CN103967458B - 一种防砂段水驱方法 - Google Patents

Abstract

一种防砂段水驱方法，涉及石油测井技术领域，包括：根据水窜层位和水窜程度将防砂段划分为若干小层；根据各个小层的注水渗透率，确定目标封堵层和目标启动层；采用目标区块油砂填制各小层模型，进行物理模拟评价，确定各小层吸液水平、相对高渗透层封堵压力、泡沫注入量与间隔水注入量；根据物理模拟结果，建立各小层机理模型，针对实际地质模型进行工艺方案模拟，根据最优调驱效果，确立工艺实施方案。本发明使得防砂段内层间差异得到改善，动用原波及效果差的储层，提高注入水利用率，改善水驱开发效果。

Description

一种防砂段水驱方法

技术领域

本发明涉及石油测井技术领域，尤其涉及一种防砂段水驱方法。

背景技术

水驱即注水驱油，是我国油田普遍采用的开发方式。注水一方面维持地层压力，保证产液量，另一方面，注入水注入地层，把地层中的原油顶替出来，实现采油的目的。水驱根本是运用水动力能量驱替原油至井筒，从而采出。渤海油田多为层状砂岩油藏，纵向多套砂体，因为平台空间有限，必须少井高产开发；受现有井口空间、现有技术和工程成本控制，难于细分层系，为提高单井产能和采油速度，采用一套井网开发，如图1所示，现有技术需要采用多小层大段防砂方式开发。

就整个井而言，纵向上机械分隔器分成了几个大的防砂段，防砂段间的注入水分配，通过分层配注技术解决，即每个防砂段通过水嘴和封隔器控制每个防砂段的进入水量。

但每个防砂段进入分层配注的水量后，如图2所示，防砂段内的各个小层的吸水量不能通过机械封隔器和配水器水嘴控制，而防砂段内含有多个小层，包含高、中、低渗透层，一定水量进入防砂段后，势必沿着流动阻力小的高渗透层窜流，中低渗透层吸液水平降低，随着注入水在高渗层的携带冲刷，将进一步加剧层间矛盾，严重影响中低渗透层的充分动用，影响水驱效果，也为后期治理带来更深入的影响。

理想结果是水能够把各个小层内的原油均驱替出来；但由于各个小层沉积物性的影响，使得各个小层流动阻力存在较大差异，为此，注入水同时进入多小层时，注入水沿阻力系数低的高渗流通道窜进，中低渗透层波及效果差或未能波及，使得层与层间吸水水平差异较大，即所谓层间矛盾，损失大量可采储量。加之水体长期冲刷将会进一步加剧层间矛盾凸显，严重制约油田的水驱效果及长效开发。

针对上述问题，现有技术采用如下三种方式：

1、机械分层技术，通过井下封隔器密封不同层位，但受管柱及井况条件制约，很难进一步细分层系；

2、常规分层配注技术，通过配水器芯子控制防砂段间的注水量，但受管柱及井况条件制约，仅能解决防砂段间的矛盾，但无法解决防砂段内小层间的层间矛盾；

3、传统聚合物等调驱技术，采用常规聚合物、聚合物凝胶、颗粒堵剂等物质封堵防砂段内的高渗透层，由于不具有自控选择性，调整层间矛盾有限。

现有技术使得注入水进入某一防砂段内后，注入水沿阻力系数低的高渗流通道窜进，中低渗透层波及效果差或未能波及，损失大量可采储量。加之水体长期冲刷将会进一步加剧层间矛盾凸显，严重制约油田的水驱效果及长效开发。

发明内容

基于防砂段对水驱手段的需求及现有技术中存在的不足，本发明提出一种防砂段水驱方法，调整防砂段内小层间的层间矛盾，提高注入水利用率，改善水驱开发效果。

为了解决上述技术问题，提供了如下技术方案：

一种防砂段水驱方法，包括：

根据水窜层位和水窜程度将防砂段划分为若干小层；

根据各个小层的注水渗透率，确定目标封堵层和目标启动层；

采用目标区块油砂填制各小层模型，进行物理模拟评价，确定各小层吸液水平、相对高渗透层封堵压力、泡沫注入量与间隔水注入量；

根据物理模拟结果，建立各小层机理模型，针对实际地质模型进行工艺方案模拟，根据最优调驱效果，确立工艺实施方案。

进一步地，确定水窜层位和水窜程度的步骤包括：

根据井组的产吸剖面，确定水窜层位、水窜方向和水窜厚度；

根据注水井井口压力降落曲线计算注水井充满度，确定水窜层位的水窜程度。

进一步地，所述根据注水井井口压力降落曲线计算注水井充满度的步骤包括：

充满度=PI/P0，其中，PI为注水井口压力指数，单位为MPa，P0为关井前注水井井口压力。

进一步地，注水井口压力指数PI为井口压力降落曲线的时间积分与时间的比值，如下式计算得到：

$\mathrm{PI}=\frac{{\∫}_0^{T}p\left(t\right)\mathrm{dt}}{T}$

其中，T为关井所经历的时间，单位为min，p(t)为注水井井口压降曲线。

进一步地，采用目标区块油砂填制各小层模型，进行物理模拟评价，确定各小层吸液水平、相对高渗透层封堵压力、泡沫注入量与间隔水注入量的步骤包括;

