CN114427376B - 一种大底水油藏井间侧向驱增效方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种大底水油藏井间侧向驱增效方法，包括：S1.根据待驱替油井所在的地层及油层的相对厚度、井间距离及底水参量的相对大小，建立了三维底水油藏物理模型装置，并计算堵剂用量；S2.设计隔板段塞、驱替段塞和顶替段塞三段堵水段塞，并根据油藏孔隙体积计算注入总量；S3.根据生产压力梯度和和注采比、地层渗透率，结合步骤S1计算的堵剂用量和步骤S2根据油藏孔隙体积计算的注入总量，分别计算三段堵水段塞的注入压力值、注入排量；S4.向待驱替油井的地层中依次按照所计算的注入排量注入三段堵水段塞进行驱替施工。本发明通过前置隔板和侧向驱替技术相结合的方式，实现井间剩余油高效驱替，提高井间剩余油动用，使得后期采收率大大提高。
Description
技术领域
本发明涉及石油开发技术领域，具体涉及一种大底水油藏井间侧向驱增效方法。
背景技术
塔河碎屑岩油藏具有“一超三高”的特点：超深(埋深4200～5100m)、高温(90～137℃)、高盐(地层水总矿化度21*104mg/L、钙镁粒子含量1.2*104mg/L)、高水油体系比(500以上)。随着油藏开发，由于储层非均质性强，塔河油田碎屑岩底水油藏开发过程中底水锥进造成油井水淹严重，剩余油主要分布于井周低渗段、储层高部位以及井间为控制区。前期主要采用油井堵水方式控制底水，挖掘井周剩余油潜力，但多轮次堵水后，堵水效果急剧变差。后期采收率方向逐步转向井间及顶部剩余油挖潜，但由于苛刻的油藏条件，常规三采技术无法应用。
比如，论文(九_4区底水油***工隔板堵水技术研究，西南石油大学[D]，2016)结合油藏地质特征与开发现状，提出适用于该油藏的脲醛树脂堵剂体系人工隔板堵水技术。人工隔板堵水技术是一种有效的化学堵水控制底水锥进的方法，能阻挡底水向油井锥进，改变井筒周围底水渗流方向，达到降水增油的效果。脲醛树脂堵剂体系具有初始黏度低、注入性良好、固化后封堵强度高的特点，兼具防砂固砂的功能，对目标油藏具有一定的适用性。通过实验优选出了适用于九4区底水油藏的人工隔板堵剂体系，并对堵剂体系的性能进行了评价。
正如上述论文所公开的技术一样，现有技术多为前期的单井剩余油挖潜，挖掘井周剩余油潜力，针对后期采收时底水油藏井间剩余油富集，目前并没有有效的治理手段。
发明内容
为解决现有技术在后期采收底水油藏井间剩余油富集缺乏有效治理手段的问题，本发明提供了一种大底水油藏井间侧向驱增效方法，通过前置隔板和侧向驱替技术相结合的方式，实现井间剩余油高效驱替，提高井间剩余油动用，使得后期采收率大大提高。
本发明的技术方案如下：
一种大底水油藏井间侧向驱增效方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1.根据待驱替油井所在的地层及油层的相对厚度、井间距离及底水参量的相对大小，建立三维底水油藏物理模型装置，并计算堵剂用量；
S2.设计隔板段塞、驱替段塞和顶替段塞三段堵水段塞，并根据油藏孔隙体积计算注入总量；所述隔板段塞采用第一强度微粘液体系，所述驱替段塞采用第二强度微粘液体系，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的粘度均大于原油粘度且所述第一强度高于第二强度，所述顶替段塞采样地层水；
S3.根据生产压力梯度和和注采比、地层渗透率，结合步骤S1计算的堵剂用量和步骤S2根据油藏孔隙体积计算的注入总量，分别计算三段堵水段塞的注入压力值、注入排量；
S4.向待驱替油井的地层中依次按照所计算的注入排量注入三段堵水段塞进行驱替施工，所述隔板段塞被注入至油水界面铺展固化以阻挡底水，所述驱替段塞通过侧向驱替技术在隔板段塞上方沿横向驱替以驱动大底水油藏井间剩余油。
优选地，所述S3步骤计算得出的隔板段塞的注入量为注入总量的55～65％，驱替段塞的注入量为注入总量的28～43％；顶替段塞的注入量为注入总量的4～8％。
