CN110761754A - 缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例公开了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，包括：根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；对所述油井井组进行采油。本发明目提供的缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏井组连通单元，该方法原理可靠、严谨，可以很好地指导现场施工。
Description
技术领域
本发明涉及缝洞型碳酸盐岩油藏注水提高采收率技术，尤其涉及缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水现场施工指导方法。
背景技术
塔里木盆地海相碳酸盐岩油藏地层古老、埋藏超深、储层非均质性强、油气水分布复杂，其主力油气层段在沉积成岩过程中经历了多期次的岩溶改造，形成了以洞穴与裂缝为主的缝洞集合体；洞穴为主要储集空间，裂缝既是储集空间也是流动通道，而基质基本不具储渗功能。缝洞型碳酸盐岩油藏初期产量高、不产水或含水率低，产量与地层能量快速降低，开发者探索到了针对单井缝洞单元的单井注水替油技术并取得了较大突破；但随着多轮次的注水，单井注水替油效果逐渐变差，具体表现在吨油耗水率越来越大，产油量越来越低。考虑到单井注水替油技术单井控制储量主要为单一缝洞体单元，而对于多井控制的缝洞体单元，提出了井组单元注水技术。在前期探索单元注水技术中，考虑到成本问题，选井通常选取失利井、水淹井、低产低效井、长停井；而注采参数一直处于不断摸索尝试中。单元注水试验虽然获取了大量矿场试验资料，并探索到了一些初步认识，但目前尚未对井组单元注水技术进行全面的总结、分析。因此，有必要提出一种适用于缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水现场施工方法，以期更好地指导生产。
发明内容
本发明目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，且该方法原理可靠、严谨，可以很好地指导现场施工。
本发明实施例提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，包括：
根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；
对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；
确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；
对所述油井井组进行采油。
在一种可能实现的方式中，所述根据连通性选取油井井组包括：
通过静态资料选取疑似连通单元；
通过动态分析验证所述井组的连通性；
通过干扰试井、示踪剂或大排量试注证实所述井组的连通；
根据上述步骤的结果选取油井井组。
在一种可能实现的方式中，所述注水工序包括：
对于油井外围有供液情况，采取先自喷或机采后注水方式；
对于油井外围无供液情况，采取直接注水方式。
在一种可能实现的方式中，所述注水工序包括：
对于机采管柱，注水压力应控制在10MPa内；
对于自喷管柱，注水压力应控制在20MPa内；
若地层出现憋压，需要进行及时酸化。
在一种可能实现的方式中，所述注水工序包括：
试注阶段，采取300～500m3/d大排量试注直至受效井受效明显；
受效井受效明显后，降低注水速度至80～150m3/d，进一步增大驱油力度以明显提高产量；
受效井产量明显上升阶段，采取温和注水方式，同时加密化验受效井含水，这样降低注水速度至80～150m3/d；
受效井见水后，采取异步注采方式，注水速度控制在80～200m3/d，档受效井含水明显上升时，对受效井进行转机采，同时进行排水采油；
受效井排水采油时间变长阶段，采取脉冲注水。
在一种可能实现的方式中，所述注水工序包括：
注水体积为总亏空体积的60％～100％。
在一种可能实现的方式中，所述确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比包括：
注采井数比视井间连通情况为1:1～1:3。
在一种可能实现的方式中，所述对所述油井井组进行采油包括：
对于洞穴为主的储层，采取缝注洞采，小洞注大洞采方式；
对于裂缝储层，采取翼部注采方式，以避开大裂缝方向水驱。
在一种可能实现的方式中，所述确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比包括；
初期注采比设计为0.8～1.0；
中期注采比设计为1.0～1.2；
后期设计为1.2～1.5。
在一种可能实现的方式中，所述对所述油井井组进行采油包括：
开井生产采取控制回压、小油嘴，先自喷生产，后电泵生产。
