CN105298452A - 一种油藏立体注气方法和井网结构 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种油藏立体注气方法和井网结构。该油藏立体注气方法包括在油藏顶部和下部同时注气的步骤，其中，油藏下部的注气井为注气开始前1年-2年油藏下部的部分水淹井。本发明还提供了一种油藏立体注气井网结构，该油藏立体注气井网结构包括多口水平生产井和多口水平注气井，水平井在平面上相邻排中的各井交错分布，在纵向上相邻层间的各井也交错叠置，构成水平井平面平错、纵向叠置交错的立体注气井网结构。上述油藏立体注气方法和井网结构，可以有效提高采油效率。

Description

一种油藏立体注气方法和井网结构

技术领域

本发明涉及一种油藏注气方法，特别涉及一种油藏立体注气方法和井网结构，属于油藏开采技术领域。

背景技术

对于双重介质油藏，储层基质渗透率太小，裂缝渗透率高，在天然能量开采的过程中，油井投产初期，产量高，产量基本来自于裂缝；随着生产的进行，裂缝的供给能力降低，基质系统中的原油开始流入裂缝，由于基质的流动系数低，供油速度慢，无法弥补裂缝系统的供油能力的递减，因而油井产量递减快；伴随底水沿裂缝快速锥进，油藏含水快速上升，裂缝发育区的油藏下部油井甚至出现暴性水淹，产量大幅度递减，导致一次采收率偏低。

对于双重介质油藏，在注水开发过程中，注水见效有明显的方向性，由于油藏的非均质性，致使注入水沿高渗透裂缝带或孔道窜流、突进，使沿裂缝方向上的采油井暴性水淹，油藏含水上升快，甚至水淹关井，大大降低了注入水的波及体积和油田的开发效果，而位于裂缝两侧的油井见效慢，压力恢复缓慢，出现严重的平面矛盾。

对于双重介质油藏，采用注气开发，传统观念认为：由于气体的粘度远低于水的粘度，它比水更容易在地层中形成流动。因此，在裂缝性油藏注气比注水更容易发生窜流，注气开采裂缝性油藏是不可行的。通过文献调研，国内外一些双重介质油藏现有的注气技术仅局限于油藏顶部注气，注气井必须位于采油井的上部注气，对于厚油藏不能很好的补充油藏中下部的能量，也不能很好的抑制底水的锥进。

综上所述，现有的注气方法在注气方式和开采效果上均存在不足，因此，提供一种有效的油藏注气方式和井网结构成为了本领域亟待解决的问题。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种油藏立体注气方法和井网结构，该注气方法和井网结构可以克服双重介质油藏底水水窜严重，顶部注气开发油藏下部能量补充不足的缺点。

为了实现上述目的，本发明提供了一种油藏立体注气方法，该油藏立体注气方法包括在油藏顶部和下部同时注气的步骤，其中，油藏下部的注气井为注气开始前1年-2年油藏下部的部分水淹井。

本发明中的部分水淹井是指部分注气井覆盖潜山整体，井数能够满足早期气驱要求即可。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，优选地，注气的注入介质包括氮气或烃气，注入介质据气源而定，当气源为烃气时，注入介质选择烃气。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，优选地，所述氮气注入速度为0.01PV/年-0.02PV/年，所述烃气注入速度为0.01PV/年-0.03PV/年。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，优选地，油藏压力系数低于0.8时，注采比为1.0：1-1.3：1，油藏压力系数达到0.8时，注采比为1：1。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，优选地，该油藏立体注气方法中的注气压力为20MPa-28MPa。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，优选地，油藏下部注气井的注气速度为1.0万方/天-3.5万方/天，油藏上部注气井的注气速度为3.5万方/天-6.5万方/天。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，优选地，注氮气时，单井最高日注气量为2.5×10⁴m³-7.5×10⁴m³，油藏最高日注气量为40×10⁴m³-50×10⁴m³；注烃气时，单井最高日注气量为4×10⁴m³-12×10⁴m³，油藏最高日注气量为40×10⁴m³-70×10⁴m³。

本发明还提供了一种油藏立体注气井网结构，该油藏立体注气井网结构包括多口水平生产井和多口水平注气井，其中，在横向上所述水平生产井和水平注气井在同一平面的相邻排中交错分布，在纵向上水平生产井和水平注气井在相邻层间交错叠置，形成水平井平面平错、纵向叠置交错的立体注气井网结构；

所述水平注气井位于油藏的顶部和下部，下部注气井为水淹的生产井。

本发明提供的上述油藏立体注气井网结构中，优选地，水平生产井与水平生产井之间的水平距离为200m-300m，水平生产井与水平生产井的垂直距离为200m-300m。

本发明提供的上述油藏立体注气井网结构中，优选地，顶部水平注气井与油藏顶部的垂直距离为300m-900m，顶部水平注气井与其下部相邻生产井的垂直距离为200m-300m，下部水平注气井与其上部相邻生产井的垂直距离为200m-300m。

