CN105089585B - 中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，该中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法包括：步骤1，评价油藏能量保持状况；步骤2，评价油藏产液、注水能力及提升潜力；步骤3，评价等效水驱井距范围及驱替压力梯度；步骤4，编制和实施等效水驱井网调整方案；步骤5，评价等效水驱单井产液量及生产压差；步骤6，编制和实施等效水驱地层压力回升方案；步骤7，编制和实施压力恢复期间防水窜方案；步骤8，编制和实施油井大幅提液方案。该中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法最大程度发挥了存量油水井作用，在大幅减少新井投资和老井操作成本的基础上，可实现与密井网等效的开发效果，提高老油田开发的经济效益。

Description

中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法。

背景技术

中高渗油藏是我国大型油田的主要油藏类型，多属于河流-三角洲沉积体系，储层厚度大、物性好、渗透率高，储量规模大。自投入开发以来，中高渗油藏主要采用水驱方式，通过开发层系细分和井网优化调整技术不断提高水驱动用程度和水驱波及系数。其中，层系细分技术主要解决中高渗油藏开发的层间矛盾，通过将特征相近的油层组合在一起形成开发层系，每一套层系用一套井网单独开采来降低层间差异对油藏开发的影响。早期层系划分通常较粗，随着开发的深入，含水的上升，层间干扰不断加大，特高含水后期开发层系的划分越来越细，已成为当前中高渗油藏解决纵向非均质性的最主要的方法。井网优化调整技术是在层系细分的基础上，根据层系内储层空间分布状况对井网密度、布井方式以及注水方式进行优化调整的过程，其目的是实现水驱平面波及系数的最大化。当前国内外绝大部分油田都采用具有规则几何形态的密井网布井方式，注水方式则主要依据油藏类型、储层联通状况等油藏地质特点来确定，主要包括行列注水、面积注水、点状注水、边部注水等几种注水方式。

总体上看，层系细分和井网优化调整技术是当前中高渗油藏的主导开发技术，应用范围广，技术成熟度高。在中高渗油藏几十年的开发实践中，层系细分和井网优化调整使得油田开发取得了较好的效果，也为完成原油产量任务、提高水驱采收率发挥了重要作用。本质上，上述两项技术的实施核心是井网加密，例如，层系细分后需要增加新井建立独立的井网系统，井网优化调整也需要补充新井完善原有的井网系统。从油藏投入开发以来，通常历经多次调整，大量的加密井在增加油田产能、改善水驱开发效果的同时，也使得井网密度不断增大，开发井数不断增多，固定资产投资规模不断增大，由此带来的折旧折耗不断攀升，油田开发成本不断上升。进入特高含水后期以来，由于新井单井产量随含水升高不断下降，该时期加密新井投资回收期长、盈利能力差，并且快速拉高了开发总成本。自2014年下半年以来，随着国际油价大幅下跌，我国特高含水老油田的开发效益大幅下降，部分油田甚至处于亏损状态。2015年以来，中石化首次提出不以追求产量为原则来组织油田开发生产，而是以效益安排各项生产经营，以效益决策投资发展。中高渗油藏特高含水后期的开发要实现降本增效，不能再延续以往的以层系细分、井网加密的开发调整模式，需要以效益为导向的新思路、新方法。

从投入产出的角度分析，油田开发的利润受多种因素影响，利润计算公式如下：

利润＝产油量×油价-折耗-操作成本-折旧-税费-人工成本 (1)

式(1)中，产量、油价、折耗、操作成本对利润的影响机制比较复杂，且几种因素之间相互影响；折旧、税费及人工成本对利润的影响相对独立和固定。在油价一定的前提下，实现油田开发的降本增效重点要处理好产油量、折耗及操作成本的关系。

产量是油田利润的根源，但产量的增长必然伴随着投入及成本的增加，通常情况下，只要不引起折耗和操作成本的大幅增加，产量越高越能产生高额利润。相反，如果产量的增加是以折耗及操作成本的大幅上升为代价，油田开发利润并不会增加，在低油价时期甚至会亏损。

式(1)中，折耗与年产油量、剩余经济可采储量及油气资产净值有关，其计算公式为：

式(2)中，年产油量与剩余经济可采储量之比反映当年采出的剩余经济可采储量的比例，以此作为折耗率。而年产油量与剩余经济可采储量都是变量，年产油的规模及产量递减规律在很大程度上控制着剩余经济可采储量的数量。当前，剩余经济可采储量采用美国证券交易委员会SEC储量标定法，综合利用月度产油量、递减率、油价、开发成本及矿权年限等参数计算得出。总体上，在油价及矿权年限一定的情况下，年产油量越高、产量递减率越小、开发成本越低，则剩余经济可采储量越大，折耗率越低；年末油气资产净值越小，折耗越低。

