CN114427393B - 一种压驱注水开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发领域中的注水开发，具体涉及一种压驱注水开发方法。所述方法包括以下步骤：步骤1，选取注采失衡、地面条件和水资源具备的开发井组；步骤2，对水源的水质进行实验检测分析；步骤3，高压注水工艺管柱力学行为分析；步骤4，应用步骤3的管柱力学行为分析结果，结合地层情况确定高压注水合理压力界限和合理排量界限；步骤5.确定大排量注水的波及半径，建立注采连通关系；步骤6，根据注采动态及监测资料确定油井耦合周期。采用本发明方法可有效开发难动用储量，采收率提高显著，开发效果明显；解决了水注不进，油井采不出的问题。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发领域中的注水开发方法，具体涉及一种压驱注水开发方法。
背景技术
难动储量以特低渗油藏为主，此类低渗油藏的储层孔吼半径比较小(<1μm)，具有较高的毛细管压力，存在明显的启动压力梯度。若采用传统的注水方式，存在“水井注不进，油井采不出”，表现为“六低”：单液低、单油低、单注低、采油速度低、采收率低、采出程度低。注采井间无法建立有效驱替关系，导致低效开发。
同时，流体在流动过程中受贾敏效应、毛细管压力的影响很大。在水驱油时，连续的油很容易在喉道变径处卡断，变成不连续的油滴，因此必须要有足够的压差才能使油滴克服毛管压力和贾敏效应的作用从孔隙中被水驱出。
发明内容
为了提高特低渗透油藏的注水开发效果，增加可采储量，本发明主要目的在于提供一种新型的压驱注水开发方法，该方法采用高压大排量注水导致水井四周出现微裂缝，水通过微裂缝流入地层，解决水注不进的问题；通过非对称耦合注水形成不稳定的压力场，造成裂缝与低渗透带之间的压差，促使油水重新分布，利用原油与注入水之间发生渗吸置换作用，可有效采出低渗透层中滞留的原油，改善其开发效果，解决油井采不出的问题，进而有效提高采收率。
本发明采用以下技术方案：
一种压驱注水开发方法，包括如下步骤：
步骤1，选取注采失衡、地面条件和水资源具备的开发井组；
步骤2，对水源的水质进行实验检测分析；
步骤3，高压注水工艺管柱力学行为分析；
步骤4，应用步骤3的管柱力学行为分析结果，结合地层情况确定高压注水合理压力界限和合理排量界限；
步骤5，确定大排量注水的波及半径，建立注采连通关系；
步骤6，根据注采动态及监测资料确定油井耦合周期。
优选地，在步骤1中，依据油藏所处的位置、构造特征、储层特征、剩余油富集区域以及目前的开发井网，再结合各井的井况条件，选取注采失衡、水资源充足、地面条件具备的井组作为实施高压大排量非对称耦合注水的井组。
优选地，在步骤2中，通过实验分析注入水中固相颗粒尺寸、注入水中固相颗粒浓度、悬浮污油、平均腐蚀率、细菌、pH值等指标。
优选地，在步骤3中，管柱力学行为分析包含井下注水管柱的受力与形变，确定套管承压范围，确保注水管柱在井下合理安全工作。
优选地，在步骤4中，采用如下公式计算合理注入压力：
PI＝Pf+Pm-PH
PI为注入压力，MPa，Pf为地层破裂压力，MPa，Pm注水流动摩阻损失，MPa，PH井筒液柱压力，MPa。
进一步优选地，注入压力PI在步骤3确定的套管承压范围。
优选地，在步骤5中，大排量注水的波及半径的确定方法包括：
计算井组极限注采井距：
其中，Pe、Pw—供给边界压力和采油井井底流压，MPa；μ—渗流流体的粘度，mPa·S；K—渗透率，10-3μm2；
确定需注水扩大的波及半径r:
r＝实际注采井距-极限注采井距。
建立注水量优化模型如下：
Q＝πr2×h×Φ
其中，Q为注水量，m3；h为油层有效厚度，m；r为波及半径，m；Φ为地层孔隙度，％。
优选地，在步骤6中，非对称耦合采用短注长采的方式，注水井注水时关闭油井，以高压大排量注水，停注后根据压力扩散情况，当地层压力恢复至原始地层压力时油井开井。
进一步优选地，注水时以最大排量注水；根据现场泵注入设备、电容情况，确定最大排量注水。由于在压裂驱油过程中随着排量的增加，裂缝半长增加较缓，最大渗滤距离增加。大排量的设计可减小注采距离，有利建立有效驱替。利用大型泵注设备，综合考虑现场电容等情况，以最大排量注水。
进一步优选地，注水时可采用分段塞注入，边注边扩散，根据地层每米压降调整注入排量。
优选地，在步骤6中，根据井组试采最大采液指数K、压力恢复情况、动液面恢复情况，计算油井采液强度；以确定的油井采液强度小排量采油。
进一步优选地，采油强度计算公式为：J＝J0×△P。
J:采液强度，t/d.m；
J0:米采液指数，t/d.MPa.m，由试采资料得；
