CN105715238A - 水驱开发油藏驱替压力梯度实时监测及调控方法 - Google Patents

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Abstract

水驱开发油藏驱替压力梯度实时监测及调控方法，属于油气田开发领域，针对水驱开发油田，由于地层非均质的影响，注入水沿着油水井之间的优势通道窜流，造成注入水无效循环的问题，借助油田现有自动化平台提供的油水井生产参数，实时监测油水井间的驱替压力梯度，采用《PI决策技术辅助选井软件》，计算得到PI值、FD值，判断该井需要进行调剖；然后通过《油水井间驱替压力梯度分布计算软件》，计算得到测试油水井压力梯度分布值；根据不同压力梯度分布值设计可形成不同驱替压力梯度的堵剂、用量以及放置的不同地层部位，来调控驱替压力梯度，进而改善水驱开发效果，提高地层原油采收率。

Description

水驱开发油藏驱替压力梯度实时监测及调控方法
一、技术领域
本发明属于油气田开发领域，具体是对注水开发油田进行深部调驱，调控油水井之间驱替压力梯度，从而改善水驱开发效果，提高原油的采收率。
二、背景技术
目前油田开发创新提出了以“标准化设计、模块化建设、标准化采购、信息化提升”的“四化建设”发展之路，尤其是信息化提升，通过生产指挥平台的建设和完善，利用先进监控手段，实现了油气从井筒、流程到站库的全过程采集监控、全过程分析预警、全过程优化调整、全过程指挥管控。如对油井实时监控油水井动态参数，开展生产指标预警，当液量、含水、动液面、功图等指标变化时，及时开展分析、制定调整措施。再比如对水井实现了水量自动调节，变人工现场操作为远程自动管控。通过PID调节功能的实现，实现了注水井自动关停井，自动调节注水量，避免了人工调节导致的波动现象，实现了精准注水。
针对水驱开发油田，由于地层非均质的影响，注入水沿着油水井之间的优势通道窜流，造成注入水无效循环。这就需要进行调剖堵水措施，改善吸水剖面。地下原油依靠注入水驱动，不同的油藏、同一油藏不同的开发阶段启动压力不同，油水井间不同的距离位置上，驱替压力不同，靠近水井附近驱替压力大，远离水井位置驱替压力小，油水井间存在一个压降漏斗。借助现有自动化平台提供的油水井生产参数，确定堵调时机，实时监测油水井间的驱替压力梯度，通过将可形成不同驱替压力梯度的堵剂放置到不同地层部位，来调控驱替压力梯度，进而改善水驱开发效果，提高地层原油采收率。
三、发明内容
本发明的技术方案包括以下步骤：
1、（1）选取实验区块；
（2）实时监测实验区块各井的井口压降：在监控室定期进行井口压降测试，主要针对注水油压下降、对应油井含水上升超出预设的情况时，系统报警；
（3）调剖井筛选
在监控室对选定的注水井进行压降监测时，记录瞬时流量、注水油压后，控制中心自动关井，然后记录油压随着时间的下降，根据《PI决策技术辅助选井软件》计算出PI值和FD值，具体步骤如下：
1）选定需要测试的注水井井号；
2）调取注水井注水层射开厚度；
3）利用自动化平台记录正常注水情况下的瞬时流量、注水油压；
4）在控制中心停井关注水井；
5）记下关井开始的时间，从这一时间起记录关井时间和对应的油压，记录间期为1min，连续测试时间不少于90min，记录测试时间内压力随时间变化后，结束测试；
6）根据测试结果记录相关数据：包括测试注水井井号、测试日期、注水层厚度、测试时的瞬时流量，由瞬时流量折算成的日注水量、测试时的注水油压、关井记录关井时间以及此时刻的油压；记录间期为1min，连续测试时间不少于90min，数据记录记录在表1中：
表1：区块注水井井口压降测试数据表
井号
测试日期
注水层厚度m
日注水量m3
油压MPa
时间min 油压MPa
0
1
2
：：
：：
90
7）对区块具有统一油水压力系统的注水井重复步骤1-6，得到区块中所有正常注水井的井口压降数据；
8）采用《PI决策技术辅助选井软件》，计算得到PI值、FD值，若PI值的归整值PI90 G（注水井的PIt值与地层渗透率反相关，与注水井注水强度（q/h）成正比。为使注水井的PIt值可与区块中其他注水井的PIt值相比较，从而得到注水井各自连通地层的渗透率，应将各注水井的PIt值改正至一个相同的q/h值。这个相同的q/h值可选区块注水井的q/h平均值的就近归整值，记为G，t是测试时的关井时间。能作为区块整体调剖决策参数的是PIt G值而不是PIt值）小于区块平均值或单井FD值下降到0.65以下，则判断该井需要进行调剖；
根据《PI决策技术辅助选井软件》计算得到以下资料。
表2：区块注水井井口压降测试结果决策数据表
根据结果，若PI90 G小于区块平均值或单井FD值下降到0.65以下，则需要进行调剖。
2、计算油水井间的驱替压力梯度
（1）自动调取水井以下资料
表3：计算油水井间驱替压力梯度所需水井数据表
注水井井号
日注水量(m3·d-1)
油藏中部深度(m)
井口注入水温度(℃) 2 -->
注水地层温度(℃)
水井套管外径（mm）
水井套管壁厚（mm）
水井油管内径（mm）
注水压力(MPa)
与注水井连通的油井情况(井数)
（2）自动调取油井以下资料
调取上表中与注水井有连通关系的油井数据。
表4：计算油水井间驱替压力梯度所需油井数据表
（3）根据《油水井间驱替压力梯度分布计算软件》计算得到以下注水井井底压力和生产井井底流压等资料（见表5），以及水井与之连通的不同对应油井、不同井距位置的压力梯度分布值。
通过表1和表2的数据，决策出区块需要调剖的注水井井号。通过表5和表6得到的油水井间压力梯度分布值，用于选择可形成不同驱替压力梯度的堵剂，确定堵剂放置位置和用量，指导调剖方案设计。
