CN108386171B - 深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，包括以下步骤：1)判断目标油藏是否满足所述优化方法的应用条件，若目标油藏满足应用条件，则实施后续步骤；2)对深水浊积砂岩进行沉积相划分，划分为水道储层和朵叶储层两类；3)对注采连通模式进行判断，将目标注采井组间的连通类型分为直接连通型、搭接连通型和复合连通型；4)根据注采井组注采连通模式确定油井见水后注水强度优化时机；5)根据储层类型实施不同的注水强度优化手段：对于水道储层，采用以“提高纵向波及”为核心的优化注水方式；对于朵叶储层，采用以“改变液流方向”为核心的优化注水方式。
Description
技术领域
本发明涉及一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，属于油藏开发技术领域。
背景技术
深水油气蕴藏极为丰富，其勘探开发始于70年代末，并且不断升温。目前，全球已有60多个国家进行深水(水深>300m)油气勘探，现已探明储量约300×108t，据估计未来世界油气总储量的40％将来自于深水区。
20世纪90年代以来，伴随着深水低位扇巨型油气田在北美墨西哥湾盆地、南美坎波斯盆地、西非尼日尔三角洲以及中国南海等地区被接连发现，深水浊积油气藏已成为当今油气勘探开发的热点之一。国内外学者主要以下刚果盆地和西非尼日尔三角洲盆地为例，深入研究了深水浊积储层油田的沉积机制、沉积模式、沉积特征及发育演化规律、深水水道构型特征、连通性精细表征等，而对该类油田的含水上升规律及注水优化技术研究甚少。目前的含水上升机理以及控水对策的研究主要是针对常规砂岩、缝洞型碳酸盐岩油藏、低渗透油藏。受深水作业成本高和工程设施限制，常规的调剖、堵水、油井转注、提液等措施，在深水油田难以经济有效实施。因此，迫切需要建立一套简单、方便、快速、准确的一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，该方法适用于储层类型为深水浊积砂岩、流体为挥发性油、边底水能量弱且注水保压开发油藏的见水后油井。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，包括以下步骤：1)判断目标油藏是否满足所述优化方法的应用条件，若目标油藏满足应用条件，则实施后续步骤；2)对深水浊积砂岩进行沉积相划分，划分为水道储层和朵叶储层两类；3)对注采连通模式进行判断，将目标注采井组间的连通类型分为直接连通型、搭接连通型和复合连通型；4)根据注采井组注采连通模式确定油井见水后注水强度优化时机；5)根据储层类型实施不同的注水强度优化手段：对于水道储层，采用以“提高纵向波及”为核心的优化注水方式，即应用周期注水，周期性停注或改变注入量，在地层中造成不稳定压力场，使地层中的油水不断重新分布和交换；对于朵叶储层，采用以“改变液流方向”为核心的优化注水方式，即通过调整部分注水井注水强度和油井的采油强度，改变注入水在油层中原来稳定注水形成的固定液流方向。
所述步骤1)中所述的应用条件有两个，一是油藏采用注水保压开发，二是油藏连通水体的水体倍数小于20。
所述步骤3)中所述的直接连通型、搭接连通型和复合连通型各自的特点如下：直接连通型为油井和注水井完井层段位于同一期水道或朵叶内，单期内砂体构型以侧向叠置为主，单期水道或朵叶内部储层发育较好，层内连通性好，单期水道或朵叶直接注采受效；搭接连通型为油井和注水井完井层段位于不同期次砂体内，且后期砂体垂向切叠于早期复合砂体之上，注采井间通过砂体搭接连通受效；复合连通型为油井和注水井完井层段注采受效关系同时包括直接连通和搭接连通两种类型，即注采井完井层段既有同一期砂体内直接连通，也存在不同期次砂体垂向切叠的跨层搭接连通，同时存在直接连通和搭接连通两种受效方式。
所述步骤4)中确定油井见水后注水强度优化时机的过程如下：基于注采井组间的三种连通类型，确定油井见水后的含水上升形态分别为“亚凸型”、“亚凹形”和“亚S型”，不同连通模式油井见水后实施注水强度最佳优化时机分别为：亚凸型”油井的含水率达到7～15％时；“亚凹形”油井的含水率达到28～48％时；“亚S型”油的井含水率到达18～36％时。
所述步骤5)中，以“提高纵向波及”为核心的优化注水方式的具体实施过程为：当到达注水强度优化时机后，关停油井对应的注水井，紧密跟踪油井生产动态，当油井井底流压低于饱和压力或生产气油比开始快速上升或油井举升能力显著下降时，开井按照根据注采比为1的注水量注水。
