CN1912338A - 注水砂岩油田周期注采方法 - Google Patents

Abstract

注水砂岩油田周期注采方法，属于石油开采领域。本发明针对多层砂岩油田特高含水后期，油田开发面临着储采失衡、液油比上升幅度大，而常规的挖潜措施和注水井调整受工艺和经济效益的限制的严峻形势，结合水驱特高含水期的特点，在周期注水工作提出了井区选择、周期注水方式、间注周期、恢复注水比例的优化的技术方法和技术界限，并形成了周期采油技术的方法和界限，丰富了特高含水阶段控水挖潜的手段，与周期注水共同形成一套系列化的水动力学开采技术。周期注采技术可节约注水量，控制产量递减幅度及含水上升速度，弥补了目前技术手段受工艺及经济效益限制的不足。

Description

注水砂岩油田周期注采方法

技术领域

本发明属于石油开采领域，具体涉及一种砂岩油田注水开发方法。

背景技术

水动力学方法的实质是油水井工作制度的合理调整与优化。国内外作了大量的周期注水机理及矿场试验研究，苏联学者苏尔古切夫于50年代末第一次提出周期注水概念，认为利用现有设备周期地改变注水方式，在油层中人为地建立不稳定状态可以强化采油过程。根据这个结论，自1964年开始，前苏联曾先后在50余个油田进行矿场试验和工业性开采。矿场实践和室内数值模拟计算表明，各种润湿性油层周期注水均能取得较好的效果，但没有形成一套完整的技术方案。

我国很多油田已进入特高含水后期开采，油田开发面临着储采失衡、液油比上升幅度大的严峻形势，而常规的挖潜措施和注水井调整技术受工艺和经济效益的限制，进一步提高波及体积难度很大。因此，如何控制含水上升，延缓产量递减，增加可采储量，是现阶段改善油田开发效果，提高开发效益的关键。而水动力学方法在此阶段是经济有效的手段。

发明内容

针对多层砂岩油田特高含水(含水高于90％)后期，油田开发面临着储采失衡、液油比上升幅度大，而常规的挖潜措施和注水井调整受工艺和经济效益的限制的严峻形势，本发明的目的在于通过改变常规的注水方式和采油方式，在现有工艺设备基础上开展周期注水和周期采油，扩大波及体积，为提高最终采收率而提供一种特高含水期注水砂岩油田周期注采方法。

本方法包括特高含水期周期注水和周期采油的选井原则，周期注水和周期采油的方式、周期注水和周期采油的周期等参数选择的技术方法和技术界限，具体步骤如下：

一、依据周期注水井区选择的原则和周期采油选井方法、原则，确定周期注水井区：

选择具备两个以上来水方向、且地层压力总压差大于-0.5MPa的井区作为周期注水井区；

二、依据开发特点及调整目的确定周期注水方式：

对于井段长、分注层段多、多层高含水井采用高压高含水层段同步周期注水方式；过渡带地区采用分段交替周期注水方式；对于已经进行注采系统调整，井网完善程度高的区块，采用井间异步交叉周期注水的方式；

三、依据地层压力、综合含水水平确定间注周期：联合降液幅度与停注时间的关系以及不同含水级别与降液幅度的关系来确定合理的间注周期，此关系如下表：

四、依据注采平衡原则确定恢复注水阶段的注水量：

恢复注水时增加的注水量应接近间注期间扣除减少产液量后影响的水量，即满足如下条件：

$B=\frac{(W-Q_L)/t+Q_W}{Q_W}\×100\%,$

式中：B——恢复注水比例，t——恢复注水天数，Q_L——累计影响的产液量，W——累计影响的注水量，Q_W——周注前日注水量。

本发明具有如下优点：

(1)建立周期注采方法及界限，经时间检验是合理可行的。

(2)提出了周期采油的概念，在产量指标允许情况下可较大程度的控制含水上升速度，提高最终采收率。

(3)周期注采方法可节约注水量，控制产量递减幅度及含水上升速度，弥补了目前技术手段受工艺及经济效益限制的不足。

附图说明

图1为不同压力下停注时间与降液幅度关系曲线，其中◆：2.0～3.0MPa，■：1.5～2.0MPa，▲：1.0～1.5MPa，×：0.5～1.0MPa，○：0.0～1.0MPa，●：-0.5～0.0MPa。