通过上述内容不难发现，本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，包括：根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；对所述油井井组进行采油。与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：(1)本发明提供的单元注水方法适用于缝洞型碳酸盐岩油藏多井组单元，针对性高。(2)本发明选井有依据，注水时机、注水压力、注水速度、注入体积、注采井网、注采关系、注采比、开井生产都很明确，操作性强，可以很好地指导现场施工。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例一中的缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法流程示意图；
图2是本发明实施例二中的缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法流程示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
下面以具体地实施例对本发明的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。
本发明实施例一提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，包括：
根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；
对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；
确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；
对所述油井井组进行采油。
通过上述内容不难发现，本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，包括：根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；对所述油井井组进行采油。与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：(1)本发明提供的单元注水方法适用于缝洞型碳酸盐岩油藏多井组单元，针对性高。(2)本发明选井有依据，注水时机、注水压力、注水速度、注入体积、注采井网、注采关系、注采比、开井生产都很明确，操作性强，可以很好地指导现场施工。
本发明实施例二提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，如图2所示，其可以分为以下步骤：
(1)选井依据
由于单元注水采取“一注一采或一注多采或多注一采”模式，因此需要选择连通性好的井组。井组连通性判定整体思路为：首先通过静态资料选取疑似连通单元，然后通过动态分析进一步验证连通性，最后通过干扰试井、示踪剂或大排量试注证实连通。具体实现方式为：通过地震强振幅反射特征、储层连片发育情况、缝洞系统雕刻等资料选取位于为同一大型缝洞集合体内的疑似连通单元；通过测压资料、流体性质、生产情况进一步验证连通单元连通性；通过干扰试井、注示踪剂或大排量试注证实连通单元。
考虑到单元注水采油需要用到注入水的能量，选取弱底水油井井组；当向油井注入水，能量便得到补充，有利于更多油被采出。
(2)注水时机
注水时机选择在地层能量下降大，造成产量大幅度递减时。为了充分发挥油藏能量，对于油井外围有供液情况，采取先自喷或机采后注水方式；对于油井外围无供液情况，采取直接注水方式。
(3)注水压力
考虑到生产的安全性，注水压力应维持在井口承压范围内，对于机采管柱，注水压力应控制在10MPa内；对于自喷管柱，注水压力应控制在20MPa内。若地层出现憋压，需要进行及时酸化处理。
(4)注水速度
注水速度主要围绕生产井受效情况设计。试注阶段，采取300～500m3/d大排量试注直至受效井受效明显；受效井受效明显后，降低注水速度至80～150m3/d，进一步增大驱油力度以明显提高产量；受效井产量明显上升阶段，采取温和注水方式，同时加密化验受效井含水，这样降低注水速度至80～150m3/d；受效井见水后，采取异步注采方式，注水速度控制在80～200m3/d，档受效井含水明显上升时，对受效井进行转机采，同时进行排水采油；受效井排水采油时间变长阶段，采取脉冲注水方式，注水速度大于300m3/d，从而缩短注水周期，降低注水成本。
(5)注入体积
注入体积的设计需要参照地层总亏空体积，地层总亏空体积定义为地下油气水采出后，需要恢复到原始地层条件所需要补充的地下体积，它是表征油气藏能量衰竭后通过注水或注气等手段补充地层能量所需注入量多少的重要指标。为了尽可能满足物质平衡原理，使得注入水补充地层亏空体积和地层能量，并且应用注水提高采油效率；注水总量设计为总亏空体积的60％～100％。
(6)注采井网
井组单元注水采油涉及多口井，这样形成了一定的注采井网；由于缝洞型碳酸盐岩储集体非均质性强，储集体发育程度、展布方向及充填情况、断裂发育方向影响任意两口井间连通性，因此，对于单元注水，注采井网以面积不规则注采井网为主，尽量形成较完善的注采对应关系，注采井数比视井间连通情况可设定为1:1～1:3适宜。
(7)注采关系
室内物理模拟实验和矿场现场表明采取储集体发育程度相对较低的油井注水、发育程度相对较高的油井产油方式生产效果好，因此注采关系的设计需满足这一原则。由于碳酸盐岩油藏洞穴为主要的储集空间，更多剩余油分布在洞穴中，因此对于洞穴为主的储层，采取缝注洞采，小洞注大洞采方式；而对于裂缝储层，采取翼部注采方式，能避开大裂缝方向水驱。油藏数值模拟结果也表明相同的结论。