所述步骤5)中，以“改变液流方向”为核心的优化注水方式的具体实施过程为：对于储层平面物性分布较均质且采用规则井网开发的油藏，先关停第一注水井，第二注水井继续注水，根据注采比为1调整注水量或产油量，紧密跟踪第一油井和第二油井的生产动态；油井的含水率会出现上升变缓甚至下降的特征，当油井含水率再次上升到经济极限含水率时，按照上述方法，关停第二注水井，打开第一注水井继续注水；对于储层平面物性分布较均质但存在低渗透条带的采用规则井网开发的油藏，当位于高渗透条带的油井含水率达到经济极限时，关闭第一油井，其它井继续开井工作，使液流方向改变，提高低渗区波及范围。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明提供了一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，填补了油藏工程领域在深水浊积砂岩油藏油井见水后注水强度优化方面的空白。2、本发明通过调整注水井和油井的工作制度延缓油井含水上升速度和产量递减速度，操作简单、方便且无作业成本。
附图说明
图1是采油井与注水井间采用直接连通模式的示意图；
图2是采油井与注水井间采用搭接连通模式的示意图；
图3是采油井与注水井间采用复合连通模式的示意图；
图4是调整注水强度改变液流方向示意图；其中，图(a)是调整前液流方向示意图，图(b)是调整后液流方向示意图；
图5是调整高渗区采油强度提高低渗区波及面积示意图；其中，图(a)是调整前液流波及面积示意图，图(b)是调整后液流波及面积示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
本发明提出了一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，包括以下步骤：
1)判断目标油藏是否满足所述优化方法的应用条件：应用条件有两个，一是油藏采用注水保压开发，二是油藏连通水体的水体倍数小于20。若目标油藏同时满足上述两个条件，则本发明所述的优化方法对目标油藏适用，那么即可实施后续步骤；反之，若目标油藏不同时满足上述两个条件，则本发明方法对目标油藏不适用。
2)对深水浊积砂岩进行沉积相划分，划分为水道储层和朵叶储层两类。其中，水道储层和朵叶储层各自的特征见表1：
表1 水道和朵叶储层沉积储层特征
3)对注采连通模式进行判断，将目标注采井组间的连通类型分为直接连通型、搭接连通型和复合连通型。
如图1～3所示，三种连通类型各自的特点如下：
直接连通型为油井和注水井完井层段位于同一期水道或朵叶内，单期内砂体构型以侧向叠置为主，单期水道或朵叶内部储层发育较好，层内连通性好，单期水道或朵叶直接注采受效。
搭接连通型为油井和注水井完井层段位于不同期次砂体内，且后期砂体垂向切叠于早期复合砂体之上，注采井间通过砂体搭接连通受效。
复合连通型为油井和注水井完井层段注采受效关系同时包括直接连通和搭接连通两种类型，即注采井完井层段既有同一期砂体内直接连通，也存在不同期次砂体垂向切叠的跨层搭接连通，同时存在直接连通和搭接连通两种受效方式。
4)根据注采井组注采连通模式确定油井见水后注水强度优化时机，具体过程如下：
基于注采井组间的三种连通类型，可以确定油井见水后的含水上升形态分别为“亚凸型”、“亚凹形”和“亚S型”，不同连通模式油井见水后实施注水强度最佳优化时机分别为：亚凸型”油井的含水率达到7～15％时；“亚凹形”油井的含水率达到28～48％时；“亚S型”油的井含水率到达18～36％时。
5)根据储层类型实施不同的注水强度优化手段，具体如下：
对于水道储层，因其纵向多期水道层间具有非均质性较强的特征，若采用常规注水开发，将会造成注入水沿高渗层快速推进，油井很快见水。而较低渗透层由于注入水渗流阻力大，水推进缓慢且随着开发时间的延长，层间压力不均衡不断加剧。因此，提出以“提高纵向波及”为核心的优化注水方式，即：应用周期注水，周期性停注或改变注入量，在地层中造成不稳定压力场，使地层中的油水不断重新分布和交换，达到提高波及系数，层间均衡开发的目的。具体地，当到达注水强度优化时机后，关停油井对应的注水井，紧密跟踪油井生产动态，当油井井底流压低于饱和压力或生产气油比开始快速上升或油井举升能力显著下降时，开井按照根据注采比为1的注水量注水。如此反复。
对于朵叶储层，其具有油藏沉积分布稳定且广泛发育、均质性较好的特征，注水开发过程中，油层中原有水驱前缘均匀推进，驱油效果较好，油井见水后含水快速上升和产量快速递减。因此，对于该类储层油藏，提出以“改变液流方向”为核心的优化注水方式，即通过调整部分注水井注水强度和油井的采油强度，改变注入水在油层中原来稳定注水形成的固定液流方向，达到驱替高含油饱和度区域中原油的目的，从而增加水驱面积，提高注入水在油层中的波及效率，改善水驱油效果。具体地，对于储层平面物性分布较均质且采用规则井网开发的油藏(如图4所示)，可先关停注水井1，注水井2继续注水，根据注采比为1调整注水量或产油量，注水紧密跟踪油井1和油井2的生产动态。油井的含水率会出现上升变缓甚至下降的特征，当油井含水率再次上升到经济极限含水率时，按照上述方法，关停注水井2，打开注水井1继续注水。