具体实施方式

具体实施方式一：本实施方式从已开展的周期注水试验出发，结合油田开发实际，建立了一套周期注水的方法和技术界限。其具体实施步骤如下：

一、周期注水方式的优化及参数的优选

1、优选周期注水井区

因各区块井网、地质条件、地层压力、综合含水等的差异，不是每个区块的所有井都适合开展周期注水。在进行井区优化时要具备以下两个条件：

一是井网完善程度高(具备两个以上来水方向)，避开断层发育井区和套管损坏井区。井网的完善程度、油层的连通程度对周期注水的效果有明显的影响，连通越差，周期注水效果越差。此外，开展周期注水时，在停注及恢复注水时，地层压力发生变化，对断层保持稳定性及预防套损不利，且这种压力波动易使套损井加大损坏程度。

二是地层压力水平高(总压差大于-0.5MPa)，避开低压井区(总压差小于-1.0MPa)和钻关区。低压井区及钻关区地层压力过低，在停注期间压力进一步下降，易造成原油脱气，使原油粘度增大，导致产量下降，含水上升加快，不利于控制含水上升和产量递减。

2、优化周期注水方式

在总结实际矿场经验和以往周期注水经验的基础上，借鉴数值模拟结果，结合各区块的开发特点及调整目的，确定各区块周期注水的方式。对于井段长、分注层段多，多层高含水井多，采用高压高含水层段同步周期注水方式；过渡带地区因地层压力水平高，含水较低，注水层段少，采用分段交替周期注水方式；对于已经进行注采系统调整和井网完善程度高的区块采用井间异步交叉周期注水的方式(表1)。

                              表1各类区块周期注水方式优化表

序号	区块特点	调整目的	周期注水方式
				1	进行了注采系统调整	进一步发挥注采系统调整效果	井间异步交叉周期注水方式
2	井段长、分注层段多、油井多层高含水	调整压力、控制含水	高压高含水层段同步周期注水
				3	地层压力水平高，含水较低，注水层段少	调整压力、控制含水、减少测试工作量	分段交替周期注水

3、确定合理的周期

合理的注水周期既要保证停注时油水置换所需的时间，又要保持一定的压力水平使产油量相对稳定。周期的确定主要兼顾地层压力和综合含水。

(1)为使产油量基本保持稳定，在不同含水级别的产液量的下降幅度也不同

为了取得较好的周期注水效果，周期的选择应满足，尽管产液量下降，但产油量可从含水下降量中得到弥补，也就是产油量基本保持稳定。为此建立了公式(1)：

$100-\frac{Q_L\×(1-Q_L)\×[1-(f_w-{\mathrm{\Δf}}_w)]}{Q_O}\×100={\mathrm{\ΔQ}}_O---\left(1\right)$

式中：Q_L———产液量(t/d)

Q_o———产油量(t/d)

ΔQ_L———产液量下降幅度(％)

ΔQ_o———产油量下降幅度(％)

f_w———综合含水(％)

Δf_w———综合含水下降幅度(％)

转换后：

Δf_w(1-ΔQ_L)＝ΔQ_L×(1-f_w)    (2)

${\mathrm{\Δf}}_w=\frac{{\mathrm{\ΔQ}}_l\×(1-f_w)}{1-{\mathrm{\ΔQ}}_l}---\left(3\right)$

${\mathrm{\ΔQ}}_L=\frac{{\mathrm{\Δf}}_w}{1-f_w+{\mathrm{\Δf}}_w}---\left(4\right)$

从(3)、(4)式中可以看出在产液量下降幅度一定的情况下，如果使产油量保持稳定，综合含水越高则需要含水下降值越小；在含水下降值一定的情况下，如果使产油量保持稳定，综合含水越高则产液量下降幅度越大(表2)。

               表2周期注水期间产油量保持稳定产液及含水下降变化关系表

产液下降幅度一定			含水下降值一定
						降液幅度(％)	含水下降值(％)	含水(％)	降液幅度(％)	含水下降值(％)	含水(％)
10	1.11	90	4.8	0.5	90
						10	1.00	91	5.3	0.5	91
10	0.89	92	5.9	0.5	92
						10	0.78	93	6.7	0.5	93
10	0.67	94	7.7	0.5	94
						10	0.56	95	9.1	0.5	95
10	0.44	96	11.1	0.5	96
						10	0.33	97	14.3	0.5	97
10	0.22	98	20.0	0.5	98

