CN103046910B - 特高含水期油藏水驱开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种特高含水期油藏水驱开发方法，解决了特高含水期油田现有水驱开发方式效果差的问题。该方法采用“二三结合”开发方式，具体是在二类油层三次采油之前的三年左右时间，充分利用已部署的二类油层聚合物驱加密井网，应用精细地质研究成果，按三次采油层系，对二类油层第一套聚合物驱层系进行水驱加密调整挖潜，通过选择性射孔，建立新的驱动体系，将水驱二次采油与三次采油有机结合起来，对厚油层内部剩余油富集的结构单元，强化水驱二次采油，同时进行适当综合调整，然后在适当时机转入三次采油。经验证，该方法达到了改善水驱开发效果、提高采收率、延长水驱开发有效期的目的，能够指导今后油田特高含水期的开发调整。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开发方法及调整技术，属于多油层非均质砂岩油田特高含水期开发方法及调整技术。
背景技术
喇嘛甸油田是受构造控制的层状砂岩油田，是典型的砂岩油藏，具有砂岩油藏层状沉积、构造控制的地质特征，在砂岩油藏中极具典型性和代表性。
喇嘛甸油田位于大庆长垣最北端，含油面积100km2，地质储量81472×104t，于1973年投入开发，历经七次较大规模开发调整，于1997年进入特高含水开发阶段（含水＞90%）。目前面临油层动用程度高（水淹比例95.8%），综合含水高（水驱综合含水为94.85%），采油速度低（0.36%），层系间含水差异小（1.35%），调整余地小等不利形势。特别是随着油田二类油层逐步转入聚合物驱开发，水驱地质储量逐年减少（由1993年的81472×104t减少到2011年的63385×104t），水驱产量下降（由1993年的771.0×104t下降到2011年的221.3×104t），储采比降低（由1993年的11.77下降到2011年的6.83）。研究结果表明，在特高含水期受油层内非均质性较强、砂体形态复杂、平面相别变化剧烈等因素制约，现水驱井网对油层内结构单元控制程度低（控制程度＜70%），造成油层一方面低效无效注采循环严重，另一方面仍有三分之一比例厚度动用较差，还存在剩余油。如何提高特高含水期水驱开发效果、减缓水驱产量递减速度成为油田亟待解决的问题。
聚合物驱油方式作为二十世纪末在油田规模化推广开发方法，能够在较短时期内，实现较高产油量，但聚合物驱油方式存在着实效时间相对较短（4年～6年）、含水上升快（4年～6年时间含水上升20%～35%）、投入成本昂贵（吨聚合物费用为注入水的3640倍）、注入结束后后续开发低效等问题（含水率均＞95%）。
水驱开发方式作为我国常规、基本、成熟的开发方法，具有开发有效期时间长（30年以上）、成本低廉（吨注入水费用为2.6元～7.9元）、含水上升缓慢等特征（年含水上升率0.2%～1.0%）。针对特高含水开发阶段开发形势，喇嘛甸油田与我国其它水驱油田一样，也进行了水驱方面的调整和治理，如区块近几年采取分层注水技术85井次，进行剩余油挖潜补孔30井次、压裂28井次、封堵高产水层段24井次。但因实施调整和治理的注采井分布零散，难以形成规模化效果；另外所有上述调整和治理均是在现有300m注采井距下进行，没有从根本上实现改变（控制程度仍＜70%），特别是补孔措施、打乱了原有开发层系，导致了地下井网注采关系错综复杂，给后期的开发和调整带来更大困难。
在特高含水开发阶段，采用什么开发方式，才能够利用水驱常规调整技术和手段，进行水驱规模化挖潜剩余油，实现减缓水驱产量下降速度、保持水驱产量规模、增加可采储量、控制含水上升速度、减少厚油层内低效无效注采循环的目的，国内外至今报道较少。
发明内容
本发明的目的是提供一种特高含水期油藏水驱开发方法，该方法可减缓特高含水期水驱产量下降速度，提高水驱低成本开发效果，保持水驱产量规模，增加可采储量，控制含水上升速度，减少油层内低效无效注采循环。
为实现上述发明目的，本发明采用的技术方案是：特高含水期油藏水驱开发方法，具体包括如下步骤：
