CN114293958B - 一种采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于含底水稠油油藏开发领域，涉及一种采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法。先在距离油层顶部2～3m，钻取水平井作为注入井，水平段的长度小于油藏最大宽度的10～15m，在水平段进行射孔；然后在底水层和油层之间钻取水平井作为生产井；再通过注入井向油层中注入表面活性剂溶液，关井5～10d，油层中形成的水包油乳状液在重力和注入井的驱替压差作用下向油层下部流动，最终聚集在生产井周围，形成水包油乳化层；最后生产井开井后进行生产，通过调节注入井注入量和生产井采出量的比例，进行保压生产。本发明生产井开采的是水包油乳状液，不必担心底水锥进的问题，且底水能量充足能够保证油藏的持续高效稳定开发。

Description

一种采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法

技术领域

本发明属于含底水稠油油藏开发领域，尤其涉及一种采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法。

背景技术

根据油水界面和垂直界面的关系可以将含水油藏分为底水油藏和边水油藏，如果油水界面远远大于垂直界面，则为底水油藏，若油水界面与垂直界面尺寸在一个量级，则为边水油藏。相比于边水油藏，底水油藏地层能量高，早期产油量高，但当生产井一旦见水，含水率就急剧上升，降低油井产量。如何提高含底水砂岩油藏的收率对于降低我国原油的对外依存度，保障我国的能源安全具有重要意义。

针对底水油藏的开发常规思路是控制底水锥进，最大程度延长油井无水采油气和控制底水均匀驱替，从而达到实现底水油藏的高效开发。目前的技术措施主要包括，优化射孔、采用水平井控制生产压差、在油水界面处添加人工隔板阻挡底水，优化完井和采油技术(如双层完井、井下油水分采)等。以上的技术方案可以实现控制底水锥进的目的，但由于油藏的非均质性和各个油藏的特殊性，在实际操作过程中存在一定的难度，且经济成本较高。

基于以上认识，本发明基于“变害为利”的思想，充分利用底水油藏的特征“底水能量充足，底水油藏具有明显的油水界面，水层具有明显的高渗带”等特征，采用双水平井注采的方式开发底水稠油油藏，注入水平井位于油层中上部，注入流体为高粘度的乳化剂，与油层里的油相形成水包油，由于水包油的粘度远远低于地层原油的粘度，水包油在重力和驱替压差的作用下进入到水层上部，与此同时在水层上部的开采井开采水包油。从而实现底水稠油油藏的高效开发。

发明内容

鉴于以上技术问题，本发明的目的是针对现有的技术缺陷，提供了一种采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法，旨在最大程度提高底水稠油油藏原油的采收率。本发明摒弃了传统的控制底水锥进的方式，而是“变害为利”，充分利用矛盾转化的思想，将底水能量充足，底水油藏具有明显的油水界面和水层具有明显的高渗带的特征充分利用，最终实现底水稠油油藏持续稳产和高产的目标。

为了实现本发明目的，所采用的技术方案为：一种采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法，包括以下步骤：

(1)在距离油层顶部2～3m，钻取水平井作为注入井，水平段的长度L₁根据油层的规模进行确定，小于油藏最大宽度D的10～15m，在水平段进行射孔，射孔间距根据水平井段长度进行确定，为注水做准备。

(2)在底水层和油层之间(优选水层上方1～2m处)钻取水平井作为生产井；作为优选，生产井与注入井相互平行但在不同竖直面内；注入井和生产井水平距离间距50～60m，此间距下注入井的注水效率可以最大程度得到发挥。

作为优选，水平段的长度L₂和射孔位置与注入井相同。注入井和生产井水平段长度和射孔位置相同可以高效的采收原油。

(3)通过注入井向油层中注入表面活性剂溶液，然后关井5～10d，油层中形成的水包油乳状液在重力和注入井的驱替压差作用下向油层下部流动，最终聚集在生产井周围，形成水包油乳化层；

作为优选，表面活性剂溶液的注入方法为：注入0.5～0.6PV(PV是油层孔隙体积)倍的表面活性剂，使得油水界面张力降低至0.03mN·m^-1以下，原油粘度降低60％以上，并与注入水形成水包油乳状液。表面活性剂溶液的浓度为1％～2％。

作为优选，所述的表面活性剂指的是深共晶溶剂(DES)，DES由氯化胆碱和柠檬酸1:1组成。DES可以将油水界面张力降低至0.03mN·m^-1以下，原油粘度降低至初始粘度的60％以下。此外，DES具有无毒、可生物降解、可回收、不燃、环保和价格便宜的优点。

