CN115434686B - 一种抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法及应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法，通过在目标井旁低构造部位打一口控水旁井，能够将底水引到旁井周围，减缓底水突进速度，更好的利用底水能量，降低目标井综合含水，最大程度利用剩余油，改善开采效果；同时本发明方法能够预测油藏的开发现状及油藏含水上升规律，形成一套控制非均质断块稠油油藏边水入侵的布井方式及开采方案，对此类油藏后期调整具有较高的指导价值。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及到一种抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法及应用。
背景技术
随着常规轻质油储量的减少，断块稠油油藏在非常规能源接替发挥着有力的支持与推动作用。而对于边水活跃的非均质断块稠油油藏，不规则的井网极易引起储层边底水的不均匀推进，不合理的生产制度引起油井与水体之间形成优势通道，油井过早见水进入高含水阶段，最终影响整个断块油藏的采收率。目前对于存在边底水和高渗带的断块稠油油藏，储层纵向及平面上高渗透条带的存在引起平面驱替不均衡，极易造成油藏严重水淹。
该类油藏生产油井在步井和生产制度的制定上需要重点考虑以下几点。其一，受高渗带和边底水的影响，底水容易沿高渗带突进，油井含水上升非常迅速；其二，边底水油藏油水分布复杂，在油井见水后含水率上升加快，产油量大幅度下降，严重甚至会导致油井只产水不产油；其三，边底水油藏中剩余油分布形式多样且复杂，生产成本相对较高，非均质性强导致层间矛盾突出，层间干扰较为严重；其四，常规投产效果较差，主要体现为供液较差，底水锥进和边水推进导致油井过早见水，使无水采油时间缩短；其五，断块稠油油藏注采井网不规则，容易导致某些部位注水不奏效，水驱动用程度低。
影响此类油藏开发的因素主要有边底水规模、油层厚度、纵向非均质性、油水相渗特征、原油粘度等。在油藏开发过程中地层能量下降不大的情况下，边水规模对于单井的生产效果影响不大。随着油层厚度的增加，底水锥进所驱动的原油量增加，油井累积产油量增加。而油水相渗特征的影响主要体现在初期低含水饱和度、油相渗透率高的阶段，中后期随着含水饱和度上升、油相渗透率快速下降后，影响相对减小。
针对此类边底水断块油藏开采时含水迅速上升的问题，目前尚未有较好的控水方案，基本上是通过调节井自身的生产制度的方法来抑制含水上升。因此，基于现有的边底水断块油藏开采方式，尝试通过打一口新井来抑制边水入侵、底水锥进速度，为提高边底水非均质断块油藏的采收率提供技术支撑和理论依据。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
本发明提供了一种控制非均质断块稠油油藏边底水入侵的开采技术，可以模拟边底水非均质断块稠油油藏水驱生产过程，监测水驱稠油动态开发，预测非均质断块油藏目标井进入高含水阶段时间。其目的在于：通过油藏数值模拟预测目标井进入高含水阶段时间，提出一种在低位置打一口旁井来延缓高位目标井含水上升的新方案，从而抑制断块稠油油藏边底水锥进。。
鉴于上述和/或现有技术中存在的问题，提出了本发明。
因此，本发明的目的是，克服现有技术中的不足，提供一种抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法。
为解决上述技术问题，本发明提供了如下技术方案：包括，
利用CMG数值模拟器建立目标区块的油藏数值模型；
根据模型确定目标井和旁井的井位垂向距离、横向距离及生产制度；
在目标井旁引入旁井实现控制边底水锥进。
作为本发明所述的一种优选方案，其中：所述CMG数值模拟器的输入包括，边底水断块稠油油藏目标区块储层地质资料、生产动态资料、测井资料和油层流体物性资料。
作为本发明所述的一种优选方案，其中：所述目标井与边底水垂向距离为H，与边底水边界的横向距离为为W，产量为q1；所述旁井与边底水的初始垂向距离为L1，与边底水边界的初始横向距离为L2。
作为本发明所述的一种优选方案，其中：所述确定旁井的井位垂向距离，包括，
旁井以与目标井相同的产量q1生产；
调整垂向距离L1，使旁井与目标井与边底水距离的比值为0<L1/H<1，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80％的时间Tw1；
以Tw1为评价指标，绘制横坐标为L1/H、纵坐标为Tw1的优化图版，优选得到旁井与边底水的垂向距离L1*。
作为本发明所述的一种优选方案，其中：所述确定旁井的井位横向距离，包括，
旁井以与目标井相同的产量q1生产，与边底水的垂向距离为L1*；