1、确定井网：
在二类油层三次采油之前的三年～四年时间，利用已部署完钻的二类油层聚合物驱加密的150m五点法面积井网；
2、确定对象：
确定开发对象为三年～四年后将进行三次采油的油层；
3、细化油层单元，分析结构界面类型及作用：
按照旋回对比、分级控制、不同相带区别的分析方法，将沉积单元进一步解剖细化至结构单元，并分析结构单元间结构界面类型及对油层开发的作用；
4、选择性射孔：
利用不同类型结构界面的阻渗遮挡作用，以完善砂体注采关系、挖潜油层内剩余油为原则，进行选择性射孔，具体为对应射开注采井油层内部低未水淹部位，通过水驱注采动态循环，建立井距为150m下的驱动体系，对油层内部剩余油富集的结构单元独立射孔开采；
5、注采井调整：
投产之后，依据动态开发状况，对注水井进行注水量的增加或减少调整，对采油井实施压裂、补孔和封堵调整，生产开发三年～四年之后转入三次采油。
有益效果：特高含水期油藏水驱“二三结合”开发方法，取得了较好开发效果和经济效益，达到了改善水驱开发效果、提高采收率、延长水驱开发有效期的目的，能够指导今后油田特高含水期的开发调整。
附图说明
图1是区块井网示意图。
图2是区块新老井综合含水曲线。
具体实施方式
下面结合具体的实施例，对本发明作进一步的说明：
实施例1：以喇6-PS1733井为例，阐述本发明开发方法及效果
1、采用聚合物驱150m注采井距：
油田原水驱开发采用300m注采井距，平均单井日产液11t，日产油0.6t，含水率为94.9%。喇6-PS1733作为采油井，采用聚合物驱150m注采井距。
2、确定开发对象：
喇6-PS1733井是区块一口二类油层聚合物驱采油井，作为水驱采油井进行利用，目的层段为萨Ⅲ4-10油层。
3、进一步细化油层单元，分析结构界面类型及作用：
将萨Ⅲ4-10油层细致划分为7个结构单元、即萨Ⅲ4+5a、4+5b、6+7a、6+7b、8、9、10结构单元，搞清了属于不稳定结构界面类型，并具有一定阻渗遮挡作用。
4、选择性射孔
利用结构界面阻渗遮挡作用，采用在结构界面上部预留0.5~1.0m厚度油层后、选择性射开油层内结构界面上部动用较差部位，选射了萨Ⅲ4+5a结构单元低未水淹层段（含水率＜40%）的2.5m厚度，其注水井喇6-PS1802井也对应射开2.6m厚度，即形成了“二三结合”开发方式。投产后，喇6-PS1733井，日产液30t，日产油2.9t，含水90.3%；注水井喇6-PS1802井日注水量为35m3。
5、进行注采井调整：
生产7个月后，喇6-PS1733井液量、含水上升较快、开发效果变差，日产液55t，日产油0.9t，含水98.3%。产液剖面测井资料表明，射孔层下部1.0m厚度油层含水为99.3%，产出液量占全井液量的90.6%，受其干扰、其它射孔层产出液量占全井液量9.4%。对其进行封堵和补孔的措施调整，采用1.5m胶筒封堵了萨Ⅲ4-7油层下部含水率高于90%的部位，同时射开萨Ⅲ8-10油层上部1.4m含水率低于40%的部位。，实施后，日产液17t，日产油6.7t，含水60.3%，累积增油880t，取得较好开发效果。
实例2：以喇7-PS1734井为例，阐述开发方式方法及效果
1、采用聚合物驱150m注采井距：
原水驱开发采用300m注采井距，平均单井日产液11t，日产油0.6t，含水率为94.9%。喇7-PS1734作为注水井，采用聚合物驱150m注采井距。
2、确定开发对象：
喇7-PS1734井组，是区块二类油层聚合物驱注采井组，给周围4口采油井注水，分别是喇7-PS1731、喇6-PS1723、喇7-PS1801、喇7-PS1733井，注采井距为150m，作为水驱注采井组进行利用，目的层段为萨Ⅲ4-10油层。
3、进一步细化油层单元，分析结构界面类型及作用：
将萨Ⅲ4-10油层细致划分为7个结构单元、即萨Ⅲ4+5a、4+5b、6+7a、6+7b、8、9、10结构单元，搞清了属于稳定结构界面类型。
4、选择性射孔：