四、附图说明
图1：永8-7块沙二51层系注水井井口压降曲线；
图2：永8-52井于对应油井永8-46（调剖前、设计、调剖后对比）地层压力梯度分布曲线。
五、实施例
试验区概况：永8-7断块油层埋深1840-2100m，含油面积1.2Km2，地质储量1214×104t，平均孔隙度31.7%，平均渗透率1039×10-3μm2，平均地面原油粘度3396mPa.s，是一个高孔、高渗、常温、常压的普通稠油油藏。试验区开发面临的主要问题是目前采出程度只有17%，而含水已高达91.8%，明显高于理论值，开发效果差。
1）调剖井筛选
永8-7块北部目前共有3水井6油井，主要开发沙二51层系。日注水129方，日产液342.3方，日产油27.4吨，注采比0.37。见图1。2013.8月对该层系的3口水井进行了井口压降测试，得到测试结果见表6。
表6：永8-7块水井井口压降测试数据
井号 永8-7 永8-52 永8C55
测试日期 2013.3.20 2013.3.20 2013.3.20
注水层厚度m 8.7 4.5 5
注水量m3/d 64.32 28.8 29.52
注水油压MPa 6.5 0.1 3.1
时间min/油压MPa 0 6.5 0 0.1 0 3.1
1 6.4 0.1 0 0.1 3
5 6.05 0.3 2.5
10 5.9 1.17 2
20 5.5 2 1.7
30 5.2 3 1.5
40 4.8 4 1.3
50 4.5 5.1 1
60 4.1 6.2 0.8
70 3.75 7.3 0.6
80 3.5 8 0.5
90 3.1 10 0
将上述得到数据，采用《PI决策技术辅助选井软件》，计算得到PI值、FD值，按照PI90 10.0从小到大进行排序，见表7。PI90 10.0越小，说明渗透率越大，越需要调剖，从表7中可以看到，区块评价的PI90' 10.0为2.06MPa，标号1和2，即永8-52、永8c55井的PI90' 10.0分别为0.05MPa和0.15MPa，远低于平均值的2.06MPa，且FD值远小于0.65，因此选取永8-52、永8c55进行调剖。
表7：永8-7断块按PI归整值排序决策表
标号 井号 日期 注水层厚度 日注量 注水压力 PI90 FD q/h PI90' 10.0
(m) (m3·d-1) (MPa) (MPa) (m3·d-1·m-1) (MPa)
1 永8-52 2013.8.30 4.5 56.16 4.2 0.06 0.01 12.48 0.05
2 永8c55 2013.8.30 5 50.64 5 0.15 0.03 10.13 0.15
3 永8-7 2013.8.30 8.7 87.84 8.5 6.03 0.71 10.1 5.974 -->
平均： 6.07 64.88 5.9 2.08 0.25 10.9 2.06
2）油水井间压力梯度分布计算
以永8-52井为例，调取水井数据见表8。
表8：永8-7断块水井永8-52井水井数据表
注水井井号 永8-52
日注水量(m3·d-1) 56
油藏中部深度(m) 1890.25
井口注入水温度(℃) 40
注水地层温度(℃) 80
水井套管外径（mm） 139.7
水井套管壁厚（mm） 7.72
水井油管内径（mm） 62
注水压力(MPa) 4.2
与注水井连通的油井情况(井数) 6
通过油田数据库，自动调取对应油井生产数据，见表8。
表9：水井永8-52井对应6口油井数据表
通过《油水井间驱替压力梯度分布计算软件》，可以得到永8-52井与对应6口油井压力梯度分布值，见表9、表10。
表10：永8-52井注入井和生产井的基本生产数据参数
表11：永8-52井压力梯度dp/dr与r关系
3）根据压力梯度分布优化调剖方案
（1）设计可形成不同驱替压力梯度的堵剂及用量
根据不同压力梯度分布值设计不同的堵剂，设计公式见1-1。
V′=p(R2 2-R1 2)hjag（1-1）
式中，V′—调剖剂的估算用量，m3；R2—调剖剂在高渗透层外沿半径，m；R1—调剖剂在高渗透层内沿半径，m；h—注水地层厚度，m；j—注水地层的孔隙度；a—高渗透层厚度占注水地层厚度的分数，取10%~30%；g—调剖剂注入的方向系数，取25%~100%。
永8-7区块的排驱压力为0.054MPa。以水井永8-52井与对应油井永8-46井压力梯度分布为例，离水井30m距离以外的驱替压力梯度小于排驱压力，因此要求堵剂放置位置至少在30米以外。
（2）堵剂放置位置设计
堵剂的突破压力高于其在高渗透层中所承受的压差时，就能封堵住高渗透层，这一位置就为堵剂的封堵位置。不同的堵剂强度具有不同突破压力，油水井间的驱替压力也不同，随着离水井井眼的距离而逐渐减小，如表11中油水井间压力梯度分布，设计将堵剂的封堵位置为堵剂的突破压力梯度与油藏中地层压力梯度相等的位置。其组合见表12。
表12：永8-52井调剖堵剂组合
4）实施效果
2014.4.25至2014.6.3，永8-52井开展调剖，先后注入弱堵剂纳米级微球2700m3，中等强度堵剂微米级微球1800m3，强堵剂冻胶1100m3，施工压力由6.5MPa上升到8MPa，PI值由调剖前的0.14MPa升至4.18MPa，提高了4.04MPa，FD值由0.03升至0.82，提升了0.79。实施后(30m处)驱替压力梯度由0.05MPa/m升至0.07MPa/m，提高了0.018MPa/m，增加启动驱替压力由30m增加至40m处，见图2。
表13：永8-52井与永8-46井间调剖前后压力梯度分布

