CN116498277A - 一种高渗边底水油藏的采油方法 - Google Patents

一种高渗边底水油藏的采油方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种高渗边底水油藏的采油方法，属于油气井开采技术领域。本发明的高渗边底水油藏的采油方法，在油藏开发初期，通过对含水区域的单井进行暂堵，使含水区域和过渡区域之间的连通控制在较小范围，在油藏的纵向和平面上，形成一道控砂降水的“屏障”，提高了主体区的油层采收率，减少了地层砂排出，减少了地层见水时间，避免了地层水(边底水)涌入井筒出现蜡卡、砂卡和环境污染。二次采油时，待主体采油区地层能量枯竭，利用边水能量水驱进行采油，提高了整体采收率。

Description

一种高渗边底水油藏的采油方法
技术领域
本发明涉及一种高渗边底水油藏的采油方法，属于油气井开采技术领域。
背景技术
春光油区是一个南深北浅的单斜构造成藏的油藏。油藏沉积类型属于滨浅湖沉积类型，平面上，由于受多期三角洲交错叠置和多期湖进、湖退的影响，形成多个地层圈闭和岩性圈闭发育带，但圈闭之间彼此分割，孤立成藏；纵向上，地层圈闭和岩性圈闭属于辫状河三角洲沉积和滨浅湖沉积沉积类型，易形成侧缘上倾尖灭油气藏，尖灭区砂体分布比较破碎，砂体的交接关系复杂且尖灭点位置上下砂层并不一致。春光油区总体上为一套滨浅湖砂泥相沉积地层，并且沿湖岸线向湖区水动力由强逐渐减弱，泥质岩逐渐增多，砂岩粒度逐渐变细、厚度变薄并减少。
上倾尖灭区油层多发育滩坝沉积，受多期湖进、湖退的影响，该油层具有一套粗-细-粗沉积旋回，测井曲线呈漏斗状，其岩性主要为砂砾岩、中细砂岩、粉细砂、绿灰色粉砂质泥岩、泥岩，最小砂粒径中值为0.12-0.2mm，泥质含量为4.04-34.2％。岩心剖面能见明显的波状层理。油层内，平面和纵向砂粒的颗粒大小皆不均匀。
平面上，随着开发后期油藏中心区地层能量随着油井抽吸而衰竭，能量较高的油藏边水、底水向能量较低的油藏中心区域推进，大量地层水涌入，导致地面管汇腐蚀、增加地面回注成本。同时，粗细不均的地层砂随地下水流入井筒，地层砂阻塞井筒流体流动通道，降低井抽油泵寿命。
常采地区从2014年12月进入递减阶段，目前综合含水75.9％，大部分单元已进入中高含水阶段。随着含水上升，砂岩强度降低，致使地下泥质细粉砂分散运移堵塞油井，同时地下水高矿化度环境下滤砂管结垢、腐蚀日趋严重，油井稳产难度增大，防砂有效期下降。
①砂粒粒径小，出砂严重
春光大部分区块砂粒径中值为0.12-0.2mm范围，19个开发单元内砂粒的粒度中值小于0.165mm，属于细粉砂地层，出砂较严重，机械防砂对细粉砂适应性变差。
②泥质含量高、堵塞严重
春光60个开发单元中，有21个开发单元的泥质含量大于10％。含水上升，粘土遇水膨胀，砂岩骨架强度降低，储层稳定性变差，泥质与细粉砂分散运移加剧，致使近井地带与滤砂管堵塞严重，防砂有效期变短。
③中高含水期，含水上升快，见水后防砂有效期短
春光油田由于边水、底水的推进已经进入中高含水阶段，综合含水率达到81.8％，含水上升，导致砂岩强度降低，储层稳定性变差，泥质与细粉砂分散运移加剧，滤砂管堵塞，采油量下降。
④防砂前排砂不彻底，地层砂堵塞未彻底解除。套铣打捞期间多次出砂，下防砂管柱前两次打捞出砂11m和17m(该井口袋2.95m)，炮眼附近地层砂未排出就直接防砂导致液量快速下降，防砂前液面在井口，套压2.32MPa，防砂后液面106m，一个月后下降到493m，说明地层存在堵塞。
⑤油层下套管破损，地层骨架破坏，加剧出砂。套铣期间多次出地层砂、颗粒水泥块、砾石，起出套铣筒内卡一块直径约11厘米水泥块，铅印缩径，短轴112mm，底部有切痕，判断套管缩径破损。打捞防砂管，发现防砂管短节腐蚀穿孔3处，孔径约1-1.5cm，套管破损，出砂导致挡砂层进一步破坏，同时沉砂口袋小、防砂筛管未完全包住油层(差1.43m)，加剧地层砂在井筒堵塞。
针对以上生产问题，可从堵塞的机理上进行分析，结果如下：
(1)造成近井地带堵塞的原因是高泥质疏松砂岩油层堵塞物主要是水敏膨胀性很强的伊蒙混层岩石矿物遇水膨胀后的黏土矿物堵塞了近井地带的孔隙，造成近井地带渗透率降低。
