CN113969770A - 边水油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，涉及一种边水断块油藏水体高压蓄能‑体对体释放式体积水驱提高采收率方法。所述方法包括：步骤1、油藏适应性筛选，评价确定应用体积水驱边水断块油藏目标区；步骤2、结合目标驱井网现状，确定合理注采井网；步骤3、建立高压高能水体；步骤4、建立均匀线性流场。本发明方法通过改变蓄能方式和驱替路径，构建了高效驱油体系，克服了常规边内点对点、同步注采方式，注入水边注边耗，甚至无效循环的弊端，有效解决高部位局部富集剩余油难动用，腰部分散剩余油难驱动的难题。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，涉及一种边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱提高采收率方法。
背景技术
边水断块油藏是胜利油区复杂断块油藏的重要油藏类型。该类油藏具有地层倾角较大，上倾方向受断层遮挡，构造相对简单，含油条带窄，边水能量差异大特点，多为低注高采，注水井点(排)不断内迁的注水开发方式，历经几十年注水开发，整体已进入特高含水开发阶段。高含水期边内注水边水舌进，波及受限，剩余油断棱一线富集，构造腰部分散的特点。开发上，特高含水期边水断块油藏注采高差大，连续注采方式注水压能损耗大，难以建立大压差，同时，边内点对点的同步注采方式，注入水沿主流线突进，注入水无效循环，利用率低，导致高部位局部富集剩余油难动用，腰部分散剩余油难驱动的难题，驱动体系低效运行、油藏近废弃状态。因此，需要转变开发思路、探索创新高效驱替开发技术模式。
中国专利申请CN104100246A，涉及到一种多年停产厚层断块油藏的单层新化开发方法，公开了在边底水厚层断块设计贴近断棱的水平井，控制剩余油富集区，采用低注高采，双向错对排状注采井网，在原始油水边界外部署水井，变腰部注水为边外注水、变小井距为大井距注水、变控制注水为强化注水，要求0.8-1.2倍原始地层压力，注采比为1.0的工作制度。
在荣磊著《东辛油田辛1窄屋脊断块油藏仿强边水驱提高采收率探索与实践》中公开了一种屋脊断块油藏仿强边水驱提高采收率技术方法，一是建立了边外注水，高部位采油的井网，达到“以网控油”的效果；二是大排量注水，地层能量的恢复方式从原先的“点状恢复”转化成“整体恢复”，大注采井距使油水井井底注采压力梯度大幅下降，边水推进从“舌进”转化为“整体推进”；三是扶停高部位老油井。
上述公开的技术方法都提出了利用变外注水、强化注水的方式来模拟强边水油藏刚性水驱，水线均匀推进的效果，但在机理机制上存在不足之处，一是没有改变常规连续注采方式，边外大排量注水的同时高部位油井采液泄压，注入水体的水仍沿原主流线通道(含水饱和度高，渗流阻力低)水淹水窜，难以实现水线均匀推进的目标；二是理论研究及矿场实践表明，采收率与井网密度、驱替压差成正比关系，而拉大注采井距使油水井井底注采压力梯度大幅下降，导致井网密度、驱动压差同时下降，最终采收率难以提高。另外特高含水阶段，高部位剩余油富集规模小，高部位设计贴近断棱的新水平井整体开发的面临剩余资源条件不足，面临适应性差，难以推广的问题。
因此，在深入分析边水断块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，从改变蓄能方式、改变驱替路径角度入手，提出了边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱提高采收率方法，可以有效克服上述问题，实现特高含水期边水断块油藏的效益开发。
发明内容
本发明主要目的是提供一种边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱的方法，本发明方法通过改变蓄能方式和驱替路径，构建了高效驱油体系，克服了常规边内点对点、同步注采方式，注入水边注边耗，甚至无效循环的弊端，有效解决高部位局部富集剩余油难动用，腰部分散剩余油难驱动的难题。
本发明提高油藏采收率的主要机制：边外耦合注水，水体高压蓄能；体对体释放，建立驱替大压差(图2)。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱开发方法，其包括：步骤1、油藏适应性筛选，评价确定应用体积水驱边水断块油藏目标区；步骤2、结合目标驱井网现状，确定合理注采井网；步骤3、建立高压高能水体；步骤4、建立均匀线性流场。
