。

附图说明

图1为本发明的聚合物驱后变流线调整方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实例中5³层曲流河沉积的沉积微相图；

图3为本发明的一具体实例中5⁴层辫状河沉积的沉积微相图；

图4为本发明的一具体实例中5⁵层辫状河沉积的沉积微相图；

图5为本发明的一具体实例中精细三维地质模型的孔隙度模型；

图6为本发明的一具体实例中精细三维地质模型的渗透率模型；

图7为本发明的一具体实例中精细三维地质模型的净毛比模型；

图8为本发明的一具体实施例中数值模拟模型的含水历史拟合曲线；

图9为本发明的一具体实施例中5³层平面剩余油饱和度分布图；

图10为本发明的一具体实施例中5⁴层平面剩余油饱和度分布图；

图11为本发明的一具体实施例中5⁵层平面剩余油饱和度分布图；

图12为本发明的一具体实施例中目前井网的概念模型图；

图13为本发明的一具体实施例中方案一中5⁵层的井网部署概念模型图；

图14为本发明的一具体实施例中方案一中5^4-5层的井网部署概念模型图；

图15为本发明的一具体实施例中方案二的井网部署概念模型图；

图16为本发明的一具体实施例中方案三中5⁵层的井网部署概念模型图；

图17为本发明的一具体实施例中方案三中5^4-5的井网部署概念模型图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的聚合物驱后变流线调整方法的一具体实施例的流程图。该方法考虑油藏所处聚合物驱后特高含水开发期，还考虑了长期采用一种规则高密度井网的开发形式。

在步骤101，精细油藏地质研究，主要研究地层对比、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统。流程进入到步骤102。

在步骤102，结合精细油藏地质研究，建立起精细表征隔夹层、合理描述储层物性的精细油藏三维地质模型。流程进入到步骤103。

在步骤103，再利用已有资料，建立岩石模型、加入动态模型、流体模型后，从而建立数值模拟模型,进行历史拟合，为研究剩余油饱和度，预测方案指标服务。流程进入到步骤104。

在步骤104，主要利用检查井资料、油水井动态资料、测井资料、动态监测资料、数值模拟结果进行统计分析，并结合油藏工程方法，全面研究平面、层间、层内剩余油分布规律。流程进入到步骤105。

在步骤105，以储量、厚度、渗透率、剩余油分布情况、隔夹层发育情况等为依据，研究区块儿是否具备层系细分的条件，以及如何细分层系。在设计层系细分方案时，权衡减缓层间矛盾、更大角度变流线井网设计、拉大井距的利弊。流程进入到步骤106。

在步骤106，在确保储量控制程度、注采对应率、单井控制储量、充分利用老井、考虑老井井况、尽量减少投资、新井位置的最优情况下，最大程度的转变注采流线，使其有利于驱替剩余油富集区。在一实施例中，在设计变流线井网调整方案时，使新的主流线最大程度影响目前的剩余油富集区，新井网能够更好的挖潜剩余油。在一实施例中，在设计变流线井网调整方案时，设计新的主流线远离长期被冲刷的主流线，避免受目前的大孔道影响，降低井网调整效果较差的风险性。在一实施例中，在设计新井井位时，保证注采对应率、更好储量控制的前提下，使新井井位处于剩余油富集区或者新的主流线驱替剩余油富集区的有利位置，取得好的初期开发效果，减短投资回收期。流程进入到步骤107。

在步骤107，利用数值模拟技术，预测变流线方案的最终采收率，根据新井数、老井工作量计算投资。根据提高采收率大小、实际可操作性、投资情况、方案的优缺点比较，选择实施最优方案。流程结束。

为使本发明的上述内容能更明显易懂，下面以胜利油区孤东油田二区Ng5聚合物驱后非均相复合驱扩大试验区为例，作详细说明如下：

孤东二区Ng5扩大试验区地质储量430.4×10⁴t，1986年8月投入开发，1992年进行了井网调整，形成250×125m的正对行列开发井网，2004年12月注聚，2011年6月转后续水驱。截止到目前，试验区单井日液水平51.0t/d，单井日油水平2.5t/d，综合含水95.2%，采出程度37.6%，目前已进入聚合物驱后特高含水期。油层水淹严重，调整难度大，常规作业措施效果差，现井网条件下进一步提高采收率十分困难，需要加强井网调整，改变液流方向，提高波及体积来达到提高采收率的目的。

1、精细油藏地质特征研究及储层精细三维地质模型的建立

地质研究是基础，以图2到图4为例，进行地层对比、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统地质特征方面的研究。如图5到图7所示，建立起精细表征层内夹层、描述储层物性的精细油藏三维地质模型。

2、数值模拟模型的建立及剩余油饱和度分布规律研究

如图8所示，在精细油藏三维地质模型基础上，建立起数值模拟模型，进行历史拟合。再结合油水井动态资料、测井资料、动态监测资料、取芯井资料、油藏工程方法进行统计分析，全面研究平面、层间、层内剩余油分布规律，并对其影响因素进行分析。如图9到图11所示，受井网固定、主流线长期优势渗流影响，平面剩余油饱和度在油井排大于井排间大于水井排，分流线远大于主流线。

