CN112727413A - 一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法 - Google Patents
一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法，依次包括如下步骤：S1、根据化学驱的适用条件，选择最优的应用区块；S2、根据油水井情况，完善井网；S3、聚驱层系的优化；S4、选择综合对比优化后的化学驱溶液注入时机(含水率小于90％)，注入量为油藏孔隙体积的0.6‑0.8倍(0.6‑0.8PV)，提高综合开采效果；S5、实施过程中定期监测聚合物和表面活性剂溶液的产出浓度。本发明针对复杂断油藏开发特点，通过分层注水提高水驱波及效率，在开采中后期采用化学复合驱的方法提高原油采收率。
Description
技术领域
本发明属于油藏开发技术领域，具体而言，具体涉及一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法。
背景技术
我国中东部大部分中高渗水驱油藏已进入高含水、高采出程度的“双高”油田水驱开发阶段的中后期，以辽河油田为例，截止2017年底，平均可采储量采出程度93.7％，平均综合含水87.3％，继续水驱潜力非常有限，同样是大港油田，截止2012年12月(二三结合之前)，港西二区采出程度22.97％，可采储量采出程度67.5％，综合含水88.9％，自然递减2.34％。转换开发方式进行三次采油迫在眉睫。
三次采油是依靠化学、物理和生物等手段采油，可提高采收率6-20％左右，目前世界上已形成三次采油的四大技术系列，包括化学驱、气驱、热力驱和微生物驱，而中高渗油藏三次采油最适用的技术为化学驱技术。
复杂断块油藏由于受到断层等影响，连片的整构造较少，水驱前缘复杂，注水开发过程中平面、层间、层内矛盾较突出，常规注水开发容易造成单层突进和舌进现象，在后期的化学驱过程中又难以规则布井，因此在这样的油藏开展精细注水和化学驱提高采收率工作极具挑战。
发明目的
本发明的目的是提供一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法，针对复杂断油藏开发特点，通过分层注水提高水驱波及效率，在开采中后期采用化学复合驱的方法提高原油采收率。
为了实现上述目的，本发明采用以下技术方法。
一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法，依次包括如下步骤：
S1、根据化学驱的适用条件(流体物性、储层物性、区块规模)，选择最优的应用区块。
S2、根据油水井情况，完善井网，使之在水驱控制程度大于70％，注采对应率大于70％，储层动用程度大于80％。
S3、聚驱层系的优化。层系内剩余油饱和度大于41％、储层物孔隙度平均大于26％、渗透率大于1000mD，油层厚度大于8m。结合含油砂体控制储量大于30万吨的条件优化含油层系。通过部署新井重构注采井网使注采比大于1:1.8。
S4、选择综合对比优化后的化学驱溶液注入时机(含水率小于90％)，注入量为油藏孔隙体积的0.6-0.8倍(0.6-0.8PV)，提高综合开采效果。
进一步的，结合原油物性和水质，选择聚合物/表面活性剂二元复合驱。选择在溶解性、增粘性、抗盐性和适温性等方面优势的BHHP-112型聚合物，分子量大于2500万，应用浓度0.2-0.25％。
进一步的，表面活性剂选择性能突出的BH01，有效物含量大于38％，闪点大于55℃，应用浓度为0.15-0.35％。
进一步的，化学驱驱油体系设置段塞体积为聚合物前置段塞0.1-0.2PV、聚/表二元主段塞0.35-0.4PV、聚/表二元副段塞0.25-0.3PV和聚合物保护段塞0.1PV。
进一步的，化学驱驱油体系设置段塞浓度为聚合物前置段塞0.3-0.5％、聚/表二元主段塞0.25-0.33％、聚/表二元副段塞0.2-0.3％和聚合物保护段塞0.15-0.2％。
S5、实施过程中定期监测聚合物和表面活性剂溶液的产出浓度。聚合物浓度超过300mg/L时，采取相应的防窜等减少聚合物产出措施。
本发明与现有技术相比，有益效果是：精细注水和化学驱相结合，不但使原有的注采井网得以完善、注采对应率得到提高，储层控制程度明显改善，预测阶段采出程度提高。采用油藏数值模拟方法开展指标预测，基础方案为在现状基础上定液量预测，二次开发方案驱替方式为水驱，方案定液预测，两个方案预测时间为2018年1月，预测15年，对比15年末的各项开发指标。水驱储量控制程度由61.0％增加到82.6％，注采对应率由76.7％增加到100％，双多向收益率由42.5％增加到76.7％，各项开发指标明显改善。预计“二三结合”聚表二元驱方案相对基础方案采油速度由0.70％最高提高到2.6％，增产原油334×104t，提高采收率16.6％，整断块年产油量将由原来的12.3×104t上升到51.2×104t。
附图说明
图1为常规注采井网示意图
图2为完善的注采井网示意图
图3为化学复合驱岩心物理模拟实验曲线
图4港西开发区“二三结合”不同方案年产油与采出程度
图5为本发明实施例中西8-12-6井生产曲线
图6本发明实施例中港西二区生产曲线
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。
本发明提供的一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法，依次包括如下步骤：
S1、根据化学驱的适用条件(流体物性、储层物性、区块规模)，选择选取大港油田港西二区作为应用区块。