(4)生产井开井后进行生产，通过调节注入井注入量和生产井采出量的比例，进行保压生产。

与现有技术相比，本方法具有以下有益效果：

(1)本发明基于“变害为利、矛盾转化”的思想，摒弃了传统的控制底水锥进的方式开采底水稠油油藏的开采方式，而是充分利用底水稠油油藏地层能量充足，存在明显的油水界面特征，采用表面活性剂将油层中的油与注入水形成水包油，水包油在重力和驱替压差的作用下进入到水层上部，生产井开采的是水层上部高渗带中的水包油乳液；

(2)传统的开采底水稠油油藏的模式均是控制底水的思路，当生产井见水时，含水率将急剧升高，无法实现油藏的高效开发，本发明生产井开采的是水包油乳状液，不必担心底水锥进的问题，且底水能量充足能够保证油藏的持续高效稳定开发。

(3)本发明所所提出的双水平井以及射孔完井方式在工艺上均较为成熟，综合成本低，操作性强。

附图说明

图1本发明双水平井设置示意图；

图中1、油层上部盖层，2、注入井，3、油层，4，射孔，5、水包油乳化层，6、底水层，7、生产井；

D:油藏最大宽度；

L₁:注入井水平段长度；

L₂:生产井水平段长度。

具体实施方式

本发明不局限于下列具体实施方式，本领域一般技术人员根据本发明公开的内容，可以采用其他多种具体实施方式实施本发明的，或者凡是采用本发明的设计结构和思路，做简单变化或更改的，都落入本发明的保护范围。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

本发明下面结合实施例作进一步详述：

实施例1

为验证本发明的可靠性，以我国西部某底水油藏为例，油层孔隙度为25％～30％，油层厚度50～60m，渗透率为2～3D，含油饱和度为70％～85％，原油初始粘度超过100000mPa·s；底部水层厚度10～15m，渗透率为3～4D。具体操作步骤如下：(1)见图1，在距离油层顶部2m，钻取水平井作为注入井，水平段的长度400m，分隔10m进行射孔。

(2)见图1，在水层上方2m处钻取水平井作为生产井，生产井与注入井相互平行但在不同竖直面内，生产井水平段的长度和射孔位置与注入井均相同，注水井和生产井的水平距离相距55m。

(3)通过注入井向油层中注入0.6PV的表面活性剂，表面活性剂是按照氯化胆碱和柠檬酸按照1:1配制的。表面活性剂的添加浓度为1.5％。

(4)注入井关井8d，油层中形成的水包油乳状液在重力和注入井的驱替压差作用下油层下部流动，最终聚集在生产井周围，形成水包油乳化层(见图1)。

(5)生产井开井后进行生产，始终保持注入量和采出量相等，进行保压生产。该地区其他井采用传统的控制水锥的方法进行油藏开采，在射孔完井4个月后就出现水锥，日产液5m³，含水量高达90％，最终的采收率仅为20％左右。当采用上述方式进行底水油藏开采时，日产液15m³，含水量仅为30％，能够实现持续稳产、高产，最终的采收率高达55％左右。

以上的具体实施方式对本发明的方法进行了详细描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，只要在不超出本发明的主旨范围内，可对实验条件与分析方法及对象进行灵活的变更，这些均属于本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法，其特征在于：包括以下步骤：

（1）在距离油层顶部2~3m，钻取水平井作为注入井，水平段的长度L₁根据油层的规模进行确定，小于油藏最大宽度D的10~15m，在水平段进行射孔，射孔间距根据水平井段长度进行确定，为注水做准备；

（2）在底水层和油层之间钻取水平井作为生产井；

生产井与注入井相互平行但在不同竖直面内；注入井和生产井水平距离间距50~60m，此间距下注入井的注水效率能够最大程度得到发挥；

水平段的长度L₂和射孔位置与注入井相同，注入井和生产井水平段长度和射孔位置相同能够高效的采收原油；

（3）通过注入井向油层中注入表面活性剂溶液，然后关井5~10d，油层中形成的水包油乳状液在重力和注入井的驱替压差作用下向油层下部流动，最终聚集在生产井周围，形成水包油乳化层；

（4）生产井开井后进行生产，通过调节注入井注入量和生产井采出量的比例，进行保压生产。

2.根据权利要求1所述的采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法，其特征在于：生产井设置在水层上方1~2m处。

3.根据权利要求1所述的采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法，其特征在于：表面活性剂溶液的注入方法为：注入0.5~0.6PV倍的表面活性剂，使得油水界面张力降低至0.03mN·m^-1以下，原油粘度降低60%以上，并与注入水形成水包油乳状液。

4. 根据权利要求1所述的采用双水平井高效开发含底水稠油油藏的方法，其特征在于：所述的表面活性剂指的是深共晶溶剂DES，DES由氯化胆碱和柠檬酸1:1 组成。