CN111379543A - 一种单井注水吞吐方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于油田注水开发技术领域，涉及一种单井注水吞吐的方法。所述方法包括以下步骤：S1.注水阶段:确定注水量、注入速度，在单井油层底部注水；S2.焖井阶段:关闭井口，当井底流压变化小于0.01MPa/d时结束；S3.采油阶段:确定采液速度，油层顶部进行采油。本发明单井注水吞吐方法，在对注水量、注水速度、采液速度等参数常规优化的基础上，通过对注水、采油位置的精细调控能够进一步增加原油采收率，提高经济效益。

Description

一种单井注水吞吐方法

技术领域

本发明属于油田注水开发技术领域，涉及一种单井注水吞吐的方法。

背景技术

注水吞吐采油技术是近几年来适应与油田后期开发需要而发展起来的一项新技术。注水吞吐的原理是当地层压力下降，产量很低时，通过向地层注水补充地层压力然后关井，依靠毛细管力的自吸作用与基质中的原油置换，开井生产使置换出来的原油与部分注入水一同采出的采油方法，通过注水吞吐能提高低产、低效以及水淹井的采出程度，改善油田整体开发效益。

单井注水吞吐利用油层的亲水性能，发挥毛细管吸水排油的作用(对于亲水油层，毛细管力是驱油动力的一部分)。在关井平衡阶段，在压力扩散的同时，油层内大小孔道之间由于毛细管力的作用将产生油水交换，大孔道中的水进入小孔道中，小孔道的油被驱替出，进入大孔道里；在高含水区与低含水区之间，从宏观的意义上来说，也发生油水交换运动，水向低含水区流动，油向高含水区流动，从而在油层内部形成了吸水排油的对流。经过较长时间的油水交换，地下的油水饱和度由于毛细管力、重力和作用将重新分布，然后再开井，在地层压力下降过程中原油随水采出，以提高油层的采收率。

单井注水吞吐采油过程分为注水、焖井和采油三个阶段。注水阶段即人工补充能量阶段，这是注水吞吐过程中最关键的一步。注水阶段影响开采效果的主要因素是注水量和注水速度(黄大志，向丹.注水吞吐采油机理研究[J].油气地质与采收率，2004，11(5)：39-43.张钧涛.注水吞吐采油主要影响因素及其规律研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011，(2)：182-183)。周正鹏，刘奕阳利用CMG油藏数值模拟器实现了注水吞吐工艺，并对周期注水量、注水速率、焖井时间等参数进行了优化，数值模拟表明优化的参数可增加累积采油量；并得出周期注水量为15000m³时，注水速度为150m³/d，焖井时间为12个月时累计采油量采油量的最多，使开采最优化(周正鹏,刘奕阳.断块油藏的单井吞吐技术[J].云南化工,2018,45(10):204-206.)。

目前油田单井注水吞吐只是笼统的机械注水，即在同射孔位置进行注水和采油，在同射孔位置注水吞吐方式下，注入阶段会将原油外推，焖井再开井生产时，外推原油回流困难，导致注水吞吐效果较差，经济效益较低。

然而目前油田注水吞吐尚未有根据油层韵律性而提出的精细注水吞吐方法。此外，同射孔位置注水吞吐方式下，注入阶段会将原油外推，焖井再开井生产时，外推原油回流困难，导致注水吞吐效果较差，经济效益较低。所以，研究适合于同层注水吞吐采油可操作性方法，也成为该项技术应用急需解决的问题。

中国专利申请CN105888630A公开了一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法，油藏压力降低至某优化的压力时将水平井冲砂洗井后，以规定的日注水量向油藏注水，当注水期末压力保持水平为100％时停止注水，此时的累计注水量等于本井前一个生产阶段累计采液量；注水结束后将水平井进行关井，进入闷井阶段依靠渗吸置换等作用，使储层原油进入高渗透通道；采油时当水平井控制面积内地层压力下降至额定压力时关井进行第二轮吞吐。在水平井单井注水吞吐提高采收率的专利中吞吐位置为同一射孔段，未考虑吞吐位置对采油的影响，同时吞吐过程中未对合理注入量、注入速度和采液速度进行优化。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明提供一种新的单井注水吞吐方法。在对注水量、注水速度、采液速度等参数常规优化的基础上，通过对注水、采油位置的精细调控能够进一步增加原油采收率，提高经济效益，解决了以上技术问题。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