(2)不同压力水平下，不同关井时间下的产液量下降幅度

根据历年不同区块不同压力条件下，根据周期注水后井组产液量变化规律，绘制成曲线(图1)，并回归出经验公式，如表3。

表3不同压差下产液量下降幅度与停注时间关系经验公式表

总压差范围(MPa)	回归公式
		2.0～3.0	y1＝0.1676e0.0502x
1.5～2.0	y2＝0.6748e0.0412x
		1.0～1.5	y3＝0.8387e0.0523x
0.5～1.0	y4＝0.8857e0.0612x
		0.0～0.5	y5＝0.9056e0.0657x
-0.5～0.0	y6＝1.1206e0.0634x

备注：回归公式中x代表停注时间，y代表产液量下降幅度。

(3)确定合理的周期

数值模拟及现场试验表明，在特高含水阶段开展周期注水，由于多层高含水，含水下降幅度不超过0.5个百分点。在这种情况下，将降液幅度与停注时间的关系以及不同含水级别与降液幅度的关系联合起来，结合各区块目前地层压力、综合含水水平确定出不同压力、不同含水级别井区的合理周期(即停注时间)，见表4。

                    表4周期注水停注天数界限统计表

备注：含水下降0.5个百分点，产油量基本保持稳定前提下的停注天数界限。

4、确定恢复注水阶段的注水量比例

周期内的注水量，必须保证注采平衡。因此，恢复阶段注水量在地层压力不高(总压差小于1.0MPa)的情况下要相应有所提高。从注采平衡的角度出发，分析认为周期注水中恢复注水阶段注水量的确定应考虑间注期间产液量的下降程度，即恢复注水时增加的注水量应接近间注期间扣除减少产液量后影响的水量。即：

$B=\frac{(W-Q_L)/t+Q_W}{Q_W}\×100\%---\left(5\right)$

式中：B——恢复注水比例，(％)

t——恢复注水天数，(天)

Q_L——累计影响的产液量，(t)

W——累计影响的注水量，(m³)

Q_W——周注前日注水量，(m³)

对于地层压力水平较高的井区，恢复注水量可按原方案执行，以达到调整压力系统的目的。

5、周期注水效果

①周期注水方案优化后，注水状况得到改善

同位素吸水资料显示，薄差层及表外层的吸水层数、砂岩厚度、有效厚度均有所增加。

②周期注水方案优化后，取得较好的稳油控水效果

平均年累计节约注水68.7×10⁴m³，周围连通的采油井年累计少产水6.0×10⁴m³，累计增油0.16×10⁴t，使全区年均含水下降0.016个百分点。历年周期注水效果统计见表5。

                          表5历年周期注水效果统计表

时间	节约注水量(104m3)	增加产油量(104t)	少产水(104m3)	控制年均含水(％)
					2002	70.79	0.31	-5.17	-0.017
2003	67.01	0.42	-4.55	-0.019
					2004	87.01	-0.2956	-9.4232	-0.011
2005	50	0.21	-5	-0.017

③开展周期注水后，提高了采出程度

北三东数值模拟显示，通过开展周期注水，采出程度最大可提高0.0118个百分点。不同周期注水方式采出程度增加值模拟结果见表6。

           表6不同周期注水方式采出程度增加值模拟结果(％)

此外，从连续开展周期注水过渡带四条带区块的驱替特征曲线上也可以看出，周期注水后曲线斜率明显减缓，提高了采出程度，达到了改善开发效果的目的。

在大庆油田萨北开发区周期注水技术平均每年节约注水65.0×10⁴m³以上，少产水6.0×10⁴m³，使全区含水每年少上升0.02个百分点，周期采油取得了年少产水5.0×10⁴m³，而产油量未受影响的好效果。

具体实施方式二：本实施方式从已开展的周期采油试验出发，结合油田开发实际，建立了一套周期采油的方法和技术界限。其具体实施步骤如下：

1、选井原则

(1)参数选取

在选取参数时遵循四方面原则：一是能大量、方便录取、信息来源充足为原则，选取油水井日常生产过程中大量录取的动、静态资料；二是各参数间具有独立性，能分别代表平面矛盾的不同特征；三是选取的参数与出现平面矛盾有直接的相关性；四是形成的方法适用性强，能大范围应用。

依据上述原则具体选取了三个参数：

一是油层的非均质程度。C₁＝Kp×0.4+Kz×0.6，综合考虑平面、纵向非均质程度(渗透率变异系数Kp、层间变异系数Kz)，该值越大，油层的非均质程度越高，注入水越易沿某个方向采出。在油田开发的整个过程中该参数反映的是形成平面矛盾的地质因素。

二是累积水油比级差。C₂＝(Qw/Qo)/(Qw/Qo)av，即采油井累积水油比(Qw/Qo)与平均累积水油比(Qw/Qo)av的比值。该值越大，采油井每产一吨油消耗的注水量越大，造成了注入水沿某个采点大量低效采出，而其它方向采点油层动用程度较低。