本发明提供的上述油藏立体注气井网结构中，下部水平注气井距离油藏底部的距离根据底水锥进的高度而定，一般下部注气井距离油藏底部的垂直距离为200m-300m，如果从底部往上的第二排生产井已经水淹，则选择第二排的水淹井为注气井，这时下部水平注气井距离油藏底部的垂直距离为400m-600m。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，注气的较佳时机是在在油藏压力高于油藏饱和压力之前尽早注气，以及时补充能量。油藏压力下降时，越早注气越好，下限是压力不能低于油藏饱和压力。

本发明提供的上述油藏立体注气方法中，采用的注气井可以为水平井也可以为直井，优选水平井。

本发明提供的上述油藏立体注气方法，具体包括以下步骤：

在油藏立体开发的过程中，当地层压力下降时，在油藏下部利用水淹井进行注气，通过检验下部注气能否有效抑制底水锥进，周围井组是否能增油，来判断注气是否成功；

注气成功后(能有效抑制底水锥进，周围井组能有效的增油即为注气成功)，在油藏下部注气的同时，选择位于油藏顶部的水平井在油藏的顶部注气，当下部的其他生产井被底水锥进水淹关井的时候，将这些底部后水淹的井再进行底部转注气，同时，根据油藏补充能量需要，在油藏纵向油层厚度分段超过三段的主体部位无老井的地方，新钻水平井注气，满足油藏立体注气开发需要。

在本发明提供的油藏立体注气方法中，可以选择水淹老井、油藏顶部的老水平井进行，以节约成本。

本发明提供的油藏立体注气方法和井网结构，属于双重介质油藏的立体开发注气技术，适用于块状或厚层状双重介质油藏，可以有效提高油藏的采收率，改善开发效果。

本发明提供的油藏立体注气方法和井网结构是一种可以进一步提高双重介质油藏采收率的手段。该方法通过油藏早期的天然能量开采，结合底部水平井注水开采，同时为补充地层能量在油藏压力高于其饱和压力以前尽早进行注气开采，在油藏顶部注气，并配合油藏下部的水淹井注气。该方法首先克服了注水开发中，注入水沿高渗透裂缝带或孔道窜流、突进，油井快速水淹的难题，同时克服了现有注气技术注气井必须位于采油井上部的局限，将注气井部署在采油井的下部，甚至位于底部水淹区。另外，该方法既可以发挥顶部注气重力稳定驱作用、又可以有效利用下部水淹井，形成天然的连续微小气水段塞驱，增强气体对微细孔缝渗析，提高微观波及系数，促进裂缝与基质间的渗吸作用，促进气体交渗进入基质，减缓底水裂缝水窜和基质原油水封，利于基质中原油的采出，同时该技术可以及时补充地层能量，抑制含水上升，提高采油速度和采收率。

本发明的油藏立体注气方法和井网结构在油藏顶部注气的同时，配合以油藏下部同时注气，既可以发挥顶部注气重力稳定驱作用、又可以有效利用水淹井，形成天然的连续微小气水段塞驱，增强气体对微细孔缝渗析，提高微观波及系数，促进裂缝与基质间的渗吸作用，促进气体交渗进入基质，减缓底水裂缝水窜和基质原油水封，利于基质中原油的采出，同时可以及时补充地层能量，抑制含水上升，提高采油速度和采收率。

本发明的注气方法和井网结构与现有技术相比具有如下优点：

本发明的油藏立体注气方法和井网结构，采用底部水淹井注气可以形成天然的连续微小气水段塞，注入的气体能够更好的向基质渗析驱油，渗析作用驱替基质采出量的48％，较水驱提高1.1倍；

本发明的油藏立体注气方法和井网结构中注气具有改善原油物性的作用，原油体积系数和膨胀系数随注入量的增多而增加；

本发明的油藏立体注气方法顶部、底部同时气驱，与水驱相比可有效降低残余油饱和度的8％-10％；

本发明的油藏立体注气方法和井网结构中气驱可以显著降低驱替介质的界面张力，非混相驱的油气界面张力只有油水界面张力的16％-25％；

本发明的油藏立体注气方法和井网结构中，注入气体能够进入更小级别的微细裂缝，提高微观波及系数，可气驱的裂缝开度在10μm以上，气驱能进入微细裂缝的能力比水驱提高了4-7倍。

