CN114439437A - 一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及低渗透油田开发技术领域，具体涉及一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法。所述方法包括以下步骤：水井注入压力升高阶段，确定水井注入量和注入时间；水井关井压力扩散阶段，确定水井焖井时间；油井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间；油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间；重复上述步骤，进行多轮次周期开采。本发明方法采取注水压驱方法，快速大量注水，补充地层能量，提高低渗透油藏采收率，在大排量注入情况下对油水井生产进行有效设计，从而实现油藏的高效开发。
Description
技术领域
本发明涉及低渗透油田开发技术领域，具体涉及一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法。
背景技术
低渗透油藏是胜利油田的主要油藏类型之一。低渗透油藏按渗透率可以分为三类：一般低渗透(10-50mD)、特低渗透(3-10mD)、致密油(≤3mD)。一般低渗透油藏在注水开发过程中，水井油压不断升高，注水量不断降低。特低渗透油藏注水比较困难，致密油藏注不进水。由于水井注水效果变差、注水困难以及注不进水，导致低渗透油藏在开发过程中呈现地层压力下降快、油井供液不足、产量递减快、采油速度低的特点。
低渗透是胜利油田主要产量阵地之一，目前处于“中高含水、低采油速度、低采出程度“阶段。
渗透率较低，导致的水井“欠注、注不进”，油井“低能量、低液量”是多年来制约低渗透开发的顽疾。
低渗透油藏是胜利增储上产的重要阵地，攻克其能量补充问题，对油田实现长期高质量发展，具有重要意义。面对未来大规模、低品位的低渗透储量，迫切需要研发革命性的能量补充开发技术，大幅度改善低渗透开发效果。
中国发明专利CN102312666B公开了一种提高低渗透油藏水驱油采收率的方法，将表面活性剂、泡沫稳定剂和水配制成含表面活性剂400～4000mg/L、泡沫稳定剂200～2000mg/L的混合水溶液；将混合水溶液按液∶气＝1∶(0.1～2)体积比混合，通过注水井注入油藏；注入时间为90～120天；表面活性剂为支链烷基苯磺酸钠、烷基聚氧乙烯醚硫酸钠、烷基聚氧乙烯醚羧酸钠、脂肪醇醚硫酸钠、椰子油酰胺丙基羟磺甜菜碱中的一种或两种；泡沫稳定剂为羧甲基纤维素钠盐；气体为空气；本方法产出液含水达到60％后，驱油效率较注水驱提高20％，含水率下降13-27％。该方法虽然可以提高低渗透油藏的采收率，但是在开采过程中需要注入大量的表面活性剂、泡沫稳定剂，投入成本较高。
中国专利申请CN110952952A公开了一种低渗透油藏深部调驱方法，所述方法包括：步骤1：根据注水井日注水量数据设计调剖剂注入量、注入速度及注入压力；步骤2：根据步骤1中的计算量，配置乳液聚合物前置段塞、聚合物纳米微球主段塞和表面活性剂驱油段塞；步骤3：通过注水管线向目标驱调井注入依次乳液聚合物前置段塞、聚合物纳米微球主段塞和表面活性剂驱油段塞；步骤4：进行后续常规注采作业。该方法利用聚合物微球封堵油层裂缝和大孔道、扩大波及体积，利用表面活性剂驱替油层剩余油，选用聚合物微球作为主体段塞，充分发挥聚合物微球进入油层深部驱替剩余油的优势，改善油层深部水驱不均并驱替剩余油，实现提高油井采收率的目的。同样该方法也是通过利用大量聚合物的作用实现低渗透油藏采收率的提高，增加了生产投入成本。
中国专利申请CN108487884A公开了一种深部调驱结合单井注水量调整提高采收率的技术方法，综合应用地震反演、测井解释、岩心资料等构建储层三维精细地质模型；通过流线数值模拟技术，拟合水驱动态，建立可视化流动井网，并结合流线模拟的结果分析注采对应关系，计算单井及区块平均注水效率；对注水效率低于区块平均注水效率的井实施深部调驱；当区块含水率再次上升时，重新计算该时刻下的单井以及区块的平均注水效率，以注水效率为依据对单井注水量进行重新分配。通过深部调驱与注水量调整的共同作用，达到改变流线，提高水驱开发效果的目的。
为提高经济效益，提供一种低投入且能有效提高低渗透油藏采收率的发开方法是具有重要意义的。
发明内容
本发明主要目的是提供一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法，本发明方法采取注水压驱方法，快速大量注水，补充地层能量，并通过对油水井的开关井进行设计，采用多轮次周期开采，提高低渗透油藏采收率，无需加入大量化学试剂，节约了成本。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法，包括以下步骤：水井注入压力升高阶段，确定水井注入量和注入时间；水井关井压力扩散阶段，确定水井焖井时间；油井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间；油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间；重复上述步骤，进行多轮次周期开采。