调整旁井与边底水边界的横向距离为L2，使旁井与目标井距边界的比值为0<L2/W<1，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80％的时间Tw2；
以Tw2为评价指标，绘制横坐标为L2/W、纵坐标为Tw2的优化图版，优选旁井与边底水边界的横向距离L2*。
作为本发明所述的一种优选方案，其中：所述确定旁井的生产制度，包括，旁井井位垂向距离为L1*、横向距离为L2*；
调整旁井的产量q2，使其产量与目标井产量比值为0<q2/q1<3，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80％的时间Tw3；
以Tw3为评价指标，绘制横坐标为q2/q1、纵坐标为Tw3的优化图版，优选旁井产量q*。
本发明的再一目的是，克服现有技术中的不足，提供一种抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法的应用。
为解决上述技术问题，本发明提供了如下技术方案：所述应用包括，油气储层的驱替生产过程以及生产动态分析。
本发明有益效果：
(1)本发明较为针对具有边底水的非均质断块稠油油藏，由于高渗带的存在导致目标井含水上升迅速，本发明在低构造部位打一口控水旁井，能够更好的将底水引到旁井周围，可以很好的减缓底水突进速度，提高储层平面动用程度，提高原油采收率。
(2)由于原油粘度高、非均质严重、边底水活跃，导致稠油油藏平面动用程度不均，通过控水旁井能够更好的利用底水能量，最大程度动用剩余油，同时又能有效控制边底水入侵速度，降低目标井综合含水，改善其开采效果。
(3)本发明在油藏描述的基础上，采用精细网格模型有效模拟具有强边底水的非均质断块稠油油藏生产动态，预测油藏的开发现状及油藏含水上升规律，形成一套控制非均质断块稠油油藏边水入侵的布井方式及开采方案，对此类油藏后期调整具有较高的指导价值。
(4)本发明抛弃了传统调节目标井自身生产制度的观点，有针对性地提出底水旁引的方法，减少高渗带等非均质性引起的驱替平面不均问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明实施例1中边底水非均质断块稠油油藏旁井控水示意图图。
图2为本发明实施例1中旁井井位垂向距离优选图版。
图3为本发明实施例1中旁井井位横向距离优选图版。
图4为本发明实施例1中旁井产量优选图版。
图5为本发明实施例2中生产井旁引入旁井前后的油藏剩余油分布特征对比图。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书实施例对本发明的具体实施方式做详细的说明。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
实施例1
本实施例提供了一种抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法。
S1：建立目标油藏数值模型；
以边底水断块稠油油藏目标区块储层地质资料、生产动态资料、测井资料以及油层流体物性资料作为输入，利用CMG数值模拟器建立目标区块的油藏数值模型；
进一步的，储层地质资料包括储层宽度、储层长度、厚度、地层倾角、埋深、温度、压力；
生产动态资料包括井产量、含水率、井位距离边水距离；
测井资料包括渗透率，孔隙度、含油饱和度；
油层流体物性资料包括原油粘度。
S2：根据模型确定目标井和旁井的井位垂向距离、横向距离及生产制度；
进一步的，可见图1，展示了本发明边底水非均质断块稠油油藏旁井控水示意图，所述目标井与边底水垂向距离为H，与边底水边界的横向距离为为W，产量为q1；所述旁井与边底水的初始垂向距离为L1，与边底水边界的初始横向距离为L2。
A1：确定旁井的井位垂向距离；
旁井以与目标井相同的产量q1生产；
调整垂向距离L1，使旁井与目标井与边底水距离的比值为0<L1/H<1，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80％的时间Tw1；
以Tw1为评价指标，绘制横坐标为L1/H、纵坐标为Tw1的优化图版；
可见图2，展示了旁井井位垂向距离优选图版，由图可知L1/H越小，抑制含水上升的效果越明显，即，旁井距离边底水越近，降低高位目标井含水的效果越明显，当L1/H大于0.5时，再增大两者比例，其井位对高位目标井含水的影响不大，因此确定控水旁井井位的垂向距离下限为0.5，优选为L1*。
A2：确定旁井的井位横向距离；
旁井以与目标井相同的产量q1生产，与边底水的垂向距离为L1*；
调整旁井与边底水边界的横向距离为L2，使旁井与目标井距边界的比值为0<L2/W<1，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80％的时间Tw2；