△P:生产压差，MPa，井口油压与井筒内液柱压力之和。
本发明取得的有益效果：
本发明方法可以能很好的补充地层能量，让地层充分的吸收水分，获得充足的开发能量，可实现剩余油重新分布。采用本发明方法可有效开发难动用储量，采收率提高显著，开发效果明显。
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为本发明一实施例所述压驱注水开发方法流程图；
图2为本发明一实施例所述牛21-X4注水初期不同排量时的井口压力变化图。
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。
实施例
如图1所示，图1为本发明的压驱注水开发方法的流程图。
步骤101，依据油藏所处的位置、构造特征、储层特征、剩余油富集区域以及目前的开发井网，再结合各井的井况条件，选取相对封闭的砂体、地面条件适合及水源充足的井组作为实施井组。
步骤102，通过实验分析注入水中固相颗粒尺寸、注入水中固相颗粒浓度、悬浮污油、平均腐蚀率、细菌、pH值等指标，通过过滤设备、药剂对水质进行优化，使之符合油藏需求。
步骤103，对目标井进行管柱力学行为分析，包含井下注水管柱的受力与形变，确定套管承压范围，确保注水管柱在井下合理安全工作。
步骤104，采用如下公式计算合理注入压力：
PI＝Pf+Pm-PH
PI为注入压力，MPa，Pf为地层破裂压力，MPa，Pm注水流动摩阻损失，MPa，PH井筒液柱压力，MPa。要求注入压力PI在步骤3确定的套管承压范围。
步骤105，计算井组极限注采井距：
Pe、Pw—供给边界压力和采油井井底流压，MPa；μ—渗流流体的粘度，mPa·S；K—渗透率，10-3μm2；
确定需注水扩大的波及半径＝实际注采井距-极限注采井距。
建立注水量优化模型如下：
Q＝πr2×h×Φ
其中，Q为注水量，m3；h为油层有效厚度，m；r为波及半径，m；Φ为地层孔隙度，％。计算得出注水量Q。
步骤106，非对称耦合采用短注长采的方式，注水井注水时关闭油井，以高压大排量注水，停注后根据压力扩散情况，当地层压力恢复至原始地层压力时油井开井。
注水时以最大排量注水；根据现场泵注入设备、电容情况，确定最大排量注水。由于在压裂驱油过程中随着排量的增加，裂缝半长增加较缓，最大渗滤距离增加。大排量的设计可减小注采距离，有利建立有效驱替。利用大型泵注设备，综合考虑现场电容等情况，以最大排量注水。
注水时可采用分段塞注入，边注边扩散，根据地层每米压降调整注入排量。
根据井组试采最大采液指数K、压力恢复情况、动液面恢复情况，计算油井采液强度；以确定的油井采液强度小排量采油。
采油强度计算公式为：J＝J0×△P。
J:采液强度，t/d.m；
J0:米采液指数，t/d.MPa.m，由试采资料得；
△P:生产压差，MPa，井口油压与井筒内液柱压力之和。
以下为应用本发明的一具体实例。
步骤一：选取实施压驱注水的井组。
牛21-斜4井组位于牛庄油田独立浊积砂体牛21块，水源充足。该区块空气渗透率(1-9)10-3μm2，孔喉半径平均值为0.39μm，有效厚度大，采出程度低，剩余油富集，水井高压注不进，地层亏空大，因此选取该井组进行高压大排量非对称耦合注水。
步骤二：通过过滤设备对水质进行优化，通过实验分析滤后水中固相颗粒尺寸、注入水中固相颗粒浓度、悬浮污油、平均腐蚀率、细菌、pH值等指标，符合油藏需求。
步骤三：对牛21-斜4井进行管柱力学行为分析，包含井下注水管柱的受力与形变，确定套管承压范围小于60MPa，确保注水管柱在井下合理安全工作。
步骤四：采用如下公式计算合理注入压力：
PI＝Pf+Pm-PH
PI为注入压力，MPa，Pf为地层破裂压力，MPa，Pm注水流动摩阻损失，MPa，PH井筒液柱压力，MPa。借鉴牛21-斜4压裂资料，该井破裂压力63MPa，裂缝压力58Mpa。牛21-X4不同管径在不同排量时的摩阻如下表1所示。
表1牛21-X4不同管径在不同排量时的摩阻
排量1000方/天以上，每分钟大于0.7m3/min，井筒摩阻15MPa(3 1/2油管)。
PI＝63+15-1*10-3*9.8*3000＝46.64Mpa
该压力在步骤三确定的套管承压范围内。
步骤五：根据极限注采井距计算公式计算井组极限注采井距。
Pe、Pw—供给边界压力和采油井井底流压，MPa；μ—渗流流体的粘度，mPa·S；K—渗透率，10-3μm2；各参数大小具体如下表2所示。
表2计算井组极限注采井距各参数大小
计算得出该井组极限注采半径95米。
各井实际注采井距如下表3所示：
表3各井实际注采井距
| 井号 | 与牛21斜4井距 |
| 牛21斜2 | 280m |
