CN104832142A - 特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，包括：在基础注水模式的基础上，按照油水井之间的不同的关停方式，确定出不同的单一轮注模式，并对各种单一轮注模式进行优化设计；在单一轮注模式设计的基础上，按照单一轮注模式不同的组合顺序，进行相同小周期数的优化组合，得到不同组合轮注模式；在组合轮注模式的基础上，进行周期轮注方案设计；设计的各类周期轮注方案，利用油藏数值模拟的方法或者开辟先导试验区的方法进行周期轮注方案的优化筛选。该方法解决特高含水期开发阶段，注采井网长期固定，剩余油采用常规注采系统调配难以有效动用，如果大规模钻新井的井网调整方式，在特高含水期油井产量低，经济效益不合理的问题。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发调整技术，特别是涉及到一种特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法。
背景技术
特高含水期是指油田综合含水率达到90%以上的开发时期。油田含水率会随着油藏开发不断升高，各类调整措施的实施会减缓油藏含水率上升趋势，当油田经过多年开发以后，会全面进入“特高含水”开发阶段。在特高含水开发阶段中，油藏综合含水率高，采出程度，采油速度低，会面临较大稳产形势，调整措施效效果差。在实际油藏中，表现为注采流线长期固定，剩余油主要赋存于生产井之间及注采井排之间的非主流线上，油藏的动态非均质性不断突出。注采井间主流线水驱程度高但注入水仍沿着主流线方向渗流，形成低效乃至无效注水循环。井网调整方式能够有效改善水驱效果，但在特高含水阶段由于投资成本高，调整受经济因素制约不宜实施。为此我们发明了一种新的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种可以解决特高含水开发阶段油藏低效乃至无效注水循环，驱油效率低的问题的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，该特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法包括:步骤1，在基础注水模式的基础上，按照油水井之间的不同的关停方式，细化确定单一轮注模式；步骤2，在单一轮注模式确定的基础上，按照单一轮注模式不同的组合顺序，进行相同小周期数的优化组合，得到不同轮注模式组合；步骤3，在轮注模式组合的基础上，进行周期轮注方案设计；以及步骤4，对于组合设计的多套周期轮注方案，利用油藏数值模拟的方法或者开辟先导试验区的方法进行周期轮注方案的优化筛选。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
该特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法还包括，在步骤1之前，选取特高含水期行列式井网注水开发油藏为周期轮注对象。
所述行列式井网包括正对行列式井网和交错行列式井网。
在步骤1中，在单一轮注模式进行优化设计时，对于交错行列式井网按照水井正对和斜对两种对应关系，以及同一组水井在不同小周期开关状态的不同，设计正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二4种单一轮注模式；对于正对行列式井网也设计正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二4种单一轮注模式。
采用的相同小周期数量为6个。
该单一轮注模式不同的组合顺序为正对轮注模式+基础注水模式、斜对轮注模式+基础注水模式或者正对轮注模式+斜对轮注模式+基础注水模式。
该周期轮注方案包括组合轮注模式的选择，小周期天数、水井注水量、油井产液量参数的确定。