(8)注采比
在注水开采初期，由于剩余油较多，开采初期可以适当提高产量，因此初期注采比设计为0.8～1.0；随着开采的进行，更多油被注入水采出，剩余油较少，因此中期注采比设计为1.0～1.2；而后期设计为1.2～1.5。
(9)开井生产
开井生产须满足开井产液量低于注水前油井正常生产时的产液量这一原则。因此，开井生产采取控制回压、小油嘴，先自喷生产，后电泵生产方式。
根据本实施例的方案试用在塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏，其中哈11与哈11-2井组单元注水増油效果显著。基于本发明提供的技术方案，首先对井组进行选取。根据地震及反演剖面判定哈11井与哈11-2井属于同一暗河系统，储层连通性好，井底裂缝发育，从静态上判定连通，连通区基本上依靠储层连接，叠合裂缝作用形成有效连通；并且从油藏模式分析哈11井与哈11-2井属于同一缝洞单元，连通性好，储层通过一间房组层间岩溶裂缝连通，油藏底部沟通一套暗河体系；更进一步，哈11井投放示踪剂，哈11-2井26天后见示踪剂，示踪剂推进速度33.08m/d，因此可以更加确定哈11井与哈11-2井属于同一缝洞单元，连通性好。为了充分发挥油藏能量，考虑到哈11-2井外围有供液且能量充足，初期先自喷开采，待能量下降到无法维持自喷生产时采取“低注(哈11井注水)高采”，注水压力控制在20MPa内。试注阶段，采取500m3/d左右大排量试注直至受效井受效明显；注水后哈11-2井地层能量逐渐恢复，降低注水速度到150m3/d左右。哈11-2井开井生产初期，注采比设计小于0.8，后期逐步加大，但控制在1.5以内，同时开井生产须满足开井产液量低于注水前油井正常生产时的产液量这一原则，开井生产采取控制回压、5mm油嘴，先自喷后电泵生产方式，哈11-2井累计増油1.4×104t，増油效果显著。
本发明实施例一提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，包括：
根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；
对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；
确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；
对所述油井井组进行采油。
通过上述内容不难发现，本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，包括：根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；对所述油井井组进行采油。与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：(1)本发明提供的单元注水方法适用于缝洞型碳酸盐岩油藏多井组单元，针对性高。(2)本发明选井有依据，注水时机、注水压力、注水速度、注入体积、注采井网、注采关系、注采比、开井生产都很明确，操作性强，可以很好地指导现场施工。
本发明实施例三提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，其可以分为以下步骤：
(1)选井依据
由于单元注水采取“一注一采或一注多采或多注一采”模式，因此需要选择连通性好的井组。井组连通性判定整体思路为：首先通过静态资料选取疑似连通单元，然后通过动态分析进一步验证连通性，最后通过干扰试井、示踪剂或大排量试注证实连通。具体实现方式为：通过地震强振幅反射特征、储层连片发育情况、缝洞系统雕刻等资料选取位于为同一大型缝洞集合体内的疑似连通单元；通过测压资料、流体性质、生产情况进一步验证连通单元连通性；通过干扰试井、注示踪剂或大排量试注证实连通单元。
考虑到单元注水采油需要用到注入水的能量，选取弱底水油井井组；当向油井注入水，能量便得到补充，有利于更多油被采出。
(2)注水时机
注水时机选择在地层能量下降大，造成产量大幅度递减时。为了充分发挥油藏能量，对于油井外围有供液情况，采取先自喷或机采后注水方式；对于油井外围无供液情况，采取直接注水方式。
(3)注水压力
考虑到生产的安全性，注水压力应维持在井口承压范围内，对于机采管柱，注水压力应控制在5MPa内；对于自喷管柱，注水压力应控制在10MPa内。若地层出现憋压，需要进行及时酸化处理。
(4)注水速度
注水速度主要围绕生产井受效情况设计。试注阶段，采取350～450m3/d大排量试注直至受效井受效明显；受效井受效明显后，降低注水速度至80～100m3/d，进一步增大驱油力度以明显提高产量；受效井产量明显上升阶段，采取温和注水方式，同时加密化验受效井含水，这样降低注水速度至80～100m3/d；受效井见水后，采取异步注采方式，注水速度控制在80～100m3/d，档受效井含水明显上升时，对受效井进行转机采，同时进行排水采油；受效井排水采油时间变长阶段，采取脉冲注水方式，注水速度大于150m3/d，从而缩短注水周期，降低注水成本。
(5)注入体积
注入体积的设计需要参照地层总亏空体积，地层总亏空体积定义为地下油气水采出后，需要恢复到原始地层条件所需要补充的地下体积，它是表征油气藏能量衰竭后通过注水或注气等手段补充地层能量所需注入量多少的重要指标。为了尽可能满足物质平衡原理，使得注入水补充地层亏空体积和地层能量，并且应用注水提高采油效率；注水总量设计为总亏空体积的65％～90％。
