CN107218024B - 多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法 - Google Patents
多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，该方法包括以下步骤：步骤一：判断储层平面上的优势方向；步骤二：平面上，判断高含水油井；纵向上，判断多套油层中的高含水层；步骤三：以油层的水驱效果为依据，划分开发层系；步骤四：对于高含水油井，封堵高含水油层；对于注水井，进行分层注水；步骤五：通过将步骤四中的高含水油井转变为注水井的方式，调整菱形反九点井网结构。本发明提供的调整方法能够降低渗透率相对较高、厚度较大层的无效水循环，提高渗透率较低、厚度较薄层的水驱效果和储量动用程度，进而提高油井产量，提高采油速度、最终水驱采收率以及油藏开发的经济效益。
Description
技术领域
本发明属于多层砂岩油藏的石油开采领域，具体涉及一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法。
背景技术
低渗透油藏是指地面空气渗透率小于50mD的油藏。目前中国已投入开发的低渗透油田，大部分属于河流-三角洲沉积类型，储层在平面上具有一定非均质性和渗透性的各向异性。纵向上，含油层数多，井段较长，层间非均质性较强。该类型油藏开发一般采用菱形反九点井网(见图1)。长期注水后，油藏综合含水开始上升。当综合含水大于60％时，该油藏进入高含水开发时期。这一时期，由于层间渗透率差异的影响，多层砂岩油藏出现单层注水突进现象严重、各层水驱效果差异大、储量动用程度不均衡、耗水量增大等问题。这是由于，渗透率相对较高、油层厚度较大的层的渗流阻力小，注入水优先在这类层中流动，造成该层的油井见水早、含水上升快，水驱效果好，储量动用程度高，无效水循环严重，耗水量大；而渗透率相对较低、厚度较薄的层的渗流阻力较大，在笼统注水条件下，注入水进入相对困难，水驱效果差，储量动用程度低。因此，为了解决这些技术问题，需要研究一种适用于多层低渗透砂岩油藏高含水期的菱形反九点井网的调整方法。
发明内容
为达到上述目的，本发明提供了一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法。以解决多层低渗透砂岩油藏高含水期开发存在单层注水突进现象严重、各层水驱效果差异大、储量动用程度不均衡、耗水量增大等问题。
本发明还提供了通过上述调整方法获得的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网。
为达到上述目的，本发明提供了一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，其中，该方法包括以下步骤：
步骤一：判断储层平面上的优势方向；
步骤二：平面上，判断高含水油井；纵向上，判断多套油层中的高含水层；
步骤三：以油层的水驱效果为依据，划分开发层系；
步骤四：对于高含水油井，封堵高含水油层；对于注水井，进行分层注水；
步骤五：通过将步骤四中的高含水油井转变为注水井的方式，调整菱形反九点井网结构。
本发明提供的调整方法是一种平面上考虑储层的优势方向，纵向上考虑储层渗透性差异，结合分层注水、堵水和人工压裂等技术的菱形反九点井网的调整方法，具有良好的应用前景。
在本领域中，当油井的含水率高于60％时，一般认为该油井是高含水油井；当含水层的含水率高于60％时，一般认为该含水层是高含水层。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，优选地，在上述步骤一中，判断储层平面上的优势方向的依据包括砂体厚度分布数据、储层渗透率各向异性数据、岩心观察的天然裂缝资料、人工压裂缝方位监测资料或动态分析资料。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，优选地，在上述步骤二中，判断多套油层中的高含水层的依据包括油井产液剖面资料、注水井吸水剖面资料或水淹层测井解释资料。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，优选地，在上述步骤三中，判断油层水驱效果的资料包括油层厚度资料、渗透率值资料或隔夹层厚度资料。该步骤是对水驱效果好的油层和水驱效果差的油层进行区别，从而划分开发层系；通常情况下，油层厚度大、渗透率相对较高的油层的水驱效果好；油层厚度较小、渗透率相对较小的油层的水驱效果差。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，优选地，在上述步骤四中，封堵高含水油层的方式为机械封堵或化学封堵。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，优选地，在上述步骤四中，是通过封隔器卡封的方式实现分层注水。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，优选地，在上述步骤五中，高含水油井转变为注水井的具体过程包括：
