CN113309500B - 一种塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，涉及油气资源开发领域，包括确定目标油藏类型及井组缝洞模式,根据不同缝洞型储集体类型及井组缝洞模式，进行调流用剂选型,根据具体井组生产密度可控、粒径可控、强度可控、油水选择可控的调流剂体系,根据调流剂定点放置的需要，设计施工参数,调整流道施工；塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法有效提高了注水开发效果，将塔河碳酸盐岩油藏水驱动用程度提高三个百分点。
Description
技术领域
本发明涉及油气资源开发领域，特别涉及塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整，以有效提高了注水开发效果。
背景技术
文献(塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径[J]. 石油勘探与开发,2019,46(4):746-754)缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素可归结为局部高点、井控不足、连通通道屏蔽和弱水动力4大类。注水开发中后期，依据剩余油分布主控因素及分布特征，通过加强井控、利用重力分异和毛细管的渗吸作用、扰动(改造) 流动场等措施，实施精准挖潜。
专利CN107387042B(碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法)报道了一种碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法，他根据碳酸盐岩油藏、地质资料、油井钻井情况及生产特征确定碳酸盐岩油藏二采中后期剩余油存在地质类型；根据油井的累产情况、二次采油措施及失效情况，判断剩余油赋存方式；以及针对不同的剩余油的类型，采用不同的利油弱水方案，剩余油的类型由剩余油存在地质类型以及剩余油赋存方式共同限定，其中，对于不同的利油弱水方案选择不同的利油弱水用材料，对于所选择的不同的材料选择不同的注入工艺。
专利CN108625833A(缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法)报道了一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其步骤包括：确定需要进行调整的缝洞体，依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的流道调流剂；将选择出的可降解的调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；恢复单元注水，注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。该方法能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏。并且，现场试验效果好，尤其适用于缝洞型碳酸盐岩油藏注水后改善水驱开发效果。
现有文献对水驱失效后的剩余油开采提出了各类方法，流道调整对此类剩余油开采的针对性最强，然而现有流道调整技术并未对不同岩溶油藏类型的药剂选型提供参考，对比分析施工有效的井组中，施工井的油藏类型与施工用颗粒、施工规模存在一定的关系，因此，有必要从注水井油藏的岩溶类型出发，对流道调整工艺进行系统配套，在确保“注得进”的前提下，探索出不容岩溶类型油藏的最佳药剂类型及施工规模。
发明内容
本发明实施例提供了一种塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法。为了对披露的实施例的一些方面有一个基本的理解，下面给出了简单的概括。该概括部分不是泛泛评述，也不是要确定关键/重要组成元素或描绘这些实施例的保护范围。其唯一目的是用简单的形式呈现一些概念，以此作为后面的详细说明的序言。
根据本发明实施例，提供了一种塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，包括：
S1：确定目标油藏类型及井组缝洞模式；
S2：根据不同缝洞型储集体类型及井组缝洞模式，分析注水井组静态连通关系、动态受效关系，确定流道调整方案以及调流用剂选型；
S3：根据具体井组生产密度可控、粒径可控、强度可控、油水选择可控的调流剂体系；