油井在开采时，地下岩石矿物在外力作用(井筒泵的抽吸)下，首先产生不同形式的变形，继而产生微裂隙和破裂，裂隙扩展到一定阶段，岩石发生破坏。岩石破坏的基本形式有脆性断裂(拉伸断裂、剪切断裂)、塑性流动。一般岩石矿物都是线弹性体，但是由于岩石是多种矿物的组合，有些岩石内部存在裂隙、晶体颗粒排列不紧密，因此岩石表现出复杂的特性。岩石在荷载作用下的变形，可能出现弹性变形，塑性变形，流动变形。岩石的变形性质与受力状态和所在的环境有关系。同种岩石在不同的受力状态下，也可能出现不同的变形特征。
(2)造成井筒内堵塞的原因是，金属滤砂管堵塞主要是物理吸附堵塞和架桥堵塞。其中，物理吸附堵塞的机理如下：金属防砂管柱下入井内后容易产生静电荷，油层孔隙中胶体体系自带负电荷，很容易和金属滤砂管吸附在一起造成堵塞。桥架堵塞的机理如下：井筒进入一部分的小颗粒砂而不能通过时，小颗粒砂在滤孔中就形成了架桥。当架桥现象发生以后，更小的颗粒不能通过滤芯孔道，堵塞就会发生，且越来越严重。
(3)造成井筒内大量涌入边、底水的原因如下：通过室内实验发现，地层水在恒压条件下从岩石模型入口端被注入到孔隙空间，气体首先占据大喉道和大喉道控制的孔隙，接着气体逐渐填充小喉道和小喉道控制的孔隙，随着时间的推移，实验结果逐渐接近于稳态。由于孔隙和喉道的半径存在微观非均质性，不同孔喉半径具有不同的毛管压力，气体驱替时所受毛管阻力也不同，驱替前缘速度不同，存在明显的微观指进现象。所谓指进现象即将气体由入口端注入模型，当驱替压力大于喉道的毛管阻力时，气体率先通过喉道；当驱替压力小于毛管阻力时，气体先停止向前移动一段时间，然后发生运移跳跃；驱替前缘沿着毛管阻力较小的连通路径向前推进并率先到达出口，形成优势通道。当气体到达出口端后，注入的气体多半沿着优势通道流动。孔喉半径较小，毛管阻力较大，气体流动通道中的驱替阻力减小，被注入的气体基本沿着优势通道向前运移，波及范围不再扩大，驱水效率基本不再增加，指进现象更为明显。
针对以上分析结果，通过调研目前油气井出砂相关技术，结果如下：中国专利文献CN 106126866B公开了基于地质力学模型的油气井防砂方法及装置。该发明提供的油气井防砂方法包括：根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。
中国专利文献CN 108949132A公开了一种用于细粉砂油藏油井防砂的固砂解堵处理液、防砂处理液体系和用其防砂的方法。所述的固砂解堵处理液包含以下质量含量的各组分：8～12％固砂解堵剂、0.5～1.5％助排剂、0.5～1.5％缓蚀剂、1～2％铁离子稳定剂、1～2％互溶剂、1～2％氯化铵，余量为水。所述的防砂处理液体系由预处理液、前置液、处理液和顶替液组成，其体积比依次为：4～6：1～2：2-3：1-2。该防砂处理液体系各组分协同作用，在细粉砂岩与粘土颗粒表面形成粘结涂层，胶结固砂，该措施实施后，防砂增产效果显著。
中国专利文献CN 106368675B公开了一种油气井出砂监测仪及出砂监测资料处理方法。油气井出砂监测仪由出砂监测通道、噪声监测通道和数据采集与处理系统组成。油气井出砂监测资料处理方法由数据采集与处理系统对出砂监测通道和噪声监测通道滤波后的输出信号进行同步采集，并将两者进行相比较，以消除噪声，获取纯粹的出砂信号rsp(i)，得到单位时间内的出砂率Mt和累积出砂量M。该发明主要解决了现有技术在出砂监测时无法对噪声特性进行专门测量和区分的问题。通过出砂量的计算，实现指导采油或采气生产及时调整参数，保证适度出砂，达到提高油气井产能，延长油气井生产寿命的目的。
中国专利文献CN 114776264A公开了一种天然气水合物开采过程中的固相控制方法，包括以下步骤：获取储层数据，计算不同储层固相的水合物和泥砂的粒度中值，并以每层储层固相中的水合物体积比例和泥砂体积比例分别作为粒度中值的权重，确定每层储层固相的综合粒度；根据综合粒度确定不同开采方法对应的固相控制策略的精度范围；根据水合物二次生成温度、压力范围和携砂临界速度范围，确定井筒的控制流速范围；根据出砂量和产能之间的关系，通过实验筛选出最优固相控制精度范围和最优控制流速范围。
但是目前的专利技术存在以下问题：
(1)地层岩石的胶结物的剥离及运移，导致出砂加剧，地层砂随地下水流入井筒，以往在井筒内放置机械筛管挡砂能力有限，造成地层砂埋油层，频繁作业清洗地层砂，易污染地层同时增加生产费用。
(2)地层水上返到地面管汇，大面积腐蚀管汇，增大了环保风险，同时增加处理回注地层水的成本。
(3)地面井抽采过程中，生产压力压差过大，渗流速度就越高，裂缝中压力梯度越大，流体对支撑剂的冲刷力越大，岩石承受拉伸力也增大，当该力超过岩石抗拉伸强度，岩石会遭受拉伸破坏，造成油气井出砂。