本发明中的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，提出“周期轮注”驱替方式，是针对特高含水期油藏，在保持油井持续开采情况下，通过有规律周期开关水井，达到改变驱替压力梯度，改变注采流线，改善油藏动态驱替不均衡问题的技术方法。该方法是在基础注水模式基础上，分解出多种单一轮注模式，用多种单一轮注模式的排列组合，形成不同的周期轮注模式。多个周期轮注模式结合油藏实际参数优化筛选，最终确定最优周期轮注技术方案。概念模型验证表明，该方法达到了改变流线、改变驱替压力梯度、提高采收率的目的。在特高含水期动态非均质性强，井网调整因投资大不宜实施的情况下，采用周期轮注改善油藏非均质矛盾，是实现油藏均衡驱替的有效途径。本发明中的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法解决行列式井网注水开发单元特高含水期开发阶段，注采井网长期固定，剩余油主要赋存于生产井之间及注采井排之间的非主流线上，常规注采系统调配难以有效动用和井网调整成本高的问题，提供一种经济有效实现油藏均衡驱替的开发调整技术。
附图说明
图1为本发明的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法的一具体实施例的流程图；
图2是本发明具体实施例概念模型组合轮注模式1示意图；
图3是本发明具体实施例概念模型组合轮注模式2示意图；
图4是本发明具体实施例概念模型组合轮注模式3示意图；
图5是本发明具体实施例概念模型组合轮注模式4示意图；
图6是本发明具体实施例概念模型组合轮注模式5示意图；
图7是本发明具体实施例概念模型组合轮注模式6示意图；
图8是本发明具体实施例试验选区组合轮注模式1示意图；
图9是本发明具体实施例试验选区组合轮注模式2示意图；
图10是本发明具体实施例试验选区周期轮注方案1实施后生产曲线图；
图11是本发明具体实施例试验选区周期轮注方案2实施后生产曲线图。
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，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法的流程图。
在步骤101，选取特高含水期行列式井网注水开发油藏为周期轮注对象。所述的行列式井网具体包括正对行列式井网和交错行列式井网。流程进入到步骤102。
在步骤102，结合步骤101中井网的状况，对单一轮注模式进行优化设计，在基础注水模式的基础上，按照油水井之间的不同的关停方式，设计出不同的单一轮注模式。所述对单一轮注模式进行优化设计，具体设计方法：一是对于交错行列式井网按照水井正对和斜对两种对应关系以及水井间注间关的不同（间注间关：例如对于正对轮注模式，油井西侧的两口水井开井，东侧两口水井关井，定义为正对轮注模式一；反之，油井西侧的两口水井关井，东侧两口水井开井，定义为正对轮注模式二。如果不考虑开关状态，静态上看，两个模式是相同的，但考虑到这两种模式和斜对模式的组合利用，就会产生不同的驱替方向和变流线效果，因此做了细分。），可以设计正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二等4种单一轮注模式；二是对于正对行列式井网按照水井间隔停注，油井保持不变、水井间隔停注，油井间隔关井的关井顺序和方式不同，同样可以设计正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二等4种单一轮注模式。流程进入到步骤103。
在步骤103，对步骤103单一轮注模式的基础上，进行相同小周期数的优化组合，在单一轮注模式设计的基础上，按照单一轮注模式不同的组合顺序，设计出不同组合轮注模式。所述进行相同小周期数的优化组合，采用的相同小周期数量为6个，能够包含各类单一轮注模式的同时，在优化对比开发效果时时间相同具备可对比性；所述按照单一轮注模式的不同的组合顺序，不同的组合顺序可以是正对轮注模式+基础注水模式、斜对轮注模式+基础注水模式或者正对轮注模式+斜对轮注模式+基础注水模式。流程进入到步骤104。
在步骤104，在步骤103设计出组合轮注模式的基础上，设计出周期轮注方案，包括组合轮注模式的选择，小周期天数、水井注水量、油井产液量等参数的确定。流程进入到步骤105。
在步骤105，在步骤104设计出周期轮注方案的基础上，利用油藏数值模拟的方法或者开辟先导试验区的方法进行周期轮注方案的优化筛选。流程结束。
本发明将使特高含水期水驱开发技术更加完善，为行列式井网注水开发整装砂岩油田特高含水期开发调整提供了强有力的技术支持和保证。
在本发明的一具体实施例中，本实施方式以建立“8注3采”交错行列井网概念模型为例，具体阐述本发明实施过程及效果。
一、确定周期轮注对象
参考胜利油区整装油田行列式井网注水开发典型单元物性参数建立周期轮注概念模型，为250×250m井距“8注3采”交错行列式井网模型，平面网格数75×50，网格步长10×10m，纵向上1个模拟层，厚度10m，模型总网格数3750个。