S4：根据调流剂定点放置的需要，设计施工参数；
S5：调整流道施工。
优选的，所述确定目标油藏类型及井组缝洞模式，将碳酸盐岩缝洞型油藏进一步具体划分为表层风化壳岩溶油藏、风化壳-暗河复合岩溶油藏、断溶体油藏三种类型。
优选的，所述根据不同缝洞型储集体类型及井组缝洞模式，进行调流用剂选型，具体选型如下：
风化壳岩溶缝-洞-缝、洞-缝-洞结构，选择粒径与风化壳孔喉尺寸相当、具备巨大变形能力的弹性调流颗粒；
风化壳-暗河复合岩溶为上缝洞-下洞的纵向多层缝洞结构即平面缝-洞-缝、洞-缝-洞，选择自身有一定强度、同时具备塑性变形能力的调流颗粒。
断溶体岩溶纵向缝孔洞-平面裂缝带的纵横向复合缝洞结构根据裂缝尺度，将可注入线型或体型暂堵材料与温控液体类固结剂复合使用。
优选的，所述根据具体井组生产密度可控、粒径可控、强度可控、油水选择性可控的调流剂体系，具体选择方法如下：
通过不同密度的聚合物混炼控制生产密度；
通过聚合过程中加入不同比例的环氧丙烷/苯乙烯POSM、N-仲丁基丙烯酰胺BAM、2-丙烯酰胺AM单体控制粒径；
通过聚合物嵌段共聚并调节芳香烃与不饱和脂肪烃比例控制强度；
通过采用油溶性的单体、控制聚合程度并禁止聚合物交联控制油水选择性。优选的，所述根据调流剂定点放置的需要，设计施工参数，具体如下：
管流公式为，
其中，
Q：流量m3/s。
ρ：流体密度Kg/m3。
g：重力加速度
h：管密度，m-2
b：管流通道直径/m
μ：流体粘度，Pa.s；
ΔP：流动压差，Pa；
L：通道长度/m
α：第一调整参数，α＝f1(b)；
α＝-292.97(Δ/b)3+38.003(Δ/b)2-1.7889(Δ/b)+0.0764
m：第二调整参数m＝f2(b)；
m＝79605(Δ/b)4-12304(Δ/b)3+667.53(Δ/b)2-14.28(Δ/b)+0.573
△：为地层岩石表面粗糙度，就是表面突起的高度，长度单位。
以连续介质理论求解欧拉坐标下的流体场、以离散相模型求解拉格朗日坐标下的颗粒运动规律，建立CFD-DEM固液耦合模型；通过CFD-DEM固液耦合模型研究不同黏度携带液携带不同粒径、不同密度固体颗粒在平板裂缝中进行堆积规律，流道调整施工前根据井组注水示踪剂突破时间、录井资料及前期注水资料确定流道调整过程中颗粒放置位置及放置要求，借助CFD-DEM模型计算颗粒粒径、携带液黏度、注入速度。
优选的，所述颗粒粒径，具体数值如下：颗粒粒径1-5mm。
优选的，所述注入速度10MPa-24MPa。
优选的，所述调整流道施工，具体如下；
根据生产动态，在井组水窜初期实施流道调整施工,
“近井缝-远井洞”结构，在本井调整的，采用井组原注水方案；
“近井缝-远井洞”结构，在井间调整的，采用井组原注水方案；
“近井洞-远井缝”结构，本井剩余油丰富且在本井调整的，采用井组原注水方案继续注水或本井注水生产；
“上层缝洞-下层洞”结构，在确定纵向调整实现后，采用井组原注水方案继续注水或本井注水生产；
“纵向缝洞带-平面裂缝带”在本井调整，且本井剩余油丰富，采取本井注水或原注水方案；
“纵向缝洞带-平面裂缝带”在本井调整，剩余油在井间，采用原注水方案；
“纵向缝洞带-平面裂缝带”在远井调整，剩余油在受效井，采用调整井增压注水；
优选的，所述调整流道施工后，根据调流方案和注水方案共同确定流道调整完毕且恢复注水后的开井方式及生产制度；流道调整施工后，注水压力增加，开井后生产受效，完成此次施工，建立了新的注水流道。
优选的，所述注水压力,具体如下：注水压力为1MPa-15MPa。
本发明实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
本发明提供塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法有效提高了注水开发效果。截至2019 年6月30日，调流道已推广实施25井次，累计增油突破4.8万吨，将塔河碳酸盐岩油藏水驱动用程度提高三个百分点。
应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本发明。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
图1是根据一示例性实施例示出的一种塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法流程示意图。
实施例
