CN108825177A - 一种水平井调驱工艺 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种水平井调驱工艺，包括步骤一，根据目标井组的地质油藏参数，结合水平井组的剩余油分布及注采特征展开分析，确定水窜类型及措施目的；步骤二，计算孔喉直径，选取匹配的调驱剂；步骤三，选取人工岩心，利用步骤二选取的调驱剂开展岩心驱替实验，确定调驱剂在不同注入浓度下对应的阻力系数和封堵率，进而确定最终选的注入浓度范围及最终选的调驱剂型号；步骤四，选取人工岩心，利用最终选的调驱剂，确定不同注入PV数下的采收率增幅，以确定最终选的PV数；步骤五，根据最终选的PV数，计算调驱剂总注入量；步骤六，结合步骤一的结果和调驱剂总注入量设计段塞组合及每一段塞中的调驱剂注入参数。

Description

一种水平井调驱工艺

技术领域

本发明涉及油藏注水开发技术领域，更具体地，涉及一种水平井调驱工艺。

背景技术

渤海油田经过长期注水开发，由于储层非均质性强、油水流度比大等因素致使部分油井含水率上升快，产量递减严重。据统计，目前渤海油田含水率高于60％的井占油井总量的比例约为47.5％，其中含水率高于80％的水平井占油井总量的比例就达到39.9％，整个渤海油田稳油控水、改善水平井水驱开发效果迫在眉睫。

如图1a所示，常规井网是一井穿多层，主要矛盾来自于纵向的层间矛盾，且其与油层接触面积小，导致其水驱波及体积小；如图1b所示，水平井网开发一般为层内布井，尤其海上水平井网注采井距一般在300m以上，其远大于水平段长度，其主要表现为平面矛盾，且其与油层接触面积大，注入水沿水平段进入地层使其波及体积相应增大。在海上油田高速采油的开发过程中，水平井网见水后较常规井网暴露出的注入水沿优势渗流条带窜进(如图2a所示)，加剧无效水循环，水驱效果变差等问题更为突出，且治理更为困难。

目前，常规井网多采取注水井调驱(调剖)措施，只需封堵近井地带的高渗层，成功率相对较高，但应用在水平井网中效果并不理想。常规井网常用的凝胶类调驱方法用于水平井网，一是调驱剂容易在井筒水平段低渗带堆积，压力上升幅度大，易造成储层伤害；二是凝胶类调驱剂不易进入地层深部，近井形成封堵后，因水平井处于单层内，无隔夹层封挡，注入水会很快绕流(如图2b所示)，措施有效期短。泡沫类调驱剂具有自控选择性，对水平井具备一定适用性，但对于强水窜井组达不到强度要求，且其复杂的施工设备占地空间大，无法实现长期、大体量调驱作业。因此，针对海上水平井网开发，常规调驱技术显然已经缺乏针对性，已无法满足其大范围封堵及大体量调驱的调驱要求。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种水平井调驱工艺，该水平井调驱工艺解决了水平井注采过程中，注入水沿水平段优势渗流条带窜进导致油井含水率高的问题。

为了达到本发明的目的，本发明的技术方案是这样实现的：

本发明实施例提供了一种水平井调驱工艺，包括：

步骤一，根据目标井组的地质油藏参数，结合水平井组的剩余油分布及注采特征展开分析，确定水窜类型及措施目的；

步骤二，根据目标井组孔渗数据计算孔喉直径，初步选取匹配的调驱剂类型；

步骤三，选取人工岩心，利用所述步骤二中选取的匹配的调驱剂开展岩心驱替实验，确定调驱剂在不同注入浓度条件下对应的阻力系数和封堵率，进而确定最终选定的注入浓度范围及最终选定的调驱剂型号；

步骤四，选取人工岩心，利用所述最终选定的调驱剂开展实验，确定不同注入孔隙体积倍数(即PV数，是指注入注水井内的调驱剂溶液体积占储层总孔隙体积的倍数)条件下的原油采收率增幅，进而确定最终选定的PV数；

