CN104895537B - 适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法，利用建模技术，结合地震、测井、钻录井及动态生产资料，建立不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏的三维地质模型，再利用数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，优选注入井、注水时机、注入量、注入速度、注水轮次和注水强度，达到焖井周期后进行多轮次开采；每轮次开采前均需优选注水时机、注入量、注入速度和注水强度。本方法能延长缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生命周期并有效提高油气采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油气藏开采技术领域，确切地说涉及一种适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法。
背景技术
公开号为CN101942984A，公开日为2011年1月12日的中国专利文献公开了一种针对碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法，其主要步骤是：一，试注，在缝洞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。
作者为李柏林于2006年在中国石油大学发表了一篇题名为“塔河碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用”的硕士学位论文，该论文通过现场试验，结合塔河油田地质特征，研究注水替油机理，形成一套有效的选井选层标准；建立了注水单井地质模型，通过现场试验以及数值模拟进一步检验单井地质模型；通过现场试验、结合油藏工程计算以及数值模拟研究了单井注水替油的合理开发技术政策，确立了合理的注入时机、合理的注入量及注入速度、注入水水质、压力、关井时间、生产方式、工作制度等；对单井注水替油开采进行经济评价与前景预测；根据不同单井状况进行了结注采配套工艺优化。
以上文献为代表的现有技术，主要针对碳酸盐岩缝洞型油藏实施注水替油开采。本发明是针对缝洞型凝析气藏的注水替油开采，二者在技术主体上存在差异。
塔河油田等缝洞型碳酸盐岩油藏自然衰竭开发时，流体性质不会随着地层压力下降发生较大的变化，但凝析气藏自然衰竭开发时，随着地层压力下降，出现反凝析油现象，流体组分及渗流特征发生较大变化，为了提高凝析气藏注水替油效果，注水替油前应尽量避免凝析气藏组分变化，因此，凝析气藏单井注水替油选择储层类型、凝析气藏类型、注入时机和注入速度、注入液性质均与碳酸盐岩缝洞型油藏存在差异。本发明根据缝洞型碳酸盐岩凝析气藏特征，进一步修改完善了注水替油开采方法，使其更合适于凝析气藏的油水替油，提高凝析油采收率。
对于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏，国内外目前没有可供借鉴的开发理论和开发方法，使得这类气藏以衰竭式开发为主，凝析油采收率较低仅为12%-25%，气采收率为15%-50%。
发明内容
本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法，本方法能延长缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生命周期并有效提高油气采收率。
本发明是通过采用下述技术方案实现的：
一种适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法，其特征在于要利用建模技术，结合地震、测井、钻录井及动态生产资料，建立不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏的三维地质模型，再利用数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，以探索不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏在自然衰竭开发中后期是否适合注水替油，利用注水替油技术提高凝析油采收率的技术可行性，优选注入井、注水时机、合理的注入量、注入速度、注水轮次和注水强度，达到焖井周期后进行多轮次开采；达到延长单井和气藏的生命周期，提高油气采收率的目的。由于每轮次开采后凝析气藏组分发生变化，因此下轮次开采前均应优选注水时机、注入量、注入速度和注水强度。其内容包括以下步骤：
a、单井优选，不是所有的凝析气藏均适合注水替油提高采收率，因此利用建模和数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，以探索不同储层类型、不同含凝析油含量的凝析气藏在自然衰竭开发中后期是否适合注水替油，从而初步确定适合注水替油的储层类型和凝析气藏类型；利用注水替油技术可提高凝析油采收率的技术可行性。经过研究表现：天然能量不足、高-特高含凝析油的、相对孤立缝洞体的单井或裂缝-孔洞型储层、边底水能量较强的、地层水沿裂缝高渗通道窜流的单井采用注水替油提高采收率效果好。