优选地，所述S2步骤的第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系均包括聚合物、交联剂、助剂和地层水，所述聚合物为耐高温耐高盐聚合物，采用AP-P3聚合物、AM-AMPS聚合物或其它抗盐聚合物中的任一种，所述交联剂为ZX-1；所述助剂为LGY。
优选地，所述S2步骤的第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系均属于微粘液体系，各成分的配方如下：0.2-0.3％聚合物、0.05～0.075％ZX-1，0.05～0.5％LGY，其余为地层水；所述第一强度微粘液体系的聚合物比例和助剂比例均高于第二强度微粘液体系。
优选地，所述第一强度微粘液体系的配方为：0.3％聚合物、0.05％ZX-1、0.5％LGY，其余为地层水，所述第一强度微粘液体系用于阻挡底水，实现封窜和堵漏；
所述第二强度微粘液体系的配方为0.2％聚合物、0.05％ZX-1、0.05％LGY，其余为地层水，所述第二强度微粘液体系用于增粘驱替，驱动大底水油藏井间剩余油。
优选地，所述S1步骤计算的堵剂用量为第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量为0.3～0.4PV油层。
优选地，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量为0.3PV油层。
优选地，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系在S4步骤均采用油井注、油井采。
本发明的有益效果为：
本发明提供的大底水油藏井间侧向驱增效方法，针对底水油藏井间剩余油富集且没有有效治理手段的问题，开展前置隔板+侧向水驱技术研究，在建立三维底水油藏物理模型装置并计算堵剂用量后，设计三段堵水段塞，本发明是设计了隔板段塞、驱替段塞和顶替段塞三段堵水段塞，其中，隔板段塞采用第一强度微粘液体系，驱替段塞采用第二强度微粘液体系，第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的粘度均大于原油粘度且第一强度高于第二强度，也就是说，隔板段塞和驱替段塞均采用微粘液体系，微粘液体系的粘度稍大于原油粘度，隔板段塞采用高强度微粘液体系，驱替段塞采用低强度微粘液体系，此处的高强度和低强度是两者相对而言，分别计算三段堵水段塞的注入压力值、注入排量后，依次注入三段堵水段塞进行驱替施工，其中，隔板段塞被注入至油水界面铺展固化以阻挡底水，驱替段塞通过侧向驱替技术在隔板段塞上方沿横向驱替以驱动大底水油藏井间剩余油，实现井间剩余油高效驱替，可用于底水油藏、井间驱替、油井注、油井采等多种油藏情况。该方法在注入高强度微粘液体系之后，由于流度差异，可以在油水界面处形成明显的隔板，迫使注入水转向驱替底水上部油层，提高井间剩余油动用，采收情况明显优于注氮气泡沫、注氮气。
附图说明
图1为本发明大底水油藏井间侧向驱增效方法的流程图。
图2为本发明大底水油藏井间侧向驱增效方法的施工原理图。
具体实施方式
为了更清楚的理解该发明的内容，将结合附图和实施例详细说明。
本发明涉及一种大底水油藏井间侧向驱增效方法，其流程如图1所示，包括以下步骤：S1.根据待驱替油井所在的地层及油层的相对厚度、井间距离及底水参量的相对大小，建立三维底水油藏物理模型装置，并计算堵剂用量；S2.设计隔板段塞、驱替段塞和顶替段塞三段堵水段塞，并根据油藏孔隙体积计算注入总量；其中，隔板段塞采用第一强度微粘液体系，驱替段塞采用第二强度微粘液体系，第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的粘度均大于原油粘度且第一强度高于第二强度，顶替段塞采样地层水；S3.根据生产压力梯度和和注采比、地层渗透率，结合步骤S1计算的堵剂用量和步骤S2根据油藏孔隙体积计算的注入总量，分别计算三段堵水段塞的注入压力值、注入排量；S4.向待驱替油井的地层中依次按照所计算的注入排量注入三段堵水段塞进行驱替施工，如图2所示施工原理图，隔板段塞被注入至油水界面铺展固化形成隔板1以阻挡底水，驱替段塞通过侧向驱替技术在隔板段塞上方沿横向驱替(如图2所示的横向通道2)以驱动大底水油藏井间剩余油。也就是说，该方法在注入高强度微粘液体系之后，由于流度差异，可以在油水界面处形成明显的隔板1，迫使注入水转向驱替大底水上部油层，提高井间剩余油动用。本发明通过前置隔板和侧向驱替技术相结合的方式，实现井间剩余油高效驱替，提高井间剩余油动用，使得后期采收率大大提高。
