CN108625833B - 缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，包括：步骤一：确定需要进行调整的缝洞体；步骤二：依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的流道调流剂；步骤三：将选择出的可降解的调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；步骤四：将测试好的的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；步骤五：恢复单元注水，注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。该方法能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏。现场试验效果好，尤其适用于缝洞型碳酸盐岩油藏注水后改善水驱开发效果。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法。
背景技术
塔河缝洞型油藏属于超深(>5000m)、高温(120-140℃)、高矿化度(20×104mg/l)的多期次叠合成藏岩溶缝洞型油藏，储层非均质性极强，井间储集体以大尺度的裂缝、溶洞连通，流体流动规律主要以管流为主而非渗流。目前注水开发已成为缝洞型碳酸盐岩油藏稳产及提高采收率最重要开发方式，但随着单元注水工作的持续推进，注入水极易沿着井间主优势裂缝通道窜进，造成油井快速见水、产油量快速下降，导致单元水驱波及低、水驱采收率偏低，井间剩余油动用程度低。前期采用常规的调剖通过调整注水井剖面来改善单元水驱，但现场实施效果不理想，未能形成规模化、适应性强的改善水驱技术。
目前常规碎屑岩油藏改善水驱主要采用调剖或调驱技术，但塔河缝洞型碳酸盐岩油藏属于超深、高温、高盐的苛刻油藏条件，常规的改善水驱适应性较差。综合分析认为，常规调剖改善水驱的主要问题有：
1)常规调剖思路仅适应于渗流为主的油藏类型，在以管流为主的缝洞型油藏适应性较差。
2)常规的有机类体系耐温耐盐性能不能满足缝洞型油藏的高温高盐要求，且常规的水基类调剖体系密度大易在溶洞中漏失；
3)常规的调剖剂仅适应于微米级孔缝，对毫米级裂缝、米级缝洞不适应。
因此，针对缝洞型碳酸盐岩油藏的改善水驱技术尚不成熟，亟需一种新型的改善水驱技术，改善此类油藏单元注水后期含水阶段的开发效果。
发明内容
有鉴如此，本发明提供一种能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，能够大大提高缝洞型碳酸盐岩油藏的开采量的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，以解决现有技术中存在的问题。
根据本发明，提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，包括：
步骤一：确定需要进行调整的缝洞体；
步骤二：依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配流道调流剂；
步骤三：将选择出可降解的配套调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；
步骤四：将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；
步骤五：恢复单元注水，注入水主要沿着非优势的次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。
优选地，所述步骤一中，依据缝洞型碳酸盐岩油藏注采井组的油藏特征以及岩溶特征，来确定需要进行调整的缝洞体。
优选地，所述步骤一中，利用地震以及测井的基础数据进行井间裂缝、溶洞储集体的雕刻，并获取不同位置、不同类型的缝洞体。
优选地，所述步骤二中，所述适配的调流剂包括颗粒类调流剂。
优选地，所述步骤二中，所述适配的调流剂还包括流体类调流剂。
并且，该适配的调流剂以颗粒类调流剂为主，流体类调流剂为辅。
优选地，所述调流剂具有密度可控、粒径可控、强度可控，以及油水可控的特性。
优选地，所述密度可控包括：
根据所述调流剂的密度与地层水密度(1.14g/cm3左右)的对比来确定调流剂的密度区域，其中，调流剂的密度在1.05-1.12g/cm3之间属于低密度区域，在1.12-1.16g/cm3之间属于等密度区域，在1.16-1.20g/cm3之间属于中密度区域，>1.2属于高密度区域，特殊的变密度体系初始是等密度后期变为中密度。
优选地，所述的强度可控，是不同类型的调流剂具备不同的强度，以裂缝中预填充调流剂来测定封堵强度；
所述粒径可控，是调流剂可以工业化加工生产不同粒径，范围在0.1-20mm之间；
所述油水可控，是指调流剂具备油溶、水不溶的特点。
优选地，所述步骤三中，现场试注的降解调流剂的降解时间在12-24小时之间，利用不同粒径的可降解调流剂来测试地层匹配的颗粒粒径，以注入压力为界限来判定最大尺寸调流剂粒径。
优选地，所述步骤二中，所述的适配调流剂类型由注采井组特征来确定，
其中，多套岩溶的深部流道调整采用变密度的调流剂，多套岩溶的深部水驱转表层流道调整采用中密度调流剂，表层岩溶的流道调整采用低密度调流剂，断控岩溶的流道调整采用等密度粘连调流剂。
优选地，所述步骤四中，适配调流剂的粒径大小依据步骤三试注的情况确定。
本申请中的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏。并且，现场试验效果好，尤其适用于缝洞型碳酸盐岩油藏注水后改善水驱开发效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。
图1示出了根据本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法的流程步骤图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明技术方案的实施例进行详细的描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，因此只作为示例，而不能以此来限制本发明的保护范围。
图1示出了根据本发明实施例的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法的流程步骤图。如图1所示，该缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法具体可参考步骤S01)-S05)。
S01)、确定需要进行调整的缝洞体。
具体地，选择需要进行调整的缝洞体，依据缝洞型碳酸盐岩油藏注采井组的油藏特征、岩溶特征，利用地震、测井等基础数据进行井间裂缝、溶洞储集体的雕刻来获取不同类型、不同位置的缝洞体，从而明确需要进行调整的缝洞体。
S02)、依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的流道调流剂。
具体地，所述适配的调流剂包括颗粒类调流剂。在该实例中，所述适配的调流剂还包括流体类调流剂。并且，该适配的调流剂以颗粒类调流剂为主，流体类调流剂为辅。