以下描述和附图充分地示出本发明的具体实施方案，以使本领域的技术人员能够实践它们。实施例仅代表可能的变化。除非明确要求，否则单独的部件和功能是可选的，并且操作的顺序可以变化。一些实施方案的部分和特征可以被包括在或替换其他实施方案的部分和特征。本发明的实施方案的范围包括权利要求书的整个范围，以及权利要求书的所有可获得的等同物。在本文中，各实施方案可以被单独地或总地用术语“发明”来表示，这仅仅是为了方便，并且如果事实上公开了超过一个的发明，不是要自动地限制该应用的范围为任何单个发明或发明构思。本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用于将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素。本文中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的结构、产品等而言，由于其与实施例公开的部分相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
下面结合附图及实施例对本发明做进一步描述：
实施例1：
如图1所示的一种塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，包括：
S1：确定目标油藏类型及井组缝洞模式；
S2：根据不同缝洞型储集体类型及井组缝洞模式，分析注水井组静态连通关系、动态受效关系，确定流道调整方案以及调流用剂选型；
S3：根据具体井组生产密度可控、粒径可控、强度可控、油水选择可控的调流剂体系；
S4：根据调流剂定点放置的需要，设计施工参数；
S5：调整流道施工。
根据上述方案，进一步，所述确定目标油藏类型及井组缝洞模式，将碳酸盐岩缝洞型油藏进一步具体划分为表层风化壳岩溶油藏、风化壳-暗河复合岩溶油藏、断溶体油藏三种类型；表层风化壳油藏缝洞储集体非均质性强，不分层，不存在水驱剖面，无法调剖；其流动特征是极为复杂的空腔流-管流-渗流耦合，无法参照常规渗流通过降低水相流度进行调驱；风化壳-暗河复合岩溶油藏是在风化壳岩溶之下叠加管道状暗河的双层结构，上部风化壳主要横向发育多套缝洞系统，下部发育大型暗河型溶洞体；断溶体油藏是纵向展布多个洞缝系统，且自上而下溶蚀作用变弱，纵向上发育上洞下缝特征，横向上伴随裂缝破碎带并以裂缝连通。
根据上述方案，进一步，所述根据不同缝洞型储集体类型及井组缝洞模式，进行调流用剂选型，具体选型如下：风化壳岩溶缝-洞-缝、洞-缝-洞结构，其调流施工的关键是调流颗粒的可注入性及颗粒进入地层深部的平面移动驱替作用，应选择粒径与风化壳孔喉尺寸相当、具备巨大变形能力的弹性调流颗粒；风化壳-暗河复合岩溶为上缝洞-下洞的纵向多层缝洞结构即平面缝-洞-缝、洞-缝-洞，选择自身有一定强度、同时具备塑性变形能力的调流颗粒，其调流施工的关键是调流颗粒在暗河深部的沉降、堆积、卡堵，应选择自身有一定强度、同时具备塑性变形能力的调流颗粒；断溶体岩溶纵向缝孔洞-平面裂缝带的纵横向复合缝洞结构，其调流施工的关键是调流剂对油藏深部三维裂缝的有效卡堵，应根据裂缝尺度将可注入线型或体型暂堵材料与温控液体类固结剂复合使用。
根据上述方案，进一步，所述根据具体井组生产密度可控、粒径可控、强度可控、油水选择性可控的调流剂体系，具体选择方法如下：生产密度可控通过不同密度的聚合物混炼而实现；粒径可控通过聚合过程中加入不同比例的环氧丙烷/苯乙烯POSM、N-仲丁基丙烯酰胺 BAM、2-丙烯酰胺AM单体实现，若颗粒为油溶性，可之际根据需要尺寸进行切割；强度可控通过聚合物嵌段共聚并调节芳香烃与不饱和脂肪烃比例实现；油水选择性可控通过采用油溶性的单体、控制聚合程度并禁止聚合物交联来实现。
根据上述方案，进一步，所述根据调流剂定点放置的需要，设计施工参数，具体实施方案如下：管流公式为，
Q：流量m3/s。
ρ：流体密度Kg/m3。
g：重力加速度
h：管密度，m-2
b：管流通道直径/m
μ：流体粘度，Pa.s；
ΔP：流动压差，Pa；
L：通道长度/m
α：第一调整参数，α＝f1(b)
α＝-292.97(Δ/b)3+38.003(Δ/b)2-1.7889(Δ/b)+0.0764
m：第二调整参数m＝f2(b)
m＝79605(Δ/b)4-12304(Δ/b)3+667.53(Δ/b)2-14.28(Δ/b)+0.573