本发明一方面，提供一种单井注水吞吐方法，所述方法包括以下步骤：

S1.注水阶段：确定注水量、注入速度，在单井油层底部注水，达到注水量后结束注水；

S2.焖井阶段：关闭井口，当井底流压变化小于0.01MPa/d时结束；

S3.采油阶段：确定采液速度，油层顶部进行采油。

根据以上所述单井注水吞吐方法，优选地，距油层最底端1～2m处注水；距油层最顶端1-2m射孔进行采油。

根据以上所述单井注水吞吐方法，优选地，注水量选择方法为：

①利用数值模拟软件对单井地层进行模拟；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，使用体积系数计算采出液的地下体积：

采出液的地下体积＝累产油×Boi+累产水×Bwi

式中，Boi:原油体积系数；Bwi:水的体积系数；

③当产油量低于技术经济产量时定注入速度开始注水，注入压力不超过地层破裂压力，通过控制注入时间来设置不同注入体积，设置0.5PV、1PV、0.5PV、2.5PV四种不同方案；

④达到设计注入量后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化稳定时开井，所述井底流压变化稳定是指井底流压变化小于0.01MPa/d；

⑤定液量生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同注入体积提高采收率大小，采收率提高最大的注入体积，即为注入量。

根据以上所述单井注水吞吐方法，优选地，注入速度选择方法为：

①利用数值模拟软件对单井地层进行模拟；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产油量低于技术经济产量时开始注水；

③当产油量低于技术经济产量时定注入量开始注水，注入压力不超过地层破裂压力，设置不同的注入速度注水，达到注入量后停止；

④达到注入量后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化稳定时开井，所述井底流压变化稳定是指井底流压变化小于0.01MPa/d；

⑤定液量生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同方案提高采收率大小，选择提高采收率最大的注入速度。

根据以上所述单井注水吞吐方法，优选地，采液速度确定方法为：

①利用数值模拟软件对单井地层进行模拟；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产液量低于技术经济产量时开始注水，此时需使用体积系数计算采出液的地下体积；

采出液的地下体积＝累产油×Boi+累产水×Bwi

式中，Boi:原油体积系数；Bwi:水的体积系数；③当产液量低于单井技术经济产量时设置使用合理注入速度开始注水，注入压力不超过地层破裂压力；

④达到最佳注入体积后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化小于0.01MPa时开井生产；

⑤设置不同的采液速度生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同采液速度提高采收率大小，选择提高采收率最大的采液速度。

根据以上所述单井注水吞吐方法，优选地，数值模拟软件为Eclipse或者CMG软件。

本发明另一方面，提供以上所述单井注水吞吐方法在提高正韵律或反韵律单井采收率中的应用。

本发明的优点：

本发明针对不同韵律性地层单井注水吞吐进行研究，意外发现不同的注水、采油位置会对原油采出量产生显著差异。正韵律及反韵律油层采用油层底部注水，顶部采油的注水吞吐开发方式，比笼统式开采(即同射孔层位注水和采油)采出程度分别提升20.11％、21.06％。

本发明单井注水吞吐方法，在对注水量、注水速率、采油速率等参数常规优化的基础上，通过对注水、采油位置的精细调控能够进一步增加原油采收率，提高经济效益。

附图说明

图1注采单一管柱不同韵律性地层注水吞吐研究流程图；

图2单井注水吞吐生产流程示意图；

图3正韵律油层顶部注水底部采油示意图；

图4正韵律油层顶部注水顶部采油示意图；

图5正韵律油层底部注水顶部采油示意图；

图6正韵律油层底部注水底部采油示意图；

图7正韵律油层不同注采耦合方式采出程度对比图；

图8反韵律油层顶部注水底部采油示意图；

图9反韵律油层顶部注水顶部采油示意图；

图10反韵律油层底部注水顶部采油示意图；

图11反韵律油层底部注水底部采油示意图；

图12反韵律油层不同注采耦合方式采出程度对比图。

具体实施方式

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。

为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。

技术经济产量：在目前技术条件下开采，单井产出和投入平衡时的产油量。

实施例

单井注水吞吐底部采油技术是注水和采油在同一口井的同一个油层进行的采油工艺。亲水油藏的注水吞吐要分注水、焖井、采油3个阶段进行，形成一个吞吐周期。

注水吞吐的制度为：开井生产至油量低于单井经济技术产量时注水，达到设计注入量后焖井，焖井至井底流压变化稳定后开井生产。(附图2)