二、设计单一轮注模式
在基础注水模式的基础上，按照水井正对和斜对两种对应关系以及水井间注间关的不同，分别设计了正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二等4种单一轮注模式。
三、设计组合轮注模式
（参见图2～图7）在单一轮注模式设计的基础上，按照正对模式+基础模式、斜对模式+基础模式、正对模式+斜对模式+基础模式的组合关系，设计了6种组合轮注模式，分别为组合模式1：正对一+正对二+基础+正对一+正对二+基础；组合模式2：斜对一+斜对二+基础+斜对一+斜对二+基础；组合模式3：基础+正对一+正对二+斜对一+斜对二+基础；组合模式4：正对一+正对二+基础+斜对一+斜对二+基础；组合模式5：正对一+斜对一+基础+正对二+斜对二+基础；组合模式6：基础+正对一+斜对二+正对二+斜对一+基础。
四、设计周期轮注方案
在组合轮注模式设计的基础上，设计了6种周期轮注方案，分别为基础方案：基础注水模式生产到含水90%+2年基础注水模式；轮注方案1：基础注水模式生产到含水90%+2年组合轮注模式1（小周期为60天）；轮注方案2：基础注水模式生产到含水90%+2年组合轮注模式2（小周期为60天）；轮注方案3：基础注水模式生产到含水90%+2年组合轮注模式3（小周期为60天）；轮注方案4：基础注水模式生产到含水90%+2年组合轮注模式4（小周期为60天）；轮注方案5：基础注水模式生产到含水90%+2年组合轮注模式5（小周期为60天）；轮注方案6：基础注水模式生产到含水90%+2年组合轮注模式6（小周期为60天），模拟过程中，各方案保持注采总量相等。
五、优化周期轮注方案
基础方案模拟结束时，模型最终采出程度50.644%；周期轮注方案1最终采出程度50.872%，比基础方案增加0.2283%；周期轮注方案2最终采出程度50.852%，比基础方案增加0.2084%；周期轮注方案3最终采出程度50.888%，比基础方案增加0.2438%；周期轮注方案4最终采出程度50.873%，比基础方案增加0.2294%；周期轮注方案5最终采出程度50.872%，比基础方案增加0.2293%；周期轮注方案6最终采出程度50.883%，比基础方案增加0.2391%。从模拟结果可知，周期轮注方案3开发效果最好，即基础注水模式生产到含水90%+2年组合轮注模式3（小周期为60天）方案最终采出程度最高。
在确定最优周期轮注组合模式为轮注方案3的基础上，进行轮注方案中小周期天数的优化，分别设计了30天、60天、90天、120天四种优化方案。优化结果表明（表1），小周期天数为120天时，最终采出程度最高，比基础方案增加0.251%。
表1 概念模型周期轮注方案小周期天数优化结果表
| 小周期天数 | 模拟结束采出程度（%） | 比基础方案增加（%） |
| 基础方案 | 50.644 | 0 |
| 30天 | 50.888 | 0.244 |
| 60天 | 50.888 | 0.244 |
| 90天 | 50.887 | 0.243 |
| 120天 | 50.895 | 0.251 |
在本发明的另一具体实施例中，本实施方式以孤东七区西52+3单元试验选区为对象，具体阐述本发明实施过程及效果。
一、确定周期轮注对象
孤东七区西52+3单元为典型的曲流河沉积，单元采用300×150m的正对行列式井网注水开发，22年井网未调整，试验选区面积1.0km2，地质储量220×104t，油井18口，水井12口，单井日油1.2t/d，单井日注124m3/d，综合含水99.2%。
二、设计单一轮注模式
在基础注水模式的基础上，按照水井间隔停注，油井保持不变、水井间隔停注，油井间隔关井的关井顺序和方式不同，分别设计了正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二等4种单一轮注模式。
三、设计组合轮注模式
（参见图8～图9）在单一轮注模式设计的基础上，按照基础注水模式+正对模式、基础注水模式+斜对模式的组合关系，设计了2种组合轮注模式，分别为组合模式1：基础+正对一+正对二+正对一+正对二+基础；组合模式2：基础+斜对一+斜对二+斜对一+斜对二+基础。
四、设计周期轮注方案
在组合轮注模式设计的基础上，设计了2种周期轮注方案，周期轮注方案1：采用组合轮注模式1，保持总水量不变，其中停注水井的注水量增加到开水井上，累计交替实施6个小周期，小周期天数为25天；周期轮注方案2：采用组合轮注模式2，保持总水量不变，其中停注水井的注水量增加到开水井上，累计交替实施6个小周期，小周期天数为25天。
