CN106545319A - 断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法 - Google Patents

断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法 Download PDF

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毕义泉
杨勇
王建
刘维霞
吴义志
薛玉荣
杨姝
李文静
孙宁宁
孙晓霞
黄超
栾春华
路智勇
焦红岩
玄建
闫义田
金亮宇
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Abstract

本发明提供一种断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，该断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法包括：步骤1，利用数值模拟手段，建立油藏数值模型；步骤2，根据断块油藏剩余油分布的特点，确定双向驱层系井网；步骤3，通过模拟优化注气井位置，确定注气井距高部位断边带及距腰部采油井的最优井距比；步骤4，确定双向驱开发时合理压力恢复水平；以及步骤5，确定合理注气注水强度，并采用注气注水体积比进行衡量。该断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法为编制出合理的开发方案和高效开发双驱油藏奠定了基础，并为断块油藏高含水期的高效挖潜与提高采收率技术应用提供决策依据。

Description

断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法
技术领域
本发明涉及断块油藏开发技术领域，特别是涉及到一种断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法。
背景技术
国内东部油区复杂断块油藏普遍具有地层倾角大及具有一定边水的特点，通常采用顶密边稀、低注高采的水驱开发方式。进入特高含水阶段面临高部位屋脊一线、断层夹角局部剩余油富集区规模小，钻新井无经济效益；腰部及低部位仍普遍分布一定程度的可动剩余油，但进一步提高波及难度大的问题，提出了综合利用老井，通过顶部注气形成次生气顶重力排驱泄油，结合边外注水，人工气顶-边水双向驱动提高采收率与经济效益技术思路。国外针对背斜构造具原生气顶油藏通过注气辅助重力驱油提高采收率获得成功，但与国外油藏条件相比，国内断块油藏一般含油条带宽度较窄导致注气容易过早突破，水驱后地层压力保持水平低(0.6～0.8倍原始地层压力)以及含水高(综合含水90％以上)的开发特点，影响水驱后转双向驱的开发效果，因此，需要对双向驱的注采参数优化，制定合理开发技术政策，指导高含水期断块油藏双向驱开发。但目前国内外还没有针对断块油藏水驱后转双向驱的技术政策界限开展相关研究。为此我们发明了一种新的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种特高含水期断块油藏水驱后利用顶部注气形成人工气顶结合低部位边外注水形成双向驱动提高采收率的方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，该断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法包括：步骤1，利用数值模拟手段，建立油藏数值模型；步骤2，根据断块油藏剩余油分布的特点，确定双向驱层系井网；步骤3，通过模拟优化注气井位置，确定注气井距高部位断边带及距腰部采油井的最优井距比；步骤4，确定双向驱开发时合理压力恢复水平；以及步骤5，确定合理注气注水强度，并采用注气注水体积比进行衡量。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，在精细地质建模的基础上，利用数值模拟手段，建立油藏数值模型，进行开发历史拟合，开展现阶段油藏水淹状况及剩余油分布规律。
在步骤2中，建立高部位注气、腰部采油、低部边外注水双向驱开发井网，在可利用油水井比较多的情况下设计多套井网方案，计算对比不同井网方案的气油比、含水及累产油这些指标变化，确定最优井网方案。
在步骤3中，注气部位选择注采井距大于300m，距高部位断层不大于100m的位置。
在步骤4中，计算注气不同压力恢复水平下，即变化范围0.6～1.0倍原始地层压力，人工气顶形成状况、注气突破时间、油藏压力变化及累积产油灯生产指标，优化确定注气恢复压力水平。
在步骤4中，注气恢复到0.8倍原始地层压力再进行双向驱开发。
在步骤5中，设计不同注气注水比匹配方案，模拟计算对比日油、采出程度、含水、气油比、压力这些生产指标，以及不同方案气油比与采出程度和含水与采出程度，综合确定合理注气注水体积比。
在步骤5中，合理注气注水体积比为1.5～1.8。
本发明中的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，确定了影响双向驱的开发效果关键开发因素是注气井位置、双向驱时机以及注气、注水体积比，并制定双向驱开发技术政策，保障双向驱开发实施效果，形成的双向驱开发技术优化方法可以有效指导双向驱开发方案编制及相关研究工作，解决高含水断块油藏双向驱合理技术政策制定问题，提高断块油藏水驱后转双向驱提高采收率效果。该方法首次提出了针对水驱后断块油藏开展双向驱开发的油藏开发关键技术政策及技术优化方法，为编制出合理的开发方案和高效开发双驱油藏奠定了基础，并为断块油藏高含水期的高效挖潜与提高采收率技术应用提供决策依据。
附图说明
图1为本发明的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明一具体实例中油藏数值模型图；
图3为本发明一具体实例中注气部位优化图；
图4为本发明一具体实例中压力恢复水平优化图；
图5为本发明一具体实例中注气注水体积比优化图。
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为本发明的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法的流程图。
在步骤101中，在精细地质建模的基础上，利用数值模拟手段，建立油藏数值模型，进行开发历史拟合，开展现阶段油藏水淹状况及剩余油分布规律。在一实施例中，利用油藏数值模拟软件，建立油藏数值模型，进行开发历史拟合，分析目前剩余油分布状况。实例单元目前采出程度11.8％，综合近年新井解释及数值模拟结果表明腰部水淹程度仍较低，高部位断层夹角、屋脊一线动用程度低，剩余油富集。流程进入到步骤102。
在步骤102中，根据断块油藏剩余油分布的特点，确定双向驱层系井网。建立高部位注气、腰部采油、低部边外注水双向驱开发井网，在可利用油水井比较多的情况下可以设计多套井网方案，计算对比不同井网方案的气油比、含水及累产油等指标变化，确定最优井网方案。在一实施例中，根据目前油水井分布情况(高部位2口生产井，腰部1口生产井、低部2口注水井)，见图2，设计了5套双向驱井网方案纵向上考虑分层注气和合层笼统注气2种注气方案，通过模拟计算对比，推荐平面构造高部有利位置部署新井注气，腰部老井采油及低部2口注水井同时注水、纵向合层注气的井网形式。流程进入到步骤103。
在步骤103中，通过模拟优化注气井位置，确定注气井距高部位断边带及距腰部采油井的最优井距比，有效延缓注入气在油井突破时间和获得较高的双向驱采收率。在一实施例中，设计了注气井距顶部断层夹角距离分别为25、50、75、100、150、220、250m情况下，对应距腰部生产井距离480、467、439、411、368、298、295m，共7套方案，计算对比表明注气井距顶越近、距油井越远越易形成人工气顶，双向驱效果越好，推荐注气井距顶部断层不大于100m，气油井距离在300m以上，可充分发挥双向驱效果，如图3所示。流程进入到步骤104。
在步骤104中，确定双向驱开发时合理压力恢复水平。计算注气不同压力恢复水平下(变化范围0.6～1.0倍原始地层压力)人工气顶形成状况、注气突破时间、油藏压力变化及累积产油灯生产指标，优化确定注气恢复压力水平。在一实施例中，模拟了在目前压力(12MPa)下以及先期注气将地层压力恢复到14MPa、16MPa、18MPa和20MPa时再开油水井进行双向驱开发共5套方案。从不同压力恢复水平下生产指标对比，如图4所示，可看出，压力恢复越高，恢复时间及注气量成倍增长，但提高采收率幅度有限。且压力恢复越高，稳定注采时压力保持水平越低。优选推荐注气恢复到压力恢复到16MPa时，油水井开井，双向驱开发。流程进入到步骤105。
在步骤105中，确定合理注气注水强度，在这里用注气注水体积比(地下体积)衡量。设计不同注气注水比匹配方案，模拟计算对比日油、采出程度、含水、气油比、压力等生产指标，以及不同方案气油比与采出程度和含水与采出程度，综合确定合理注气注水体积比。在一实施例中，设计对比了注气、注水体积比(地层条件)从0.33提高到3.0(注采平衡，气、液、水体积比从0.5:2:1.5变化到1.5:2:0.5)情况下的开发指标变化。结果表明注采平衡条件下，目标区合理注气-注水体积比(地下)为1.5左右，图5是不同注气、注水体积比下的注入气在油井突破时的波及状况对比图。
本发明中的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，核心是利用数值模拟手段对注气井位置、合理压力恢复水平以及注气注水体积比等关键开发技术政策进行优化研究，建立了一般断块油藏双向驱开发技术政策界限，主要包括井网形式采用高部位注气、腰部采油、低部边外注水；注气部位选择注采井距大于300m，距高部位断层不大于100m的位置；注气恢复到0.8倍地层压力下再双向驱开发；注气注水地下体积比为1.5～1.8。该方法解决了特高含水期断块油藏双向驱开发技术要求高、难度大、缺少经验的问题，有效提高了断块油藏开发后期开展双向驱提高采收率技术应用效果与开发调整方案编制水平。