附图说明

图1为实施例1中的水平井立体注气井网结构示意图；

图2为实施例1中的同层水平井平面位置图；

图3为实施例1中的同层水平井纵向位置平面投影图；

图4为实施例1中的水平井顶部和下部立体注气井网剖面图；

图5为兴古潜山油藏兴古7块立体注气井网结构剖面图；

图6为实施例1中的立体注气方式与水驱开发方式驱油效率对比图；

图7为实施例1中的重力驱油条件下流体可以进入最小裂缝宽度与岩块高度关系曲线图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种油藏立体注气方法和井网结构。针对辽河油田兴古潜山油藏兴古7块进行。该油藏地层古老，构造复杂，岩性多样，是一个储层巨厚的裂缝性块状底水变质岩潜山油藏。实验区面积9.77km²，储层厚度2335m，地质储量3537×10⁴t，基质储量占65％，宏观裂缝储量占12％，微观裂缝储量占23％，储层基质渗透率为0.47mD，裂缝渗透率为140mD，地层原油粘度0.527MPa·s。

选取形成了平面上注采井距为300m，纵向为200m的四段七层纵叠平错立体注采井网，共投产各类井63口，包括14口直井和49口水平井；其中油井56口，注水井4口(目前全部停注)，转注氮气井3口。该区块初期采用天然能量开采，后转为注水开发，受含油幅度巨大的影响注水难受效，受双重介质的影响，注入水沿裂缝窜流，使生产井快速水淹关井，导致整体区块压力下降快，产量影响严重。因此，天然能量开发和注水开发都不能作为长期有效的开发方式。

从63口井中共优选出10口老井作为注气井，其中，上部2口水平注气井、2口直井注气井，覆盖兴古7主体部位，补充上部能量；底部6口水平注气井，控制住全区的中下部生产井，抑制底水侵入，补充地层能量、稳油控水。另外，为了满足油藏整体开发需要，新部署水平注气井7口，油藏顶部4口，底部3口备用。目前该油藏已经实施4口水平注气井，均为老井，其中底部转注氮气井3口，顶部注氮气井1口。

具体井网结构如图1所示，该油藏立体注气井网结构包括多口水平生产井、多口水平注气井，第一层水平井1-1、1-2、1-3及第四层水平井4-1、4-3、4-4为水平注气井，第二层及第三层水平井2-3、2-5、2-6、3-2、3-3、3-5为水平生产井，水平井在平面上相邻排中的各井交错分布，例如第一层注气井1-1和1-3与1-2井在同一平面，但1-1和1-3在同一排，井1-2与1-1和1-3均不同行，相互错开一定的距离，纵向上与下部采油井2-3、2-5、2-6呈叠置交错关系，上下错开一定的距离不在同一垂线上；相邻层间的生产井纵向上也彼此交错叠置，例如二层井2-3叠置在一层井1-1和1-2的下方，叠置在三层井3-2和3-3的上方，但是井2-3不在1-1和1-2的垂直正下方，也不在3-2和3-3的垂直正上方，相互错开了一定的距离；底部四层水平注气井4-1与上部生产井3-2和3-3也呈平面交错，纵向叠置交错分布；从而构成水平井平面平错、纵向叠置交错的立体注气井网结构。

图1中长方体1代表油藏，横向平行四边形2代表油藏分段面，带阴影平行四边形3代表油藏侧切面，1-1、2-3、……、4-4等代表井号，带圆圈箭头的水平实线段代表水平注气井，带圆圈的水平虚线段代表水平生产井，点划虚线生产井与短划虚线生产井纵向交错叠置。

参考图2，平面水平井1-1、1-3平面井距为300m，同层相邻两排水平井之间错开部署，即图2中1-2排水平井与1-1排和1-3排水平井均不在同一水平线上。

如图3所示，纵向上每相邻两层水平井之间叠置部署，图3中二层井2-3叠置在一层井1-1和1-2的下方，投影在同一平面后相互错开150m。

如图4立体注气井网剖面图所示，水平井注气井位于油藏的顶部和下部，下部注气井为水淹生产井，注气井距离油藏顶部距离a大于300m，注气井与采油井垂向井距H为200-300m，各层采油井平面井距L为200-300m，各层采油井垂向距离H为200-300m。

该油藏在2013年时压力下降严重，决定从2014年3月开始注氮气，将油藏底部的3口已水淹的水平井4-1、4-2、4-3转注氮气，日注氮气13.66万方，累注2355万方，最高井口注气压力为26MPa。2014年3月4-2开始注氮气，4-2注气井距离上部毗邻采油井3-3垂直距离为430m，投影到同一平面错开150m，该井组有5口井，注采比为1：1，该井井口注入压力为21MPa，注气速度为0.012PV/年，日注氮气2万方，累注氮气871万方，井组5口采油井分布在4-1的上方，构成平面交错，纵向叠置交错的立体注气井网结构，5口井不同程度见到效果，主要表现为降水增油，井组阶段累增油2891t。其中1口井含水下降、重新见油，含水从100％降低到80％，日产油从0增加到2-6t/d。水平井立体注气井网设计中，上下部注气井需要采用不同的注气速度，下部注气井注气速度低于上部注气井，并根据注采井距、储层物性、地层压力等具体确定。2014年9月，4-1开始注氮气，4-1注气井距离上部毗邻采油井3-2的垂直距离为440m，该井组有2口井，注采比为1：1，该井氮气注入压力为22.5MPa，注气速度为0.012PV/年，日注氮气3.5万方，累注氮气749万方，2口井不同程度见到效果，主要表现为稳压增油，阶段累增油1419t。2014年10月，4-4开始注氮气，4-4注气井距离上部毗邻采油井3-5的垂直距离为210m，该井组有3口井，注采比为1：1，该井氮气注入压力为21MPa，注气速度为0.012PV/年，日注氮气3.5万方，累注氮气735万方，3口井不同程度见到效果，主要表现为增油、气油比升高，阶段累增油4436t。在目前注入量条件下，见效特点为垂向增油增压，横向稳压减缓递减。

