CN113969768B - 一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种一注多采井组定向赋能‑差异释放式体积水驱方法。所述方法包括：目标油藏适应性评价；以注水井点为中心，综合储层物性参数，根据井组不同方向动用情况划分差异动用区带；对注水定向赋能阶段、体对点差异释放阶段参数进行优化，确定最优注采参数。本发明方法实现了注入水能量高效利用与剩余油的高效动用，将低效流动的油藏再造为高效流动的油藏，持续效益开发。

Description

一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法。

背景技术

胜利油区断块油田具有断裂系统复杂、断块多、面积小的特点。含油面积0.1-0.3km²的自然断块或砂体，难以部署形成面积井网开发，多为一注多采的点状注采井组开发。同时受构造形态多样，非均质性强、以及复杂断块滚动勘探开发方式制约，井网不规则、井距差异大、对储量控制程度较低，进入高含水期，平面不同方向水淹差异大，主流线注入水低效无效循环，非主流线动用程度低，边角区难以建立有效驱动压差流体滞流状态，动用不均衡问题突出，开发体系低效运行，受地质基础条件限制，缺乏进一步井网加密、完善调整提高采收率的空间。

因此，在深入分析油藏地质与开发特点，特高含水期剩余油富集特征及主要开发矛盾基础上，转变开发思路、从改变能量赋存分配方式、改造驱替路径角度入手，创新高效驱替开发模式，发明了一种针对一注多采井组的定向赋能-差异释放式体积水驱技术方法，有效解决强驱方向注水低效无效循环、弱驱方向有效驱替压差难建立的难题，进一步提高小断块油藏水驱动用程度和扩大波及，再造高效驱替体系，实现大幅度提高注入水利用率与油藏采收率。

经调研发现，针对一注多采井组开发的复杂小断块油藏定向赋能-差异释放式体积水驱思路与技术为首次提出，目前国内尚无针对这一问题的发明专利。

发明内容

本发明的目的在于解决一注多采井组开发的复杂小断块油藏常规点状注水、连续注采方式，进入高含水开发阶段平面方向性水淹，动用不均衡问题突出，导致强驱方向注水低效无效循环、弱驱方向有效驱替压差难建立，驱动体系低效运行的难题，提供了一种定向赋能-差异释放式体积水驱技术方法，提高注入水利用率及油藏采收率，其核心是通过改变能量赋存分配方式和驱替路径，变传统“点状注水、连续注采”的点对点径向流为“变流线定向赋能，体对点差异释放”的区域性较均匀线性流(图1)，抑制强驱方向流场，强化弱驱动用，再建高效驱油体系，实现控水驱油高效开发。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

本发明提供一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法，所述方法包括：

目标油藏适应性评价；

以注水井点为中心，综合储层物性参数，根据井组不同方向动用情况划分差异动用区带；

对注水定向赋能阶段、体对点差异释放阶段参数进行优化，确定最优注采参数。

优选地，根据目标油藏地质特征、井网及开发状况，确定该目标油藏是否符合以下条件：

1)油藏断块封闭，注采方式为一注多采方式或能够形成一注多采方式井网，无进一步加密调整形成完善井网的潜力；

2)油藏进入高含水或特高含水开发阶段，生产动态上符合平面方向性水淹，动用不均衡的特征，具有进一步提高采收率的潜力。

优选地，差异动用区带分区数为2-3个区带。

优选地，差异动用区带划分需参考采出程度及油井含水率情况；

优选地，差异动用区带划分需满足以下两个条件：

式中，R——井组采出程度，％；

——区带采出程度，％；

f_w——井组综合含水率，％；

——区带平均含水率，％。

优选地，注水定向赋能阶段优化方法：水井注水，高水淹水洗的强驱方向油井关停，中低水淹水洗的弱驱方向油井低液控液生产，引导并改变原注采流线，强化弱驱方向的能量供给，压力恢复到1.2-1.3倍原始地层压力，同时需要参考注水系统干压水平，实现油藏定向赋能及整体蓄能。

