CN105863581A - 一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法 - Google Patents
一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，包括以下步骤：步骤S10：将高含水油井作为目标注气井；步骤S20：向目标注气井中注入气体，直至注入的气体完成地层底水驱替，停止注气；步骤S30：然后将目标注气井作为生产井，进行采油生产。本发明通过向高含水油井中注入气体，使气体有效驱替地层底水，抑制底水向上锥进，同时注入的气体还能进入油藏的基质中，有效驱替基质中的原油及微小裂缝中的原油，解除水对原油的水封，提高储层的动用程度，从而达到控水增油的效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种采油方法，尤其是一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法。
背景技术
潜山油藏多为双重介质结构，是指岩石既有裂缝又有孔隙的储层。双重介质的特殊性在于，裂缝中的原油被采出后，要依靠基质向裂缝提供原油，再由裂缝流向井底。由于裂缝渗透率远大于基质渗透率，因此当主裂缝沟通底水后，水窜现象严重，地层底水快速向上锥进，油井含水率迅速上升，很快被淹掉，基质及微裂缝中的原油被水封，不能够得到有效动用，油井不能够正常生产，利用率低下。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，以解决底水锥进导致油井水淹不能正常生产的问题。
为达到上述目的，本发明提出一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，包括以下步骤：步骤S10：将高含水油井作为目标注气井；步骤S20：向所述目标注气井中注入气体，直至注入的气体完成地层底水驱替，停止注气；步骤S30：将所述目标注气井作为生产井，进行采油生产。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，在所述步骤S20之后与所述步骤S30之前，还包括以下步骤：步骤S21：对停止注气的所述目标注气井进行焖井。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，在所述步骤S30之后，还包括以下步骤：步骤S40：采油生产过程中，监测所述生产井的含水率，若所述生产井含水升高再次变为高含水油井，返回步骤S10。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，所述目标注气井为水平井。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，所述目标注气井为潜山油藏中原注采井网中的油井。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，所述气体为氮气、烃气或者二氧化碳气体。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，所述高含水油井的含水率为90％以上。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，所述高含水油井的含水率为90％以上，在所述步骤S20中，注入所述目标注气井的注气量为90万方-110万方，日注汽量为4万方-5万方，在所述步骤S21中，焖井时间为30天-40天。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，所述高含水油井的含水率为100％，在所述步骤S20中，注入所述目标注气井的注气量为120万方-140万方，日注汽量为4万方-5万方，在所述步骤S21中，焖井时间为30天-40天。
如上所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其中，在变为高含水油井之前的开发阶段，所述高含水油井通过天然油层能量的开发方式进行开发。
本发明的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法的特点和优点是：
1、本发明的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，通过向高含水油井中注入气体，使气体有效驱替地层底水，抑制底水向上锥进，同时注入的气体还能进入油藏的基质中，有效驱替基质中的原油及微小裂缝中的原油，解除水对原油的水封，提高储层的动用程度，从而达到控水增油的效果；
2、本发明的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，通过将高含水油井同时作为注气井和生产井，或者说将注气井和生产井作为同一口井，便于注气及采油生产；
3、本发明的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，采用水平井进行注气，水平井井段长，与储层接触面积大，注气井段长，纵向压水锥效果好，更利于控水增油。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：