具体的步骤如下：

1)注水阶段

油井依靠天然能量开采后，地层压力大幅度下降，油井供液严重不足。当油井的产能低于经济极限产量之后开始进入第一阶段—注水。对正韵律地层或者反韵律地层的单井，在其油层底部注水，所述油层底部是指距油层最底端1-2m处注水，达到注入量后停止注水。

不同油藏类型注入量不同，注入量的选择方法为：

①根据数模优化流程使用数值模拟软件(Eclipse或者CMG)依次导入地质数据体、流体数据、岩石数据、初始化数据。

若没有地质数据体，可根据单井控制面积建立机理模型，设置I、J、K方向网格数量及网格步长，笛卡尔坐标系、块中心网格，依次导入流体数据、岩石数据、初始化数据。

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产油量低于技术经济产量时开始注水(此时需使用体积系数计算采出液的地下体积)。

采出液的地下体积＝累产油×Boi+累产水×Bwi

式中，Boi:原油体积系数；Bwi:水的体积系数；

③当产油量低于技术经济产量时定注入速度开始注水，注入压力不超过地层破裂压力，通过控制注入时间来设置不同注入体积，设置0.5PV、1PV、0.5PV、2.5PV四种不同方案；

④达到设计注入量后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化稳定时(井底流压变化小于0.01MPa/d)开井；

⑤定液量生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同方案提高采收率的大小，选择采收率提高最大的方案的注入体积，即为注入量。

注入速度选择方法为：

①根据数模优化流程使用数值模拟软件(Eclipse或者CMG)依次导入地质数据体、流体数据、岩石数据、初始化数据。

若没有地质数据体，可根据单井控制面积建立机理模型，设置I、J、K方向网格数量及网格步长，笛卡尔坐标系、块中心网格，依次导入流体数据、岩石数据、初始化数据。

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产液量低于技术经济产量时开始注水，注水量为上步骤所选择的注水量；

③当产油量低于技术经济产量时定注入量开始注水，注入压力不超过地层破裂压力，设置不同的注入速度(25m³/d、50m³/d、75m³/d、100m³/d)注水，达到注入量后停止；

④达到设计注入量后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化稳定时开井，所述井底流压变化稳定是指井底流压变化小于0.01MPa/d；

⑤定液量生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同方案提高采收率大小，选择采收率最大的注入速度。

根据以上所述单井注水吞吐方法，优选地，采液速度确定方法为：①利用数值模拟软件对单井地层进行模拟；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产油量低于技术经济产量时开始注水，此时需使用体积系数计算采出液的地下体积；

采出液的地下体积＝累产油×Boi+累产水×Bwi

式中，Boi:原油体积系数；Bwi:水的体积系数；③当产液量低于单井技术经济产量时设置使用合理注入速度开始注水，注入压力不超过地层破裂压力；

④达到最佳注入体积后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化小于0.01MPa时开井生产；

⑤设置不同的采液速度生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同采液速度提高采收率大小，选择采收率最大的采液速度。

2)焖井阶段(油水交换阶段)

焖井的主要目的是利用油层的亲水性，充分发挥毛细管吸水排油的作用，使注入水随地层压力扩散的同时与地层原油发生交换，从而使地下流体饱和度分布发生变化，以利于原油的采出。焖井时间以井底流压变化小于0.01MPa/d时结束。

3)采油阶段

确定采液速度，距油层最顶端1-2m射孔进行采油。

采液速度确定方法为：

①根据数模优化流程使用数值模拟软件(Eclipse或者CMG)依次导入地质数据体、流体数据、岩石数据、初始化数据；

若没有地质数据体，可根据单井控制面积建立机理模型，设置I、J、K方向网格数量及网格步长，笛卡尔坐标系、块中心网格，依次导入流体数据、岩石数据、初始化数据；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产油量低于技术经济产量时开始注水，此时需使用体积系数计算采出液的地下体积；

采出液的地下体积＝累产油×Boi+累产水×Bwi

式中，Boi:原油体积系数；Bwi:水的体积系数；③当产液量低于单井技术经济产量时设置使用合理注入速度开始注水，注入压力不超过地层破裂压力；

④达到最佳注入体积后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化小于0.01MPa时开井生产；

⑤设置不同的采液速度生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同采液速度提高采收率大小，选择提高采收率最大的采液速度。