(1)对步骤四中封堵高含水油层后的高含水油井实施正常生产，直至含水率再次超过高含水界限；
(2)然后将该油井转变为注水井进行注水作业。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，优选地，在上述步骤(2)中，所述注水作业是采用与步骤四中的注水井相同的方式进行分层注水。
本发明另提供了一种通过上述调整方法获得的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网，在该井网中，原井网中的至少一口高含水油井已转变为现有井网中的注水井。
在上述多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网中，优选地，原井网中的高含水油井都已转变为现有井网中的注水井。
本发明提供的方案能够很好的解决多层低渗透砂岩油藏高含水期开发存在单层注水突进现象严重、各层水驱效果差异大、储量动用程度不均衡、耗水量增大等问题。本发明提供的调整方法能够降低渗透率相对较高、厚度较大层的无效水循环，提高渗透率较低、厚度较薄层的水驱效果和储量动用程度，进而提高油井产量，提高采油速度、最终水驱采收率以及油藏开发的经济效益。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：
图1为背景技术中的菱形反九点井网示意图；
图2为本发明的菱形反九点井网调整方法的一具体实施例的流程图；
图3为本发明的实施例1的分层注水和油井堵水示意图；
图4为本发明实施例2的菱形反九点井网调整结构的示意图；
图5为本发明实施例3的菱形反九点井网调整结构的示意图。
以上附图的附图标记：1、角井；2、边井；3、角井；4、边井；5、角井；6、边井；7、角井；8、边井；9、注水井；10、菱形反九点注采井网结构单元的连线；11、封隔器；12、配水嘴。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
以下的实施例均以一个菱形反九点井组为例具体阐述本发明的实施过程。菱形反九点井网的长对角线之半叫做井距，记为a；短对角线之半叫做排距，记为b。
实施例1
本实施例提供了一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法的具体实施过程。如图2为本实施例中菱形反九点井网调整方法的流程图。
在步骤201，判断储层平面上的优势方向；具体过程为：
根据砂体厚度分布数据、储层渗透率各向异性数据、岩心观察的天然裂缝资料、人工压裂缝方位监测以及动态分析等资料，判断储层平面上的优势方向。
砂体厚度基本一致的方向，是储层平面上的优势方向；相反，垂直于该方向的，是储层平面上的非优势方向。
根据储层渗透率各向异性数据，渗透率数值大的方向是储层平面上的优势方向；相反，垂直于该方向的，是储层平面上的非优势方向。
岩心天然裂缝延伸的方向，是储层平面上的优势方向；相反垂直于该方向的，是储层平面上的非优势方向。
人工压裂缝延伸的方向，是储层平面上的优势方向；相反垂直于该方向的，是储层平面上的非优势方向。
根据动态分析，在一个菱形反九点井网单元内，与注水井相连通的临近的油井中，日产液量最高、含水率最高的油井与注水井的连线方向是储层的优势方向。
通常情况下，根据这五种资料判别的储层平面上的优势方向是一致的。在实例1中，通过渗透率各向异性数据以及动态分析方法，判定储层优势方向与菱形长对角线的夹角小于0.5arctan(2b/a)，即储层优势方向与7号井和3号井连线方向基本一致。流程进入到步骤202。
在步骤202，平面上，判断高含水油井；纵向上，判断多套油层中的高含水层；具体过程为：
平面上，判断高含水的油井。当油井的含水率高于60％时，即认为该油井是高含水油井。例如图1中，1号油井的含水率是58％，2号油井的含水率是70％，3号油井的含水率是58％，4号油井的含水率是70％，5号油井的含水率是58％，6号油井的含水率是70％，7号油井的含水率是58％，8号油井的含水率是70％。那么，高含水的油井是2号、4号、6号和8号这四口位于菱形边长上的油井(简称“边井”)，低含水的油井是1号、3号、5号和7号这四口位于菱形角上的油井(简称“角井”)。
纵向上，根据油井产液剖面、注水井吸水剖面以及水淹层测井解释等资料，判断多套油层中的高含水层。表1是2号油井的产液剖面数据表，无数据的层位为非油层。可见该井9号层的含水率高于60％，表明该层是高含水的油层。
如果没有产液剖面表，还可以用注水井的吸水剖面数据结合层位连通关系来判断高含水的油层。表2是9号注水井的吸水剖面数据表，无数据的层位为非油层。地质研究认为4号油井的9号层和9号注水井的9号层具有较好的连通关系，但4号油井没有产液剖面数据。那么只要9号注水井的某一油层的相对吸水量大于70％，即可判断在相邻的4号油井的高含水层就是该层。可见，4号油井的高含水油层是9号层。流程进入到步骤203。