优选地，水井注入压力升高阶段，水井采用超注采平衡注水。
优选地，水井注入量的确定方法：确定目标油藏原始地层压力及压力系数k0；利用数值模拟方法，得到累积注水量与地层压力的关系曲线；根据关系曲线，计算压力系数≥k0时，需要的注水量。
进一步优选地，确定注水量后，将压裂设备或者超高压设备引入水井，按单井日注1000-3000m3/d计算注入时间。
优选地，水井焖井时间的确定方法：通过压力计监测地层压力，当地层压力不再下降，焖井结束。
优选地，井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间的方法：当油井油压降至≤1.5MPa时，油井关井。
优选地，油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间的方法：通过井下压力计监测地层压力，当地层压力不再变化，焖井结束。
优选地，经过多轮次周期开采后，当含水大于90％-98％时，开采结束。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
通过室内试验研究表明，当低渗透水驱达到足够的注入倍数时，驱油效率可达到60％以上，理论采收率可达到40％以上。因此，增加水驱增加底渗透油藏的可采储量具有巨大的潜力。
本发明通过将压裂设备或者超高压设备引入水井，解决了水井注水问题，现区块试验，采用上述设备注水：①大幅度提高了注水压力25MPa-38MPa；②大幅度提高了注入能力，由原来注不进水，到实现1000-2000m3/d的注水量；③大幅度增加了生产压差，生产压差可达10MPa-20MPa；④大幅度提高了补充速度，10-20天补足地层亏空。
在利用压驱设备实现大排量注入的情况下，本发明方法根据低渗透油藏开发特点并结合现场实际情况，将开采过程分为：水井注入压力升高阶段、水井关井压力扩散阶段、油井开采压力降低阶段、油井关井压力恢复阶段，根据各阶段特点确定关键参数，并进行周期开采。本发明在大排量注入情况下对油水井生产进行有效设计，从而实现油藏的高效开发。
本发明方法把压裂设备或者超高压设备引入水井注水，实现了从注不进水到日注千方以上的革命性突破。
本发明方法在实现日注千方的基础上，通过对油水井的注采进行优化设计，采用多轮次周期开发，并根据各阶段特点确定关键参数，实现大幅度提高采收率。
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所述注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法循环周期示意图；
图2为本发明一具体实施例所述低渗透油藏注采平衡压力斜面示意图；
图3为本发明一具体实施例所述低渗透油藏注水量与地层压力的关系曲线；
图4为为本发明一具体实施例所述稳定自喷阶段日油与时间的关系曲线(48口HF水平井回归模型)；
图5为本发明一具体实施例所述稳定自喷阶段油压与时间的关系曲线(48口HF水平井回归模型)。
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1
如图1所示，所述注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法，包括以下步骤：
步骤1.水井注入压力升高阶段，确定水井注入量和注入时间。
水井采用超注采平衡注水。
水井注入量的确定方法：确定目标油藏原始地层压力及压力系数k0；利用数值模拟方法，得到累积注水量与地层压力的关系曲线；根据关系曲线，计算压力系数≥k0时，需要的注水量。确定注水量后，将压裂设备或者超高压设备引入水井，按单井日注3000m3/d计算注入时间。
步骤2.水井关井压力扩散阶段，确定水井焖井时间：通过压力计监测地层压力，当地层压力不再下降，焖井结束。
步骤3.油井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间：当油井油压降至≤1.5MPa时或者单井日液小于，油井关井。
步骤4.油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间：通过井下压力计监测地层压力，当地层压力不再变化，焖井结束。
步骤5.重复上述步骤，进行多轮次周期开采，当平均含水大于98％时，开采结束。
实施例2
所述注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法，包括以下步骤：
步骤1.水井注入压力升高阶段，确定水井注入量和注入时间。