(4)随着开采进行，油气藏压力逐渐降低，施加在岩石骨架上的压力越来越大，当该力超过岩石抗剪切应力，岩石就会被剪切破坏。
对于高渗边底水油藏，由于油藏油水边界线上边水压力分布的高低差异，造成部分地区边水推进快，油层快速见水，并伴随出砂，堵塞井筒，降低石油产量，增加了地面污水处理负担；部分地区无边水推进，无法补充能量，造成油藏整体采收率较低。因此，亟需开发一种适合高渗边底水油藏的采油方法，提高油藏的采收率。
发明内容
本发明的目的在于提供一种高渗边底水油藏的采油方法，可以解决目前高渗边底水油藏的采油方法存在采收率较低的问题。
为了实现上述目的，本发明的高渗边底水油藏的采油方法所采用的技术方案为：
一种高渗边底水油藏的采油方法，包括以下步骤：
(1)确定高渗边水油藏内的边底水位置，将高渗边底水油藏划分为含油区域、过渡区域和含水区域，含油区域内的所有单井钻遇的砂体均为含油砂体，过渡区域内的所有单井钻遇的砂体包括含油砂体和含水砂体，含水区域内的所有单井钻遇的砂体均为含水砂体；
(2)根据含水区域和过渡区域之间的连通情况，确定是否对含水区域的单井进行暂堵；然后对过渡区域和含油区域内的单井进行一次采油，并根据生产压力变化情况，确定一次采油的终点；一次采油结束后，开始二次采油；
当过渡区域的所有单井均达到一次采油终点时，开始对含水区域的所有单井进行解堵操作；
二次采油时，控制过渡区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值小于1.25，同时控制含油区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值不大于1.5。
本发明的高渗边底水油藏的采油方法，在油藏开发初期，通过对含水区域的单井进行暂堵，使含水区域和过渡区域之间的连通控制在较小范围，在油藏的纵向和平面上，形成一道控砂降水的“屏障”，提高了主体区的油层采收率，减少了地层砂排出，减少了地层见水时间，避免了地层水(边底水)涌入井筒出现蜡卡、砂卡和环境污染。二次采油时，待主体采油区地层能量枯竭，利用边水能量水驱进行采油，提高了整体采收率。
本发明中，高渗边底水油藏是指渗透率不小于100md的边底水油藏。边底水油藏的判定方法如下：通过钻井的井位所对应的地层流体性质，如果一套沉积砂体，在平面上，油藏外部是水，内部是石油，那么是边水油藏，如果同一套沉积砂体，深部位是水，高部位是油，是底水油藏。
优选地，是否对含水区域的单井进行暂堵的判定方法如下：向含水区域的某一口单井中注入示踪剂，测定过渡区域的各单井中出现的示踪剂的质量，计算过渡区域的所有单井中出现的示踪剂的质量与向含水区域的该单井中注入的示踪剂的质量的比值；将过渡区域的所有单井中出现的示踪剂的质量与向含水区域的该单井中注入的示踪剂的质量的比值定义为含水区域的该单井的流通值，如果含水区域的所有单井的流通值均大于0.3，则对含水区域的单井进行暂堵。
优选地，一次采油的终点的判定方法如下：对于过渡区域的单井，当生产压力衰竭到原始地层压力的50％-70％时，一次采油结束；对于含油区域的单井，当生产压力衰竭到原始地层压力的20％-40％时，一次采油结束。
优选地，二次采油时，通过对地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工和/或向地层流体压力较小的单井中注入氮气来控制过渡区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值小于1.25；通过对地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工和/或向地层流体压力较小的单井中注入氮气来控制含油区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值不大于1.5。
附图说明
图1为本发明实施例中某高渗边底水油藏的砂体小层平面图；
图2为本发明实施例中某高渗边底水油藏的砂体沉积相图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案进行进一步说明。
实施例
以某高渗边底水油藏为例，本实施例的高渗边底水油藏的采油方法，具体包括以下步骤：
(1)确定油藏边底水位置，对油藏进行区域划分