b、试注，先优选范例井进行试注，对试注结果进行分析，确定范例井所代表的储层和气藏类型是否适合注水，最终优选出适合注水替油的储层和凝析气藏类型，在凝析气藏注水开发过程中，选择露点压力和凝析油析出速度最大压力的中值作为注水时机，以避免大量凝析油损失在洞穴、孔洞介质内，降低注水替油效率。同时，凝析油气产量随日注水量增加而呈上升趋势，但当注水速度达到一个临界点后，凝析油气产量会基本保持不变，该临界点与储层吸水能力紧密相关，一般不应超过100m3/d；
c、注入水，对注入水与储层配伍性进行研究，选择能改善储层孔渗性、降低注入液比重、增大注入液粘度的、与储层配伍性好的添加剂，按设定比例配置由地层水和添加剂混合而成的注入液（地层水和添加剂混合物），按设定注入速度（一般不应超过100m3/d）向气藏内注入所述注入液，补充地层亏空，恢复地层压力；
d、焖井，待注入水进入气藏后开始焖井，利用油水重力分异作用延长焖井时间；如果凝析油全部气化，地层气水两相渗流；如果凝析油部分气化，利用油与注入水重力分异，注入水替换储集体下部油形成次生底水驱动油向上运移，凝析油在储层上部聚集；
e、当达到焖井周期后或井口压力恢复到预计范围内，压力稳定后，开井进行开采。
f、循环步骤c到步骤e。延长单井生命周期，提高单井油气采收率。
所述a步骤中，“利用建模技术，结合地震、测井、钻录井及动态生产资料，建立不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏的三维地质模型，再利用数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究”具体是指：首先根据油气藏地质研究成果对井进行优选，选取不同储层类型（洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞型、裂缝型）、不同凝析油含量（低含凝析油、中含凝析油、高含凝析油、特高含凝析油）、不同凝析气藏类型（无水气藏、底水气藏、边水气藏）的凝析气藏进行三维地质模型建立，并结合三维地质模型进行数值模拟研究，以论证不同储层类型、不同凝析油含量的凝析气藏注水替油技术提高采收率的可行性。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下：
1、采用本发明所述“利用建模技术，结合地震、测井、钻录井及动态生产资料，建立不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏的三维地质模型，再利用数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，以探索不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏在自然衰竭开发中后期是否适合注水替油是否适合注水替油，从而初步确定适合注水替油的储层类型和凝析气藏类型”的方式，经实施例验证，优选出注水替油能提高缝洞型碳酸盐岩凝析气藏采收率的储层、凝析气藏类型，避免盲目在凝析气藏内推广注水替油，从而达到延长缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生命周期和提高该凝析气藏采收率。
2、本发明中，c步骤中，对注入水与储层配伍性进行研究，选择能改善储层孔渗性、降低注入液比重、增大注入液粘度的、与储层配伍性好的添加剂，按设定比例配置由地层水和添加剂混合而成的注入液，注入液与地层水对比，能改善储层孔渗性、降低注入液比重、增大注入液粘度、增强注入液与地层的配伍性，避免造成地层二次污染，并有效恢复地层压力，改善储层流体渗流能力和驱替能力。
3、本发明中，重复步骤c到步骤e，其中重复步骤c时，应选择合适时机，每次重复注水替油前，应分析凝析气藏内凝析气组分变化情况，选择在凝析油析出速度最大压力点之前（其目的是避免大量凝析油析出，造成严重的地层污染）开始重复注水替油。最终达到延长单井和气藏的生命周期，提高油气采收率。
具体实施方式
作为本发明的最佳实施方式，其步骤如下：
a、单井优选，不是所有的凝析气藏均适合注水替油提高采收率，因此利用建模和数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，以探索不同储层类型、不同含凝析油含量的凝析气藏在自然衰竭开发中后期是否适合注水替油，从而初步确定适合注水替油的储层类型和凝析气藏类型；利用注水替油技术可提高凝析油采收率的技术可行性。经过研究表现：天然能量不足、高-特高含凝析油的、相对孤立缝洞体的单井或裂缝-孔洞型储层、边底水能量较强的、地层水沿裂缝高渗通道窜流的单井采用注水替油提高采收率效果好。
b、试注，先优选范例井进行试注，对试注结果进行分析，确定范例井所代表的储层和气藏类型是否适合注水，最终优选出适合注水替油的储层和凝析气藏类型，在凝析气藏注水开发过程中，选择露点压力和凝析油析出速度最大压力的中值作为注水时机，以避免大量凝析油损失在洞穴、孔洞介质内，降低注水替油效率。同时，凝析油气产量随日注水量增加而呈上升趋势，但当注水速度达到一个临界点后，凝析油气产量会基本保持不变，该临界点与储层吸水能力紧密相关，一般不应超过100m3/d；
c、注入水，对注入水与储层配伍性进行研究，选择能改善储层孔渗性、降低注入液比重、增大注入液粘度的、与储层配伍性好的添加剂，按设定比例配置由地层水和添加剂混合而成的注入液（地层水和添加剂混合物），按设定注入速度（一般不应超过100 m3/d）向气藏内注入所述注入液，补充地层亏空，恢复地层压力；