优选地，体对点差异释放阶段优化方法：水井停注，油藏高压体对生产井弹性释放，建立驱替大压差，形成区域性较均匀流场，扩大水驱波及并提高驱油效率；

当同一分区存在多口油井时，将各油井组合为一口虚拟井进行油井液量优化并确定生产周期。

进一步优选地，油井液量优化方法为：

断块油藏进入高含水期后，假设某油井点的含水饱和度为S_w1>S_wf，对于一维条带状油藏，累积产液量为：

式中，w₁——时刻1的累积产液量，m³；

L——注采井距，m；

φ——孔隙度，小数；

A——一维条带油藏截面积，m²；

f_w'(S_w1)——油井点含水饱和度S_w1时刻的含水率导数，小数。

在油井以定液量Q生产一段Δt时间后，假定油井点的含水饱和度达到S_w2，一维条带油藏中在Δt内的累积产液量表征为：

式中，Q——油井产液量，m³；

根据上式(4)可以得到Δt时间内油井的平均产液量为：

根据上式，在给定生产时间Δt和油井点的含水饱和度为S_w2后可以采用迭代法求得液量Q：首先假定一个产液量Q₁，根据式(4)和S_w1、S_w2求得相应的含水率及含水率导数f_w'(S_w1)、f_w'(S_w2)，代入公式(5)可求得产液量Q₂，判断Q₁与Q₂是否相等，如相等，则Q₁为油井在调配Δt后含水饱和度达到S_w2所需要的产液量，否则改变Q₁重新进行计算，直至满足要求为止。

优选地，优化时，约束条件为油井井底压力不低于油藏饱和压力。

本发明取得的有益效果：

本发明首次提出了一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法，实现了注入水能量高效利用与剩余油的高效动用，有效解决强驱方向注水低效无效循环、弱驱方向有效驱替压差难建立的难题，进一步提高小断块油藏水驱动用程度和扩大波及，再造高效驱替体系，实现大幅度提高注入水利用率与油藏采收率。

本发明方法具有一定的技术引领作用，为断块油藏，特别是一注多采方式开发的复杂小断块油藏高含水期的提高注水利用率与进一步提高水驱采收率提供决策依据，其推广应用前景广阔，经济社会效益显著。

附图说明

构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。

图1为本发明所述一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱模式示意图；

图2为本发明一具体实施例所述一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法的流程图；

图3为本发明一具体实施例提供的注水定向赋能阶段井网及流场示意图；

图4为本发明实施例提供的体对点差异释放阶段井网及流场示意图。

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。

如图2所示，图2为本实施例所述一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法流程图。

在步骤101中，研究目标区某油田区块，为一受岩性控制的复杂小断块(砂体)，含油面积0.23km²，地质储量10.6×10⁴t，一注三采井组点状注水开发(图3)，调整前单元日产油4.1t/d，含水89.2％，采出程度32.1％。地质研究及油水井动态分析看，油井Y12-189、Y12X263井方向厚层厚度7m以上，渗透率980mD，注采主流线方向，生产含水高，分别为90.1％、99.4％，而Y12-86井方向储层变薄(2m)，物性变差406mD)，注采非主流线，含水仅79.2％，表现为典型的平面储层非均质性强、不同方向水淹差异大、动用不均衡的特点。综合评价确定采取定向赋能-差异释放的体积水驱调整单元。流程进入到步骤102。

在步骤102中，合理划分差异动用区带。分析表明，注水井左侧油井Y12-189、Y12X263井方向，油井平均含水94.8％，高于井组含水5.6个百分点；右侧Y12-86井方向油井含水79.2％，低于井组10个百分点，需满足以下两个条件：

式中，R——井组采出程度，％；

——区带采出程度，％；

f_w——井组综合含水率，％；

——区带平均含水率，％。

因此，以注水井为界，将井组划分为左右两个区带。流程进入到步骤103。

在步骤103中，对注水定向赋能阶段、体对点差异释放阶段参数进行优化，确定最优注采参数。

一是注水定向赋能阶段，通过水井注水，高水淹水洗的强驱方向油井关停，中低水淹水洗的弱驱方向油井低液控液生产，引导并改变原注采流线方向和强度，强化弱驱方向的能量供给，实现油藏定向赋能及整体蓄能。实施例中水井Y12-126注水给油藏赋能，最大日注100m³/d，左侧高含水方向两口油井关停，右侧低含水方向油井Y12-86井控液10m³/d生产，引导注入水先转向弱驱方向，定向赋能，最后压力恢复水平到1.2倍原始地层压力，整体提高油藏能量。