| 牛21斜3 | 440m |
| 牛21斜5 | 300m |
| 牛6斜22 | 280m |
取注采井距280m，极限井距95m，
需注水扩大波及半径＝280-95＝185m。
根据有效厚度3.0m，孔隙度0.194计算。
根据上述计算公式Q＝πr2×h×Φ计算得出注水量
Q＝3.14×1852×3.0×0.194＝6.2×104m3
根据现场用泵撬泵理论排量0.02-2.22m3/min，以及注水现场电容等条件综合考虑，最大排量2.1m3/min，即3000m3/d。
为避免沿单一裂缝突进，可设计分段塞注入，边注边扩散。
步骤六：在牛21-斜4注入阶段，周围受效油井暂关，牛6-斜22下光纤一体化管柱测压力，加强动态监测。待牛21-斜4停注后，根据压力扩散情况，压力下降缓慢后开油井。
根据井组试采最大采液指数K、压力恢复情况、动液面恢复情况，计算油井采液强度；以确定的油井采液强度小排量采油。
采油强度计算公式为：J＝J0×△P。
J:采液强度，t/d.m；
J0:米采液指数，t/d.MPa.m，由试采资料得；
△P:生产压差，MPa，井口油压与井筒内液柱压力之和。
该井组最大米采液指数为0.09t/(d.Mpa.m)，预计动液面从1800m恢复至800m、地层压力34Mpa，生产压差23.9Mpa，计算采液强度0.09*23.9＝2.15t/(d.m)。以2.15t/(d.m)的采液强度进行小排量采油。
实施效果：
该井组实施压驱注水开发方法，井组日油水平提升21.2吨，第一年累增油可达3208吨，预计有效期可延长至2-3年，预计最终提高采收率10％，开发效果明显。
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 (4)
1.一种压驱注水开发方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，选取注采失衡、地面条件和水资源具备的开发井组；
步骤2，对水源的水质进行实验检测分析；
步骤3，高压注水工艺管柱力学行为分析；
步骤4，应用步骤3的管柱力学行为分析结果，结合地层情况确定高压注水合理压力界限和合理排量界限；
步骤5.确定大排量注水的波及半径，建立注采连通关系；
步骤6，根据注采动态及监测资料确定油井耦合周期；
在步骤1中，依据油藏所处的位置、构造特征、储层特征、剩余油富集区域以及目前的开发井网，再结合各井的井况条件，选取注采失衡、水资源充足、地面条件具备的井组作为实施高压大排量非对称耦合注水的井组；
在步骤2中，实验分析指标包括：注入水中固相颗粒尺寸、注入水中固相颗粒浓度、悬浮污油、平均腐蚀率、细菌、pH值；
在步骤3中，管柱力学行为分析包含井下注水管柱的受力与形变，确定套管承压范围，确保注水管柱在井下合理安全工作；
在步骤4中，采用如下公式计算合理注入压力：
PI＝Pf+Pm-PH
PI为注入压力，MPa，Pf为地层破裂压力，MPa，Pm注水流动摩阻损失，
MPa，PH井筒液柱压力，MPa；
在步骤5中，大排量注水的波及半径的确定方法包括：
计算井组极限注采井距：
其中，Pe、Pw—供给边界压力和采油井井底流压，MPa；μ—渗流流体的粘度，mPa·S；K—渗透率，10-3μm2；
确定需注水扩大的波及半径r:
r＝实际注采井距-极限注采井距；
建立注水量优化模型如下：
Q＝πr2×h×Φ
其中，Q为注水量，m3；h为油层有效厚度，m；r为波及半径，m；Φ为地层孔隙度，％；
在步骤6中，非对称耦合采用短注长采的方式，注水井注水时关闭油井，以高压大排量注水，停注后根据压力扩散情况，当地层压力恢复至原始地层压力时油井开井。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤4计算所得注入压力应在步骤3确定的套管承压范围内。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，注水时以最大排量注水；根据现场泵注入设备、电容情况，确定最大排量注水；注水时采用分段塞注入，边注边扩散。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤6中，根据井组试采最大采液指数K、压力恢复情况、动液面恢复情况，计算油井采液强度；以确定的油井采液强度小排量采油；
采油强度计算公式为：J＝J0×△P
J:采液强度，t/d.m；
J0:米采液指数，t/d.MPa.m，由试采资料得；
△P:生产压差，MPa，井口油压与井筒内液柱压力之和。
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