3、变流线井网调整方案设计

规则高密度井网，经固定流线长期注水、注聚冲刷后，非均质加剧、优势渗流更加明显，不同部位剩余油饱和度分布差异加大，无效水循环加剧，亟需改变注采流线，改善开发效果，提高采收率。

层系细分可以减缓层间矛盾，由于5³层渗透率略小于5⁴5⁵，且5³层沉积微相与5⁴5⁵不同，5³与5⁴层间的隔层发育大部分在4米左右，各层的储量、厚度都满足层系细分的基本原则，所以可以将5³划分为一套层系，5⁴5⁵划分为一套层系。

如图12所示，为采用了20多年的250×125m井网示意图的分布情况，在保证储量规模、注采对应率、单井控制储量、、老井井况良好、新井位置较好的情况下，考虑最大程度转变注采流线、充分利用老井、尽量减少投资，以最大程度提高采收率、获得较好的经济效益。这里介绍三种有代表性的变流线井网调整方案。

方案一：细分成两套层系，5³为一套，5^4-5为一套，错层交错抽稀调整为两套250×250m的交错行列井网，如图13和图14所示。

该方案设计油井35口，水井24口，其中新钻油井4口，新钻水井6口。有利条件是老井利用较充分，分两套层系开发减缓了层间矛盾，流线改变了27°，投资较小。

方案二：原老油井全部转注，油水井排间交错打新油井，由250×125m的正对行列井网转为125×125m的交错行列井网，如图15所示。

该方案设计油井35口，水井34口，其中新钻油井19口，新钻水井1口。有利条件是改变了流线27°，老井充分利用，新井在原井网的非主流线上，有利于挖潜井排间剩余油。不利条件是新井、转注井工作量大，投资成本高。

方案三：细分成5³、5⁴5⁵两套层系，5⁴5⁵层非主流线钻新井形成东西向250*250m的正对行列井网，原老井上返到5³层，5³层水井隔一转抽、油井隔一转注变成菱形五点井网，如图16和17所示。

该方案设计油井34口，水井25口，其中新钻油井8口，新钻水井5口，侧钻井3口。有利条件是5³层利用老井转注、转抽，南北向转变流线90°；5^4-5井网流线转变90°；层间矛盾减缓；老井上返5³层易于操作；工作量相对较小，投资较低。不利条件是5³层水转抽、油转水初期产量受影响。

4、变流线井网调整方案的优选

利用数值模拟技术，预测变流线方案的最终采收率，提高采收率最高的为方案三，该方案预测15年末提高采收率1.6%、增加原油产量6.9×10⁴t、增产投入比3.8、具有较好的经济效益、老井上返的可操作性强、转变流线角度大、层系细分后层间矛盾减缓、老井利用较充分，因此选择最优方案为方案三。图16和17所示为该方案的具体井网部署图。

Claims (10)

1.聚合物驱后变流线井网调整方法，其特征在于，该聚合物驱后变流线调整方法包括：

步骤1，进行精细油藏地质研究，建立精细油藏三维地质模型；

步骤2，建立数值模拟模型；

步骤3，进行剩余油饱和度分布规律研究；

步骤4，进行层系细分的可行性分析； 

步骤5，设计变流线井网调整方案；以及 

步骤6，进行指标预测并进行经济评价，选择最优方案。

2.根据权利要求1所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在步骤1中，该精细油藏地质研究包括地层对比、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统。

3.根据权利要求1所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在步骤1中，结合精细油藏地质研究，建立起精细表征层内夹层、描述储层物性的精细油藏三维地质模型。

4.根据权利要求1所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在步骤2中，在精细油藏三维地质模型基础上，加入动态模型、流体模型后，建立数值模拟模型，进行历史拟合。

5.根据权利要求1所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在步骤3中，利用油水井动态资料、测井资料、动态监测资料、检查井资料、数值模拟资料进行统计分析，并结合油藏工程方法，研究平面、层间、层内剩余油分布规律。

6.根据权利要求1所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在步骤4中，从储量、厚度、渗透率、剩余油分布情况、隔夹层发育情况分析研究区块儿是否具备层系细分的条件，以及如何细分层系。

7.根据权利要求6所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在设计层系细分方案时，权衡减缓层间矛盾、更大角度变流线井网设计、拉大井距的利弊。

8.根据权利要求1所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在步骤5中，在保证储量规模、注采对应率、单井控制储量、充分利用老井、尽量减少投资、考虑老井井况、新井位置的情况下，最大程度的转变注采流线。

9.根据权利要求8所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在设计变流线井网调整方案时，使新的主流线最大程度影响目前的剩余油富集区，新井网能够更好的挖潜剩余油。

10.根据权利要求8所述的聚合物驱后变流线调整方法，其特征在于，在设计变流线井网调整方案时，设计新的主流线远离长期被冲刷的主流线，避免受目前的大孔道影响，降低井网调整效果较差的风险性。

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