进一步的，该区块为复杂断块，处于北大港二级潜山构造带西段，为港西古凸起基底上发育起来的多条断层切割的复杂背斜构造，主要开采层系为上第三系明化镇组和馆陶组。明化镇组下段岩性主要由绿色、灰绿色粗～中粒砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和棕红色泥岩组成。油层主要受断层控制，在储集层的上倾方向被断层遮挡，其它方向储集层尖灭变为非储集层。
再进一步的，该断块1972年12月以不规则点状面积注水方式投入注水开发，经历了弹性能量试采阶段、初期注水开发阶段、加密调整阶段、油藏描述整体调整和二次开发及三次采油推广应用阶段。截止2012年12月，港西二区共有油井70口，单井日产油3.07t/d，日产水平190.58t/d，采油速度0.83％，累积产油170.67×104t，采出程度22.97％，综合含水88.9％。水井32口，单井日注58.5m3/d，总日注量1579m3/d，累积注水1417.87×104m3，累积地下亏空53.82×104m3。
S2、结合化学驱见效特征和注采井网现状，为进一步扩大波及体积，对港西二区进行了方案综合优化调整，部署油水井补层、转注、恢复等措施20口，最终形成59注114采，注采井比为1:1.9，较注聚前37注58采(注采比1:1.5)的注采比提高了0.4，完善井网。使之在水驱控制程度大于70％，注采对应率大于70％，储层动用程度大于80％。
S3、聚驱层系的优化。层系内剩余油饱和度大于41％、储层物孔隙度平均大于26％、渗透率大于1000mD，油层厚度大于8m。结合含油砂体控制储量大于30万吨的条件优化含油层系。通过部署新井重构注采井网使注采比大于1:1.8。
S4、方案设计共计注入410.4×104m3，按照三段塞方式进行注入，段塞体积为0.8PV(402.5×104m3)，提高综合开采效果。
进一步的，结合原油物性和水质，选择聚合物/表面活性剂二元复合驱。选择在溶解性、增粘性、抗盐性和适温性等方面优势的BHHP-112型聚合物，分子量大于2500万，应用浓度0.2-0.25％。
进一步的，助剂浓度：杀菌剂：30mg/L；亚铁离子处理剂：10mg/L；稳定剂：100mg/L，注入速度0.08PV/a，共计注入0.8PV，注入时间6.25年。
进一步的，表面活性剂选择性能突出的BH01，有效物含量大于38％，闪点大于55℃，应用浓度为0.15-0.35％。
进一步的，化学驱驱油体系设置段塞体积为聚合物前置段塞0.1-0.2PV、聚/表二元主段塞0.35-0.4PV、聚/表二元副段塞0.25-0.3PV和聚合物保护段塞0.1PV.
进一步的，化学驱驱油体系设置段塞浓度为聚合物前置段塞0.3-0.5％、聚/表二元主段塞0.25-0.33％、聚/表二元副段塞0.2-0.3％和聚合物保护段塞0.15-0.2％.
S5、实施过程中定期监测聚合物和表面活性剂溶液的产出浓度。聚合物浓度超过300mg/L时，采取相应的防窜等减少聚合物产出措施。
本实施例于2013年8月开始实施注聚，方案覆盖地质储量422×104t，注聚单砂层19个，形成47注65采注聚井网，配注2355方/天。经过4年多的现场实施，取得了显著的效果。区块产量不断上升，由二次开发前的95.7t/d，上升到了目前的182t/d，已累计增油14.4430×104t，产量实现了翻番。二次开发提高采收率为5.9个百分点，阶梯油价下内部收益率8.8％，投资回收期9.38年；三次采油提高采收率为6个百分点，阶梯油价下内部收益率10.4％，投资回收期10.71年；而“二三结合”提高采收率达13.5个百分点，阶梯油价下内部收益率达12.54％，投资回收期缩短至7.12年。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。
Claims (8)
1.一种复杂断块油藏精细注水与化学复合驱结合的采油方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、根据化学驱的适用条件，选择最优的应用区块；
S2、根据油水井情况，完善井网；
S3、聚驱层系的优化；
S4、选择综合对比优化后的化学驱溶液注入时机(含水率小于90％)，注入量为油藏孔隙体积的0.6-0.8倍(0.6-0.8PV)，提高综合开采效果；
S5、实施过程中定期监测聚合物和表面活性剂溶液的产出浓度。
2.根据权利要求1所述的步骤S1，其特征在于，化学驱的适用条件包括流体物性、储层物性、区块规模。
3.根据权利要求1所述的步骤S2，其特征在于，使之在水驱控制程度大于70％，注采对应率大于70％，储层动用程度大于80％。
4.根据权利要求1所述的步骤S3，其特征在于，层系内剩余油饱和度大于41％、储层物孔隙度平均大于26％、渗透率大于1000mD，油层厚度大于8m。结合含油砂体控制储量大于30万吨的条件优化含油层系。通过部署新井重构注采井网使注采比大于1:1.8。
5.根据权利要求1所述的步骤S4，其特征在于，结合原油物性和水质，选择聚合物/表面活性剂二元复合驱。选择在溶解性、增粘性、抗盐性和适温性等方面优势的BHHP-112型聚合物，分子量大于2500万，应用浓度0.2-0.25％。
6.根据权利要求1所述的步骤S4，其特征在于，化学驱驱油体系设置段塞体积为聚合物前置段塞0.1-0.2PV、聚/表二元主段塞0.35-0.4PV、聚/表二元副段塞0.25-0.3PV和聚合物保护段塞0.1PV。
7.根据权利要求1所述的步骤S4，其特征在于，化学驱驱油体系设置段塞浓度为聚合物前置段塞0.3-0.5％、聚/表二元主段塞0.25-0.33％、聚/表二元副段塞0.2-0.3％和聚合物保护段塞0.15-0.2％。
8.根据权利要求1所述的步骤S5，其特征在于，聚合物浓度超过300mg/L时，采取相应的防窜等减少聚合物产出措施。
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