Claims (1)

1.水驱开发油藏驱替压力梯度实时监测及调控方法，其特征在于：包括以下步骤：
（1）选取实验区块；
（2）实时监测实验区块各井的井口压降：在监控室定期进行井口压降测试，主要针对注水油压下降、对应油井含水上升超出预定范围的情况下，系统报警；
（3）调剖井筛选
在监控室对选定的注水井进行压降监测时，记录瞬时流量、注水油压后，控制中心自动关井，然后记录油压随着时间的下降，根据《PI决策技术辅助选井软件》计算出PI值和FD值，具体步骤如下：
1）选定需要测试的注水井井号；
2）调取注水井注水层射开厚度；
3）利用自动化平台记录正常注水情况下的瞬时流量、注水油压；
4）在控制中心停井关注水井；
5）记下关井开始的时间，从这一时间起记录关井时间和对应的油压，记录间期为1min，连续测试时间不少于90min，记录测试时间内压力随时间变化后，结束测试；
6）根据测试结果记录相关数据：包括测试注水井井号、测试日期、注水层厚度、测试时的瞬时流量，由瞬时流量折算成的日注水量、测试时的注水油压、关井记录关井时间以及此时刻的油压；
7）对区块具有统一油水压力系统的注水井重复步骤1-6，得到区块中所有正常注水井的井口压降数据；
8）采用《PI决策技术辅助选井软件》，计算得到PI值、FD值，若PI值的归整值PI90 G小于区块平均值或单井FD值下降到0.65以下，则判断该井需要进行调剖；
（4）计算油水井间的驱替压力梯度
通过油田数据库，自动调取注水井资料以及与注水井有联通关系的油井数据，然后通过《油水井间驱替压力梯度分布计算软件》，计算得到测试油水井压力梯度分布值；
（5）根据压力梯度分布优化调剖方案
1）堵剂用量设计
根据不同压力梯度分布值计算：
V′=p(R2 2-R1 2)hjag
式中，V′—调剖剂的估算用量，m3；R2—调剖剂在高渗透层外沿半径，m；R1—调剖剂在高渗透层内沿半径，m；h—注水地层厚度，m；j—注水地层的孔隙度；a—高渗透层厚度占注水地层厚度的分数，取10%~30%；g—调剖剂注入的方向系数，取25%~100%；
2）堵剂放置位置设计
根据油水井间压力梯度分布，设计堵剂的封堵位置为堵剂的突破压力梯度与油藏中地层压力梯度相等的位置。
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