CN111520117B - 一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证 - Google Patents

Abstract

本发明涉及石油开采领域，具体涉及一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证；计算注水层的渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差，当渗透率变异系数小于0.5、渗透率突进系数小于1.5、渗透率极差小于5时，对注水层采用模拟底部注水；本发明采用底部注水方法可以有效补充地层能量，同时减缓注入水沿裂缝快速突进，提高注入水波及体积和利用率，降低含水上升率，使油田保持较长时间稳产。

Description

一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证

技术领域

本发明涉及石油开采领域，具体涉及一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证。

背景技术

国内外研究表明，不同深度油层压裂裂缝形态具有复杂特征，一般认为600m深度的储层多为水平缝，600-1200m深度常为复杂缝(垂直缝、扭曲缝、水平缝可能同时存在)，深度1200m以上深裂缝为垂直缝；

延长东部油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东部，主要目的层为延长组长6油层，截止目前累积动用含油面积2327Km²，动用石油地质储量9.64×10⁸t，占延长油田动用储量的40.5％，是延长油田千万吨持续稳产的重要基石。该类油藏埋深浅，平均油藏中深570m左右，储层物性差，平均渗透率0.78mD,上覆垂向地层压力相对较小，压裂过程中人工裂缝沿水平层理面延展，水平裂缝系统较发育，这使得东部油田的开发具有典型的特点：(1)单井产能低，平均单井日产油0.19，综合含水高(70％)；(2)衰竭开发产量递减幅度大、采出程度低(5.9％)；(3)储层非均质性严重，渗透率级差112，突进系数5.8，变异系数0.82。由于压裂水平缝的存在，油田长期定压注水后，油层高、低渗透层带及裂缝主侧向压力分布极不均衡，主向油井较垂直缝更易出现短时间内快速水淹，甚至出现一注即淹的现象，且水淹方向多向化、呈连片分布，侧向油井长期不见效，注入水利用率低，注采矛盾逐渐突出，治理难度大，地层能量难以有效补充，注水效果不理想，基质中90％以上的原油滞留在地层中无法有效采出，严重制约了油田的高效开发；

针对水平缝注水开发过程中存在的问题，提出了底部注水技术，所谓底部注水，即在单层内射开注水井油层底部，对应油井射开层内上部，且对应油井油层底部只射孔不压裂造缝，注水井以常规注水的3-5倍进行强化注水，短时间内在油层底部形成具有一定能量的人造底水，在此基础上利用重力分异和毛管力双重作用，置换和驱替微观孔隙内部滞留的原油，该注水方法可以有效补充地层能量，同时减缓注入水沿裂缝快速突进，提高注入水波及体积和利用率，降低含水上升率，使油田保持较长时间稳产，对致密-浅层水平缝油藏开发具有重要的现实意义。

发明内容

为了解决在浅层水平缝油藏中，现有常规注水技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证。

本发明一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其特征在于，包括：

步骤1：计算注水层的渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差，当渗透率变异系数小于0.5、渗透率突进系数小于1.5、渗透率极差小于5时，对注水层采用模拟底部注水；

步骤2，开展自发渗吸-驱替实验，根据得到的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与驱替T2谱分布曲线得出最佳驱替速度，

首先将自发渗吸前的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S1，自发渗吸后的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S2，则渗吸驱油效率表达式为：

η1＝(S1-S2)/S1×100％

在自发渗吸的基础上开展岩心驱替实验，驱替后得到的驱替T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S3，则驱替效率表达式为：

η2＝(S2-S3)/S1×100％

当η1+η2最大时对应的驱替速度即为最佳驱替速度，

将得到的驱替速度通过换算从而得出相应注水量；

步骤3，根据现场的注水指示曲线得出第一注水压力，通过井间示踪剂得到水驱前缘推进速度-注水压力关系图，以水驱前缘推进速度-注水压力关系图为基础建立以第一注水压力为界限的水驱前缘推进速度级差-注水压力关系图来判断实际注水压力，当图中水驱前缘推进速度级差为最小时，则为实际注水压力，

所述水驱前缘推进速度级差-注水压力关系图为水驱前缘推进速度最大值与水驱前缘推进速度最小值之比；

步骤4，将得到的渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差、注水量、注水压力以及其它基本参数输入至Eclipse油藏数值模拟软件进行模拟，得出含水率；