△：为地层岩石表面粗糙度，就是表面突起的高度，长度单位以连续介质理论求解欧拉坐标下的流体场、以离散相模型求解拉格朗日坐标下的颗粒运动规律，建立CFD-DEM固液耦合模型；通过CFD-DEM固液耦合模型研究不同黏度携带液携带不同粒径、不同密度固体颗粒在平板裂缝中进行堆积规律，流道调整施工前根据井组注水示踪剂突破时间、录井资料及前期注水资料确定流道调整过程中颗粒放置位置及放置要求，借助CFD-DEM模型计算颗粒粒径、携带液黏度、注入速度。
根据上述方案，进一步，所述颗粒粒径1-5mm，具体颗粒粒径可以是1mm、2mm、3mm、4mm、5mm；所述注入速度为10MPa-24MPa，注入速度可以为10MPa、15MPa、20MPa、24MPa。
根据上述方案，进一步，所述流道调整施工，恢复井组生产，具体施工方案如下；根据生产动态，在井组水窜初期实施流道调整施工,“近井缝-远井洞”结构，在本井调整的，建议采用井组原注水方案；“近井缝-远井洞”结构，在井间调整的，建议采用井组原注水方案；“近井洞-远井缝”结构，本井剩余油丰富且在本井调整的，可采用井组原注水方案继续注水或本井注水生产；“上层缝洞-下层洞”结构，在确定纵向调整实现后，可采用井组原注水方案继续注水或本井注水生产；“纵向缝洞带-平面裂缝带”在本井调整，且本井剩余油丰富，可采取本井注水或原注水方案；“纵向缝洞带-平面裂缝带”在本井调整，剩余油在井间，采用原注水方案；“纵向缝洞带-平面裂缝带”在远井调整，剩余油在受效井，可采用调整井增压注水；
根据上述方案，进一步，所述调整流道施工后，根据调流方案和注水方案共同确定流道调整完毕且恢复注水后的开井方式及生产制度；流道调整施工后，注水压力增加，开井后生产受效，完成此次施工，建立了新的注水流道。
根据上述方案，进一步，所述的塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，所述注水压力,具体如下：注水压力1MPa-15MPa，具体可以是是1MPa、2MPa、5MPa、10MPa、15MPa。
实施例2：
根据实施1的技术方案，以A-B-C-D-E井组为风化壳-暗河岩溶油藏井组具体为例，通过分析分析注水井组静态连通关系、动态受效关系，确定该井组A-A方向为纵向缝洞体-井间裂缝带-井周缝洞体的多套储集体模式(洞-缝-洞)；A-C方向为纵向缝洞体-井间裂缝带-井间缝洞体-井间裂缝带-井周缝洞体的多套储集体模式(洞-缝-洞-缝-洞)；A-D-E方向为纵向缝洞体-井间裂缝带-井周缝洞体的多套储集体模式(洞-缝-洞)。
分析认为井组剩余油主要富集在B井周、C井周、D-E井周A-C井间。流道调整方案有三种：
方案1：动用A井周纵向剩余油，对A井调流，拟封堵A井深部注水通道，A注水，挖潜A井周分隔缝洞体。
方案2：动用A井周纵向剩余油，对A井调流，拟封堵A深部水窜通道，A注水，挖潜 A井周分隔缝洞体。
方案3：优选A井调流，平面上封堵A井周裂缝带(若通道①为注水主通道，封堵通道①；若通道②为注水主通道，封堵通道②)，A注水，启动A方向次级通道(通道②)或其他方向次级通道(通道③④⑤)。
综上，方案1-3，由于A井注水，A井见效效果好，后水窜，分析认为注入水主要沿着深部通道水窜，剩余油主要在上部富集，，方案1潜力最大，因此优选方案1实施调流。
实施例3：
根据实施1的技术方案，以F井组受北东向大断裂和近东西向大断裂的夹持为例，该井是典型的断溶体油藏。通过分析注水井组静态连通关系、动态受效关系，确定井组F-G方向为纵向缝洞体-井间裂缝带-井周缝洞体的多套储集体模式；F-H方向为纵向缝洞体--井间缝洞体-井周缝洞体的多套储集体模式；F-I纵向缝洞体-井间裂缝带-井周缝洞体的多套储集体模式。
分析认为，F井注水期间，注入水主要沿断裂下渗进入暗河，导致注水无效，因此，考虑采用调流剂封堵深部优势通道，提高浅层流道水驱动用程度，动用表层次级裂缝通道及连通的储集体，流道调整方案有三种：
方案1：动用H表层剩余油，对F调流，拟封堵F-H深部水窜通道2，D1029注水，挖潜F-H井间表层剩余油。
方案2：动用G井周纵向剩余油，对F调流，F-H深部水窜通道2，F注水，挖潜F-G井间表层剩余油。
方案3：动用I方向表层剩余油，对F调流，封堵深部水窜通道1、2，F注水，挖潜F-I井间剩余油。
由于A井注水，A见效效果好，后水窜，分析认为注入水主要沿着深部通道水窜，剩余油主要在上部富集，方案1潜力最大，因此优选方案1。
施工采用方案1-2中密度调流颗粒13.6t，颗粒粒径2-3mm的1.6t，泵注大尺寸颗粒压力快速上升，由10MPa上升至24MPa，颗粒近井形成强封堵；恢复注水最高压力13MPa，邻井G、H受效明显，阶段增油4028t。
实施例4：