利用结构界面阻渗遮挡作用，采用选择性射开结构界面上部动用较差部位（含水率＜40%）做法，选射了萨Ⅲ4+5a、6+7a结构单元低未水淹部位的2.9m厚度，其注水井喇7-PS1734井也对应射开2.7m厚度，即形成了“二三结合”开发方式。注采井之间均为一类连通（相同沉积环境下），井组液量高、含水高、液面浅，效果较差，日产液80t，日产油1.0t，含水98.8%，液面81m。针对这种情况，对喇7-PS1734注水井实施了周期注水，首先关井20天后、开井30天、按此顺序循环执行3个周期，时间为5个月。
5、进行注采井调整
之后，井组日产液49t，日产油1.8t，含水96.4%，液面364m；与周期注水前相比，日产液下降31t，日产油增加0.8t，含水降低2.4个百分点，液面下降283m，取得较好开发效果。
实施例3：以喇嘛甸油田作为区块对象，采用本发明方法进行开发，具体开发方法的步骤为：
1、确定井网，采用聚合物驱150m注采井距：
油田开发实践表明，合理注采井距应实现控制程度高于90%，达到最大程度地适应油层地质特征，能够取得较高原油采收率和经济效益。区块萨Ⅲ4-10油层原水驱300m注采井距缩小至150m后，水驱控制程度得到较大提高，由原井网的86.36%提高到97.64%，提高了11.28个百分点，其中，三个方向以上控制程度由72.73%提高到86.05%，提高了13.32个百分点，能够实现较好水驱开发效果。如附图1所示：二类聚合物驱采用150m注采井距，利用已部署完钻的二类油层聚合物驱井网，为水驱开发奠定了井网基础。
2、确定开发对象为萨Ⅲ4-10油层：
区块发育萨尔图、葡萄花和高台子油层，二类油层聚合物驱对象为萨Ⅲ4-10油层。既然已利用二类油层聚合物驱150m井网，考虑三年～四年时间之后，此套井网将进行聚合物驱开发，将此次开发对象也确定为萨Ⅲ4-10油层。
3、进一步细化油层单元，分析结构界面类型及作用：
利用区块新钻204口聚合物驱新井测井资料，通过整体解剖***追踪，依据岩心资料和测井曲线旋回特征，将萨Ⅲ4-10油层细致划分为7个结构单元、即萨Ⅲ4+5a、4+5b、6+7a、6+7b、8、9、10结构单元。同时统计确定了结构单元间结构界面的三种类型，并分析研究了不同类型结构界面的不同遮挡作用：一是稳定分布类型，具有较好的渗流遮挡作用；二是不稳定分布类型，具有一定的渗流遮挡作用；三是零星散布类型，渗流遮挡作用较弱。搞清了区块萨Ⅲ4-10油层间，比例为68.2%井属于稳定分布类型，比例为6.3%井属于不稳定分布类型，比例为25.5%井属于遮挡作用较弱的零星散布类型。因此，可利用油层结构界面的渗流遮挡作用进行特高含水期水驱开发。
4、选择性射孔：
射孔时，以完善砂体注采关系、挖潜油层内剩余油为原则，选择性射开油层内低未水淹部位。具体做法主要有三种：一是对于发育稳定类型结构界面井，对应射开注采井油层内结构界面上部低未水淹部位（油层含水率＜40%），避免射开低效无效循环部位油层（油层含水率≥80%）；二是对于发育不稳定类型结构界面井，在结构界面上部预留0.5~1.0m厚度油层后、对应射开注采井油层内结构界面上部低未水淹部位、避免射开低效无效循环部位油层；三是对于发育零星散布类型结构界面井，在结构界面上部预留1.0~2.0m厚度油层后、对应射开注采井油层内结构界面上部低未水淹部位、避免射开低效无效循环部位油层。
5、进行注采井调整：
为提高区块开发效果，及时进行注采井调整。采油井方面：一是对于发育有效渗透率小于0.200μm2的油层，采用压裂方式、提高产油量；二是对于含水率介于40%～80%之间的油层，进行再次射孔、提高产油量；三是对于含水率大于90%的油层，采用长胶筒封堵、降低含水率大于90%油层产出量。区块共实施各项措施共计66井次，实现增油4.34×104t。注水井方面，一是对于总压差（地层压力与原始压力差值）高于2.0MPa且含水率大于90%注采井组中的注水井实施周期注水，即按照关井20天后、开井30天为一个周期、顺序执行三个周期，共实施了26口注水井；二是进行注水方案调整，减少含水率大于90%部位油层的注水量19个层段，日实注减少238m3，增加含水率小于50%部位油层注水量64个层段，日实注增加590m3。通过调整，保证了整体开发效果。