d、焖井，待注入水进入气藏后开始焖井，利用油水重力分异作用延长焖井时间；如果凝析油全部气化，地层气水两相渗流；如果凝析油部分气化，利用油与注入水重力分异，注入水替换储集体下部油形成次生底水驱动油向上运移，凝析油在储层上部聚集；
e、当达到焖井周期后或井口压力恢复到预计范围内，压力稳定后，开井进行开采。并控制生产速度在合理范围内，使单井平稳生产。
f、循环步骤c到步骤e。延长单井生命周期，提高单井油气采收率。
所述a步骤中，“利用建模技术，结合地震、测井、钻录井及动态生产资料，建立不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏的三维地质模型，再利用数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，以探索不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏在自然衰竭开发中后期是否适合注水替油是否适合注水替油，从而初步确定适合注水替油的储层类型和凝析气藏类型”具体是指：首先根据油气藏地质研究成果对井进行优选，选取不同储层类型（洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞型、裂缝型）、不同凝析油含量（低含凝析油、中含凝析油、高含凝析油、特高含凝析油）、不同凝析气藏类型（无水气藏、底水气藏、边水气藏）的凝析气藏进行三维地质模型建立，并结合三维地质模型进行数值模拟研究，以论证不同储层类型、不同凝析油含量的凝析气藏注水替油技术提高采收率的可行性。
其中重复步骤c时，应选择合适时机，每次重复注水替油前，应分析凝析气藏内凝析气组分变化情况，选择在凝析油析出速度最大压力点之前开始重复注水替油。最终达到延长单井生命周期，提高油气采收率。
本发明在塔中I号凝析气田缝洞型碳酸盐岩凝析气藏进行了应用。截止2015年2月，塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区已有7口井实施单井注水替油措施，4口井见效：其中实验1井是洞穴型储层注水替油效果较好井，其试采表现出明显的相对孤立洞穴型特征，试井解释结果为内好外差的复合模型，自喷采油期短，不出液关井后实施6轮注入替油措施，注入周期6-9个月，注水速度350m3/d，累积注水26545m3，累计产油11689t，提高油采收率29.74%。采用注水替油后，整体已提高凝析油采收率10%-25%，气采收率3%-10%。
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 (3)
1.一种适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法，其特征在于：利用建模技术，结合地震、测井、钻录井及动态生产资料，建立不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏的三维地质模型，再利用数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，优选注入井、注水时机、注入量、注入速度、注水轮次和注水强度，达到焖井周期后进行多轮次开采；每轮次开采前均需优选注水时机、注入量、注入速度和注水强度；详细步骤如下：
a、单井优选，利用建模和数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究，探索不同储层类型、不同含凝析油含量的凝析气藏在自然衰竭开发中后期是否适合注水替油，从而初步确定适合注水替油的储层类型和凝析气藏类型；
b、试注，先优选范例井进行试注，对试注结果进行分析，确定范例井所代表的储层和气藏类型是否适合注水，最终优选出适合注水替油的储层和凝析气藏类型，在凝析气藏注水开发过程中，选择露点压力和凝析油析出速度最大压力的中值作为注水时机；
c、注入水，对注入水与储层配伍性进行研究，选择能改善储层孔渗性、降低注入液比重、增大注入液粘度的、与储层配伍性好的添加剂，按设定比例配置由地层水和添加剂混合而成的注入液，按设定注入速度向气藏内注入所述注入液，补充地层亏空，恢复地层压力；
d、焖井，待注入水进入气藏后开始焖井；
e、当达到焖井周期后或井口压力恢复到预计范围内，压力稳定后，开井进行开采。
2.根据权利要求1所述的一种适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法，其特征在于：f、循环步骤c到步骤e。
3.根据权利要求1所述的一种适用于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的注水替油开采方法，其特征在于：所述a步骤中，“利用建模技术，结合地震、测井、钻录井及动态生产资料，建立不同储层类型的、不同凝析油含量的凝析气藏的三维地质模型，再利用数值模拟技术，结合试采特征进行双重介质注水替油机理研究”具体是指：首先根据油气藏地质研究成果对井进行优选，选取不同储层类型、不同凝析油含量、不同凝析气藏类型的凝析气藏进行三维地质模型建立，并结合三维地质模型进行数值模拟研究，以论证不同储层类型、不同凝析油含量的凝析气藏注水替油技术提高采收率的可行性。
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