步骤五，根据所述最终选定的PV数计算调驱剂总注入量；

步骤六，结合所述步骤一的确定结果和所述调驱剂总注入量设计段塞组合及每一所述段塞中的调驱剂注入参数。

可选地，所述步骤六包括：

根据所述步骤一的确定结果和/或测井数据解释资料，确定目标井组的优势渗流条带体积，对应设计封窜段塞的封窜半径及封窜段塞的调驱剂注入量。

可选地，所述步骤五中，根据如下表达式计算调驱剂总注入量：

式中，A为面积系数，R_油水为油水井距(即油井与注水井之间的距离)，h为油层厚度，为目标井组地层的孔隙度，γ为方向系数，N为PV数。

可选地，根据如下表达式计算所述封窜段塞的调驱剂注入量：

式中，A为面积系数，R_封窜为封窜半径，h为油层厚度，为目标井组地层的孔隙度，γ为方向系数，α为高渗层占比(即高渗透层占总孔隙体积的倍数)。

可选地，所述封窜半径与油水井距之间的比例范围为小于等于1/2。

可选地，所述的水平井调驱工艺还包括：根据段塞组合设计结果开展调驱工艺过程，并通过计算累计增油量、井组含水率降低幅度和投入产出比中的至少一个，评价调驱效果；和/或，通过计算并对比每一所述段塞的不同注入时段条件下的地层充满度FD值，评价每一所述段塞的注入效果。

可选地，在所述步骤二中：

根据如下表达式计算孔喉直径D_p：

式中，K为目标井组地层渗透率，为目标井组地层的孔隙度。

可选地，所述步骤二中包括：

选取人工岩心，利用所述初步选取的匹配的调驱剂开展室内注入性实验，分别确定不同渗透率及不同注入浓度条件下对应的阻力系数，以评价调驱剂的注入性，进一步选取匹配的调驱剂类型。

可选地，在所述步骤二中，所述室内注入性实验包括根据不同注入浓度和不同渗透率设计不同的实验方案，每一实验方案包括：

根据实验方案配制对应的调驱剂溶液，备用；

将人工岩心饱和水，水测人工岩心的渗透率；

将人工岩心放入岩心夹持器，利用位于岩心夹持器出口端的回压调节阀控制回压，该压力记录为P₀；

按照实验方案参数对人工岩心注入水至压力稳定，该压力记录为P₁；

对人工岩心转注入调驱剂溶液2PV，该压力记录为P₂；

计算调驱剂注入后的阻力系数F₁＝(P₂-P₀)/(P₁-P₀)。

可选地，在所述步骤二中，所述岩心驱替实验包括根据不同注入浓度和不同水化时间设计不同的实验方案，每一实验方案包括：

配制该实验方案对应的调驱剂溶液，恒温箱放置达到水化时间，备用；

将人工岩心饱和水，水测人工岩心的渗透率为K₀；

将人工岩心放入岩心夹持器，利用位于岩心夹持器出口端的回压调节阀控制回压，该压力记录为P₀₀；

按照实验方案参数对人工岩心注入水至压力稳定，该压力记录为P₃；

对人工岩心转注入水化膨胀后的调驱剂溶液0.1PV，该压力记录为P₄；

对人工岩心转注入水至压力稳定，对应得出调驱剂注入后的渗透率K₁；

计算调驱剂注入后的阻力系数F₂＝(P₄-P₀₀)/(P₃-P₀₀)，及调驱剂注入后的封堵率PL＝(K₀-K₁)/K₀。

可选地，所述调驱剂为纳微米颗粒调驱剂产品。

本发明的技术方案与现有技术相比，具有如下有益效果：

1、本发明通过提供了一种基于目标井井网展开分析、优选调驱剂及其注入量和注入浓度、优化段塞组合设计的调驱工艺方法，并可对调驱效果进行评价，可适用于海上水平井调驱工艺过程；

2、本发明通过将水平注采井网等效为同层内的常规注采井网，宏观上增大调驱段塞体积，解决了水平井层内平面矛盾，封窜段塞处理半径可达到1/3-1/2油水井距，实现大体量调驱；

3、本发明通过筛选出粒径可变的纳微米级颗粒组合调驱剂，其注入性好，可优先进入水平段优势渗流条带直达地层深部，并通过弹性形变继续向地层深部运移产生二次封堵，从而达到“逐级封堵、深部调驱”的目的；

4、本发明通过实验优选调驱剂注入量、注入浓度、注入PV数等，并根据优势渗流条带体积设计段塞组合，从而达到增大注水波及体积、降低油井含水率、最终提高井组原油采收率的目的。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明技术方案的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本发明的技术方案，并不构成对本发明技术方案的限制。