所述调流剂的密度可控、粒径可控、强度可控，以及油水可控的特性。所述密度可控具体为：根据调流剂的密度与地层水密度的对比来确定调流剂的密度区域，其中，调流剂的密度在1.05-1.12g/cm3之间属于低密度区域，在1.12-1.16g/cm3之间属于等密度区域，在1.16-1.20g/cm3之间属于中密度区域，>1.2属于高密度区域，特殊的变密度体系初始是等密度后期变为中密度。所述的强度可控，是不同类型的调流剂具备不同的强度，以裂缝中预填充调流剂来测定封堵强度；所述粒径可控，是调流剂可以工业化加工生产不同粒径，范围在0.1-20mm之间。所述油水可控，是指调流剂具备油溶、水不溶的特点。
该步骤中，所述的适配调流剂类型由注采井组特征来确定。其中，多套岩溶的深部流道调整采用变密度的调流剂，多套岩溶的深部水驱转表层流道调整采用中密度调流剂，表层岩溶的流道调整采用低密度调流剂，断控岩溶的流道调整采用等密度粘连调流剂。
S03)、将选择出可降解的调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试。
该步骤中，现场试注的降解调流剂的降解时间在12-24小时之间，利用不同粒径的可降解调流剂来测试地层匹配的颗粒粒径，以注入压力为界限来判定最大尺寸调流剂粒径。
S04)、将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道。
该步骤中，现场调流剂注入方式采用压裂车、泵车或在线颗粒注入泵将适配的调流剂现场注入水驱流道，调流剂的注入速度0.1-1m3/min，注入用量10-50t之间。调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道。
该实施例中，现场调流方式可采用“小剂量、多轮次”的方式，单轮次调流剂用量5-15t之间，开展多轮次逐级调整水驱优势通道。
S05)、恢复单元注水，注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。
该步骤中，恢复单元注水采用流道调整前的注水排量注入，并在恢复注水中添加示踪剂，以评价流道调整前后的邻井响应效果。注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。
本申请中的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏。并且，现场试验效果好，尤其适用于缝洞型碳酸盐岩油藏注水后改善水驱开发效果，能够大大提高缝洞型碳酸盐岩油藏的开采量。
需要注意的是，除非另有说明，本申请使用的技术术语或者科学术语应当为本发明所属领域技术人员所理解的通常意义。
此外，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。在本发明的描述中，“多个”的含义是两个以上，除非另有明确具体的限定。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。
Claims (9)
1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，包括：
步骤一：确定需要进行调整的缝洞体；
步骤二：依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的可降解调流剂；
步骤三：将选择出的适配的可降解调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；
步骤四：将测试好的适配的可降解调流剂现场注入水驱流道，适配的可降解调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；
步骤五：恢复单元注水，注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果；
所述步骤二中，所述适配的可降解调流剂类型由注采井组特征来确定，
其中，多套岩溶的深部流道调整采用变密度的适配的可降解调流剂，多套岩溶的深部水驱转表层流道调整采用中密度适配的可降解调流剂，表层岩溶的流道调整采用低密度适配的可降解调流剂，断控岩溶的流道调整采用等密度粘连适配的可降解调流剂。
2.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤一中，依据缝洞型碳酸盐岩油藏注采井组的油藏特征以及岩溶特征，来确定需要进行调整的缝洞体。
3.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤一中，利用地震以及测井的基础数据进行井间裂缝、溶洞储集体的雕刻来获取不同类型、不同位置的缝洞体。
4.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤二中，所述适配的可降解调流剂包括颗粒类调流剂。
5.根据权利要求4所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤二中，所述适配的可降解调流剂还包括流体类调流剂，
并且，所述适配的可降解调流剂以颗粒类调流剂为主，流体类调流剂为辅。
6.根据权利要求4或5所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述适配的可降解调流剂具有密度可控、粒径可控、强度可控，以及油水可控的特性。
7.根据权利要求6所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述密度可控包括：
根据所述适配的可降解调流剂的密度与地层水密度的对比来确定适配的可降解调流剂的密度区域，其中，适配的可降解调流剂的密度在1.05-1.12g/cm3之间属于低密度区域，在1.12-1.16g/cm3之间属于等密度区域，在1.16-1.20 g/cm3之间属于中密度区域，>1.2 g/cm3属于高密度区域，特殊的变密度体系初始是等密度后期变为中密度。
8.根据权利要求6所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，
所述的强度可控，是不同类型的适配的可降解调流剂具备不同的强度，以裂缝中预填充适配的可降解调流剂来测定封堵强度；
所述粒径可控，是适配的可降解调流剂可以工业化加工生产不同粒径，范围在0.1-20mm之间；
所述油水可控，是指适配的可降解调流剂具备油溶、水不溶的特点。
9.根据权利要求4或5所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤三中，
现场试注的适配的可降解调流剂的降解时间在12-24小时之间，利用不同粒径的适配的可降解调流剂来测试地层匹配的颗粒粒径，以注入压力为界限来判定最大尺寸适配的可降解调流剂粒径。
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- 2018-04-26 CN CN201810388040.6A patent/CN108625833B/zh active Active
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108625833A (zh) | 2018-10-09 |
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