图1是潜山油藏高含水油井的示意图；
图2是采用本发明对潜山油藏高含水油井进行控水增油的示意图；
图3是气体进入裂缝压水锥、气体进入基质中驱替原油的示意图；
图4是采用本发明进行注气压水锥采油的生产曲线图；
图5是采用本发明进行注气的注气量变化曲线图。
主要元件标号说明：
1 潜山油藏
11 裂缝 12 基质
2 目标注气井 21 注气井段
3 底水
4 气体
5 原油
WAG 水气交替
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。
如图1所示，潜山油藏1多为双重介质结构，裂缝11渗透率大，采用天然能量开发方式对潜山双重介质储层进行开发后，井网中一些油井因底水3沿裂缝11快速锥进，含水率迅速升高，变为高含水油井，产油量快速下降，或很难再进行采油生产。
如图2、图3所示，针对此，本发明提供一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，或称为一种用于潜山油藏高含水油井和水淹井的控水增油的采油方法，以能再对高含水油井(含水率为90％以上)或水淹井(含水率为100％)进行采油生产，该采油方法包括以下步骤：
步骤S10：将高含水油井(含水率为90％以上)作为目标注气井2；
步骤S20：向目标注气井2中注入气体4，气体流向请参见图1中指向向下的箭头，直至注入的气体4完成地层底水3驱替，停止注气；实际生产中，判断注入的气体4完成地层底水3驱替的标准是，注气压力提升，井口压力变大，此时代表着注入气已很难再进入地层去驱替底水，也就是对该井而言，已达到暂时驱替井筒附近底水的目的，并已具备再次进行采油的条件。
步骤S30：然后将目标注气井2作为生产井，进行采油生产，原油流向请参见图1中指向向上的箭头。
本发明通过向高含水油井中注入气体，使气体有效驱替地层底水，抑制底水向上锥进，同时注入的气体还能进入油藏的基质12中(请参见图2中的小箭头)，有效驱替基质12中的原油5及微小裂缝中的原油，解除水对原油的水封，提高储层的动用程度，从而达到控水增油的效果；另外，通过将高含水油井同时作为注气井和生产井，或者说将注气井和生产井作为同一口井，便于注气及采油生产。
其中，可通过观察注气井口压力变化来判断气体是否有效驱替底水，若未出现注气气压升高和井口憋压现象，说明注入气体已进入地层发挥了驱替作用；若注气压力提升，井口压力变大，代表注入气已很难再进入地层去驱替底水，即已完成地层底水3驱替。
在一个优选的实施例中，在步骤S20之后与步骤S30之前，还包括步骤S21：对完成注气的目标注气井2进行焖井，以使气体4进一步压水锥。其中，焖井的时间一般根据注气量而定，在注气量范围之内，注气量越多，焖井时间可相应延长。焖井的作用是注入气驱替底水以后，原来被水封在基质里的原油可以重新流入到裂缝中，焖井的时间就是，基质中的原油(为稀油，非稠油)渗到裂缝中，继而原油从裂缝流入到井筒中需要的时间，这样当焖井结束，开井采油后，便可以采出原来基质中水封的原油，进而提高采收率，提高油井利用率。
在另一个优选的实施例中，在步骤S30之后，还包括步骤S40：在采油生产过程中，监测生产井的含水率，若生产井含水升高再次变为高含水油井，返回执行步骤S10。
采油生产过程中，含水率之所以还会升高，是因为开井采油会使地层压力不断下降，底水仍然会一直沿着压降方向侵入，因此需进行循环注气-焖井-采油(属于间断式注气)。
进一步，注入的气体4为氮气、烃气或者二氧化碳气体。其中二氧化碳能够与原油混相，驱替效果好。
优选地，注入的气体4为氮气，不仅节约经济成本，且气源稳定性好。
进一步，目标注气井2为水平井，水平井井段长，与储层接触面积大，注气井段21也长，纵向压锥效果好，注气和开采效果更好，更利于控水增油。
进一步，目标注气井2为潜山油藏中原注采井网中的油井，从而能提高油井利用率，有效节约了打新井增产的投资成本，不改变原注采井网，能更好地利用现有的地上和地下资源，提高资源的回收利用率。
在一个具体实施例中，高含水油井的含水率为90％以上(例如小于100％)，在步骤S20中，每轮次(即一个注气-焖井-采油过程中的注气量)注入目标注气井2的注气量为90万方-110万方，日注汽量为4万方-5万方，例如4.5万方；在步骤S21中，焖井时间为30天-40天。
在另一个具体实施例中，高含水油井的含水率达到100％，在步骤S20中，每轮次注入目标注气井2的注气量为120万方-140万方，日注汽量为4万方-5万，例如4.5万方；在步骤S21中，焖井时间为30天-40天。
其中，注气量一般依据高含水油井的含水率和累积产油量而定，最好还要计算观测临井的生产参数等信息，以确保注入气体不会气窜，避免影响临井生产。具体是，临井指与该高含水油井相距一个井距范围内的井，临井一般在该高含水油井的侧部或者上部，因为高含水油井是已经淹掉的，与底水最为接近，这里的临井一般多为正常生产的油井，含水率也较低，如果这些临井的生产气油比突然升高，则说明高含水油井对这些井产生了影响，注入气发生了气窜。
另外，在变为高含水油井之前的开发阶段，高含水油井是通过天然油层能量的开发方式进行开发的，或者说先采用天然能量开发方式对潜山双重介质储层进行开发，在油井含水高或者暴性水淹之后，采用本发明的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法继续开发。