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。主要适应性筛选指标包括：断块封闭，边水或次生边水断块油藏，天然能量弹性产量比小于30，原始含油高度不小于15m，油水粘度比小于50，高含水及特高含水开发阶段，剩余油表现为高部位局部富集，腰部普遍分布的特征。
在步骤2中，边水断块油藏体积水驱井网部署遵循充分利用老井的原则；考虑水体中渗流阻力小、各向均匀，同时水体往油藏体方向阻力大，水体中注水，注入水优先在水体中扩散，形成高压水体；可以因地制宜，利用路过水体中的其他单元或层系的老井封堵改层对目的层注水，不要求注水井排均匀规则；油藏腰部原油水井关停；高部位断层一线部署生产井，根据局部剩余油富集规模大小设计侧钻井或近断层复杂结构井提高储量控制，油井间合理井距为150～250m，有利于生产时水线均匀推进。
在步骤3中，建立高压高能水体的方法为：水体注水高压蓄能阶段，生产井关停，最大程度削弱原注采主流线能量释放通道影响，水体中注水井注水，根据注水系统注入能力设计最大注入量注水，注水井压力提平至注水系统干压水平，强注快速提升水体压力，水体压力恢复不超过地层破裂压力。
在步骤4中，建立均匀线性流场的方法为：体对体弹性释放阶段，油井开井生产，高压水体与低压油藏体间压力梯度大，大幅度提高注采压差，提高驱油效率。油井采取逐步放大生产压差，多级提液的方式生产。
当油井含水上升到90％-95％时，放大生产压差。
具体生产压差放大步长1-2MPa。
结合油井采液指数(与含水相关)，确定合理油井生产液量，油井之间液量比满足以下条件：
式中，q1、q2为油井1、2的产液量，m3/d；K1、K2为油井1、2的油层渗透率，md；h1、h2为油井1、2的油层厚度，m；
油井生产的同时，水井水体注水，地下条件下注采比保持1.0，构建稳定的均匀线性流场，实现体积水驱效果最优。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
本发明中的一种高含水期边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱提高采收率方法，是针对特高含水期边水断块油藏常规边内点对点注水、同步注采开发方式注水开发能量补充与高效利用难协调，导致高部位局部富集剩余油难动用，腰部分散剩余油难驱动的难题，结合油藏特征，转变注采方式，首次提出了特高含水期水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱开发技术方法，揭示了提高采收率机制，建立了开发技术政策，实现注入水能量高效利用与剩余油的高效动用，持续效益开发。该技术具有一定的技术引领作用，为断块油藏，特别是边水或次生边水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为本发明一具体实施例的边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱开发方法流程图；
图2为边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱模式示意图；
图3为本发明实施例提供的某油田区块调整前含油饱和度分布图；
图4为本发明实施例提供的体积水驱设计井网示意图。
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1所示，图1为本发明一种高含水期边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放体积水驱提高采收率方法应用于一具体实施例的流程图。
在步骤101中，研究目标区某油田区块为一边水断块油藏，目标层系含油面积0.23km2，地质储量67×104t，地层倾角10°，原始含油条带200m，含油高度35，地层原油粘度12mPa·s(油水粘度比20)，原始水油体积比2，天然开采阶段弹性产率为5.6，为弱边水稀油断块油藏，调整前单元含水98.2％，采出程度40％，开油井1口，日产油0.5t/d，为特高含水、高采出程度、近废弃低效开发阶段。从单元不同阶段新井测井资料及数值模拟分析认为，剩余油断棱一线小规模富集，构造腰部普遍分散(图3)，综合评价确定采取水体高压蓄能-体对体释放的体积水驱调整单元。流程进入到步骤102。