根据实施1的技术方案，以J-K井组为风化壳岩溶油藏为例，通过分析分析注水井组静态连通关系、动态受效关系，确定该井组J-K-L为压孔洞型储集体-裂缝带-小型储集体；J-K-M 为酸压孔洞型储集体-裂缝带-小型储集体连通；J-K-N为裂缝带-小型储集体-溶洞型储集体连通。故选用低密度软弹体调流，开展动态调流，提高井间横向剩余油动用。
根据上述实施例本发明提供塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法有效提高了注水开发效果。目前，调流道已推广实施25井次，累计增油突破4.8万吨，将塔河碳酸盐岩油藏水驱动用程度提高三个百分点。
应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的流程及结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。
Claims (6)
1.一种塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，包括：
S1：确定目标油藏类型及井组缝洞模式；
S2：根据不同缝洞型储集体类型及井组缝洞模式，分析注水井组静态连通关系、动态受效关系，确定流道调整方案以及调流用剂选型；
S3：根据具体井组生产密度可控、粒径可控、强度可控、油水选择可控的调流剂体系；
S4：根据调流剂定点放置的需要，设计施工参数；
S5：调整流道施工；
所述确定目标油藏类型及井组缝洞模式，将碳酸盐岩缝洞型油藏进一步具体划分为表层风化壳岩溶油藏、风化壳-暗河复合岩溶油藏、断溶体油藏三种类型；所述根据不同缝洞型储集体类型及井组缝洞模式，进行调流用剂选型，具体选型如下：
风化壳岩溶缝-洞-缝、洞-缝-洞结构，选择粒径与风化壳孔喉尺寸相当、具备巨大变形能力的弹性调流颗粒；
风化壳-暗河复合岩溶为上缝洞-下洞的纵向多层缝洞结构即平面缝-洞-缝、洞-缝-洞，选择自身有一定强度、同时具备塑性变形能力的调流颗粒；
断溶体岩溶纵向缝孔洞-平面裂缝带的纵横向复合缝洞结构根据裂缝尺度，将可注入线型或体型暂堵材料与温控液体类固结剂复合使用。
2.根据权利要求1所述的塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，所述根据具体井组生产密度可控、粒径可控、强度可控、油水选择性可控的调流剂体系，具体选择方法如下：
通过不同密度的聚合物混炼控制生产密度；
通过聚合过程中加入不同比例的环氧丙烷/苯乙烯POSM、N-仲丁基丙烯酰胺BAM、2-丙烯酰胺AM单体控制粒径；
通过聚合物嵌段共聚并调节芳香烃与不饱和脂肪烃比例控制强度；
通过采用油溶性的单体、控制聚合程度并禁止聚合物交联控制油水选择性。
3.根据权利要求1所述的塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，在步骤S3中所述的调流剂体系中的颗粒粒径为1-5mm。
4.根据权利要求1所述的塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，所述调整流道施工，具体如下；
根据生产动态，在井组水窜初期实施流道调整施工,
“近井缝-远井洞”结构，在本井调整的，采用井组原注水方案；
“近井缝-远井洞”结构，在井间调整的，采用井组原注水方案；
“近井洞-远井缝”结构，本井剩余油丰富且在本井调整的，采用井组原注水方案继续注水或本井注水生产；
“上层缝洞-下层洞”结构，在确定纵向调整实现后，采用井组原注水方案继续注水或本井注水生产；
“纵向缝洞带-平面裂缝带”在本井调整，且本井剩余油丰富，采取本井注水或原注水方案；
“纵向缝洞带-平面裂缝带”在本井调整，剩余油在井间，采用原注水方案；
“纵向缝洞带-平面裂缝带”在远井调整，剩余油在受效井，采用调整井增压注水。
5.根据权利要求1-4任一项所述的塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，所述调整流道施工后，根据调流方案和注水方案共同确定流道调整完毕且恢复注水后的开井方式及生产制度；流道调整施工后，注水压力增加，开井后生产受效，完成此次施工，建立了新的注水流道。
6.根据权利要求5所述的塔河碳酸盐油藏注水井组流道调整方法，其特征在于，所述注水压力,具体如下：注水压力为1MPa-15MPa。
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