图1a为常规井布井示意图；

图1b为水平井布井示意图；

图2a为水平井注水时条带型窜进示意图；

图2b为水平井网近井封堵后注水绕流示意图；

图2c为本发明实施例调驱后注入水宏观改向示意图；

图3为本发明实施例所述的水平井调驱工艺的示意图；

图4为本发明实施例的水平注采井网调驱设计示意图(五点法)；

图5为本发明实施例的A53h井组分布图；

图6为本发明实施例的A53h井组措施后开采曲线图；

图7为本发明实施例的A53h井压降曲线测试图；

图8为本发明实施例的纳微米颗粒调驱剂的体积密度测试结果图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本发明的实施例进行详细说明。需要说明的是，本发明实施例的调驱工艺方法中，前、后文中所述的参数符号所指代的物理意义一致，因此，在后文中提及时不再赘述，本发明实施例中目标井组的现场工艺参数和生产动态数据均由现场测试装置采集得到，可供实时查看和调用。

本实施例提供的适用于海上水平井调驱的新工艺，其中，图3为本发明实施例的水平井调驱工艺的方法流程示意图。如图3所示，具体调驱工艺过程包括：

步骤一，根据目标井组的地质油藏参数，结合水平井组的剩余油分布及注采特征展开分析，确定水窜类型及措施目的；

具体地，首先，根据地质油藏参数、注采特征(指结合常规生产动态、注水动态分析注水特征曲线)，对应分析油井受效情况及剩余油分布特点，从整体上确定出优势通道(即优势渗流条带)方向及范围；

然后，基于常规井网调驱工艺设计方法，宏观上将水平井网等效为常规井网开展设计，并结合海上水平井注采特征和剩余油分布特点(如有现场提供的测井数据解释资料如示踪剂解释资料，则可结合)，确定水窜类型(包括水窜条带方向及范围等)。其中，水平井网展开分析方法可采用现有技术中的惯用手段，例如五点法水平注采井网分析系统，等等，本申请中对此不作限制。本实施例中，作为示例的，如图5所示，采用五点法水平注采井网分析系统对目标井组进行井网展开分析，在一注四采的情形下，通过井网分析可确定出注水井与周围的哪一口油井间之间的窜流更为明显，及注入井中注入水沿高渗条带的高速窜流导致水井水淹的情况程度等，进而，利用该分析结果为后续计算调驱剂的总注入量、设计段塞组合等提供所需参数数据基础。该分析方法和结果均可以体现在图4水平注采井网调驱设计示意图和图5五点法水平注采井网分析示意图中；

再者，根据水窜类型分析情况确定措施目的，包括选取合适的调驱剂、初步设计段塞类型等，以满足调驱剂注入后可铺置充满整个水平段后优先进入高渗条带，运移到地层深部发挥封窜作用的要求。

步骤二，根据措施目的及目标井组孔渗数据计算孔喉直径，初步选取匹配的调驱剂类型(即筛选出粒径可变纳微米级颗粒组合调驱剂)。具体选取过程包括：

首先，根据目标井组地层渗透率K和目标井组地层的孔隙度计算孔喉直径D_p，表达式如下：

接着，选取人工岩心，利用初步选取的匹配的调驱剂开展室内注入性实验，分别确定不同渗透率及不同注入浓度条件下的对应的阻力系数，以评价调驱剂的注入性，进一步选取匹配的调驱剂类型，以确保调驱剂到达地层深部实现可动封堵，减缓注水窜流，增大波及体积，最终达到增加原油采收率的措施目的。

步骤三，根据目标井组渗透率情况选取人工岩心，利用初步选取的匹配的调驱剂开展岩心驱替实验，确定调驱剂在不同注入浓度条件下对应的阻力系数和封堵率，进而确定最终选定的注入浓度范围及最终选定的调驱剂型号。

步骤四，根据目标井组渗透率情况选取人工岩心，利用步骤三最终选定的调驱剂开展实验，确定不同注入孔隙体积倍数(即PV数)条件下的原油采收率增幅，进而确定最终选定的PV数。

步骤五，根据最终选定的PV数计算调驱剂总注入量(即调驱剂总注入体积)。

其中，调驱剂总注入量Q的计算表达式如下：

式中，A为面积系数，R_油水为油水井距，h为油层厚度，为目标井组地层的孔隙度，由此可计算孔隙体积为进而确定方向系数γ，方向系数γ是由于储层渗透率在平面存在各向异性(即沿X轴/Y轴方向渗透率差异)，使流体流动并非均匀扩散而是具有一定的方向性，具体取值可根据油藏具体情况来确定，也可以通过经验取值；N为PV数，由步骤四得出。

