CN114016979A - 向油气藏水层注水之油气开采方法 - Google Patents
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Abstract
向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，在油气生产过程中，以一定速率向油气藏水层注水，增加油气藏水层势能，使油水界面向油气储层平稳推进，形成整体的水驱油气动力，以此弥补油气储层能量亏空，增强油气开采动力，提高油气藏的动用程度及采出程度。
Description
技术领域
本方法属于石油天然气能源行业中的油气开采方法。
背景技术
目前，注水/汽开发油气藏，可采储量几近极限，残余油富集区原油饱和度依然很高，无法动用，最后生产井因高含水大面积停产。分析无效注水/汽循环原因，是因为长期注水/汽，会形成类似深切水道环境，注入水或汽沿通道流动，波及油气范围受限，亟需创新采油气动力。利用油气藏底水资源开采油气方法，是一种节能、低成本、高收益且环保油气开采方法，其底水蒸汽驱、底水热水驱等综合采油气动力自下而上，改变注水/汽入油层驱动方向。但这种方法，加热底水需要大量热能，高采收率才能有效摊销成本，对于已开发油气藏，特别是冷采油气藏，其采收率提高空间有限，亟需要低能耗油气驱动方法。
另一方面，利用油气藏底水资源开采油气方法，因底水及底水蒸汽滞留在油气储层空间而需要大量的底水供应，对于底水不发育的油气储层，实现底水蒸汽驱或者底水热水驱是比较困难的。
油藏集中热采方法，对底水消耗少，降压生产方式，集中热采生产关系曲线（图1），底水顶部温度压力变化轨迹见图2中A-B1-C曲线，采收率达40~54%。生产结束时油藏温度180℃，说明原油流动性没问题，停产原因是采油过程中没有能量补充，油层压力速降、地层能量恢复有限导致的。
发明内容
方法原理：水流动特性是从高势能区向低势能区流动。油气开采过程中底水侵入油气储层，表明底水可以克服重力，自下而上由高势能区向低势能区流动。乌鸦喝水故事也显示，满足一定条件，水界面可以平稳上升。
原始地层条件下，油气水处于同一压力系统，油水界面相对平稳，油气开采导致油气储层地层能量亏空，水层变为相对高势能区，油水界面缓慢上升，但上升速度低于油气开采速度。一次采油结束采收率较低现象表明，单纯依赖地层水恢复油气储层压力，是远远不够的。
因此，向高势能水区注水，油水界面势必向油气储层方向推进。显然，这种油水界面的整体推移，与生产压差过大导致的边水或底水宏吸一样的脊进或指进侵入油气层是不同的，二者动力来源不同，水线推进方式不同，对油气生产效果的影响也不同。
向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，在油气生产过程中，以一定速率向油气藏水层注水，增加油气藏水层势能，使油水界面向油气储层平稳推进，形成整体的水驱油气动力，以此弥补油气储层能量亏空，增强油气开采动力，提高油气藏的动用程度和采出程度。
向油气藏水层注水，对水层不发育的油气藏尤其重要，注入水形式多样，可以是地表水，可以是油气藏外的地层水，或者油气生产回采水，或者多相流体混合物，可以是冷水，也可以是热水，不限于列举。
向油气藏水层注水之油气开采方法，对于冷采油气藏，可以直接注水入底水层，也可以边加热水层边注水；而对热采油气藏，只能注热水或者边加热水层边注水。
向油气藏水层注水，注水速度大于等于采油气速度，或者总注水量大于等于累积产油气量与油气储层存水量之差，形成强水驱，反之，则以弥补储层能量亏空为主，形成弱水驱。
向油气藏水层注水，因水温度不同可划分为以下三种类型：小于等于原油地层温度、水沸点温度之下及水沸腾状态。根据水温度不同，向油气藏水层注水之油气开采方法，驱油气动力表现不同：冷采并注水，驱油气动力以水驱为主，压力驱为辅；低水沸点温度加热并注水，驱油气动力以底水热水驱为主，底水蒸汽驱及储层弹性压力驱为辅；水沸点温度加热并注水，驱油气动力以底水蒸汽驱为主，底水热水驱及储层弹性压力驱为辅；边水油气藏，以边水冷水驱或者边水热水驱为主，蒸汽驱及压力驱为辅。
附图说明
图1 集中热采A-B1-C生产关系曲线图
图2 不同热采方式下底水温度压力变化轨迹示意图
图3 A-B2-V3低于水沸点温度高温加热底水并注水生产关系曲线图
图4 A-B2-V4低于水沸点温度低温加热底水并注水生产关系曲线图
图5 A-B3-V1水沸点温度低温加热底水并注水生产关系曲线图
图6 A-B3-V2水沸点温度高温加热底水并注水生产关系曲线图
其中，
A点为原始地层温度压力，A-B段为油藏预热阶段，B-C、B-V为采油阶段，其中，实线为生产中加热地层水，虚线表示生产中不加热地层水；
图3~图6为采油过程中加热底水并注水，注采比1：1的生产关系曲线。
有益效果