进一步优选地，S1步骤计算的堵剂用量为第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量，第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量为0.3～0.4PV油层，进一步优选为0.3PV油层。
S2步骤计算的注入总量为在S1步骤计算得到的第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量的基础上，再加上顶替段塞地层水的量；S3步骤分别计算三段堵水段塞的注入排量，进一步地，该步骤计算得出的隔板段塞的注入量为注入总量的55～65％，驱替段塞的注入量为注入总量的28～43％；顶替段塞的注入量为注入总量的4～8％。
三段堵水段塞分别为隔板段塞、驱替段塞和顶替段塞，优选地，隔板段塞采用的第一强度微粘液体系和驱替段塞采用的第二强度微粘液体系均属于微粘液体系，微粘液体系的粘度稍大于原油粘度，原油粘度为2mPa·S，微粘液体系的粘度可以为5mPa·S。
优选地，微粘液体系均包括聚合物、交联剂、助剂和地层水，其中，聚合物为耐高温耐高盐聚合物，其可选择采用AP-P3聚合物、AM-AMPS聚合物或其它抗盐聚合物中的任一种，交联剂优选为ZX-1；助剂为优选LGY。微粘液体系中各成分的配方如下：0.2-0.3％聚合物、0.05～0.075％ZX-1，0.05～0.5％LGY，其余为地层水；第一强度微粘液体系各成分的配方与第二强度微粘液体系相比，第一强度微粘液体系的聚合物比例和助剂比例均高于第二强度微粘液体系，两者的交联剂比例相同。第一强度高于第二强度，即，第一强度微粘液体系也可称为是高强度微粘液体系，第二强度微粘液体系也可称为是低强度微粘液体系，也就是说，隔板段塞采用高强度微粘液体系，驱替段塞采用低强度微粘液体系，此处的高强度和低强度是两者相对而言。
更进一步地，第一强度微粘液体系的配方为：0.3％聚合物、0.05％ZX-1、0.5％LGY，其余为地层水，所述第一强度微粘液体系用于阻挡底水，实现封窜和堵漏。第二强度微粘液体系的配方为0.2％聚合物、0.05％ZX-1、0.05％LGY，其余为地层水，所述第二强度微粘液体系用于增粘驱替，驱动大底水油藏井间剩余油。
需要说明的是，上述配方仅为优选方案，第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的各成分的配方可进行适当调整。
进一步地，本发明涉及一种大底水油藏井间侧向驱增效方法，第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系在S4步骤均采用油井注、油井采。这也和现有的驱替概念采用水井注、油井采有实质性区别。
以塔河TK202H井为例，其具体步骤如下：
S1.根据待驱替油井所在的地层油层的相对厚度、井间距离及底水参量的相对大小，建立了三维底水油藏物理模型装置，并计算堵剂用量，制备堵剂；
S1A.根据配方：0.3％聚合物、0.05％ZX-1、0.5％LGY，其余为地层水，搅拌制备高强度微粘液体系；
S1B.根据配方0.2％聚合物、0.05％ZX-1、0.05％LGY，其余为地层水，搅拌制备低强度微粘液体系；
S2.设计三段堵水段塞，并根据油藏孔隙体积设计注入总量为0.3PV油层；
S3.根据生产压力梯度和和注采比、地层渗透率，设计堵剂的注入压力值、注入排量；
S4.向待驱替油井的地层中依次按照注入三段堵水段塞进行驱替施工；
S4A向地层注入高强度微粘液体系—即隔板段塞，其注入量为注入总量的60％；
S4B.向地层注入低强度微粘液体系—即驱替段塞，其注入量为注入总量的35％；