三是无因次累积采油强度。C₃＝(Q_O/h_O)/(Q_O/h_O)av，即采油井单位厚度累积产油量(Q_O/h_O)与所属区块层系平均值(Q_O/h_O)av的比值，它表明的是该井累积产油强度对区块平均产油水平的偏离程度，其值越大，单位厚度累积产油量超出区块平均产油强度越多，越易冲刷，使注入水沿该方向低效采出。

(2)判别方法

将上述三个参数按重要程度排序如下：累积水油比级差、油层的非均质程度、无因次累积采油强度，并分别赋于加权系数P，P₂，P₃，其值分别为0.4、0.35、0.25，上述三参数与各自权重之积的和为最终的决策系数J＝C₁×P₁+C₂×P₂+C₃×P₃，再参照已见到改变液流方向效果井的决策系数，选取周期采油井。

(3)判别标准

借鉴以往高含水关井的情况，计算得参考决策系数为0.57。即决策系数在0.57～1.0范围之间的采油井即可做为周期采油井。

2、周围注水井的调整方法

一是依据水洗方向确定注水井调整井点：依据精细地质研究成果以及动态资料分析，确定高含水井主产液层的主要来水方向。高含水井关井后，主要下调主要来水方向注水井的注水量，高含水井开井后，相对次要来水方向注水井注水量上调，改变高含水井主产层的来液方向，挖掘平面剩余油。

二是依据井组产液量变化幅度及注水强度差别确定注水井调整水量：采油井关井后，注水井下调注水量，依据井组产液量下降幅度确定，一方面促使注入水改向驱替油层变差(油层厚度及渗透率变小)部位，改善井组平面矛盾，另一方面控制周期采油井地层压力水平，保护套管；采油井开井后，依据井组注水强度差别确定注水井上调注水量，使相对较弱水洗方向注水强度高于强水洗方向注水强度。通过井组注水强度调整，改变高含水井主产液层的来水方向，挖掘平面剩余油，降低高含水井的含水。

3、周期采油改变液流方向的效果

1)开展周期采油后改善了开发效果，减缓了含水上升

在“两控”试验区选取了8口井实施有规律间歇采油，一个周期100天，其中关井40天，恢复生产60天，关前日产液426t，日产油15t，含水96.48％。关井期间累计少产油660t，少产水1.81×10⁴m³，使全区含水下降0.01个百分点。

2)开展周期采油后，通过周围注水井的调整，本井开井后及周围油井含水下降，产油量增加

8口周期采油井开井后初期日产液482t，日产油23t，含水95.23％，开井后一个月日产液482t，日产油20t，含水95.85％，与关前相比含水下降0.63个百分点，日产油增加5t，开井后累计增油230t；周围16口采油井见到了全面调整的效果，日产液由1263t，基本保持稳定，日产油由77t增加到80t，含水由93.89％下降到93.63％，下降0.26个百分点，累计增油370t。开井后增油及周围井受效增加的油量与关井影响的油量基本持平，取得了较好的效果。

Claims (2)

1、注水砂岩油田周期注采方法，其特征在于所述方法为：

一、依据周期注水井区选择的原则和周期采油选井方法、原则，确定周期注水井区：选择具备两个以上来水方向、且地层压力总压差大于-0.5MPa的井区作为周期注水井区；

二、依据开发特点及调整目的确定周期注水方式：对于井段长、分注层段多、多层高含水井采用高压高含水层段同步周期注水方式；过渡带地区采用分段交替周期注水方式；对于已经进行注采系统调整，井网完善程度高的区块，采用井间异步交叉周期注水的方式；

三、依据地层压力、综合含水水平确定间注周期：联合降液幅度与停注时间的关系以及不同含水级别与降液幅度的关系，确定下表所示间注周期：

四、依据注采平衡原则确定恢复注水阶段的注水量：恢复注水时增加的注水量应接近间注期间扣除减少产液量后影响的水量，即注水量应满足如下条件：

$B=\frac{(W-Q_L)/t+Q_W}{Q_W}\×100\%,$

式中：B——恢复注水比例，t——恢复注水天数，Q_L——累计影响的产液量，W——累计影响的注水量，Q_W——周注前日注水量。

2、根据权利要求1所述的注水砂岩油田周期注采方法，其特征在于联合地层压力和综合含水确定间注周期的前提为含水下降值不超过0.5％。

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