S1，对矿区内平面上所钻遇的所有单井进行岩层测井解释，获取各单井的物性数据，包括油层渗透率、孔隙度、砂体厚度、油层含油/水性、泥质含量，将排2-18井、排2井和排2-20井的物性数据以及对应的井段和井段的类型(生产层、已封层、待射层等)总结于表1中；
表1排2-18井、排2井和排2-20井的物性数据
S2，根据岩层测井解释结果，绘制排2单元所有单井钻遇某岩层(N1S2V2地层)在平面上的展布情况，绘制砂体小层平面图，结果如图1所示，确定某岩层在平面上的整体面积范围，图中的Δ表示油藏尖灭，由Δ连接形成的黑色实线表示油藏尖灭线(油藏的范围线)；///(蓝色实线)表示油藏边底水推进位置；红色实线表示某高渗边底水油藏中的2个开采井区的分割线，分割线的一侧为井号以206开头的井区，分割线的另一侧为井号以2开头的井区；黑色圆点表示单井(直井)在小层平面图上的位置，黑色圆点附近的数字符号表示井号；两个黑色圆点和两个黑色圆点之间的线段表示单井(水平井)在小层平面图上的位置，两个黑色圆点和两个黑色圆点之间的线段附近的数字符号表示井号；
S3，根据测井解释结果，绘制所有单井钻遇某岩层(N1S2V2地层)在纵向上的展布情况，在砂体小层平面图上的各个单井位置附近标注各个单井钻遇的砂体厚度以及钻遇的砂体的含油性，用含油厚度对含油性进行量化表示，如果不含油，即为含水层时，用水表示；例如，图1中的水/4.2表示井号为P206-16的单井钻遇的砂体厚度为4.2m，钻遇的砂体的含油率为0；图1中的2.8/3.6表示井号为P206-3的单井钻遇的砂体厚度为3.6m，钻遇的砂体含油厚度为2.8m；
根据标注后的平面图可知，该油藏可分为三个区域：含油区域、过渡区域和含水区域，含油区域内的所有单井钻遇的砂体均为含油砂体，过渡区域内的所有单井钻遇的砂体包括含油砂体和含水砂体，含水区域内的所有单井钻遇的砂体均为含水砂体；
同时根据之前获得的排2单元的砂体沉积相图(图2)可知，本实施例的高渗边底水油藏的砂体沉积相为滨浅湖相，滨浅湖相包括泥坪相和滩坝相，由砂体沉积相图可知，过渡区域对应的沉积相包括泥坪相和滩坝相，含水区域对应的沉积相包括泥坪相；
(2)确定不同区域内单井的地层压力、出砂粒径和地层水流动方向
S1，向含水区域的单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)的含水砂层、过渡区域的单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)的砂层和含油区域的单井的含油砂层中下入电子压力计，测试地层压力，地层压力反映油藏边、底部的能量大小，并将测试得到的地层压力折算为地层压力梯度，单位为MP/m；
测试结果表明，含水区域的单井对应的平均地层压力为18MPa，过渡区域的单井对应的平均地层压力为16MPa，含油区域的单井对应的平均地层压力为14MPa；
因此，含水区域内含水砂体地层压力高于含油区域的砂体地层压力，边水、底水在压力作用下，由高能量位置向低能量位置处推进，需要合理的措施，控制水淹油藏的速度；
同时，每隔一月测试1次单井地层的流体压力(由井内砂体向外流出的液体的流动压力)，并测一次压力恢复曲线，压力恢复曲线是指将关井后地层压力恢复到原始地层压力的压力变化量(Y轴)与所经历的时间(x轴)绘制得到的曲线，压力恢复曲线的作用是监测地层能量变化，从关井后地层压力恢复到原始地层压力所经历的时间越长，说明越缺乏地层能量，压力恢复时间越短，说明地层能量越充足；
S2，测定含水区域的单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)的含水砂层、过渡区域的单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)的砂层和含油区域的单井的含油砂层出砂粒径中值，根据地层出砂颗粒大小，确定防砂设计时选择的支撑剂的粒径，进而确定覆膜砂(覆膜砂由支撑剂颗粒表面包覆树脂形成)的粒径；
出砂粒径中值的确定方法如下：
将不同目数的筛网按照孔眼由大到小的方式叠并放置在振动筛上，振动筛拍击10min后，利用拍击力对地层砂进行筛细，当地层砂掉落在不同目数的筛网上，不同目数的筛网上的地层砂累计质量百分比达到50％时，可确定出砂粒径中值；以排2-12井和排2井为例，排2-12井和排2井出砂粒径中值测试结果如表2-3所示；排2-12井出砂粒径中值d50＝0.30mm，均匀系数d40/d90＝2.62；排2井出砂粒径中值d50＝0.205mm；