向油气藏水层注水之采油气方法，可独立或者与蒸汽驱、压力驱采油气方法并行，广泛应用于各类油气藏的油气开采：低沸点温度加热底水并注水或者单独注水方式形成的底水驱，为开发阶段进入中后期的油气藏，特别是冷采油气藏，提供低成本、高收益的创新采油气动力，可替代现有采油气驱动方法；为油气藏，特别是底水资源不充足油气藏，提供底水蒸汽驱及低于水沸点温度的以底水热水驱为主的多种开发方式；为底水蒸汽驱采油气方法节能延迟加热地层水提供充足的底水资源，辅助蒸汽驱，提高油气藏采收率。
以加热某特稠油油藏底水热采方法为例，数模结果显示，预热油层顶温度到100℃开始采油。集中热采方法，采油时不加热，采收率为34%，吨油电费成本1388元/吨；采油时加热不注水，采收达45%；采油时加热注水，采收率62~75%，电费成本1140~1369元/吨，水沸点温度下汽驱注水，采收率81~86%，吨油电费成本降至950~1194元/吨，相较于不注水条件，注水条件下采收率可提高28~52%，吨油电费成本降低20~37%。可见，向油气藏水层注水采油气方法，能够切实提高油藏动用程度及采出程度，且随采收率的提高吨油电费成本降低。
实施案例
为便于比较，实施案例预热油层条件一致，均加热到油顶温度达100℃，然后开始注水并继续加热采油，采注比1：1，水层顶部温度压力变化轨迹如图2。
案例一：A-B2-V4低于水沸点温度低温加热底水并注水（图4），以底水热水驱为主，采收率62%，吨油电费1369元/吨，吨油能耗96×105kJ/t。
案例二： A-B2-V3低于水沸点温度高温加热底水并注水（图3），以底水热水驱为主，底水蒸汽驱作用增加，高温原油流动性增大，采收率提高至75%，较不注水条件提高30%，吨油能耗80×105kJ/t。
案例三：A-B3-V1水沸点温度低温加热底水并注水（图5），以底水蒸汽驱作用为主，底水热水驱及储层弹性压力驱为辅，采收率81%，吨油电费成本950元/吨，吨油能耗67×105kJ/t。
案例四：A-B3-V2水沸点温度高温加热底水并注水（图6），以底水蒸汽驱作用为主，底水热水驱及储层弹性压力驱为辅，采收率86%，吨油电费成本1194元/吨，吨油能耗84×105kJ/t。
以上案例说明，底水温度、底水驱动力——底水热水驱及底水蒸汽驱，对油藏采收率的提高起至关重要的作用，各项作用力可独立或者合力在油气开采中发挥积极的作用。
Claims (8)
1.向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，在油气生产过程中，以一定速率向油气藏水层注水，增加油气藏水层势能，使油水界面向油气储层平稳推进，形成整体的水驱油气动力，以此弥补油气储层能量亏空，增强油气开采动力，提高油气藏的动用程度及采出程度。
2.根据权利要求1所述的向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，向油气藏注入
地表水，或者
油气藏外的地层水，或者
油气生产回采水，或者
多相流体混合物。
3.根据权利要求1所述的向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，强水驱形成条件：
注水速度大于等于采油气速度，或者
总注水量大于等于油气藏采油气量与存水量之差。
4.根据权利要求1所述的向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，弱水驱形成条件：
注水速度小于等于采油气速度，或者
总注水量小于等于油气藏采油气量与存水量之差。
5.根据权利要求1所述的向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，向冷采油气藏注水，驱油气动力以水驱为主，压力驱为辅。
6.根据权利要求1所述的向油气藏水层注水之油气开采方法，其特征是，向热采油藏水层注水，采油过程中不加热水层，驱油动力以冷水驱或热水驱为主，压力驱、蒸汽驱为辅。
7.根据权利要求1所述的向油气藏水层注水之油气开采方法，向热采油藏水层注水，采油气过程中加热水层并注水，水温低于沸点温度，驱油气动力以热水驱为主，蒸汽驱及储层弹性压力驱为辅。
8.根据权利要求1所述的向油气藏水层注水之油气开采方法，采油气过程中加热水层并注水，水沸点温度加热持续加热水层，驱油气动力以蒸汽驱、热水驱为主，储层弹性压力驱为辅。
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| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
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Application publication date: 20220208 |