表1 2号油井的产液剖面数据表
| 层位 | 厚度(m) | 渗透率(mD) | 日产液(t/d) | 含水率(％) | 相对产液(％) |
| 1 | |||||
| 2 | |||||
| 3 | 1.8 | 2.4 | 1.4 | 36 | 9.6 |
| 4 | |||||
| 5 | 2.6 | 6.2 | 2 | 48 | 13.7 |
| 6 | |||||
| 7 | 1.5 | 1.8 | 1.2 | 42 | 8.2 |
| 8 | |||||
| 9 | 4.2 | 10.6 | 10.4 | 82 | 71.2 |
表2 9号注水井的吸水剖面数据表
| 层位 | 厚度(m) | 渗透率(mD) | 绝对吸水量(m<sup>3</sup>/d) | 相对吸水量(％) |
| 1 | ||||
| 2 | ||||
| 3 | 1.4 | 1.8 | 3 | 6.7 |
| 4 | ||||
| 5 | 2.8 | 6.4 | 8 | 17.8 |
| 6 | ||||
| 7 | 1.6 | 2.0 | 4 | 8.9 |
| 8 | ||||
| 9 | 4.8 | 14.2 | 32 | 71.1 |
在步骤203，对水驱效果好的油层和水驱效果差的油层进行区别，划分开发层系；具体过程为：
根据油层厚度、渗透率值等资料，将水驱效果好的油层和水驱效果差的油层区别开来，划分开发层系。通常情况下，油层厚度大、渗透率相对较高的油层的水驱效果好；油层厚度较小、渗透率相对较小的油层的水驱效果差。根据步骤202已经识别出的高含水油层为9号层，因此，将3号层、5号层和7号层划分到第一层系，将9号层划分到第二层系。流程进入到步骤204。
在步骤204，对于高含水油井，封堵高含水油层；对于注水井，进行分层注水；具体过程为(示意图见图3)：
对于高含水油井，采用机械方式或者化学方式封堵高含水油层。以2号油井为例，高含水层是9号层，将封隔器下至7号和9号层之间，封隔高含水层。对于注水井9，通过“双封分注”的方式，即将第一封隔器下至3号层以上3米处，将第二封隔器下至7号层和9号层之间，在第一和第二封隔器之间的油管上装上第一配水嘴，在第二封隔器以下的油管上装上第二配水嘴，配水嘴的深度等于9号层的中部深度，以实现分两段注水。流程进入到步骤205。
在步骤205，通过将步骤四中的高含水油井转变为注水井的方式，调整菱形反九点井网结构；具体过程为：
通过将油井转变为注水井的方式(简称“转注”)，调整菱形反九点井网结构，改变注入水在地层中的流动线路(简称“流线”)，从而提高开发效果。储层优势方向与菱形长对角线的夹角小于0.5arctan(2b/a)，即储层优势方向与7号井和3号井连线方向基本一致时，2号、4号、6号和8号油井按照步骤204，采取封隔高含水层作业，继续生产3号层、5号层和7号层组成的第一层系；9号注水井按照步骤204，采取“双封分注”作业；1号、3号、5号和7号油井继续正常生产。
实施例2：
本实施例提供了一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法的具体实施过程。图2的流程图也适用本实施例。
在步骤201，通过渗透率各向异性数据以及动态分析方法，判定储层的优势方向与菱形长对角线的夹角大于0.5arctan(2b/a)且小于1.5arctan(2b/a)时，即储层优势方向与6号井和2号井连线方向基本一致。流程进入到步骤202。
在步骤202，1号油井的含水率是58％，2号油井的含水率是70％，3号油井的含水率是58％，4号油井的含水率是58％，5号油井的含水率是58％，6号油井的含水率是70％，7号油井的含水率是58％，8号油井的含水率是58％。那么，高含水的油井是2号和6号这两口油井，其余的均为低含水油井。纵向上，高含水的油层是9号层。
在步骤203，将3号层、5号层和7号层划分到第一层系，将9号层划分到第二层系。流程进入到步骤204。
在步骤204，对于2号和6号油井，将封隔器下至7号和9号层之间，封隔高含水层。对于注水井，通过“双封分注”的方式，即将第一封隔器下至3号层以上3米处，将第二封隔器下至7号层和9号层之间，在第一和第二封隔器之间的油管上装上第一配水嘴，在第二封隔器以下的油管上装上第二配水嘴，配水嘴的深度等于9号层的中部深度，以实现分两段注水。流程进入到步骤205。
在步骤205，2号和6号油井按照步骤204，采取封隔高含水层作业，继续生产3号层、5号层和7号层组成的第一层系；9号注水井按照步骤204，采取“双封分注”作业；其余油井正常生产。生产一段时间后，当2号和6号油井的含水率达到60％时，不再封隔9号层的高含水层，采用与9号注水井相同的办法，采取“双封分注”作业，形成如图4的调整井网。此时流线变成了，6号转注井的注入水流向5号、7号和8号油井；9号注水井的注入水流向4号、5号、8号和1号油井；2号转注井的注入水流向3号、4号和1号油井。扩大了注入水的波及体积，提高了开发效果。