步骤六，结合步骤一的确定结果和调驱剂总注入量设计段塞组合及每一段塞中的调驱剂注入参数。

具体地，首先，参考步骤一中的确定结果(包括水窜类型、措施目的、优势渗流条带方向及范围等)和/或现场提供的测井数据解释资料(例如示踪剂解释数据)，以确定目标井组的优势渗流条带体积。在优势渗流条带体积较大的情况下，根据优势渗流条带体积对应设计封窜段塞的封窜半径R_封窜，进而根据封窜半径R_封窜，计算封窜段塞的调驱剂注入量Q_封窜：

式中，α为高渗层占比。

需要说明的是，在现场可提供目标井组测试得到的数据解释资料的情况下，可由解释数据直接得出R_封窜，若没有具体的测试数据解释资料，可选取经验值，本示例中R_封窜选取经验值，例如1/3油水井距；对于常规井型而言的高渗层占比，可根据测井数据解释资料中得出的各子单元层的渗透率，计算各子单元层厚度占油层总厚度的比例，进而确定其高渗层占比α；对于水平井井型，则表征为高渗条带宽度占水井水平段覆盖油层长度的比例，若遇到高渗条带的宽度很难确定的情况，可按照经验取值范围0.1～0.2选定。

然后，结合调驱剂总注入量Q和封窜段塞的调驱剂注入量Q_封窜，以及步骤三及步骤四中的确定结果，进一步设计段塞组合及各段塞所对应的调驱剂注入参数(包括调驱剂的注入量、注入浓度、注入速度、注入时间等)，从而得到完整的段塞组合设计方案。

需要说明的是，段塞组合中的段塞类型并不仅限于上述的封窜段塞，可以包括垫、堵、调(驱)、封等不同功效的段塞，且各段塞之间的组合方式灵活多样，以满足实际油井地层中高渗透层、大孔道等的封堵，达到深部调驱的技术要求。

应当理解，步骤一至步骤六在前后步骤无必须的承接关系的条件下，可针对实际情况，按不同的顺序执行，而并不仅于上述排列顺序，例如，由于步骤六中确定优势渗流条带体积(及封窜半径R_封窜和封窜段塞的调驱剂注入量Q_封窜)与步骤二至步骤五之间没有必须的承接关系，因此，确定优势渗流条带体积可在步骤一中确定水窜类型及措施目的后、步骤六中设计段塞组合之前的任意一过程中执行。

最终，按照段塞组合设计方案即可进行调驱工艺过程。可选地，工艺实施过程中，可以定期测试注水井的压降曲线，计算充满度FD值，通过对比每一段塞的不同注入时段条件下的地层充满度FD值，从而阶段性地监测每一段塞的注入效果，起到评价每一段塞的调驱效果的作用。

充满度FD值计算表达式如下：

式中，P为油压，单位为MPa，P₀为初始压力，单位为MPa，t为时间，单位为min。

待调驱工艺过程结束后，通过计算累计增油量、井组含水率降低幅度、投入产出比等指标中的至少一个，可以评价调驱工艺的整体调驱效果。

本实施例中，封窜半径R_封窜与油水井距R_油水之间的比例范围为小于等于1/2。由于海上水平井网注采井距相对较大(>300m)，相比于常规调驱(调剖)工艺而言，该调驱工艺通过将水平注采井网等效为同层内的常规注采井网，宏观上增大调驱段塞体积，解决了水平井层内平面矛盾，封窜段塞设计的处理半径可达到1/3-1/2油水井距(即封窜段塞设计的处理半径>100m)，调驱剂段塞体量可达到0.04～0.1PV，实现大体量调驱，因此，尤其适合于海上水平井调驱技术的实施。

具体示例：

下面以某低渗油藏A53h井组注水开发作为示例进行详细说明。其中，图5为本发明实施例的A53h井组井网分析示意图(即五点法井网展开分析结果示意图)，结合图3和图5，该调驱工艺过程具体包括下列步骤：

(1)在步骤一中，如图5所示，A53h井组(包括A52h井、A53h井、A54h井、A57h井及A58h井)采用五点法水平注采井网开发，即采用一注四采(如图4所示)的方式。其中，井组平面矛盾突出，油井含水不均衡，注水井A53h井和油井A54h井、A57h井及A52h井之间均存在注水优势渗流通道(如图5中箭头方向所示)，水井向A54h、A52h、A57h三个方向窜流，由此可以看出方向系数γ为0.75。由此，确定出：针对A53h井进行水平井调驱，调驱为主辅以封窜，封堵A54h井、A57h井及A52h井方向注水优势通道，采取“堵+驱”结合，综合治理的段塞设计方案。