A、采用目标区块油砂，根据油藏各小层渗透率大小，制作填砂模型；

B、把高、中、低渗模型进行并联，模拟层间非均质性；

C、采用注入口同时注入泡沫介质，出口分别计量产液量，并记录对应压力响应情况；

D、根据中低渗透层启动时，对应高渗层封堵压力，确定目标层及其泡沫注入量；

E、根据泡沫注入封堵后的分流效果和残余阻力效应，确定间隔水注入量。

进一步地，所述工艺实施方案包括以下的一项或者多项：泡沫注入方式、泡沫的气液比、泡沫的起泡剂浓度、泡沫的注入速度、每个泡沫段塞的注入量、泡沫总注入量。

进一步地，当充满度小于设定阈值时，对注水井重新进行调剖措施，所述调剖措施为泡沫段塞工艺技术。

进一步地，设定阈值为0.3。

本发明的防砂段水驱方法利用泡沫体系的“堵高不堵低，堵水不堵油”自控选择性调整防砂段内小层间的层间矛盾，使得防砂段内层间差异得到改善，动用原波及效果差的储层，提高注入水利用率，改善水驱开发效果。

附图说明

图1为现有技术多小层大段防砂方式内层间矛盾示意图；

图2为现有技术防砂段内层吸水剖面示意图；

图3为本发明实施例的防砂段水驱方法的流程图；

图4为本发明实施例的泡沫体系剩余油饱和度关系曲线；

图5为本发明实施例的渗透率与阻力因子关系曲线；

图6为本发明实施例的泡沫注入后后续水分流曲线。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及具体实施例对本发明作进一步的详细描述。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

如图3所示，本发明实施例的一种防砂段水驱方法，包括：

根据水窜层位和水窜程度将防砂段划分为若干小层；

根据各个小层的注水渗透率，确定目标封堵层和目标启动层；

采用目标区块油砂填制各小层模型，进行物理模拟评价，确定各小层吸液水平、相对高渗透层封堵压力、泡沫注入量与间隔水注入量；

根据物理模拟结果，建立各小层机理模型，针对实际地质模型进行工艺方案模拟，根据最优调驱效果，确立工艺实施方案。

其中，确定水窜层位和水窜程度的步骤包括：

根据井组的产吸剖面，确定水窜层位、水窜方向和水窜厚度；

根据注水井井口压力降落曲线计算注水井充满度，确定水窜层位的水窜程度。

产吸剖面即生产井产液剖面与注水井吸液剖面。产液剖面指生产井中纵向上各油层产液量大小的分布状况，吸液剖面指注水井中各油层吸水量大小的分布状况。分析产吸剖面可知各层吸水量、产液量是否均匀，是衡量油田注水开发效果的重要参数，并确定水窜层位、方向及窜流厚度，确定调剖剂注入段塞量。

“目标启动层”为本方法实施后，使得后续水能够启动的层位，例如：实施井共计纵向上共计3个小层，其中第一小层发生了水窜，致使第二和第三小层注入水未能很好的动用；在实施本方法后，泡沫利用自控选择性封堵第一小层的水窜层，封堵建立一定压力后，使得后续水转向进入第二和第三小层，这样使得第二、第三小层得到动用，即为所述的“目标启动层”。

其中，所述根据注水井井口压力降落曲线计算注水井充满度的步骤包括：

充满度=PI/P0，其中，PI为注水井口压力指数，单位为MPa，P0为关井前注水井井口压力。

PI值即注水井口压力指数（PressureIndex），是由注水井井口压降曲线和PI值的定义求出的用于调剖堵水决策的重要参数。PI值越低，地层渗透率越高，高渗透层存在的可能性越大，就越需要调剖堵水措施。油田区块内PI值大小差距越大，说明地层越不均匀，就越需要调剖堵水。

其中，注水井口压力指数PI为井口压力降落曲线的时间积分与时间的比值，如下式计算得到：

$\mathrm{PI}=\frac{{\∫}_0^{T}p\left(t\right)\mathrm{dt}}{T}$

其中，T为关井所经历的时间，单位为min，p(t)为注水井井口压降曲线。

其中，采用目标区块油砂填制各小层模型，进行物理模拟评价，确定各小层吸液水平、相对高渗透层封堵压力、泡沫注入量与间隔水注入量的步骤包括;