综上，实现中高渗油藏特高含水后期降本增效的基本思路是在保持产油量稳定，减缓递减的同时，降低油气资产净值增幅，逐步减小油气资产净值总量，从而降低开发总成本。在具体实现方式上，应大幅减少加密井投入，关停近极限含水无效井和低效井压减开发成本，最大限度利用存量老井实现与密井网相同的开发效果。最新的理论及实验研究表明，中高渗油藏特高含水后期剩余油具有普遍分布的特点，但含油饱和度总体不高，微观上主要以薄膜状分布在颗粒表面，水驱采收率的提高主要依靠波及系数和驱油效率的改善来实现。在特高含水后期高水驱倍数环境下，稀井网、大井距开发方式与密井网、小井距开发方式相比，在波及系数方面的差异很小，而随着驱替压力梯度的增大，波及系数和驱油效率都可进一步增大。因此，利用存量老井以稀井网、大井距的方式，通过增大驱替压差和驱替压力梯度，能够保持或提高波及系数和驱油效率，实现与密井网相同的采收率技术目标。另外，中高渗油藏储层物性好，具有较高的采液指数，稀井网下油藏整体产量的稳定可以通过恢复地层压力，增大生产压差的方式，在高驱替压力梯度下大幅提升单井产液量，从而提高单井产油量，保持油藏整体稳产，实现效益开发。

发明内容

本发明的目的是提供一种解决当前水驱开发方法在特高含水后期成本高、效益变差等问题的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，该中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法包括：步骤1，评价油藏能量保持状况；步骤2，评价油藏产液、注水能力及提升潜力；步骤3，评价等效水驱井距范围及驱替压力梯度；步骤4，编制和实施等效水驱井网调整方案；步骤5，评价等效水驱单井产液量及生产压差；步骤6，编制和实施等效水驱地层压力回升方案；步骤7，编制和实施压力恢复期间防水窜方案；步骤8，编制和实施油井大幅提液方案。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，利用油水井测压资料分析评价油藏压力历史演化过程及现状；利用单井开发历史数据统计分析累积产油、累积产水和累积注水情况，计算油藏亏空体积历史演化过程及现状，建立油藏亏空体积与地层压降的相关性图版。

在步骤2中，利用开发生产数据及压力资料计算单井当前生产压差、产液指数、注水压差、注水指数，分析评价产液指数、注水指数分布规律，建立最低流压下单井产液量与地层压力的相关性图版，以及破裂压力下单井注水量与注入压力的相关性图版。

在步骤3中，利用油藏工程方法及数值模拟方法，评价不同储层物性条件下，井距、驱替压力梯度与波及系数、驱油效率的关系，建立相关性图版，明确等效驱替条件下井距分布范围及对应的驱替压力梯度。

在步骤4中，按照等效驱替条件下最大井距调整井网布局，取消套坏报废井的更新计划，关停特高含水低效、无效井或实施转层系开发，减少目标层系开发井数，建立大井距等效水驱井网。

在步骤5中，根据油价水平和油藏综合含水率，评价单井经济效益与产液量的关系；根据调整前密井网产液规模，确定稀井网、大井距条件下实现等效水驱的单井目标液量和目标生产压差。

在步骤6中，根据目标生产压差，确定地层压力回升幅度，对水井实施增压增注，建立并保持高注入端压力，补充地层亏空，促进地层能量回升。

在步骤7中，地层压力回升期间，定时监测油井开发动态，在含水上升速度加快时，通过调整生产参数或暂关方式降低油井采液强度，通过调整不同注水方向水井注水强度均衡流场，避免油水井间发生大规模水窜。

在步骤8中，定时监测地层压力恢复速度和恢复水平，达到设计的地层压力后，油井端实施大幅度提液，降低采出端井底流压，形成大井距高压力梯度水驱开发体系。

本发明中的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，完全利用老井调整井网布局，建立大井距高压力梯度水驱开发体系，通过恢复地层能量，大幅提高单井液量保持油藏产量的稳定和剩余经济可采储量的规律递减，在开发技术层面实现与密井网等效的开发效果，在经济层面实现降本增效的目标。本发明与常规密井网开发方法相比，最大程度发挥了存量油水井作用，在大幅减少新井投资和老井操作成本的基础上，可实现与密井网等效的开发效果，提高老油田开发的经济效益。

附图说明

图1为本发明的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实施例中低成本等效水驱井网调整方式示意图。

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，并配合附图所示，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法的流程图。

在步骤101，油藏能量保持状况评价。利用油水井测压资料分析评价油藏压力历史演化过程及现状；利用单井开发历史数据统计分析累积产油、累积产水和累积注水情况，计算油藏亏空体积历史演化过程及现状，建立油藏亏空体积与地层压降的相关性图版。

