CN113969769A - 复杂断块油藏高含水期体积水驱开发的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油田开发技术领域，涉及复杂断块油藏高含水期体积水驱开发的方法。所述方法包括：油藏适应性评价；确定注水高压蓄能阶段参数界限；确定弹性释放生产阶段参数界限；确定体积水驱周期参数。本发明方法结合断块油藏面积小、封闭，易于调压的特点，通过交替注采，注水阶段油藏高压蓄能，采油阶段弹性释放，建立油藏高压体与采油井间大压差，采油阶段油藏主体形成近似线性流的均匀流场，既有效抑制注水无效循环，又动用断边带弱驱部位剩余油，实现断块油藏控水驱油高效开发。

Description

复杂断块油藏高含水期体积水驱开发的方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，涉及复杂断块油藏高含水期体积水驱开发的方法。

背景技术

胜利油区东辛、临盘等断块油田是复杂断块油藏典型代表，具有断裂系统复杂、断层多、断块面积小的特点，多为不规则点状注水开发，注采单向对应比例高，注采井距小，历经几十年注水开发，整体已进入特高含水开发阶段(综合含水93.1％)，采出程度仅24.9％，开发面临“资源有潜力，生产低效益”的发展困境。

典型单元分析表明，特高含水开发阶段，断块油藏剩余油表现出明显的“局部富集”特征，断层夹角、断边带及井间非主流线剩余油小规模富集，而传统“点对点、边注边采连续注水”方式适应性变差，注入水沿注采主流线突进，无效循环(图1)，不注水没能量，波及面积小，高耗低效问题突出，导致油井特高含水或因高含水关井，断层边夹角、井间剩余油动用难度大，能量补充与高效利用协调难，驱动体系低效运行，这种沿用几十年的注水开发方式难以为继，部分单元处于近废弃状态。

深入分析驱动体系低效成因表明，特高含水期常规连续注采方式注水时沿主流线同步泄压，能量利用效率低，导致地层压力提不起来，注采压差难扩大，剩余油难流动，因此，需要转变能量供给和利用方式，重建高效的驱油体系。近年来油气田开发工作者探索和发展了油藏流场调整、注采调控等技术方法进一步改善高含水老油田开发效果，如姜瑞忠等著《流场重整提高采收率技术研究》中通过综合识别油藏注水优势通道基础上，进行井网调整、层系调整、生产制度调整重整流场，提高了注入水的利用率，但该方法总体上还是基于常规注采方式下的井网及注采优化，点对点注采方式下(图1)，注入水沿高含水及低阻力方向突进并形成新的水淹水窜通道，或与原水淹通道连通演变为更大规模的渗流优势通道，注水利用率再次降低。

中国发明专利CN105298477B，公开了一种利用不动管柱换层技术，通过层系组合和注采联动，变稳定注采为平面上油水井和纵向上多套层系之间的交替耦合注采，建立断边带和断层夹角剩余油区的驱替压差，扩大注入水的波及范围，从而提高极复杂断块油藏采收率技术方法，在《复杂断块油藏注采耦合技术提高采收率机理》中作者进一步对注采耦合方式下注水和采油2个不同阶段中液流方向的变化特征进行研究和提高剩余油动用的机制，该方法仍是对周期注水、不稳定注水技术方法的改进及在复杂小断块中的具体实现，局限于常规压差范围(注水压力恢复到原始地层压力附近)下的水动力激动调控，改善开发效果有限。

为此我们结合复杂断块油藏地质与开发特点，发明了一种“高压蓄能、弹性释放”的体积水驱技术方法，再造高效驱替体系，有效解决复杂断块油藏的能量补充与高效利用难协调，边角剩余油油难动用的难题，实现大幅度提高注入水利用率与油藏采收率。

发明内容

本发明目的在于提供一种复杂断块油藏高含水期体积水驱开发的方法，该方法结合断块油藏面积小、封闭，易于调压的特点，通过交替注采，注水阶段油藏高压蓄能，采油阶段弹性释放，建立油藏高压体与采油井间大压差，采油阶段油藏主体形成近似线性流的均匀流场(图2)，既有效抑制注水无效循环，又动用断边带弱驱部位剩余油，实现断块油藏控水驱油高效开发。因此，本发明方法克服了特高含水期复杂断块油藏注水开发能量补充与高效利用难协调，边角剩余油油难动用导致高耗低效日益严重的难题。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

提供一种复杂断块油藏高含水期体积水驱开发的方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1.油藏适应性评价；