步骤5，将步骤4所得到的含水率与采用模拟常规注水得到的含水率进行比对，验证其效果。

优选地，所述渗透率变异系数计算如下：

其中：

V_k——渗透率变异系数，f；

V_kw——有效厚度加权的渗透率变异系数，f；

K_i——小层渗透率，10^-3μm²；

h_i——小层有效厚度，m；

——小层平均渗透率，10^-3μm²；

——有效厚度加权的小层平均渗透率，10^-3μm²；

n——小层数目，f；

所述渗透率突进系数计算如下：

其中：

T_k——渗透率突进系数，f；

T_kw——有效厚度加权的渗透率突进系数，f；

K_max——小层渗透率最大值，10^-3μm²。

渗透率极差计算如下：

其中：

J_k——渗透率级差，f；

K_min——小层渗透率最小值，10^-3μm²。

优选地，所述步骤2中的换算方法计算如下：

式中：

α-波及效率，即由于油水流度差和非均质性的影响，油藏实际波及的体积比例，常数，近井地带，取0.3；

q_core-岩心注入量,ml；

q_res-注水井注水量，m³；

V_core-岩心体积，cm³；

V_res-储层波及体积，m³。

优选地，所述步骤3中第一注水压力还能通过开展室内岩心驱油实验，通过不同注入压力的驱油效率分布图中得出。

优选地，所述步骤3中第一注水压力可通过现场的注水指示曲线和室内岩心驱油实验的分布图综合得出。

本发明相对于现有技术，取得了以下的技术效果：

本发明采用底部注水方法可以有效补充地层能量，同时减缓注入水沿裂缝快速突进，提高注入水波及体积和利用率，降低含水上升率，使油田保持较长时间稳产。

附图说明

图1为本发明实施例渗透率变异系数分布直方图；

图2为本发明实施例渗透率突进系数分布直方图；

图3为本发明实施例渗透率极差分布直方图；

图4为本发明实施例的岩心自发渗吸T₂谱分布曲线图；

图5为本发明实施例的渗吸驱油效率表；

图6为本发明实施例的驱替T₂谱分布曲线；

图7为本发明实施例的驱替效率表；

图8为本发明实施例的水驱油分布曲线；

图9为本发明实施例的注水指示曲线；

图10为本发明实施例的水驱前缘推进速度-注水压力关系图；

图11为本发明实施例的水驱前缘速度级差-注水压力关系图；

图12为本发明实施例含水率对比图。

具体实施方式

实施例

本发明一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其底部注水即在单层内射开注水井油层底部，对应油井射开层内上部，且对应油井油层底部只射孔不压裂造缝，注水井以常规注水的3-5倍进行强化注水，短时间内在油层底部形成具有一定能量的人造底水，在此基础上利用重力分异和毛管力双重作用，置换和驱替微观孔隙内部滞留的原油。

通过步骤1：计算注水层的渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差，当渗透率变异系数小于0.5、渗透率突进系数小于1.5、渗透率极差小于5时，对注水层采用模拟底部注水；

(1)渗透率变异系数

其中：

V_k——渗透率变异系数，f；

V_kw——有效厚度加权的渗透率变异系数，f；

K_i——小层渗透率，10^-3μm²；

h_i——小层行效厚度，m；

——小层平均渗透率，10^-3μm²；

——有效厚度加权的小层平均渗透率，10^-3μm²；

n——小层数目，f；

由上式可知，渗透率的差异变小，油层趋于均匀；取值增大，渗透率的差异变大，油层的非均质性逐渐增大。

当Vk＜0.5时，油层为均匀型，非均质性较弱；

当0.5＜Vk＜0.7时，油层非均质性一般；

当Vk＞0.7时，非均质性较强。

(2)渗透率突进系数

渗透率突进系数定义为砂层中最大渗透率除以平均渗透率。计算公式如下面所示：

其中：

T_k——渗透率突进系数，f；

T_kw——有效厚度加权的渗透率突进系数，f；

K_max——小层渗透率最大值，10^-3μm²；

渗透率突进系数越大，储层非均质性越强。

(3)渗透率级差

渗透率级差定义为小层渗透率最大值与小层渗透率最小值之比。计算公式为：

其中：

J_k——渗透率级差，f；

K_min——小层渗透率最小值，10^-3μm²

渗透率级差越大，渗透率非均质强越强，储集层层间渗透率级差为几倍，中等为几倍到十几倍之间，较差的为几十倍至成百上千倍。

步骤2：开展自发渗吸-驱替实验，根据得到的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与驱替T2谱分布曲线得出最佳驱替速度，

首先将自发渗吸前的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S1，自发渗吸后的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S2，则渗吸驱油效率表达式为：

η1＝(S1-S2)/S1×100％

在自发渗吸的基础上开展岩心驱替实验，驱替后得到的驱替T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S3，则驱替效率表达式为：