在步骤102，油藏产液、注水能力及提升潜力评价。利用开发生产数据及压力资料计算单井当前生产压差、产液指数、注水压差、注水指数，分析评价产液指数、注水指数分布规律，建立最低流压下单井产液量与地层压力的相关性图版和破裂压力下单井注水量与注入压力的相关性图版。

在步骤103，等效水驱井距范围及驱替压力梯度评价。利用油藏工程方法及数值模拟方法，评价不同储层物性条件下，井距、驱替压力梯度与波及系数、驱油效率的关系，建立相关性图版，明确等效驱替条件下井距分布范围及对应的驱替压力梯度。

在步骤104，等效水驱井网调整方案及实施。按照等效驱替条件下最大井距调整井网布局，关停特高含水低效、无效井或实施转层系开发，减少目标层系开发井数，建立大井距等效水驱井网。

在步骤105，等效水驱单井产液量及生产压差评价。根据油价水平和油藏综合含水率，评价单井经济效益与产液量的关系。根据调整前密井网产液规模，确定稀井网、大井距条件下实现等效水驱的单井目标液量和目标生产压差。

在步骤106，等效水驱地层压力回升方案及实施。根据目标生产压差，确定地层压力回升幅度，对水井实施增压增注，建立并保持高注入端压力，补充地层亏空，促进地层能量回升。

在步骤107，压力恢复期间防水窜方案及实施。地层压力回升期间，定时监测油井开发动态，在含水上升速度加快时，通过调整生产参数或暂关方式降低油井采液强度，通过调整不同注水方向水井注水强度均衡流场，避免油水井间发生大规模水窜。

在步骤108，油井大幅提液方案及实施。定时监测地层压力恢复速度和恢复水平，达到设计的地层压力后，油井端实施大幅度提液，降低采出端井底流压，形成大井距高压力梯度水驱开发体系。

在应用本发明的一具体实施例中，包括了以下步骤：

(1)对油藏能量保持状况开展评价，统计分析油藏投入开发以来油水井测压资料，明确地层压力历史变化规律及压力保持现状。该步骤对于压力资料的应用要在生产层位、油层打开完善程度方面具有一致性，不能反映油藏目的层系的压力资料要进行校正和排除。该步骤为步骤②、③、④、⑧提供计算参数。

(2)对油藏亏空情况开展评价，统计分析油藏投入开发以来单井开发生产数据，根据累积产油量、累积产水量和累积注水量间的差异，计算出油藏亏空体积历史演化过程及现状，与步骤①结合，建立油藏亏空体积与地层压力的相关性图版。该步骤为步骤⑧提供实施依据。

(3)对油藏产液能力及提升潜力开展评价，利用油井生产数据和动液面计算井底流压，与步骤①地层压力数据结合，计算油井生产压差和采液指数，建立最低流压下单井产液量与地层压力、生产压差的相关性图版。该步骤为步骤⑦能量恢复后大幅提高单井液量提供计算依据。

(4)对油藏注水能力及提升潜力开展评价，利用水井分层测试资料计算注水指数，结合步骤①地层压力数据，建立以破裂压力为上限的单井注水量与注入压力的相关性图版；该步骤为步骤⑨能量恢复提供单井注水量配注依据。

(5)利用油藏工程方法及数值模拟方法，分别就1000MD、2000MD、3000MD、4000MD、5000MD、6000MD渗透率的储层，分别以100m、200m、300m、400m、500m、600m井距，分别以0.01MPa/m、0.02MPa/m、0.03Mpa/m、0.04MPa/m、0.05MPa/m、0.06MPa/m的驱替压力梯度，评价不同储层、不同井距条件下，不同驱替压力梯度与波及系数、驱油效率、采收率的相关性，建立等效水驱条件下井距部署图版，明确等效驱替条件下井距分布范围及对应的驱替压力梯度。计算和模拟过程中，关于波及系数、驱油效率、采收率参数以近极限含水率和高倍数水驱相渗资料约束。该步骤为步骤⑥井网井距调整提供依据，为步骤⑨注入压力的确定提供依据。

(6)评价油藏现状井网对储量的控制程度，制定对特高含水低效、无效井点以及套坏报废井点的剩余储量采用大井距控制的实施方案，取消密井网模式下需要部署的更新井，关停特高含水低效、无效井或转层系利用，减少目标层系开发井数，建立大井距水驱井网。其中，调整后井距及相应的驱替压力梯度按照步骤⑤提供的图版确定，典型井网调整方式见附图2。

(7)根据当前油价水平和油藏综合含水率，计算单井经济效益与产液量的关系，明确实现效益开发的单井液量下限；以密井网条件下油藏产液量为基准，计算稀井网、大井距条件下单井目标液量，并根据步骤③液量与压差的关系计算目标生产压差。该步骤为步骤⑧提供计算依据。