实施例3：
本实施例提供了一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法的具体实施过程。图2的流程图也适用本实施例。
在步骤201，通过渗透率各向异性数据以及动态分析方法，判定储层的优势方向与菱形长对角线的夹角大于[180°-1.5arctan(2b/a)]且小于[180°-0.5arctan(2b/a)]时，即储层优势方向与8号井和4号井连线方向基本一致。流程进入到步骤202。
在步骤202，1号油井的含水率是58％，2号油井的含水率是58％，3号油井的含水率是58％，4号油井的含水率是70％，5号油井的含水率是58％，6号油井的含水率是58％，7号油井的含水率是58％，8号油井的含水率是70％。那么，高含水的油井是4号和8号这两口油井，其余的均为低含水油井。纵向上，高含水的油层是9号层。
在步骤203，将3号层、5号层和7号层划分到第一层系，将9号层划分到第二层系。流程进入到步骤204。
在步骤204，对于4号和8号油井，将封隔器下至7号和9号层之间，封隔高含水层。对于注水井，通过“双封分注”的方式，即将第一封隔器下至3号层以上3米处，将第二封隔器下至7号层和9号层之间，在第一和第二封隔器之间的油管上装上第一配水嘴，在第二封隔器以下的油管上装上第二配水嘴，配水嘴的深度等于9号层的中部深度，以实现分两段注水。流程进入到步骤205。
在步骤205，4号和8号油井按照步骤204，采取封隔高含水层作业，继续生产3号层、5号层和7号层组成的第一层系；9号注水井按照步骤204，采取“双封分注”作业；其余油井正常生产。生产一段时间后，当4号和8号油井的含水率达到60％时，不再封隔9号层的高含水层，采用与9号注水井相同的办法，采取“双封分注”作业，形成如图5的调整井网。此时流线变成了，4号转注井的注入水流向2号、3号和5号油井；9号注水井的注入水流向1号、2号、5号和6号油井；8号转注井的注入水流向1号、6号和7号油井。扩大了注入水的波及体积，提高了开发效果。
Claims (7)
1.一种多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤一：判断储层平面上的优势方向；
步骤二：平面上，判断高含水油井；纵向上，判断多套油层中的高含水层；
步骤三：以油层的水驱效果为依据，划分开发层系；
步骤四：对于高含水油井，封堵高含水油层；对于注水井，进行分层注水；
步骤五：通过将步骤四中的高含水油井转变为注水井的方式，调整菱形反九点井网结构；
其中，步骤一中，判断储层平面上的优势方向的依据包括砂体厚度分布数据、储层渗透率各向异性数据、岩心观察的天然裂缝资料、人工压裂缝方位监测资料或动态分析资料；
步骤三中，判断油层水驱效果的资料包括油层厚度资料、渗透率值资料或隔夹层厚度资料；
步骤五中，高含水油井转变为注水井的具体过程包括：
(1)对步骤四中封堵高含水油层后的高含水油井实施正常生产，直至含水率再次超过高含水界限；
(2)然后将该油井转变为注水井进行注水作业。
2.根据权利要求1所述的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，其特征在于，在上述步骤二中，判断多套油层中的高含水层的依据包括油井产液剖面资料、注水井吸水剖面资料或水淹层测井解释资料。
3.根据权利要求1所述的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，其特征在于，在上述步骤四中，封堵高含水油层的方式为机械封堵或化学封堵。
4.根据权利要求1所述的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，其特征在于，在上述步骤四中，是通过封隔器卡封的方式实现分层注水。
5.根据权利要求1所述的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法，其特征在于，在上述步骤五中的第(2)步，所述注水作业是采用与步骤四中的注水井相同的方式进行分层注水。
6.一种通过权利要求1-5任一项所述的调整方法获得的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网，其特征在于，在该井网中，原井网中的至少一口高含水油井已转变为现有井网中的注水井。
7.根据权利要求6所述的多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网，其特征在于，在该井网中，原井网中的高含水油井都已转变为现有井网中的注水井。
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