对于储层平面物性分布较均质但存在低渗透条带的采用规则井网开发的油藏(如图5所示)，当位于高渗透条带的油井含水率达到经济极限时，关闭油井1，其它井继续开井工作，使液流方向改变，提高低渗区波及范围。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中方法的实施步骤等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (6)
1.一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，包括以下步骤：
1)判断目标油藏是否满足所述优化方法的应用条件，若目标油藏满足应用条件，则实施后续步骤；
2)对深水浊积砂岩进行沉积相划分，划分为水道储层和朵叶储层两类；
3)对注采连通模式进行判断，将目标注采井组间的连通类型分为直接连通型、搭接连通型和复合连通型；
4)根据注采井组注采连通模式确定油井见水后注水强度优化时机；
5)根据储层类型实施不同的注水强度优化手段：
对于水道储层，采用以“提高纵向波及”为核心的优化注水方式，即应用周期注水，周期性停注或改变注入量，在地层中造成不稳定压力场，使地层中的油水不断重新分布和交换；
对于朵叶储层，采用以“改变液流方向”为核心的优化注水方式，即通过调整部分注水井注水强度和油井的采油强度，改变注入水在油层中原来稳定注水形成的固定液流方向。
2.如权利要求1所述的一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，其特征在于：所述步骤1)中所述的应用条件有两个，一是油藏采用注水保压开发，二是油藏连通水体的水体倍数小于20。
3.如权利要求1所述的一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，其特征在于：所述步骤3)中所述的直接连通型、搭接连通型和复合连通型各自的特点如下：
直接连通型为油井和注水井完井层段位于同一期水道或朵叶内，单期内砂体构型以侧向叠置为主，单期水道或朵叶内部储层发育较好，层内连通性好，单期水道或朵叶直接注采受效；
搭接连通型为油井和注水井完井层段位于不同期次砂体内，且后期砂体垂向切叠于早期复合砂体之上，注采井间通过砂体搭接连通受效；
复合连通型为油井和注水井完井层段注采受效关系同时包括直接连通和搭接连通两种类型，即注采井完井层段既有同一期砂体内直接连通，也存在不同期次砂体垂向切叠的跨层搭接连通，同时存在直接连通和搭接连通两种受效方式。
4.如权利要求1所述的一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，其特征在于：所述步骤4)中确定油井见水后注水强度优化时机的过程如下：
基于注采井组间的三种连通类型，确定油井见水后的含水上升形态分别为“亚凸型”、“亚凹形”和“亚S型”，不同连通模式油井见水后实施注水强度最佳优化时机分别为：亚凸型”油井的含水率达到7～15％时；“亚凹形”油井的含水率达到28～48％时；“亚S型”油的井含水率到达18～36％时。
5.如权利要求1所述的一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，其特征在于：所述步骤5)中，以“提高纵向波及”为核心的优化注水方式的具体实施过程为：当到达注水强度优化时机后，关停油井对应的注水井，紧密跟踪油井生产动态，当油井井底流压低于饱和压力或生产气油比开始快速上升或油井举升能力显著下降时，开井按照根据注采比为1的注水量注水。
6.如权利要求1所述的一种深水浊积砂岩注水开发油藏油井见水后注水强度优化方法，其特征在于：所述步骤5)中，以“改变液流方向”为核心的优化注水方式的具体实施过程为：
对于储层平面物性分布较均质且采用规则井网开发的油藏，先关停第一注水井，第二注水井继续注水，根据注采比为1调整注水量或产油量，紧密跟踪第一油井和第二油井的生产动态；油井的含水率会出现上升变缓甚至下降的特征，当油井含水率再次上升到经济极限含水率时，关停第二注水井，打开第一注水井继续注水，根据注采比为1调整注水量或产油量，紧密跟踪第一油井和第二油井的生产动态；
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