(8)根据步骤7确定的目标生产压差，以饱和压力为最小流压，计算地层目标压力，根据步骤①压力现状确定地层压力回升幅度，根据步骤②将压力回升目标转换为油藏亏空体积补充目标。该步骤为步骤⑨提供方案编制依据。

(9)对调整后井网的水井实施增压增注，注入压力以地层破裂压力为上限，依据步骤⑤确定的等效水驱驱替压力梯度计算获得。单井配注量按照步骤④建立的注水量与注入压力的关系计算。压力恢复所需时间按照增压注水量对步骤⑧确定的亏空体积的补充速度计算。该步骤在补充地层亏空，促进地层能量回升的同时，建立并保持高注入端压力。

(10)地层压力回升期间，定时监测油井开发动态，当月度含水上升速度超过0.1％时，通过调整生产参数或暂关方式降低油井采液强度，通过调整不同注水方向水井注水强度均衡流场，避免油水井间发生大规模水窜。

(11)利用油井月度动液面折算静压、季度实测静压的方式定时监测地层压力恢复速度和恢复水平，在达到设计的地层目标压力后，利用大排量电泵对油井实施大幅度提液，使油藏整体达到与密井网相同规模的产液量，从而实现油藏整体产油量的稳定。该步骤同时降低了油井井底流压，与步骤⑨水井高注入端压力形成大井距高压力梯度水驱开发体系，促进波及系数和驱油效率的提高。

本发明所设计的低成本等效水驱方法，通过取消更新井、关停无效低效老井能够有效降低开发总井数和开发成本；通过恢复地层能量、建立高驱替压力梯度水驱体系和单井大幅提液能够保持油藏产量稳定，并使得波及系数、驱油效率及采收率指标与密井网相当，在开发技术层面实现与密井网等效的开发效果，在经济层面实现降本增效的目标，从而大幅提高油田开发效益。此外，由于采用稀井网开发方式，油藏开发效益主要通过单井效益的大幅提升来获得，有利于老油田开发后期减少地面、井筒维护工作量，提高劳动生产率，促进经济社会的和谐发展。

Claims (5)

1.中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，其特征在于，该中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法包括：

步骤1，评价油藏能量保持状况；

步骤2，评价油藏产液、注水能力及提升潜力；

步骤3，评价等效水驱井距范围及驱替压力梯度；

步骤4，编制和实施等效水驱井网调整方案；

步骤5，评价等效水驱单井产液量及生产压差；

步骤6，编制和实施等效水驱地层压力回升方案；

步骤7，编制和实施压力恢复期间防水窜方案；

步骤8，编制和实施油井大幅提液方案；

在步骤1中，利用油水井测压资料分析评价油藏压力历史演化过程及现状；利用单井开发历史数据统计分析累积产油、累积产水和累积注水情况，计算油藏亏空体积历史演化过程及现状，建立油藏亏空体积与地层压降的相关性图版；

在步骤2中，利用开发生产数据及压力资料计算单井当前生产压差、产液指数、注水压差、注水指数，分析评价产液指数、注水指数分布规律，建立最低流压下单井产液量与地层压力的相关性图版，以及破裂压力下单井注水量与注入压力的相关性图版；

在步骤3中，利用油藏工程方法及数值模拟方法，评价不同储层物性条件下，井距、驱替压力梯度与波及系数、驱油效率的关系，建立相关性图版，明确等效驱替条件下井距分布范围及对应的驱替压力梯度；

在步骤5中，根据油价水平和油藏综合含水率，评价单井经济效益与产液量的关系；根据调整前密井网产液规模，确定稀井网、大井距条件下实现等效水驱的单井目标液量和目标生产压差。

2.根据权利要求1所述的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，其特征在于，在步骤4中，按照等效驱替条件下最大井距调整井网布局，取消套坏报废井的更新计划，关停特高含水低效、无效井或实施转层系开发，减少目标层系开发井数，建立大井距等效水驱井网。

3.根据权利要求1所述的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，其特征在于，在步骤6中，根据目标生产压差，确定地层压力回升幅度，对水井实施增压增注，建立并保持高注入端压力，补充地层亏空，促进地层能量回升。

4.根据权利要求1所述的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，其特征在于，在步骤7中，地层压力回升期间，定时监测油井开发动态，在含水上升速度加快时，通过调整生产参数或暂关方式降低油井采液强度，通过调整不同注水方向水井注水强度均衡流场，避免油水井间发生大规模水窜。

5.根据权利要求1所述的中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法，其特征在于，在步骤8中，定时监测地层压力恢复速度和恢复水平，达到设计的地层压力后，油井端实施大幅度提液，降低采出端井底流压，形成大井距高压力梯度水驱开发体系。