步骤2.确定注水高压蓄能阶段参数界限；

步骤3.确定弹性释放生产阶段参数界限；

步骤4.确定体积水驱周期参数。

为实现上述目的，本发明还可采用以下技术方案

在步骤1中根据油藏地质特征及开发状况，评价该开发单元是否适合实施体积水驱开发调整。主要评价指标包括：断块封闭或有岩性边界，地层倾角不超过20°，中高渗油稀油藏，单向注采对应为主，注水高含水及特高含水开发或弹性开发低液生产阶段，开发效果表现为典型的注采井井间(易)水淹，断边带难波及的规律认识，采收率低，具有进一步提高采收率的潜力。

在步骤2中，根据体积水驱技术方法，注水高压蓄能阶段，建立高压油藏体，阶段内生产井关停或低液生产，有效避免注入水沿原注采主流线水窜。需要确定阶段注入水量W_i及单井日注水量q_iw。

阶段最大注入量W_i与油藏最高恢复压力水平(P_max)相关，油藏最高恢复压力不超过地层破裂压力P_t、地面注水系统压力(P_干)与井筒水柱压力(P_静)之和的最小值：

P_max＝min{P_t，(P_干+P_静)}

式中，P_max为油藏最高恢复压力水平，MPa；P_t为地层破裂压力，MPa；P_干为地面注水系统干线压力，MPa；P_静为井筒水柱压力，MPa。

根据目前地层压力(P)情况确定阶段注入水量：

W_i＝V_b(C_f+C_Lφ)(P_max-P)

式中，W_i为阶段注入水量，m³/d，V_b油藏体积，m³；C_f为岩石压缩系数，MPa^-1；C_L为流体压缩系数，MPa^-1；φ为储层平均孔隙度，小数。

单井日注水量q_iw根据油藏吸水能力及注水压力情况确定最大注水量，优选地，采取注水井注水压力提平至干压水平，或增压泵增压注水方式，高强度注水，快速增能的方式，尽可能的在注入井附近形成近似“高压水体”。

在步骤3中根据体积水驱技术方法，高压蓄能阶段结束后，进入弹性释放生产阶段，阶段内注水井停注，油井开井生产，需要确定单井日产液量及油藏最低压力保持水平。

单井日产液量根据含水情况确定合理液量。推荐采取先控制液量，再逐级放大压差提液的方式，不断强化均匀流场，达到控水扩波及的目的。

油藏最低压力保持水平要求不低于油藏饱和压力，当油井生产含水大于95％或供液不足时油井停产，进入下一个体积水驱周期。

在步骤4中，根据步骤2、步骤3确定参数约束范围及开井原则下，结合油藏数值模拟手段优化得到经济效益最优的体积水驱的周期数及注采参数。

与现有技术相比，本发明具有以下优势：

针对特高含水期复杂断块油藏注水开发能量补充与高效利用难协调，边角剩余油油难动用导致开发体系低效运行的问题，本发明首次提出了变常规连续注采为交替注采，高压蓄能，变点对点为体对点弹性释放，大压差驱替的体积水驱开发技术方法，实现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，实现持续效益开发。本发明具有一定的技术引领作用，为复杂断块油藏高含水期的高效挖潜与进一步提高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为传统水驱“点对点”连续注采方式流场示意图；

图2为“体对点”体积水驱流场示意图；

图3为本发明复杂断块油藏体积水驱技术方法具体实施例的流程图；

图4为本发明实施例提供的某油田区块井位图；

图5为本发明实施例提供的注水高压蓄能阶段液流速度、方向及压力分布图；

图6为本发明实施例提供的弹性释放阶段液流速度、方向及压力分布图；

图7为本发明实施例提供的某油田体积水驱开发曲线。

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。

图3为本发明的一种实现复杂断块油藏体积水驱技术方法具体实施例的流程图。

在步骤101中，油藏适应性评价。某油田区块为一典型复杂小断块，被三条断层切割封闭，目标层块含油面积0.03km²，地质储量8.3×10⁴t，油藏埋深1650m，渗透率860mD，一注一采井组开发，井距仅150m(图4)，因井距小，注水水淹水窜，不注油藏没能量，体积水驱调整前水井已停注，生产井供液不足，每月间开3天捞油，日液水平井0.25t/d，日油水平0.23t/d，采出程度16.2％，表现为典型的注采井井间水淹，断边带控制差、水驱难波及、采出程度低的复杂断块油藏低效开发特征，具有进一步提高采收率的潜力，综合评价确定为体积水驱调整单元，流程进入到步骤102。