注氮气取得良好的增油增压抑制底水效果后，从2015年开始实施立体注气，在底部注气的同时，在顶部实施1口注气井。2015年1月，将位于油藏顶部的1-2井转注氮气，1-2注气井距离油藏顶面517m，距离下部毗邻采油井2-5垂向距离为295m，投影到同一平面错开150m，该井组有2口井，注采比为1.3：1，该井注气压力为25MPa，注气速度为0.019PV/年，日注氮气5.8万方，累注氮气394万方，形成次生气顶、清扫“阁楼油”并增加了油藏能量。

图5为兴古潜山油藏兴古7块立体注气井网结构剖面图，图5中封闭实线代表油藏边界，虚线代表油藏分段面，1-1、1-2、……、4-4等代表井号，单实线段代表水平采油井，双实线段代表水平注气井。

通过本实施例提供的油藏立体注气方法进行开采后，油藏压力下降和产量递减有所减缓，年递减率由气驱前的18.5％降为14.5％；同时阻止了水淹井的增加，注气后水淹井数保持在注气前的水平为17口，立体注气开发方式下的原油最终采出程度明显高于水驱，如图6所示，图6为不同开采方式下油藏驱油效率对比曲线。图7为重力驱油条件下流体可以进入最小裂缝宽度与岩块高度关系曲线，由图7可知，油藏下部的水淹井注气，形成的天然连续微小气水段塞驱，增强了气体对微细孔缝渗析，提高了微观波及系数，促进了裂缝与基质间的渗吸作用。

Claims (9)

1.一种油藏立体注气方法，该油藏立体注气方法包括在油藏顶部和下部同时注气的步骤，其中，油藏下部的注气井为注气开始前1年-2年油藏下部的部分水淹井。

2.根据权利要求1所述的油藏立体注气方法，其中，注气的注入介质包括氮气或烃气，所述氮气注入速度为0.01PV/年-0.02PV/年，所述烃气注入速度为0.01PV/年-0.03PV/年；注入介质据气源而定，当气源为烃气时，注入介质选择烃气。

3.根据权利要求1所述的油藏立体注气方法，其中，油藏压力系数低于0.8时，注采比为1.0：1-1.3：1，油藏压力系数达到0.8时，注采比为1：1。

4.根据权利要求1所述的油藏立体注气方法，其中，该油藏立体注气方法中的注气压力为20MPa-28MPa。

5.根据权利要求1所述的油藏立体注气方法，其中，油藏下部注气井的注气速度为1.0万方/天-3.5万方/天，油藏上部注气井的注气速度为3.5万方/天-6.5万方/天。

6.根据权利要求1或2所述的油藏立体注气方法，其中，注氮气时，单井最高日注气量为2.5×10⁴m³-7.5×10⁴m³，油藏最高日注气量为40×10⁴m³-50×10⁴m³；注烃气时，单井最高日注气量为4×10⁴m³-12×10⁴m³，油藏最高日注气量为40×10⁴m³-70×10⁴m³。

7.一种油藏立体注气井网结构，该油藏立体注气井网结构包括多口水平生产井和多口水平注气井，其中，在横向上所述水平生产井和水平注气井在同一平面的相邻排中交错分布，在纵向上水平生产井和水平注气井在相邻层间交错叠置，形成水平井平面平错、纵向叠置交错的立体注气井网结构；

所述水平注气井位于油藏的顶部和下部，下部注气井为水淹的生产井。

8.根据权利要求7所述的油藏立体注气井网结构，其中，水平生产井与水平生产井之间的水平距离为200m-300m，水平生产井与水平生产井的垂直距离为200m-300m。

9.根据权利要求7所述的油藏立体注气井网结构，其中，顶部水平注气井与油藏顶部的垂直距离为300m-900m，顶部水平注气井与其下部相邻生产井的垂直距离为200m-300m，下部水平注气井与其上部相邻生产井的垂直距离为200m-300m。