表2排2-12井出砂粒径中值测试结果
目数 粒度(mm) 质量(g) 质量百分比(％) 累积质量百分比％
30 ＞0.50 17.05 18.75 18.75
40 0.42-0.50 20.51 22.56 41.32
50 0.27-0.42 15.39 16.93 58.24
60 0.25-0.27 18.36 20.20 78.44
70 0.212-0.25 5.98 6.58 85.02
80 0.18-0.212 0.38 0.42 85.44
90 0.16-0.18 5.47 6.02 91.45
100 0.15-0.16 5.55 6.10 97.56
110 0.125-0.15 0.01 0.01 97.57
120 0.12-0.125 0.16 0.18 97.75
140 0.109-0.12 0.57 0.63 98.37
180 0.08-0.109 0.88 0.97 99.34
剩余 〈0.08 0.6 0.66 100.00
表3排2井出砂粒径中值测试结果
目数 粒度(mm) 质量(g) 质量百分比(％) 累积质量百分比(％)
20 ＞0.83 0 0.00 0.00
30 0.55-0.83 2.18 0.78 0.78
40 0.42-0.55 13.69 4.92 5.70
50 0.27-0.42 17.27 6.20 11.91
60 0.25-0.27 5.2 1.87 13.77
70 0.212-0.25 96.16 34.55 48.32
80 0.18-0.212 7.59 2.73 51.05
90 0.16-0.18 84.69 30.43 81.48
100 0.15-0.16 36.67 13.17 94.65
110 0.125-0.15 0 0.00 94.65
120 0.12-0.125 0.45 0.16 94.81
140 0.109-0.12 3 1.08 95.89
180 0.08-0.109 6.89 2.48 98.37
剩余 〈0.08 4.55 1.63 100.00
测试结果表明，排2-12井出砂粒径中值为0.27-0.42mm，排2井出砂粒径中值0.205mm；因此，对排2-12井进行防砂时，选择的支撑剂的粒径为0.55-0.27mm，对排2井进行防砂时，选择的支撑剂的粒径为0.38-0.212mm；
S3，由于地层中粘土矿物的含量影响防膨剂的种类和用量，为了确定防膨剂的种类和用量，测定含水区域的单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)的含水砂层、过渡区域的单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)的砂层和含油区域的单井的含油砂层的岩石矿物成分，其中，排2-15井、排2-12井和排2-3井内的岩石矿物成分测试结果如表4所示；
表4排2-15井、排2-12井和排2-3井内的岩石矿物成分测试结果
根据岩石矿物成分，可以通过实验室实验确定防膨剂的种类和用量，具体实验时，将各单井中的岩石矿物样品与一定量的防膨剂混合，在对应单井条件下测试防膨效果，以确定防膨剂的种类和用量；也可以根据岩石矿物中的粘土矿物含量来判断防膨剂的用量，一般情况下，粘土矿物含量越高，防膨剂的用量越大；
S4，为了进一步验证地层水(边底水)是否可以从含水区域流向过渡区域和含油区域，向含水区域的单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)中注入示踪剂，观察过渡区域的单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)以及含油区域的单井中是否能监测到示踪剂，以确定地层水的流动方向(地层水是否可以从含水区域流向过渡区域和含油区域)；本实施例中，所有过渡区域的单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)以及所有含油区域的单井中均能监测到示踪剂，说明地层水可以从含水区域流向过渡区域和含油区域；
(3)一次采油和二次采油