η2＝(S2-S3)/S1×100％

当η1+η2最大时对应的驱替速度即为最佳驱替速度，

将得到的驱替速度通过换算从而得出相应注水量；

其换算方法如下：

式中：

α-波及效率，即由于油水流度差和非均质性的影响，油藏实际波及的体积比例，常数，近井地带，一般取0.3；

q_core-岩心注入量,ml；

q_res-注水井注水量，m³；

V_core-岩心体积，cm³；

V_res-储层波及体积，m³。

步骤3，根据现场的注水指示曲线得出第一注水压力，通过井间示踪剂得到水驱前缘推进速度-注水压力关系图，以水驱前缘推进速度-注水压力关系图为基础建立以第一注水压力为界限的水驱前缘推进速度级差-注水压力关系图来判断实际注水压力，当图中水驱前缘推进速度级差为最小时，则为实际注水压力，

所述水驱前缘推进速度级差-注水压力关系图为水驱前缘推进速度最大值与水驱前缘推进速度最小值之比；

步骤4，将得到的渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差、注水量、注水压力以及其它基本参数输入至Eclipse油藏数值模拟软件进行模拟，得出含水率；

步骤5，将步骤4所得到的含水率与采用模拟常规注水得到的含水率进行比对，验证其效果。

(1)本发明通过应用渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差三个参数来综合表征水窜层位与非水窜层位特征，从而为底部注水选层提供依据，在油田注水开发过程中，把渗透率视为非均质性的集中表现，渗透率的各向异性和空间展布特征是决定水驱采收率的关键因素，这是对储层非均质性本质的揭示。

基于本思路，根据研究区水窜井生产层位和非水窜井生产层位中储层的渗透率变异系数分析可知，水窜井层位的渗透率变异系数分布在0.271至0.773之间，平均为0.529；非水窜井层位的渗透率变异系数在0.095至0.724之间，平均为0.375；在水窜层位中，有78.3％的生产层位渗透率变异系数在0.5以上，91.3％的生产层位渗透率突进系数在1.5以上，73.9％的生产层位渗透率级差在5以上；因此，选择储层渗透率变异系数小于0.5、渗透率突进系数小于1.5、渗透率级差小于5的注水层位开展底部注水，可避免水窜的过早发生。

(1)本实施例中以延长东部致密浅层水平缝长6某油藏为例，根据上述渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差的计算公式得出，该油藏区的渗透率变异系数为0.35，渗透率突进系数为1.2，渗透率级差为3.5。

(2)首先开展自发渗吸-驱替实验，该岩心直径2.50cm,长度4.41cm，岩心孔隙度9.96％，渗透率0.55mD，根据岩心自发渗吸T₂谱分布曲线(如图4)和根据渗吸驱油效率表达式计算所得到表格(如图5)中可以看出，岩心在渗吸168h时，渗吸效率趋于稳定，最终驱油效率达33.79％，增幅达21.3％；在自发渗吸的基础上开展了核磁共振在线驱替实验，根据驱替T₂谱分布曲线可以判断最佳的驱替速度，本实施例中提供了多个不同驱替速度下的T₂谱分布曲线(如图6)来进行对比，当岩心驱替速度为0.06mL/min时，该岩心在1.31μm-678.94μm范围内的较大孔隙和较小孔隙均得到了有效动用，且根据驱替效率表达式计算的驱油效率表(如图7)最高，因此驱替速度0.06mL/min为最佳合理驱替速度。

将得到的驱替速度代入

α-波及效率，即由于油水流度差和非均质性的影响，油藏实际波及的体积比例，常数，近井地带，取0.3；

q_core-岩心注入量,ml；

q_res-注水井注水量，m³；

V_core-岩心体积，cm³；

V_res-储层波及体积，m³；

根据计算

求得q_res＝10.3m³。

当驱替速度0.06mL/min，即为现场注水速度10.3m³/d。

(3)其次通过开展室内岩心驱油实验，得到该油藏区水驱油分布曲线(如图8)中可以看出，随着注水压力的增加，无水期驱油效率总体呈下降趋势，含水期驱油效率随着注水压力增加而逐渐提高，当注水压力大于9MPa后，驱油效率呈下降趋势，则判断第一注水压力为9MPa；或者可以利用该油藏区现场的注水井注水压力与注水量指示曲线，来判断第一注水压力，由该注水指示曲线(如图9)可以看出，当注水压力大于9MPa后，曲线出现明显拐点，继续增大注水量，注水压力变化不大，则表明此时有微裂缝开启，容易造成注入水沿裂缝单向突进，因此第一注水压力为9MPa。