A、采用目标区块油砂，根据油藏各小层渗透率大小，制作填砂模型；

B、把高、中、低渗模型进行并联，模拟层间非均质性；

C、采用注入口同时注入泡沫介质，出口分别计量产液量，并记录对应压力响应情况；

D、根据中低渗透层启动时，对应高渗层封堵压力，确定目标层及其泡沫注入量；

E、根据泡沫注入封堵后的分流效果和残余阻力效应，确定间隔水注入量。

其中，所述工艺实施方案包括以下的一项或者多项：泡沫注入方式、泡沫的气液比、泡沫的起泡剂浓度、泡沫的注入速度、每个泡沫段塞的注入量、泡沫总注入量。

进一步地，当充满度小于设定阈值时，对注水井重新进行调剖措施，所述调剖措施为泡沫段塞工艺技术。

其中本发明实施例中设定阈值为0.3。

实施例

图4为验证泡沫具有堵水不堵油的特性，本实施例采用高低并联含油岩心，泡沫注入初期，首先进入流动阻力小的高渗管，但此时高渗管含油饱和度高，泡沫不能建立有效封堵（即使有部分泡沫，但为弱泡沫不能建立封堵），随着注入增量的增加，当高渗管含油饱和度下降到20%以下时（即图4中3.5PV数处，其中PV数（polevolume）是指岩心孔隙体积的倍数的缩写。）岩心两端压差突然升高，说明此时泡沫在高渗管建立了有效封堵，使得后续流体进入低渗管，此时低渗管含油饱和度大幅度降低。本实施例为常规验证泡沫的堵水不堵油特性（相对而言，当含油饱和度低于20%左右时，泡沫生成并稳定后产生较强封堵），和井深等数据不相关，本实施例仅是给出了相对高低渗层的值，不能作为目标层设计依据。

图5为验证泡沫具有堵高不堵低的特性，给出泡沫在岩心渗透率为20Dc以内时，泡沫体系随着渗透率的增大，运移阻力增加，宏观表现泡沫封堵能力具有堵大不堵小的性质。

图6模拟了泡沫在并联含油岩心中，可以实现良好的分流调剖效果，验证存在高低渗层的油藏，注入泡沫段塞工艺技术可以实现较好控水增油效果。

而工艺实施方案中的参数，具体泡沫段塞大小等参数的数值要根据具体油藏条件和物理模拟结果给出具体值，本实施例仅是给出一个具体的步骤和方法。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求所述的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种防砂段水驱方法，其特征在于：包括：

根据水窜层位和水窜程度将防砂段划分为若干小层；

根据各个小层的注水渗透率，确定目标封堵层和目标启动层；

采用目标区块油砂填制各小层模型，进行物理模拟评价，确定各小层吸液水平、相对高渗透层封堵压力、泡沫注入量与间隔水注入量；

根据物理模拟结果，建立各小层机理模型，针对实际地质模型进行工艺方案模拟，根据最优调驱效果，确立工艺实施方案；

其中，采用目标区块油砂填制各小层模型，进行物理模拟评价，确定各小层吸液水平、相对高渗透层封堵压力、泡沫注入量与间隔水注入量的步骤包括：

A、采用目标区块油砂，根据油藏各小层渗透率大小，制作填砂模型；

B、把高、中、低渗模型进行并联，模拟层间非均质性；

C、采用注入口同时注入泡沫介质，出口分别计量产液量，并记录对应压力响应情况；

D、根据中低渗透层启动时，对应高渗层封堵压力，确定目标层及其泡沫注入量；

E、根据泡沫注入封堵后的分流效果和残余阻力效应，确定间隔水注入量。

2.如权利要求1所述的水驱方法，其特征在于：确定水窜层位和水窜程度的步骤包括：

根据井组的产吸剖面，确定水窜层位、水窜方向和水窜厚度；

根据注水井井口压力降落曲线计算注水井充满度，确定水窜层位的水窜程度。

3.如权利要求2所述的水驱方法，其特征在于：所述根据注水井井口压力降落曲线计算注水井充满度的步骤包括：

充满度＝PI/P0，其中，PI为注水井口压力指数，单位为MPa，P0为关井前注水井井口压力。

4.如权利要求3所述的水驱方法，其特征在于：注水井口压力指数PI为井口压力降落曲线的时间积分与时间的比值，如下式计算得到：

$PI=\frac{{\∫}_0^{T}p\left(t\right)dt}{T}$

其中，T为关井所经历的时间，单位为min，p(t)为注水井井口压降曲线。

5.如权利要求1所述的水驱方法，其特征在于：所述工艺实施方案包括以下的一项或者多项：泡沫注入方式、泡沫的气液比、泡沫的起泡剂浓度、泡沫的注入速度、每个泡沫段塞的注入量、泡沫总注入量。

6.如权利要求3所述的水驱方法，其特征在于：当充满度小于设定阈值时，对注水井重新进行调剖措施，所述调剖措施为泡沫段塞工艺技术。

7.如权利要求6所述的水驱方法，其特征在于：设定阈值为0.3。