S1，一次采油前，依次向含水区域的每一口单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)中注入示踪剂，观察过渡区域的各单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)中出现示踪剂的时间，并测定出现的示踪剂的质量，计算过渡区域的所有单井中出现的示踪剂的质量与向含水区域的某一口单井中注入的示踪剂的质量的比值；具体实施时，可以先向含水区域的某一口单井中注入示踪剂，观察过渡区域的所有单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)中出现示踪剂的时间，并测定出现的示踪剂的质量，计算过渡区域的所有单井中出现的示踪剂的质量与向含水区域的该单井中注入的示踪剂的质量的比值，然后再向含水区域的另一口单井中注入示踪剂，重复操作；
将过渡区域的所有单井中出现的示踪剂的质量与向含水区域的某一口单井中注入的示踪剂的质量的比值定义为含水区域的该单井的流通值，如果含水区域的所有单井的流通值均大于0.3，需要对含水区域的单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)进行措施，即采用封堵边水的措施防止边水向主体区流动，从而提高主体区开采程度，具体是向含水区域的单井中泵注暂堵浆液以封堵含水砂层，防止地层水快速水淹油层(暂堵浆液的作用是通过在砂层中制造一条人工裂缝，暂堵浆液携带暂堵剂，将暂堵剂从地面输送到人工裂缝的远井端，暂堵剂在地层内可起到封堵地层缝隙，避免地层水从高压地区流动到低压地区，同时，暂堵剂在一定矿化度的地层水下经过一段时间后会自然溶解)；如果含水区域的所有单井的流通值不是均大于0.3时，不需要对含水区域的单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)进行措施；
测试结果表明，本实施例中，含水区域的所有单井的流通值均大于0.3，因此，需要对含水区域的所有单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)进行暂堵措施；暂堵措施的具体方法如下：首先向单井中注入前置液，用量为20m3，作用是试注制造人工裂缝，再向单井中注入暂堵浆液，用量为270m3，作用是封堵高渗透砂层，然后向单井中注入由基液和氮气组成的泡沫液，基液的用量为50m3，氮气的用量为27600Nm3(Nm3是指0℃以及1个标准大气压下的气体体积，体积单位为m3)，作用是将暂堵剂推入地层深部，最后向单井中注入顶替液，用量为20m3，作用是将井筒内充满液体，保证暂堵剂完全泵注入地层；其中，前置液由基液和起泡剂(起泡剂为市售品)组成，前置液中起泡剂的质量分数为1％；暂堵浆液由基液和暂堵剂(暂堵剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的水溶性裂缝转向暂堵剂)组成，暂堵浆液中暂堵剂的质量分数为3％；顶替液为基液，基液由以下质量分数的组分组成：胍胶粉0.3％，氯化钾2％，余量为地层污水；
为了进一步验证对含水区域的单井的暂堵效果，重新向含水区域的单井中注入注入示踪剂，计算含水区域的所有单井的流通值，结果显示，含水区域的所有单井的流通值均小于0.3，说明经过暂堵施工，对含水区域的单井的暂堵效果较好；
S2，然后开始向过渡区域的单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)和含油区域的单井(P2、P2-3、P2-5、P2-23、P2-10)中下泵正常抽采地下原油，此过程采油为一次采油；
一次采油的终点根据以下方法确定：对于过渡区域的单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)，当生产压力衰竭到原始地层压力的50％-70％时，一次采油结束，转入二次采油；对于含油区域的单井(P2、P2-3、P2-5、P2-23、P2-10)，当生产压力衰竭到原始地层压力的20％-40％时，一次采油结束，转入二次采油；
为了利用地层水传导的能量对过渡区域以及含油区域内的油藏进行补充能量，当过渡区域的所有单井均达到一次采油终点时(即过渡区域的所有单井的生产压力均衰竭到原始地层压力的50％-70％时)，开始对含水区域的所有单井(井号为P2-15、P2-19、P2-6、P2-20)进行解堵操作，解堵时，可以利用暂堵剂的自然溶解作用，也可以利用化学药剂进行强制解堵；为了确定解堵效果，重新向含水区域的单井中注入注入示踪剂，计算含水区域的所有单井的流通值，结果显示，含水区域的所有单井的流通值均大于0.3，说明解堵效果良好，含水区域的边水能量可以进入过渡区域和含油区域；