本实施例在判断第一注水压力时，通过现场测试和实验结合来判断第一注水压力，可保证得到第一注水压力准确；当然也可以单独开展实验或根据现场注水压力与注水量指示曲线判断第一注水压力。

得到第一注水压力后，根据该油藏区的水驱前缘推进速度-注水压力关系图(如图10)来建立水驱前缘速度级差-注水压力关系图(如图11)，同时以第一注水压力9MPa为界限，根据图中可知，当注水压力为7MPa时，且小于9MPa时，水驱前缘推进速度级差最小，表明在此注水压力下，水驱前缘更易均匀推进，避免注入水单向突进，使储层均匀受效，因此当注水压力为7MPa时则为实际注水压力。

(4)运用Eclipse油藏数值模拟软件建立底部注水机理模型，将渗透率变异系数为0.35，渗透率突进系数为1.2，渗透率级差为3.5，注水速度10.3m³/d，注水压力7MPa及基本参数孔隙度10％,渗透率：0.78mD代入，得到模拟底部注水的含水率。

(5)同样运用Eclipse油藏数值模拟软件模拟常规注水模型，并得出模拟常规注水的含水率，将两者含水率进行比对(如图12)，采用底部注水的含水率远低于常规注水的含水率，且采出程度较采用常规注水高出了2.2个百分点。

Claims (6)

1.一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其特征在于，包括：

步骤1：计算注水层的渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差，当渗透率变异系数小于0.5、渗透率突进系数小于1.5、渗透率极差小于5时，对注水层采用模拟底部注水；

步骤2，开展自发渗吸-驱替实验，根据得到的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与驱替T2谱分布曲线得出最佳驱替速度，

首先将自发渗吸前的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S1，自发渗吸后的岩心自发渗吸T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S2，则渗吸驱油效率表达式为：

η1＝(S1-S2)/S1×100％

在自发渗吸的基础上开展岩心驱替实验，驱替后得到的驱替T2谱分布曲线与横坐标时间轴所包含的面积定义为S3，则驱替效率表达式为：

η2＝(S2-S3)/S1×100％

当η1+η2最大时对应的驱替速度即为最佳驱替速度，

将得到的驱替速度通过换算从而得出相应注水量；

步骤3，根据现场的注水指示曲线得出第一注水压力，通过井间示踪剂得到水驱前缘推进速度-注水压力关系图，以水驱前缘推进速度-注水压力关系图为基础建立以第一注水压力为界限的水驱前缘推进速度级差-注水压力关系图来判断实际注水压力，当图中水驱前缘推进速度级差为最小时，则为实际注水压力，

所述水驱前缘推进速度级差-注水压力关系图为水驱前缘推进速度最大值与水驱前缘推进速度最小值之比；

步骤4，将得到的渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率极差、注水量、注水压力以及其它基本参数输入至Eclipse油藏数值模拟软件进行模拟，得出含水率；

步骤5，将步骤4所得到的含水率与采用模拟常规注水得到的含水率进行比对，验证其效果。

2.根据权利要求1所述一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其特征在于，

所述渗透率变异系数计算如下：

其中：

V_k——渗透率变异系数，f；

V_kw——有效厚度加权的渗透率变异系数，f；

K_i——小层渗透率，10^-3μm²；

h_i——小层有效厚度，m；

——小层平均渗透率，10^-3μm²：

——有效厚度加权的小层平均渗透率，10^-3μm²；

n——小层数目，f；

所述渗透率突进系数计算如下：

其中：

T_k——渗透率突进系数，f；

T_kw——有效厚度加权的渗透率突进系数，f；

K_max——小层渗透率最大值，10^-3μm²。

3.根据权利要求1所述一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其特征在于，

所述步骤2中的换算方法计算如下：

式中：

α-波及效率，即由于油水流度差和非均质性的影响，油藏实际波及的体积比例，常数，近井地带，取0.3；

q_core-岩心注入量，ml；

q_res-注水井注水量，m³；

V_core-岩心体积，cm³；

V_res-储层波及体积，m³。

4.根据权利要求1所述一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其特征在于，所述步骤3中第一注水压力还能通过开展室内岩心驱油实验，通过不同注入压力的驱油效率分布图中得出。

5.根据权利要求1所述一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其特征在于，所述步骤3中第一注水压力可通过现场的注水指示曲线和室内岩心驱油实验的分布图综合得出。

6.根据权利要求1所述一种适用于浅层水平缝油藏底部注水方法及验证，其特征在于，所述步骤4中的基本参数为孔隙度与渗透率。

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