(2)在步骤二中，根据目标井组孔渗数据计算孔喉直径，以初步选取匹配的纳微米颗粒调驱剂类型；包括：

本实施例中，结合储层物性及水平井开发特点，首先筛选了三大类20余种调驱剂产品(见表1)供选取使用，通过采取不同种类纳微米颗粒构成段塞组合，可以实现“封窜—调驱”一体化的工艺要求。其中，部分纳微米颗粒调驱剂产品如下表1所示。

表1为纳微米颗粒调驱剂产品(部分)

根据目标井组的地层渗透率情况(包括目标井组地层渗透率K，目标井组地层的孔隙度)，采用如下表达式可计算孔喉直径D_p：

孔喉直径计算结果如下表2所示：

表2孔喉直径计算结果

本实施例中，采用“三分之一”架桥规则理论，即封堵颗粒的粒径在约等于裂缝尺寸的三分之一宽度范围内可有效封堵地层孔隙，因此，根据表2中的孔喉直径计算结果(D_p范围为12.6-15.7μm)，可初步选定：NM型的调驱剂产品(最终膨胀尺寸为数微米)。例如，针对15μm以内宽度的地层孔隙，合适的调驱剂粒径范围为5μm左右，若调驱剂颗粒粒径过大，则封堵颗粒在地层孔隙中运移相对困难，封堵效果较差。

需要说明的是，本实施例中，调驱剂选用纳米和微米颗粒调驱剂构成组合(本文中表述的调驱剂均指该组合后的调驱剂)，其中的纳米颗粒调驱剂是通过反相微乳聚合技术合成，初始尺寸范围在10～200nm，水化膨胀后达到数微米，微米颗粒调驱剂是通过反向乳液热聚合技术合成，初始尺寸范围在300～1500nm，水化膨胀后达到数十微米，详见图8体积密度测试结果图所示，其临界粒径尺寸R_c＝10nm。

(3)在步骤二中，根据目标井组渗透率情况选取人工岩心，利用步骤二中选取的三种NM型调驱剂开展室内注入性实验，以分别确定不同渗透率及不同注入浓度条件下的对应的阻力系数，进而评价该调驱剂的注入性。

具体地，本实施例中设计4组室内注入性实验，该室内注入性实验包括根据不同注入浓度和不同渗透率设计不同的实验方案，每一实验方案包括：

①根据实验方案配制对应的调驱剂溶液，备用；

②将人工岩心饱和水，水测人工岩心的渗透率；

③将人工岩心放入岩心夹持器，在岩心夹持器出口端安装回压调节阀，以手摇泵控制回压，该压力记录为P₀(P₀压力取值为0KPa)；

④按照实验方案参数对人工岩心注入水至压力稳定，该压力记录为P₁；

⑤对人工岩心转注入调驱剂溶液2PV，该压力记录为P₂；

⑥计算调驱剂注入后的阻力系数F₁＝(P₂-P₀)/(P₁-P₀)。

表3注入性评价实验结果

由4组注入性实验结果(见表3)，可看出：未膨胀的调驱剂的注入阻力系数随注入浓度上升呈上升趋势，但整体注入压力较低，注入过程中的阻力系数也较低，表明NM型调驱剂对目标油井具有较好的注入性，以确保调驱剂相匹配。

使用上述选取的调驱剂时，调驱剂与水混溶形成均一稳定的溶液，密度与水相同，从水平注水井注入，与水混注优先进入水平段优势渗流条带直达地层深部，在低渗段亦可随注入水进入地层，不造成近井储层伤害。调驱剂在地层条件下7～30天(可控)水化完全膨胀至数微米～数十微米，确保调驱剂在地层深部孔喉处产生封堵，在受到高压情况下，封堵颗粒会产生弹性形变，继续向地层深部运移产生二次封堵，最终实现注入水深部液流转向，如图2c(调驱后注入水宏观改向示意图)所示，从而达到“逐级封堵、深部调驱”的目的。当然，本申请中的调驱剂并不仅限于上述的NM型，还包括其他匹配的类型，可根据实际情况选取其他合适的类型，本申请中对此不作限制。