S3，二次采油时，开发高渗透油藏时，为了避免某一区域地下砂层内流体压力与相邻区域地下砂层内流体压力相差较大，从而造成区域采收率较低，需要保证同一深度范围内的地下砂层内的流体压力相近；二次采油时，观察过渡区域内的各单井(井号为P2-12、P2-8、P2-2)的含油砂层地层流体压力，如果其中两单井的含油砂层地层流体压力的比值为1.25～1.5，说明该两单井的含油砂层地层流体压力相差较大，需要对地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工以制造人工裂缝，从而沟通高压区与低压区，或者向地层流体压力较小的单井中泵注氮气补充低压区地层能量，从而实现区域内的压力平衡，使得在油藏压力均匀的情况下进行采油，从而提高采收率；在对上述两单井中的地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工和/或向地层流体压力较小的单井中泵注氮气后，该两单井的含油砂层地层流体压力的比值小于1.25；
同时，二次采油时，观察含油区域内的各单井(井号为P2、P2-3、P2-5、P2-23、P2-10)的含油砂层地层流体压力，如果其中两单井的含油砂层地层流体压力的比值大于1.5，说明该两单井的含油砂层地层流体压力相差较大，需要对地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工以制造人工裂缝，从而沟通高压区与低压区，或者向地层流体压力较小的单井中泵注氮气补充低压区地层能量，从而实现区域内的压力平衡，使得在油藏压力均匀的情况下进行采油，从而提高采收率；在对上述两单井中的地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工和/或向地层流体压力较小的单井中泵注氮气后，该两单井的含油砂层地层流体压力的比值小于等于1.5；
二次采油时，对过渡区域内的单井以及含油区域内的单井进行挤压充填防砂施工的方法，具体包括以下步骤：首先以1m3/min的排量向单井中注入液氮和防膨剂的混合物，作用是解除井筒内以及井筒近井地带(1-3m范围内)地层砂堵塞，并对对单井进行防膨预处理，然后向单井中注入前置液，排量为1m3/min，注入量为3m3，再向单井中注入由前置液和暂堵剂组成的混合物，排量为1m3/min，注入量为6m3，然后向单井中注入携砂液，由携砂液携带覆膜砂对地层进行防砂，按照阶梯砂液比8％-12％-15％-20％-25％加砂，排量均为2m3/min，当砂液比(砂液比＝砂的体积/携砂液的体积)为8％时，携砂液的注入量为6m3，当砂液比为12％时，携砂液的注入量为10m3，当砂液比为15％时，携砂液的注入量为10m3，当砂液比为20％时，携砂液的注入量为12m3，当砂液比为25％时，携砂液的注入量为12m3；最后向单井中注入顶替液，排量为2m3/min，注入量为3m3；
挤压充填防砂施工的方法中，氮气的注入量按照下式计算确定：
式中，V为氮气的体积，a为短轴半径，等于油层厚度的1/2，b为长轴半径，c为防砂射孔段长度，为油层平均孔隙度，Eswp为波及系数，Qa为附加量；
本实施例中，以过渡区域内井号为P2-2的单井为例，该单井的油层厚度为4.3m，长轴半径等于5m，防砂射孔段长度为4.3m，油层平均孔隙度为35％，波及系数为0.25，附加量取值为2000Nm3(Nm3是指0℃以及1个标准大气压下的气体体积，体积单位为m3)，计算得到的氮气的体积等于9700Nm3(Nm3是指0℃以及1个标准大气压下的气体体积，体积单位为m3)；
挤压充填防砂施工的方法中所用的前置液、携砂液、顶替液均由以下质量分数的组分组成：瓜尔胶0.35-0.5％，氯化钾2％，余量为联合站脱油污水，瓜尔胶的生产厂家为北京宝丰春石油技术有限公司；
挤压充填防砂施工的方法中所用的暂堵剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的水溶性裂缝转向暂堵剂；覆膜砂按照专利文献CN114181684A《一种阻水透油覆膜砂及其制备方法和化学防砂体系》中的方法制备，具体可以采用专利文献CN114181684A中的实施例1制备的阻水透油覆膜砂。