在步骤102中，结合目标区井网现状，确定合理注采井网。充分利用老井，注水井选择过路水体部位的其他层系可利用老井3口，通过改层措施为目的层水体中注水，油井利用高部位老井2口，设计侧钻新井2口，形成沿构造高部位断层一线较均匀分布的4口生产井，建立体积水驱井网。流程进入到步骤103。
在步骤103中，确定水体高压蓄能阶段技术政策，建立高压高能水体。水体注水高压蓄能阶段，生产井关停，根据理论计算地层破裂压力27.7MPa，设计地层压力恢复安全压力25MPa，根据地面注水系统压力情况，提平到干压水平，设计水井日注最高为200m3/d，快速弥补油藏亏空及恢复压力到25MPa。流程进入到步骤104。
在步骤104中，确定体对体释放阶段技术政策，建立均匀线性流场。体对体弹性释放阶段，高部位4口油井开井生产，根据地地层系数情况，单井初期液量15-60m3/d，如下表1所示，调整水井注水量，保持注采比1.0。当油井含水上升到90％，95％时，放大生产压差，提高液量生产(表1)，进一步释放油藏潜力。
表1本发明实施例提供的体积水驱油井液量设计及实施效果
由表1可知，矿场实施后，单元日产油从调整前的0.5t/d提高到最高42.2t/d，已增油1.58×104t，可提高采出采4.5个百分点，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 (9)
1.边水断块油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱开发方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤1、油藏适应性筛选，评价确定应用体积水驱边水断块油藏目标区；
步骤2、结合目标驱井网现状，确定合理注采井网；
步骤3、建立高压高能水体；
步骤4、建立均匀线性流场。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤1中，主要适应性筛选指标包括：选择断块封闭，边水或次生边水断块油藏；所述油藏天然能量弹性产量比小于30，原始含油高度不小于15m，油水粘度比小于50；所述油藏应处于高含水及特高含水开发阶段，剩余油表现为高部位局部富集，腰部普遍分布的特征。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤2中，注采井网部署遵循充分利用老井的原则；考虑水体中渗流阻力小、各向均匀，同时水体往油藏体方向阻力大，水体中注水，注入水优先在水体中扩散，形成高压水体；利用路过水体中的其他单元或层系的老井封堵改层对目的层注水，不要求注水井排均匀规则；油藏腰部原油水井关停；高部位断层一线部署生产井，根据局部剩余油富集规模大小设计侧钻井或近断层复杂结构井提高储量控制，油井间合理井距150～250m；优选地，油井间合理井距为200m。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤3中，建立高压高能水体的方法为：水体注水高压蓄能阶段，生产井关停，最大程度削弱原注采主流线能量释放通道影响，水体中注水井注水，根据注水系统注入能力设计最大注入量注水，注水井压力提平至注水系统干压水平，强注快速提升水体压力，水体压力恢复不超过地层破裂压力。
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤4中，建立均匀线性流场的方法为：在体对体弹性释放阶段油井开井生产，高压水体与低压油藏体间压力梯度大，大幅度提高注采压差，提高驱油效率；油井采取逐步放大生产压差，多级提液的方式生产。
6.根据权利要求5所述方法，其特征在于，当油井含水上升到90％-95％时，放大生产压差。
7.根据权利要求5所述方法，其特征在于，生产压差放大步长1-2MPa。
8.根据权利要求5所述方法，其特征在于，油井生产时，结合油井采液指数，确定油井生产液量，油井之间液量比满足以下条件：
式中，q1、q2为油井1、2的产液量，m3/d；K1、K2为油井1、2的油层渗透率，md；h1、h2为油井1、2的油层厚度，m。
9.根据权利要求5所述方法，其特征在于，油井生产的同时，水井水体注水，地下条件下注采比保持1.0，构建稳定的均匀线性流场。
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