下面分别以正韵律和反韵律油层注水吞吐数值模拟效果进行对比说明该方法的有益效果。共设置四种模拟方案：顶部注水底部采油(图3、图8)、底部注水顶部采油(图5、图10)、顶部注水顶部采油(图4、图9)、底部注水底部采油(图6、图11)。各模拟方案中所有注水量、注水速度、采油速度等参数均相同。

(1)正韵律油层(参见图3-图6)

通过模拟结果可以看出，正韵律油层底部作为注入段，顶部作为采油段，相较于其他开采方式采出程度更高，正韵律底部注水顶部采油耦合时原油最大增幅为20.11％(参见图7)；

(2)反韵律油层(参见图8-图11)

通过模拟结果可以看出，反韵律油层底部作为注入段，顶部作为采油段相较于其他生产方式采出程度更高，底部注水顶部采油注采耦合时原油最大增幅为21.06％(参见图12)。

通过对正韵律和反韵律油层不同注采方式进行数值模拟发现，不论是反韵律油层还是正韵律油层，油层底部作为注入段，顶部作为采油段，相较于其他生产方式，均能获得更大程度的原油采出程度，采出程度最大提高为21.06％，更加具有经济效益。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种单井注水吞吐方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

S1.注水阶段：确定注水量、注入速度，在单井油层底部注水，达到注水量后结束注水；

S2.焖井阶段：关闭井口，当井底流压变化小于0.01MPa/d时结束；

S3.采油阶段：确定采液速度，油层顶部进行采油。

2.根据权利要求1所述单井注水吞吐方法，其特征在于，距油层最底端1～2m处注水。

3.根据权利要求1所述单井注水吞吐方法，其特征在于，距油层最顶端1-2m射孔进行采油。

4.根据权利要求1所述单井注水吞吐方法，其特征在于，注水量选择方法为：

①利用数值模拟软件对单井地层进行模拟；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，使用体积系数计算采出液的地下体积：

采出液的地下体积＝累产油×Boi+累产水×Bwi

式中，Boi:原油体积系数；Bwi:水的体积系数；

③当产油量低于技术经济产量时定注入速度开始注水，注入压力不超过地层破裂压力，通过控制注入时间来设置不同注入体积，设置0.5PV、1PV、0.5PV、2.5PV四种不同方案；

④达到设计注入量后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化稳定时开井，所述井底流压变化稳定是指井底流压变化小于0.01MPa/d；

⑤定液量生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同注入体积提高采收率大小，采收率提高最大的注入体积，即为注入量。

5.根据权利要求1所述单井注水吞吐方法，其特征在于，注入速度选择方法为：

①利用数值模拟软件对单井地层进行模拟；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产液量低于技术经济产量时开始注水；

③当产油量低于技术经济产量时定注入量开始注水，注入压力不超过地层破裂压力，设置不同的注入速度注水，达到注入量后停止；

④达到设计注入量后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化稳定时开井，所述井底流压变化稳定是指井底流压变化小于0.01MPa/d；

⑤定液量生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同方案提高采收率大小，选择提高采收率最大的注入速度。

6.根据权利要求1所述单井注水吞吐方法，其特征在于，采液速度确定方法为：①利用数值模拟软件对单井地层进行模拟；

②在生产数据模块部分设置定液量生产，液量可使用实际生产数据，当产油量低于技术经济产量(在目前技术条件下开采，单井产出和投入平衡时的产油量)时开始注水，此时需使用体积系数计算采出液的地下体积；

采出液的地下体积＝累产油×Boi+累产水×Bwi

式中，Boi:原油体积系数；Bwi:水的体积系数；③当产液量低于单井技术经济产量时设置使用合理注入速度开始注水，注入压力不超过地层破裂压力；

④达到最佳注入体积后焖井，观察井底流压曲线变化，当井底流压变化小于0.01MPa时开井生产；

⑤设置不同的采液速度生产3年，输出采出程度、含水率、产油量曲线，对比不同采液速度提高采收率大小，选择提高采收率最大的采液速度。

7.根据权利要求4-6任一项所述单井注水吞吐方法，其特征在于，数值模拟软件为Eclipse或者CMG软件。

8.权利要求1-7任一项所述单井注水吞吐方法在提高正韵律或反韵律单井采收率中的应用。

Images