实施例3的发明效果
⑴初期开发效果较好，产能及综合含水均好于方案设计
区块投产初期，123口采油井，平均单井日产液25.7t，日产油4.0t，含水84.5%，液面576m，流压4.08MPa，好于方案设计初期日产油3.0t、综合含水90.0%的指标，具体见表1：
表1采油井投产初期生产数据表
| 项 目 | 井数(口) | 比例(%) | 产液(t/d) | 产油(t/d) | 含水(%) |
| 日产油≥3.0t | 61 | 49.6 | 28.3 | 6.5 | 77.0 |
| 含水≤90.0% | 74 | 60.2 | 19.3 | 5.4 | 72.0 |
| 采油井合计 | 123 | 100 | 26.1 | 4.0 | 84.5 |
⑵有效减少了厚油层内无效（油层含水率＞90%）循环产水量和吸水量
区块采油井投产初期单井日产液26.1t，日产油4.0t，含水84.5%。对比相同布井方式、萨Ⅲ4-10油层全部射孔同期投产的其它区块生产数据，投产初期平均单井日产液量56t，日产油2.8t，含水95.0%；与本区块相比，平均单井日产液高30t，日产油低1.2t，日产水高了31.2t，含水高了10.5个百分点。比较两区块水驱阶段，本区块累积减少无效部位（油层含水率＞90%）产水量195.0×104m3，无效部位（油层含水率＞90%）吸水量217.0×104m3，具体见表2：
表2区块与北北一区采油井初期产能对比表
| 项 目 | 井数(口) | 产液(t/d) | 产油(t/d) | 含水(%) |
| 区块 | 123 | 26 | 4.0 | 84.5 |
| 北北一 | 215 | 56 | 2.8 | 95.0 |
| 差 值 | +30 | -1.2 | +10.5 |
⑶有效提高了水驱采油速度，减缓了含水上升速度
进入特高含水开发期，区块采油速度为0.54%～0.20%，实施“二三结合”开发方式后，第一年采油速度为1.05%，第二年为1.30%，第三年为1.04%，三年平均采油速度为1.13%，高于未采用“二三结合”开发方式的0.59%～0.93%。
区块实施“二三结合”开发方式后，第一年平均综合含水为88.9%，第二年平均综合含水为91.9%，第三年平均综合含水为92.8%，与未采用“二三结合”开发方式的采油井平均综合含水95.1%相比，平均综合含水低了3.8个百分点，具体如附图2所示。
⑷提高了区块整体开发效果
实施“二三结合”开发方式后，新钻加密注采井形成了新的流场方向，原井网与新钻井互相弥补，完善了砂体注采关系，提高了区块整体开发效果。区块原井网未封堵的34口老采油井，实施“二三结合”开发方式后，平均年产油递减幅度为2.9%，平均年含水上升0.18%，与油田水驱平均水平相比，产油递减幅度减缓2.9个百分点，含水上升速度减慢0.08个百分点；与新井投产前相比，产油递减幅度减缓3.9个百分点，含水上升速度减慢0.14个百分点。
⑸增加了可采储量，实现了较高产油量，达到了较高开发水平
区块数值模拟研究结果和水驱甲型、丙型特征曲线特征均表明，实施“二三结合”开发方式后，区块多动用可采储量高于17.50×104t，新钻井累积产油为19.77×104t，阶段采收率为4.8%，新老井累积产油为22.26×104t，阶段采收率为5.4%，与不进行“二三结合”开发方式相比，提高4.2个百分点以上。
实施例3的经济效益
下面以《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》和以中国石油天然气集团公司下发《已开发油气田效益评价分析***》为依据，应用油田统一的效益评价***，开展区块经济效益评价。
⑴取得较好经济效益，为效益一类区块
区块新钻井核实产油23.59×104t，原油商品量23.30×104t,销售收入9.27×108元，伴生气商品量0.09×108m3,销售收入0.17×108元。扣除销售税金及附加0.30×108元，成本费用1.66×108元，试验区总利润为7.30×108元，投入产出比为1:5.6，具体见表3：