Claims (8)

1.断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，该断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法包括：
步骤1，利用数值模拟手段，建立油藏数值模型；
步骤2，根据断块油藏剩余油分布的特点，确定双向驱层系井网；
步骤3，通过模拟优化注气井位置，确定注气井距高部位断边带及距腰部采油井的最优井距比；
步骤4，确定双向驱开发时合理压力恢复水平；以及
步骤5，确定合理注气注水强度，并采用注气注水体积比进行衡量。
2.根据权利要求1所述的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，在步骤1中，在精细地质建模的基础上，利用数值模拟手段，建立油藏数值模型，进行开发历史拟合，开展现阶段油藏水淹状况及剩余油分布规律。
3.根据权利要求1所述的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，在步骤2中，建立高部位注气、腰部采油、低部边外注水双向驱开发井网，在可利用油水井比较多的情况下设计多套井网方案，计算对比不同井网方案的气油比、含水及累产油这些指标变化，确定最优井网方案。
4.根据权利要求1所述的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，在步骤3中，注气部位选择注采井距大于300m，距高部位断层不大于100m的位置。
5.根据权利要求1所述的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，在步骤4中，计算注气不同压力恢复水平下，即变化范围0.6~1.0倍原始地层压力，人工气顶形成状况、注气突破时间、油藏压力变化及累积产油灯生产指标，优化确定注气恢复压力水平。
6.根据权利要求5所述的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，在步骤4中，注气恢复到0.8倍原始地层压力再进行双向驱开发。
7.根据权利要求1所述的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，在步骤5中，设计不同注气注水比匹配方案，模拟计算对比日油、采出程度、含水、气油比、压力这些生产指标，以及不同方案气油比与采出程度和含水与采出程度，综合确定合理注气注水体积比。
8.根据权利要求7所述的断块油藏水驱后转人工气顶-边水双向驱提高采收率方法，其特征在于，在步骤5中，合理注气注水体积比为1.5~1.8。
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