五、优化周期轮注方案
（参见图10）周期轮注方案1累计实施6个周期后，第2周期产量变化较小，第3周期产量明显上升，第4周期开始液量下降，含水明显下降，产量趋于稳定，日增油5t。
（参见图11）周期轮注方案2累计实施6个周期后，第2周期液量、产量明显下降，第3周期液量略有上升，产量明显上升，第4周期产量继续上升，含水明显下降，产量趋于稳定，对比调配前，日增油2.4t。
对比来看，开油井数周期轮注方案1比周期轮注方案2增加9口，生产成本高于方案2，同时结合目前孤东油田污水减排压力大的实际，方案1比方案2增加处理污水量800m3，因此结合生产实际，方案2较适合，目前井区仍旧按照方案2继续实施，同时已经扩大到整个单元。
特高含水期周期轮注变流线驱替技术可以进一步推广到孤东油田其他7个行列式井网注水开发单元，覆盖地质储量1.13×108t，增加可采储量28.5×104t，结合层内非均质治理，合理提液等手段，可以有效改善胜利油区整装油田特高含水期水驱开发效果，进一步提高胜利油区整装油田水驱采收率。
在上述实例中，本发明所述的特高含水期周期轮注变流线驱替技术能够有效提高行列式井网注水开发单元油藏采收率，且具有可操作性强，调整成本低的优点。本发明的周期轮注驱替技术主要的作用机理有：（1）通过有规律周期开关水井，改变注采流线，从而有效动用原非主流线区域的剩余油；（2）通过提高注水井的注入量，改变油水井驱替压力梯度，从而有效提高剩余油的微观驱替程度。因此本发明能够有效改善特高含水期注水开发油藏动态不均衡的矛盾。
Claims (7)
1.特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，其特征在于，该特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法包括:
步骤1，在基础注水模式的基础上，按照油水井之间的不同的关停方式，细化确定单一轮注模式；
步骤2，在单一轮注模式确定的基础上，按照单一轮注模式不同的组合顺序，进行相同小周期数的优化组合，得到不同轮注模式组合；
步骤3，在轮注模式组合的基础上，进行周期轮注方案设计；以及
步骤4，对于组合设计的多套周期轮注方案，利用油藏数值模拟的方法或者开辟先导试验区的方法进行周期轮注方案的优化筛选。
2.根据权利要求1所述的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，其特征在于，该特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法还包括，在步骤1之前，选取特高含水期行列式井网注水开发油藏为周期轮注对象。
3.根据权利要求2所述的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，其特征在于，所述行列式井网包括正对行列式井网和交错行列式井网。
4.根据权利要求1所述的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，其特征在于，在步骤1中，在单一轮注模式进行优化设计时，对于交错行列式井网按照水井正对和斜对两种对应关系，以及同一组水井在不同小周期开关状态的不同，设计正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二4种单一轮注模式；对于正对行列式井网也设计正对轮注模式一、正对轮注模式二、斜对轮注模式一、斜对轮注模式二4种单一轮注模式。
5.根据权利要求1所述的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，其特征在于，采用的相同小周期数量为6个。
6.根据权利要求1所述的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，其特征在于，该单一轮注模式不同的组合顺序为正对轮注模式+基础注水模式、斜对轮注模式+基础注水模式或者正对轮注模式+斜对轮注模式+基础注水模式。
7.根据权利要求1所述的特高含水期油藏周期轮注变流线驱替方法，其特征在于，该周期轮注方案包括组合轮注模式的选择，小周期天数、水井注水量、油井产液量参数的确定。
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