S4C.向地层注入地层水—即顶替段塞，其注入量为注入总量的5％；
经过试注和正式两个阶段，累计注入药剂总量为8677方，其中：低强度微粘液(即驱替段塞采用的第二强度微粘液体系，也称为是低强度微粘液体系)3197方，高强度微粘液(即隔板段塞采用的第一强度微粘液体系，也称为是高强度微粘液体系)5480方，最高压力24.3MPa，提高采收率14％。
应当指出，以上所述具体实施方式可以使本领域的技术人员更全面地理解本发明创造，但不以任何方式限制本发明创造。因此，尽管本说明书参照附图和实施例对本发明创造已进行了详细的说明，但是，本领域技术人员应当理解，仍然可以对本发明创造进行修改或者等同替换，总之，一切不脱离本发明创造的精神和范围的技术方案及其改进，其均应涵盖在本发明创造专利的保护范围当中。
Claims (6)
1.一种大底水油藏井间侧向驱增效方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1.根据待驱替油井所在的地层及油层的相对厚度、井间距离及底水参量的相对大小，建立三维底水油藏物理模型装置，并计算堵剂用量；
S2.设计隔板段塞、驱替段塞和顶替段塞三段堵水段塞，并根据油藏孔隙体积计算注入总量；所述隔板段塞采用第一强度微粘液体系，所述驱替段塞采用第二强度微粘液体系，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的粘度均大于原油粘度且第一强度高于第二强度，所述顶替段塞采样地层水；第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系均属于微粘液体系，微粘液体系均包括聚合物、交联剂、助剂和地层水，所述聚合物为耐高温耐高盐聚合物，采用AP-P3聚合物、AM-AMPS聚合物或其它抗盐聚合物中的任一种，所述交联剂为ZX-1，所述助剂为LGY；微粘液体系中各成分的配方如下：0.2～0.3％聚合物、0.05～0.075％ZX-1，0.05～0.5％LGY，其余为地层水；第一强度微粘液体系各成分的配方与第二强度微粘液体系相比，第一强度微粘液体系的聚合物比例和助剂比例均高于第二强度微粘液体系，两者的交联剂比例相同；
S3.根据生产压力梯度和注采比、地层渗透率，结合步骤S1计算的堵剂用量和步骤S2根据油藏孔隙体积计算的注入总量，分别计算三段堵水段塞的注入压力值、注入排量；
S4.向待驱替油井的地层中依次按照所计算的注入排量注入三段堵水段塞进行驱替施工，所述隔板段塞被注入至油水界面铺展固化以阻挡底水，所述驱替段塞通过侧向驱替技术在隔板段塞上方沿横向驱替以驱动大底水油藏井间剩余油。
2.根据权利要求1所述的大底水油藏井间侧向驱增效方法，其特征在于，所述S3步骤计算得出的隔板段塞的注入量为注入总量的55～65％，驱替段塞的注入量为注入总量的28～43％；顶替段塞的注入量为注入总量的4～8％。
3.根据权利要求1所述的大底水油藏井间侧向驱增效方法，其特征在于，所述第一强度微粘液体系的配方为：0.3％聚合物、0.05％ZX-1、0.5％LGY，其余为地层水，所述第一强度微粘液体系用于阻挡底水，实现封窜和堵漏；
所述第二强度微粘液体系的配方为0.2％聚合物、0.05％ZX-1、0.05％LGY，其余为地层水，所述第二强度微粘液体系用于增粘驱替，驱动大底水油藏井间剩余油。
4.根据权利要求1所述的大底水油藏井间侧向驱增效方法，其特征在于，所述S1步骤计算的堵剂用量为第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量为0.3～0.4PV油层。
5.根据权利要求4所述的大底水油藏井间侧向驱增效方法，其特征在于，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系的总用量为0.3PV油层。
6.根据权利要求4所述的大底水油藏井间侧向驱增效方法，其特征在于，所述第一强度微粘液体系和第二强度微粘液体系在S4步骤均采用油井注、油井采。
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