水井采用超注采平衡注水。
水井注入量的确定方法：确定目标油藏原始地层压力及压力系数k0；利用数值模拟方法，得到累积注水量与地层压力的关系曲线；根据关系曲线，计算压力系数≥k0时，需要的注水量。确定注水量后，将压裂设备或者超高压设备引入水井，按单井日注1000m3/d计算注入时间。
步骤2.水井关井压力扩散阶段，确定水井焖井时间：通过压力计监测地层压力，当地层压力不再下降，焖井结束。
步骤3.油井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间：当油井油压降至≤1.5MPa时或者单井日液小于，油井关井。
步骤4.油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间：通过井下压力计监测地层压力，当地层压力不再变化，焖井结束。
步骤5.重复上述步骤，进行多轮次周期开采，当平均含水大于90％时，开采结束。
实施例3
以某低渗透油藏为例，区块平均渗透率4.6mD，平均孔隙度14.2％，为低孔低渗储层。原始地层压力压力77MPa，压力系数1.4。油井初期自喷，但由于渗透率较低，该区块注不进水，能量得不到补充，区块产量递减较快。采用上述实施例方法进行注水压驱，具体步骤如下
步骤1：水井注入压力升高阶段，确定水井注入量和注入时间。
利用数值模拟软件，得到累积注水量与地层压力的关系曲线(图3)，该区块原始地层压力77MPa，压力系数为1.4，由关系线可以得到，需要的注入量应为20000m3。将压裂设备或者超高压设备引入水井，按照单井日注2000m3/d计算，需要注入10天。
步骤2、水井关井压力扩散阶段，确定水井焖井时间。
通过压力计监测地层压力，当地层压力不再下降，油井结束焖井。
步骤3、油井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间；
根据致密油井弹性开发经验，当油井油压降至1.5MPa左右时(一般自喷11个月左右)，是油井自喷能量消耗殆尽，但尚未形成明显压降漏斗的时间点(图4、图5)，此时，油井关井。
步骤4、油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间。
通过井下压力计监测地层压力，当地层压力不再变化，焖井结束。
步骤5、重复步骤1-4，开始新一轮次的开发。当周期含水大于95％时，停止开采。
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 (8)
1.一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法，其特征在于，包括以下步骤：水井注入压力升高阶段，确定水井注入量和注入时间；水井关井压力扩散阶段，确定水井焖井时间；油井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间；油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间；重复上述步骤，进行多轮次周期开采。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，水井注入压力升高阶段，水井采用超注采平衡注水。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，水井注入量的确定方法：确定目标油藏原始地层压力及压力系数k0；利用数值模拟方法，得到累积注水量与地层压力的关系曲线；根据关系曲线，计算压力系数≥k0时，需要的注水量。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，确定注水量后，将压裂设备或者超高压设备引入水井，按单井日注1000-3000m3/d计算注入时间。
5.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，水井焖井时间的确定方法：通过压力计监测地层压力，当地层压力不再下降，焖井结束。
6.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，井开采压力降低阶段，确定油井焖井生产时间的方法：当油井油压降至≤1.5MPa时，油井关井。
7.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，油井关井压力恢复阶段，确定油井焖井时间的方法：通过井下压力计监测地层压力，当地层压力不再变化，焖井结束。
8.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，经过多轮次周期开采后，当含水大于90％-98％时，开采结束。
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