以下将结合一个具体应用案例，说明本发明的实施方法和效果：
兴隆台潜山某水平井暴性水淹，见水后产量快速递减，采用本发明的采油方法，将该含水水平井作为注气井，如图4、图5所示，注氮气33天，日平均注气4万方/天，累注气132万方，注气完成后焖井40天，开井后将其作为生产井，进行采油生产，在图4中的采油生产阶段(即2015年2月11至2015年10月11日)，位于下方的两条曲线分别为日产油曲线与日产水曲线，初期日产油最高5.2吨/天，平均日产油3.5吨/天，由于日产油与日产水相当，两条曲线有所重合，位于最上方的曲线为日产水曲线，含水由100％下降到40％左右，取得了较好的控水增油效果。在图5中，左侧纵坐标代表日注汽，右侧纵坐标代表累注气。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
1、本发明采用注气来控水增油，有别于人工注水，注入的气体介质不仅能够进入大裂缝中去，也能够进入到更小的喉道或小裂缝中去，所以注入的气体介质不仅能够有效驱替基质及微小裂缝中的原油，也能够抑制底水快速向上锥进，从而达到控水增油的目的，克服现有的潜山油藏天然能量开发导致的底水快速锥进造成的油井水淹、停关井等生产困难；
2、本发明在实施过程中，利用水淹井注气，形成连续、微小气水段塞，促进裂缝与基质间的渗吸作用，促进气体交渗进入基质，减缓底水裂缝水窜和基质原油水封，利于基质中原油的采出，提高了老井、停关井的利用率，提高了经济效益；
3、本发明依据潜山油藏的双重介质特性，只需注入单纯气体类介质抑制底水侵入和驱替基质中的原油，而无需注入例如调堵剂、凝胶等物质，既节约成本，又能有效实现控水增油；
4、本发明注重对单井的再挖潜，从单井进行设计，与现有的在大开发模式井网条件下的组合式规模气驱的注气井相比，更节约成本，控水增油快速见效。
以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。而且需要说明的是，本发明的各组成部分并不仅限于上述整体应用，本发明的说明书中描述的各技术特征可以根据实际需要选择一项单独采用或选择多项组合起来使用，因此，本发明理所当然地涵盖了与本案发明点有关的其它组合及具体应用。
Claims (10)
1.一种用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，所述用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法包括以下步骤：
步骤S10：将高含水油井作为目标注气井；
步骤S20：向所述目标注气井中注入气体，直至注入的气体完成地层底水驱替，停止注气；
步骤S30：将所述目标注气井作为生产井，进行采油生产。
2.如权利要求1所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，在所述步骤S20之后与所述步骤S30之前，还包括以下步骤：
步骤S21：对停止注气的所述目标注气井进行焖井。
3.如权利要求1或2所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，在所述步骤S30之后，还包括以下步骤：
步骤S40：采油生产过程中，监测所述生产井的含水率，若所述生产井含水升高再次变为高含水油井，返回步骤S10。
4.如权利要求1或2所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，所述目标注气井为水平井。
5.如权利要求1或2所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，所述目标注气井为潜山油藏中原注采井网中的油井。
6.如权利要求1或2所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，所述气体为氮气、烃气或者二氧化碳气体。
7.如权利要求1或2所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，所述高含水油井的含水率为90％以上。
8.如权利要求2所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，所述高含水油井的含水率为90％以上，在所述步骤S20中，注入所述目标注气井的注气量为90万方-110万方，日注汽量为4万方-5万方，在所述步骤S21中，焖井时间为30天-40天。
9.如权利要求2所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，所述高含水油井的含水率为100％，在所述步骤S20中，注入所述目标注气井的注气量为120万方-140万方，日注汽量为4万方-5万方，在所述步骤S21中，焖井时间为30天-40天。
10.如权利要求1所述的用于潜山油藏高含水油井的控水增油的采油方法，其特征在于，在变为高含水油井之前的开发阶段，所述高含水油井通过天然油层能量的开发方式进行开发。
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