(4)在步骤三中，根据目标井组渗透率情况选取人工岩心，利用上述步骤(2)或步骤(3)中选取的匹配的调驱剂开展岩心驱替实验，确定调驱剂在不同注入浓度条件下对应的阻力系数和封堵率，进而确定最终选定的注入浓度范围及最终选定的调驱剂型号。

具体地，本实施例中设计12组岩心驱替实验(包括12组人工岩心)，该岩心驱替实验包括根据不同注入浓度(800～4000ppm)和不同水化时间(3～21d)设计不同的实验方案，每一实验方案包括：

①配制制各方案对应的调驱剂溶液，恒温箱放置达到水化时间，备用；

②将各组人工岩心分别饱和水，水测人工岩心的渗透率K₀；

③将各组人工岩心放入岩心夹持器中，在岩心夹持器出口端安装回压调节阀，以手摇泵控制回压，该压力记录为P₀₀；

④按照实验方案参数对人工岩心注入水至压力稳定，该压力记录为P₃；

⑤对人工岩心转注①中水化膨胀后的调驱剂溶液0.1PV，该压力记录为P₄；

⑥转注入水至压力稳定，对应得出堵后渗透率K₁；

⑦计算阻力系数F₂＝(P₄-P₀₀)/(P₃-P₀₀)，封堵率＝(K₀-K₁)/K₀。

表4浓度优选实验数据表

由岩心驱替实验结果(见表4)，可看出：注入浓度达到2000ppm以后，完全水化(即达到完全膨胀状态)后的调驱剂的阻力系数和封堵率增加幅度趋缓，封堵率达到96.9％以上，表明调驱剂对人工岩心具有较好的封堵能力，因此，注入浓度可选取2000～4000ppm；在封堵率达到较高水平(96.9％以上)的情况下，考虑经济效益，最优地，选取调驱剂达到完全膨胀时所需要水化时间最短，即14d的实验方案组(对应于表4中第7实验组)，所对应的最终选定的调驱剂为：NM-2型调驱剂产品。

(5)在步骤四中，根据目标井组渗透率情况选取人工岩心，利用步骤三最终选定的NM-2型调驱剂开展实验，确定不同注入孔隙体积倍数(PV数)条件下的原油采收率增幅，进而确定最终选定的PV数。

具体地，本实施例中设计5组实验(见表5)，实验包括根据不同渗透率(对应目标井组的渗透率情况)和调驱剂溶液的不同注入PV数(理论上对应得到不同的段塞尺寸)设计不同的实验方案，每一实验方案包括：

①根据实验方案参数中的渗透率对应选取人工岩心；

②将人工岩心饱和油(含油饱和度均保证在77.7％～78.1％范围内)；

③对人工岩心注入水直到含水98％左右(基本达到饱和)，以确定水驱后的原油采收率；

④按照实验方案参数对人工岩心注入不同PV数(0～0.100PV)的NM-2型调驱剂溶液，以确定调驱剂注入后的原油采收率；

⑤基于③和④的结果确定其对应的原油采收率增幅。

表5注入PV数优选数据结果

由注入性实验结果(见表5)，可看出：调驱剂溶液的注入PV数越大，原油采收率增幅随之增加，超过0.040PV后，原油采收率增幅趋缓；结合实际井组井距及油藏情况，考虑经济效益，最终选定注入PV数为0.040PV，对应得到N值优选为0.040。

(6)在步骤五中，根据最终选定注入PV数，计算调驱剂总注入量。具体过程结合下表6的A53h井组参数进行详细说明：

表6 A53h井组计算参数：

根据调驱剂总注入量Q(即调驱剂总注入体积)的计算表达式：计算得到总注入量Q＝36536m³。

(7)在步骤六中，参考步骤(1)中的确定结果(包括水窜类型、措施目的、优势渗流条带方向及范围等)，确定出目标井组的优势渗流条带体积。

本示例中，根据A53h井组的实际油藏情况，为实现“堵+驱”的措施目的，段塞组合设计方案包括封窜段塞和调驱段塞，并按照经验值设计封窜半径R_封窜为1/3倍油水井距，高渗层占比α为0.15，根据封窜段塞调驱剂用量(即调驱剂注入体积)Q_封窜的计算表达式：计算得到封窜段塞调驱剂用量Q_封窜＝15223m³。