在步骤102中，确定注水高压蓄能阶段参数界限。对油藏注入蓄能阶段，生产井X11C17井关停，注水井X11XN80井注水，油藏最高恢复压力水平22MPa(约1.3倍原始地层压力)，目前地层压力13MPa，计算阶段最大注入量1.1×10⁴t，注水水井最大日注可达150m³/d。流程进入到步骤103。

在步骤103中，确定弹性释放生产阶段参数界限。进入弹性释放生产阶段，注水井X11XN80井停注，生产井X11C17井开井，逐级放大压差提液的方式生产，当油井含水上升到85％、90％及95％时生产压差放大1-2MPa，提高油井液量生产，该块油藏饱和压力8.1MPa，调整前低液低含水，综合考虑以井底流压不低于饱和压力条件下，油井液量低于5m³/d时油井关停，水井恢复注水，进入下一个体积水驱周期。流程进入到步骤104。

在步骤104中，确定体积水驱周期参数。在步骤2、步骤3确定参数约束范围及开井原则下，利用油藏数值模拟工具，优化合理的体积水驱周期数是6个周期，表1为具体每个周期的阶段注采量及油水井注采参数。

表1

如图5注水高压蓄能阶段，在注水井周围形成高压，液流各方向相对均衡，有效避免注入水注采井间水窜问题，形成油藏整体高压，图6为弹性释放生产阶段，油藏高压下打开生产井，大幅度提高生产压差，启动断层夹角、断边带原滞留区剩余油，油藏全区形成较稳定、均匀流场，实现扩大波及，提高动用的目的。根据优化设计方案，单元实施体积水驱6个周期，日产油从调整前的0.23t/d提高到最高8.3t/d，未钻一口新井的情况下，增油11810t，提高采出程度14.1个百分点(图7)，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 (10)

1.一种复杂断块油藏高含水期体积水驱开发的方法，其特征在于，所述方法包括：

油藏适应性评价；

确定注水高压蓄能阶段参数界限；

确定弹性释放生产阶段参数界限；

确定体积水驱周期参数。

2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，主要评价指标包括：断块封闭或有岩性边界，地层倾角不超过20°，中高渗油稀油藏，单向注采对应为主，注水高含水及特高含水开发或弹性开发低液生产阶段，开发效果表现为典型的注采井井间水淹，断边带难波及，采收率低。

3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，注水高压蓄能阶段需要确定阶段注入水量及单井日注水量。

4.根据权利要求3所述方法，其特征在于，阶段注入水量确定方法：根据当前地层压力情况确定阶段注入水量：

W_i＝V_b(C_f+C_Lφ)(P_max-P)

式中，W_i为阶段注入水量，m³/d，V_b油藏体积，m³；C_f为岩石压缩系数，MPa^-1；C_L为流体压缩系数，MPa^-1；

为储层平均孔隙度，小数；P_max为油藏最高恢复压力水平，MPa；P为当前地层压力水平，MPa；

P_max＝min{P_t，(P_干+P_静)}

式中，P_max为油藏最高恢复压力水平，MPa；P_t为地层破裂压力，MPa；P_干为地面注水系统干线压力，MPa；P_静为井筒水柱压力，MPa。

5.根据权利要求3所述方法，其特征在于，根据油藏吸水能力及注水压力情况确定最大单井日注水量；优选地，采取注水井注水压力提平至干压水平，或增压泵增压注水方式，高强度注水，快速增能的方式，尽可能的在注入井附近形成近似高压水体。

6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，弹性释放生产阶段需要确定单井日产液量及油藏最低压力保持水平。

7.根据权利要求6所述方法，其特征在于，根据含水情况确定单井日产液量。

8.根据权利要求6所述方法，其特征在于，所述单井日产液量，开始阶段先控制单井日产液量较低水平，然后随着含水上升，再通过逐渐放大压差的方式不断提高单井日产液量，避免油井过早水淹水窜；优选地，当油井含水上升到85％-95％时生产压差放大1-2MPa。

9.根据权利要求6所述方法，其特征在于，油藏最低压力保持水平要求不低于油藏饱和压力，当油井生产含水大于95％或供液不足时油井停产，进入下一个体积水驱周期。

10.根据权利要求1所述方法，其特征在于，通过采用油藏数值模拟方法优化确定体积水驱周期。

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