(6)注采井网
井组单元注水采油涉及多口井，这样形成了一定的注采井网；由于缝洞型碳酸盐岩储集体非均质性强，储集体发育程度、展布方向及充填情况、断裂发育方向影响任意两口井间连通性，因此，对于单元注水，注采井网以面积不规则注采井网为主，尽量形成较完善的注采对应关系，注采井数比视井间连通情况可设定为1:1～1:3适宜。
(7)注采关系
室内物理模拟实验和矿场现场表明采取储集体发育程度相对较低的油井注水、发育程度相对较高的油井产油方式生产效果好，因此注采关系的设计需满足这一原则。由于碳酸盐岩油藏洞穴为主要的储集空间，更多剩余油分布在洞穴中，因此对于洞穴为主的储层，采取缝注洞采，小洞注大洞采方式；而对于裂缝储层，采取翼部注采方式，能避开大裂缝方向水驱。油藏数值模拟结果也表明相同的结论。
(8)注采比
在注水开采初期，由于剩余油较多，开采初期可以适当提高产量，因此初期注采比设计为0.8～1.0；随着开采的进行，更多油被注入水采出，剩余油较少，因此中期注采比设计为1.0～1.2；而后期设计为1.2～1.5。
(9)开井生产
开井生产须满足开井产液量低于注水前油井正常生产时的产液量这一原则。因此，开井生产采取控制回压、小油嘴，先自喷生产，后电泵生产方式。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征“上”或“下”可以是第一特征和第二特征直接接触，或第一特征和第二特征通过中间媒介间接接触。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”或“一些示例”等的描述，意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任意一个或者多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
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。
Claims (10)
1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏井组单元注水方法，其特征在于，包括：
根据连通性选取油井井组，所述油井井组包括相互连通的油井单元；
对所述油井井组中的某一油井单元进行注水工序；
确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比；
对所述油井井组进行采油。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据连通性选取油井井组包括以下步骤：
通过静态资料选取疑似连通单元；
通过动态分析验证所述井组的连通性；
通过干扰试井、示踪剂或大排量试注证实所述井组的连通；
根据上述步骤的结果选取油井井组。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注水工序包括：
对于油井外围有供液情况，采取先自喷或机采后注水方式；
对于油井外围无供液情况，采取直接注水方式。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注水工序包括：
对于机采管柱，注水压力应控制在10MPa内；
对于自喷管柱，注水压力应控制在20MPa内；
若地层出现憋压，需要进行及时酸化。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注水工序包括：
试注阶段，采取300～500m3/d大排量试注直至受效井受效明显；
受效井受效明显后，降低注水速度至80～150m3/d，进一步增大驱油力度以明显提高产量；
受效井产量明显上升阶段，采取温和注水方式，同时加密化验受效井含水，这样降低注水速度至80～150m3/d；
受效井见水后，采取异步注采方式，注水速度控制在80～200m3/d，档受效井含水明显上升时，对受效井进行转机采，同时进行排水采油；
受效井排水采油时间变长阶段，采取脉冲注水。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注水工序包括：
注水体积为总亏空体积的60％～100％。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比包括：
注采井数比视井间连通情况为1:1～1:3。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对所述油井井组进行采油包括：
对于洞穴为主的储层，采取缝注洞采，小洞注大洞采方式；
对于裂缝储层，采取翼部注采方式，以避开大裂缝方向水驱。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述油井井组的注采井网、注采关系和注采比包括；
初期注采比设计为0.8～1.0；
中期注采比设计为1.0～1.2；
后期设计为1.2～1.5。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对所述油井井组进行采油包括：
开井生产采取控制回压、小油嘴，先自喷生产，后电泵生产。
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