(8)基于步骤(6)和步骤(7)中的计算结果，对应计算得到调驱段塞的调驱剂用量(即调驱段塞中调驱剂注入体积)Q_调驱＝21312m³(见下表7)；并基于总注入量Q、Q_封窜和Q_调驱，对应设计段塞组合方案为“封窜段塞+两级逐次调驱段塞”相结合；

(9)基于步骤(3)至步骤(8)的结果，设计段塞组合及每一段塞中的调驱剂注入参数。

首先，根据步骤(4)的结果，设计封窜段塞的调驱剂注入浓度，并根据目前该水井的注水量设计封窜段塞中的注入速度(指调驱剂溶液的年注入量占油层孔隙体积的百分比，单位为PV/a)，再基于总注入量Q、Q_封窜和Q_调驱注入量，进一步设计注入时间。

然后，调驱段塞中，通过调整调驱剂注入浓度(即相比于封窜段塞，调驱段塞的调驱剂注入浓度稍降低)和注入速度(即相比于封窜段塞，调驱段塞的调驱剂注入速度稍提高)，通过后续深部调驱逐级提高至水井配注量，达到逐级调驱，实现深部液流转向的调驱目的。完整的段塞组合设计方案如下表7所示。

表7 A53h井组调驱段塞组合设计方案

应当理解，虽然本实施例中，段塞组合设计为包括封窜段塞和调驱段塞，封窜半径取1/3倍油水井距，调驱段塞设计为两级逐次调驱，但对于不同的实际开发井组情况，段塞组合设计还可以包括其他功效的垫、堵、调(驱)、封等段塞类型，且各功效段塞之间的组合关系可以多种多样，以满足实际油田储层中实现高渗透层、大孔道等的封堵，达到深部调驱的技术要求。

(10)根据上述段塞组合设计方案即可进行目标井组的调驱工艺过程，工艺实施过程中，通过定期测试注水井的压降曲线，计算充满度FD值，通过对比每一段塞的不同注入时段条件下的地层充满度FD值，监测注入效果，从而阶段性地评价每一段塞的注入效果。

作为示例的，该井组的测试数据如下：

首先，定期测试A53h注水井的压降曲线(如图7所示)；

然后，根据充满度FD值的计算表达式：计算得到结果如下表8：

表8 A53h井充满度FD值计算结果

日期	09-25	11-01	11-17	12-10	12-14
						FD/％	26	53	63	65	72

借鉴常规井网下调驱措施后衡量指标FD>65％，说明施工效果较好。A53h井组调驱后，充满度FD值计算结果表明：FD值由26％上涨至72％，达到了预期标准。后续跟踪井组含水及增油情况衡量措施效果。

(11)最终，待调驱工艺过程结束后，通过计算并对比分析调驱措施后的累计增油量、井组含水率降低幅度、投入产出比等中的至少一个，利用这些指标可以对调驱工艺的各段塞阶段以及整体调驱效果进行评价。

本实施例的应用效果如图6(即A53h井组措施后开采曲线图)所示，图6中三组曲线分别展示了6个月内地层总产液和油的日产量及对应的含水率的累计数据，结果表明：A53h井组调驱作业完成后的6个月内累计增油量为10833m³，截止统计时间点日产油仍保持在65m³/d左右，且产出量稳定，投入产出比可达到1：5.7，调驱措施仍持续有效。

综上，本实施例通过提供了一种基于水平井井网展开分析、优选调驱剂及其注入量和注入浓度、优化段塞组合设计的调驱工艺方法，通过将水平注采井网等效为同层内的常规注采井网，宏观上增大调驱段塞体积，并优选纳微米级颗粒组合调驱剂，使调驱剂实现“逐级封堵、深部调驱”的目的，并通过优化设计调驱剂注入量、注入浓度、注入PV数及段塞组合设计方案，有效增大注水波及体积，使调驱封窜段塞处理半径可达到1/3-1/2油水井距，实现了大体量调驱，达到降低油井的含水率，提高井组原油采收率的目的，尤其适用于海上水平井调驱工艺过程。

虽然本发明所揭露的实施方式如上，但的内容仅为便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定为准。

Claims (11)

1.一种水平井调驱工艺，其特征在于，包括：

步骤一，根据目标井组的地质油藏参数，结合水平井组的剩余油分布及注采特征展开分析，确定水窜类型及措施目的；

步骤二，根据目标井组孔渗数据计算孔喉直径，初步选取匹配的调驱剂类型；

步骤三，选取人工岩心，利用所述步骤二中选取的调驱剂开展岩心驱替实验，确定所述调驱剂在不同注入浓度条件下对应的阻力系数和封堵率，进而确定最终选定的注入浓度范围及最终选定的调驱剂型号；