经过大量实验对比发现，对于高渗边底水油藏，按照实施例的高渗边底水油藏的采油方法进行采油时，在其他条件一致的情况下，通过改变一次采油的终点，具体如下：对于过渡区域的单井，当生产压力衰竭到原始地层压力的A％时，一次采油结束；对于含油区域的单井，当生产压力衰竭到原始地层压力的B％时，一次采油结束，其中，A小于50或大于70，B小于20或大于40；实验结果表明，当改变一次采油的终点，采油总量明显降低，相比于未改变一次采油的终点的采油方法(即A为50～70，B为20～40)，改变一次采油的终点对应的采油方法对应的总采油量为未改变一次采油的终点的采油方法对应的总采油量的30～50％；
另外，经过大量实验对比发现，对于高渗边底水油藏，按照实施例的高渗边底水油藏的采油方法进行采油时，在其他条件一致的情况下，当控制过渡区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值大于1.25，或者控制含油区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值大于1.5时，采油总量也明显降低，与采用控制过渡区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值小于1.25，同时控制含油区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值不大于1.5的采油方法相比，采用控制过渡区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值大于1.25，或者控制含油区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值大于1.5的采油方法对应的采油总量降低60～80％。

Claims (4)

1.一种高渗边底水油藏的采油方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)确定高渗边水油藏内的边底水位置，将高渗边底水油藏划分为含油区域、过渡区域和含水区域，含油区域内的所有单井钻遇的砂体均为含油砂体，过渡区域内的所有单井钻遇的砂体包括含油砂体和含水砂体，含水区域内的所有单井钻遇的砂体均为含水砂体；
(2)根据含水区域和过渡区域之间的连通情况，确定是否对含水区域的单井进行暂堵；然后对过渡区域和含油区域内的单井进行一次采油，并根据生产压力变化情况，确定一次采油的终点；一次采油结束后，开始二次采油；
当过渡区域的所有单井均达到一次采油终点时，开始对含水区域的所有单井进行解堵操作；
二次采油时，控制过渡区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值小于1.25，同时控制含油区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值不大于1.5。
2.如权利要求1所述的高渗边底水油藏的采油方法，其特征在于，是否对含水区域的单井进行暂堵的判定方法如下：向含水区域的某一口单井中注入示踪剂，测定过渡区域的各单井中出现的示踪剂的质量，计算过渡区域的所有单井中出现的示踪剂的质量与向含水区域的该单井中注入的示踪剂的质量的比值；将过渡区域的所有单井中出现的示踪剂的质量与向含水区域的该单井中注入的示踪剂的质量的比值定义为含水区域的该单井的流通值，如果含水区域的所有单井的流通值均大于0.3，则对含水区域的单井进行暂堵。
3.如权利要求1所述的高渗边底水油藏的采油方法，其特征在于，一次采油的终点的判定方法如下：对于过渡区域的单井，当生产压力衰竭到原始地层压力的50％-70％时，一次采油结束；对于含油区域的单井，当生产压力衰竭到原始地层压力的20％-40％时，一次采油结束。
4.如权利要求1所述的高渗边底水油藏的采油方法，其特征在于，二次采油时，通过对地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工和/或向地层流体压力较小的单井中注入氮气来控制过渡区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值小于1.25；通过对地层流体压力较大的单井进行挤压充填防砂施工和/或向地层流体压力较小的单井中注入氮气来控制含油区域内的任意两口单井的地层流体压力的比值不大于1.5。
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