二是体对点差异释放阶段，采用交替注采方式，水井停注，生产井开井，油藏高压体对生产井点弹性释放，结合生产井差异化配产，饱和场与流场匹配，实现均衡驱替，即体对点差异释放。先利用液量优化模型优化不同分区油井液量，实施例中Y12-86井液量从14m³/d提高到45m³/d，Y12X263液量维持不变，控制在15m³/d，基本Y12-189井液量从11.4m³/d提高到20m³/d，在结合油藏数值模拟手段优化确定生产周期。优化时，约束条件为油井井底压力不低于油藏饱和压力，实施例油藏饱和压力约0.75倍原始地层压力，即体积水驱油藏压力最低保持水平，满足条件后转入下一个体积水驱周期，当周期增油量接近盈亏平衡点后体积水驱结束。实施例通过优化确定4个周期。

矿场实施四个周期，原非主流线方向Y12-86井含水由78.6％下降59.5％，日增油6.3t，累增油4124t；原主流线Y12X263井含水由99.4％下降41.8％，日增油7.7t，日油5t以上稳产12个月，累增油3250t；井组日液上升25m³，日增油最高12.8t，已累增油8200t，采出程度提高7.7个百分点，提高采收率效果显著。

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 (3)

1.一注多采井组定向赋能-差异释放式体积水驱方法，其特征在于，所述方法包括：

目标油藏适应性评价；

以注水井点为中心，综合储层物性参数，根据井组不同方向动用情况划分差异动用区带；

对注水定向赋能阶段、体对点差异释放阶段参数进行优化，确定最优注采参数；

差异动用区带划分需参考采出程度及油井含水率情况；

差异动用区带划分需满足以下两个条件：

式中，R——井组采出程度，％；

——区带采出程度，％；

f_w——井组综合含水率，％；

——区带平均含水率，％；

注水定向赋能阶段优化方法：水井注水，高水淹水洗的强驱方向油井关停，中低水淹水洗的弱驱方向油井低液控液生产，引导并改变原注采流线，强化弱驱方向的能量供给，压力恢复到1.2-1.3倍原始地层压力，同时需要参考注水系统干压水平，实现油藏定向赋能及整体蓄能；

体对点差异释放阶段优化方法：水井停注，油藏高压体对生产井弹性释放，建立驱替大压差，形成区域性较均匀流场，扩大水驱波及并提高驱油效率；

当同一分区存在多口油井时，将各油井组合为一口虚拟井进行油井液量优化并确定生产周期；

油井液量优化方法为：断块油藏进入高含水期后，假设某油井点的含水饱和度为S_w1＞S_wf，对于一维条带状油藏，累积产液量为：

式中，w₁——时刻1的累积产液量，m³；

L——注采井距，m；

φ——孔隙度，小数；

A——一维条带油藏截面积，m²；

f′_w(S_w1)——油井点含水饱和度S_w1时刻的含水率导数，小数；

在油井以定液量Q生产一段Δt时间后，假定油井点的含水饱和度达到S_w2，一维条带油藏中在Δt内的累积产液量表征为：

式中，Q——油井产液量，m³；

根据上式(4)可以得到Δt时间内油井的平均产液量为：

根据上式，在给定生产时间Δt和油井点的含水饱和度为S_w2后采用迭代法求得液量Q：首先假定一个产液量Q₁，根据式(4)和S_w1、S_w2求得相应的含水率及含水率导数f′_w(S_w1)、f′_w(S_w2)，代入公式(5)可求得产液量Q₂，判断Q₁与Q₂是否相等，如相等，则Q₁为油井在调配Δt后含水饱和度达到S_w2所需要的产液量，否则改变Q₁重新进行计算，直至满足要求为止。

2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，根据目标油藏地质特征、井网及开发状况，确定该目标油藏是否符合以下条件：

1)油藏断块封闭，注采方式为一注多采方式或能够形成一注多采方式井网，无进一步加密调整形成完善井网的潜力；

2)油藏进入高含水或特高含水开发阶段，生产动态上符合平面方向性水淹，动用不均衡的特征，具有进一步提高采收率的潜力。

3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，差异动用区带分区数为2-3个区带。