步骤四，选取人工岩心，利用所述最终选定的调驱剂开展实验，确定不同注入孔隙体积倍数PV数条件下的原油采收率增幅，进而确定最终选定的PV数；

步骤五，根据所述最终选定的PV数计算调驱剂总注入量；

步骤六，结合所述步骤一的确定结果和所述调驱剂总注入量设计段塞组合及每一所述段塞中的调驱剂注入参数。

2.据权利要求1所述的水平井调驱工艺，其特征在于，所述步骤六包括：

根据所述步骤一的确定结果和/或测井数据解释资料，确定目标井组的优势渗流条带体积，对应设计封窜段塞的封窜半径及封窜段塞的调驱剂注入量。

3.根据权利要求1所述的水平井调驱工艺，其特征在于，在所述步骤五中：

根据如下表达式计算调驱剂的总注入量Q：

式中，A为面积系数，R_油水为油水井距，h为油层厚度，为目标井组地层的孔隙度，γ为方向系数，N为PV数。

4.根据权利要求2所述的水平井调驱工艺，其特征在于：

根据如下表达式计算封窜段塞的调驱剂注入量Q_封窜：

式中，A为面积系数，R_封窜为封窜半径，h为油层厚度，为目标井组地层的孔隙度，γ为方向系数，α为高渗层占比。

5.根据权利要求2所述的水平井调驱工艺，其特征在于：

所述封窜半径与油水井距的比值范围为小于等于1/2。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的水平井调驱工艺，其特征在于，所述的水平井调驱工艺还包括：

根据段塞组合设计结果开展调驱工艺过程，并通过计算累计增油量、井组含水率降低幅度和投入产出比中的至少一个，评价调驱效果；

和/或，通过计算并对比每一所述段塞的不同注入时段条件下的地层充满度FD值，评价每一所述段塞的注入效果。

7.根据权利要求1-5中任一项所述的水平井调驱工艺，其特征在于，在所述步骤二中：

根据如下表达式计算孔喉直径D_p：

式中，K为目标井组地层渗透率，为目标井组地层的孔隙度。

8.根据权利要求1-5中任一项所述的水平井调驱工艺，其特征在于，所述步骤二还包括：

选取人工岩心，利用所述初步选取的匹配的调驱剂开展室内注入性实验，分别确定不同渗透率及不同注入浓度条件下对应的阻力系数，以评价调驱剂的注入性，进一步选取匹配的调驱剂类型。

9.根据权利要求8所述的水平井调驱工艺，其特征在于，所述室内注入性实验包括根据不同注入浓度和不同渗透率设计不同的实验方案，每一实验方案包括：

根据实验方案配制对应的调驱剂溶液，备用；

将人工岩心饱和水，水测人工岩心的渗透率；

将人工岩心放入岩心夹持器，利用位于岩心夹持器出口端的回压调节阀控制回压，该压力记录为P₀；

按照实验方案参数对人工岩心注入水至压力稳定，该压力记录为P₁；

对人工岩心转注入调驱剂溶液2PV，该压力记录为P₂；

计算调驱剂注入后的阻力系数F₁＝(P₂-P₀)/(P₁-P₀)。

10.根据权利要求1-5中任一项所述的水平井调驱工艺，其特征在于，在所述步骤二中，所述岩心驱替实验包括根据不同注入浓度和不同水化时间设计不同的实验方案，每一实验方案包括：

配制该实验方案对应的调驱剂溶液，恒温箱放置达到水化时间，备用；

将人工岩心饱和水，水测人工岩心的渗透率为K₀；

将人工岩心放入岩心夹持器，利用位于岩心夹持器出口端的回压调节阀控制回压，该压力记录为P₀₀；

按照实验方案参数对人工岩心注入水至压力稳定，该压力记录为P₃；

对人工岩心转注入水化膨胀后的调驱剂溶液0.1PV，该压力记录为P₄；

对人工岩心转注入水至压力稳定，对应得出调驱剂注入后的渗透率K₁；

计算调驱剂注入后的阻力系数F₂＝(P₄-P₀₀)/(P₃-P₀₀)，及调驱剂注入后的封堵率PL＝(K₀-K₁)/K₀。

11.根据权利要求1-5中任一项所述的水平井调驱工艺，其特征在于：

所述调驱剂为纳微米颗粒调驱剂产品。