表3采油井销售收入与成本费用表
计算各项生产费用，评价为效益一类区块。对比同阶段全油田水驱单井效益分类井指标，从井数来看，效益一类井共有121口，占总井数的98.37%，高于水驱2.2个百分点。边际效益井和无效益井为0口，低于水驱2.9个百分点；从产油来看，一类井累积产油23.57×104t，占总产量比例的99.9%，高于水驱0.12个百分点；从单位操作成本来看，一类井为304.1元/吨，低于水驱168.8元/吨；从利润来看，一类井利润为3024.8元/吨，高于水驱353.5元，具体见表4：
表4区块、油田水驱平均采油井不同类别效益评价表
⑵油田水驱平均水平对比，单位成本费用低、吨油利润高
对比区块与油田水驱区块开发效益参数，区块平均成本费用为687.3元/吨，与水驱平均成本相比降低了13.3个百分点。其中，平均操作成本为306.2元/吨，降低了36.1个百分点；平均生产成本为452.6元/吨，降低了20.6个百分点。区块平均吨油利润为3021.1元，是水驱平均吨油利润的1.13倍，提高了13.5个百分点，具体见表5：
表5区块、水驱区块开发效益对比表
Claims (4)
1.特高含水期油藏水驱开发方法，其特征在于：具体包括如下步骤：
1）、确定井网：
在二类油层三次采油之前的三年～四年时间，利用已部署完钻的二类油层聚合物驱加密的150m五点法面积井网；
2）、确定对象：
确定开发对象为三年～四年后将进行三次采油的油层；
3）、细化油层单元，分析结构界面类型及作用：
按照旋回对比、分级控制、不同相带区别的分析方法，将沉积单元进一步解剖细化至结构单元，并分析结构单元间结构界面类型及对油层开发的作用；
4）、选择性射孔：
利用不同类型结构界面的阻渗遮挡作用，以完善砂体注采关系、挖潜油层内剩余油为原则，进行选择性射孔，具体为对应射开注采井油层内部低未水淹部位，通过水驱注采动态循环，建立井距为150m下的驱动体系，对油层内部剩余油富集的结构单元独立射孔开采；
5）、注采井调整：
投产之后，依据动态开发状况，对注水井进行注水量的增加或减少调整，对采油井实施压裂、补孔和封堵调整，生产开发三年～四年之后转入三次采油。
2.根据权利要求1所述的特高含水期油藏水驱开发方法，其特征在于：步骤3）中的结构界面类型，一是稳定分布类型，具有较好的渗流遮挡作用；二是不稳定分布类型，具有一定的渗流遮挡作用；三是零星散布类型，渗流遮挡作用较弱。
3.根据权利要求1所述的特高含水期油藏水驱开发方法，其特征在于：步骤4）中所述对应射开注采井油层内部低未水淹部位，具体做法主要有三种：一是对于发育稳定类型结构界面井，对应射开注采井油层内结构界面上部低未水淹部位，避免射开低效无效循环部位油层；二是对于发育不稳定类型结构界面井，在结构界面上部预留0.5~1.0m厚度油层后、对应射开注采井油层内结构界面上部低未水淹部位、避免射开低效无效循环部位油层；三是对于发育零星散布类型结构界面井，在结构界面上部预留1.0~2.0m厚度油层后、对应射开注采井油层内结构界面上部低未水淹部位、避免射开低效无效循环部位油层。
4.根据权利要求1所述的特高含水期油藏水驱开发方法，其特征在于：步骤5）所述的对注水井进行注水量的增加或减少调整，具体调整方法：一是对于总压差高于2.0MPa且含水率大于90%注采井组中的注水井实施周期注水，即按照关井20天后再开井30天为一个周期，顺序执行三个周期；二是减少含水率大于90%部位油层的注水量，增加含水率小于50%部位；所述的对采油井实施压裂、补孔和封堵调整，具体调整方法：一是对于发育有效渗透率小于0.200μm2的油层，采用压裂方式；二是对于含水率介于40%～80%之间的油层，进行再次射孔；三是对于含水率大于90%的油层，采用长胶筒封堵，降低含水率大于90%油层产出量。
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