以Tw2为评价指标，绘制横坐标为L2/W、纵坐标为Tw2的优化图版；
可见图3，展示了旁井井位横向距离优选图版，由图可知L2/W小于0.5时，其对高位目标井的含水率影响很小，增大L2/W也并未对高位目标井的含水造成影响；当L2/W大于0.5时，增大L2/W，高位目标井含水率到达Tw2的时间也相对增大，即增大L2可以有效抑制高位目标井的含水；当L2/W到达0.75时，曲线达到峰值，即L2并不是越大越好，旁井并不是距离目标井水平距离越近越好，存在一个最优的位置，使旁井对目标井的含水影响最大，因此确定控水旁井井位的横向距离下限为0.5，最优横向距离L2*为0.75。
A3：确定旁井的生产制度；
旁井井位垂向距离为L1*、横向距离为L2*；
调整旁井的产量q2，使其产量与目标井产量比值为0<q2/q1<3，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80％的时间Tw3；
以Tw3为评价指标，绘制横坐标为q2/q1、纵坐标为Tw3的优化图版；
可见图4，展示了旁井产量优选图版，由图可知，当q2/q1小于0.5时，其对高位目标井的含水率影响很小；当0.5<q2/q1<1.3时，曲线对数增加，即增大旁井产量q2可以有效抑制目标井的含水；当1.3<q2/q1时，曲线线性增加，即增大旁井产量q2可以快速抑制目标井的含水，因此，控水旁井井位的产量下限为0.5，优选为q*。
S3：根据步骤S2得到旁井的垂直、水平位置坐标及生产量，按此指标在目标井旁引入旁井，实现控制边底水锥进。
实施例2
参照图5，为本发明另一个实施例，为验证本方法所具有的有益效果，本实施例通过实际应用进行科学论证。
S1：建立目标油藏数值模型；
目标油藏区块为胜利油田某边底水断块稠油油藏典型区块；
该区块的储层地质资料包括：储层尺寸为1650m*1250m，储层倾角为2°、储层最高构造深度1360m、储层厚度5m、储层温度85℃、压力22MPa；
井生产动态资料包括：目标井产量为10m3/d；
测井资料包括：渗透率为0.944μm2、孔隙度33.7％、含油饱和度；
油层流体物性资料包括：储层温度压力条件下原油粘度为3700mPa·s、
以上资料作为输入，利用CMG数值模拟器建立该区块的油藏数值模型，设置模型网格数为33×50×5＝8250个；
设置地层倾角为2°、顶部深度1360m、网格尺寸25m×25m×1m、孔隙度34％、渗透率1.0μm2；
高部位目标井位置网格为(10，12)，以10m3/d的产量生产，目标井附近高渗通道占据垂直方向三列网格，渗透率为10μm2；
S2：由于高渗通道的存在，高部位目标井含水上升迅速，为了抑制底水侵入速度，在低部位设计一口控水旁井来调节目标井的生产含水上升。通过改变旁井的位置以及旁井的产量来研究旁井对高部位目标井含水的影响趋势。暂定旁井网格位置为(20，12)；
A1：调整旁井距离底水的垂直距离网格数L1，L1分别取0、4、……、36，H表示高部位目标井距离底水的垂直距离，每次调整后，通过建立的油藏数值模型预测目标井到达高含水时间Tw1；
以L1/H为横坐标，目标井含水率达80％的时间Tw1为纵坐标绘制图版，优选出最合适的L1*，得出L1/H为0.5以下时降低含水率效果更明显，即最优井位位置(20，28)。
A2：固定控水旁井的垂直方向坐标，即L1始终为20，改变旁井距离边界的水平距离网格数L2，L2分别取1、3、……、21，W表示高部位目标井距离边界的水平距离。每次调整后，通过建立的油藏数值模型预测目标井到达高含水时间Tw2；
以L2/W为横坐标，目标井含水率达80％的时间Tw2为纵坐标绘制图版，得出的图版可以综合得出旁井的最优坐标，为(16，28)。
A3：确保旁井坐标为(16，28)；高部位目标井产量q1始终为10m3/d。调整旁井的产量q2，q2分别取1m3/d、3m3/d、5m3/d、……、30m3/d，每次调整后，通过建立的油藏数值模型预测目标井到达高含水时间Tw3；
以q2/q1为横坐标，目标井含水率达80％的时间Tw3为纵坐标绘制图版,优选得到q*的下限为5m3/d。
S3：由上述步骤确定针对目标区块的控水旁井应距离边水垂直距离小于475m，与目标井的水平保持125m，建议旁井产量大于5m3/d。
可见图5，展示了在目标井旁引入旁井前后的油藏剩余油分布特征对比，由图可知，位于控水井位下线位置的旁井具有良好的控水效果。再生产相同时间内，旁井的存在极大的增加了油藏的采收率，剩余分布明显减少，油气是提高了旁井与边水、旁井与目标井直井的三角区的驱替效率。
应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (5)
1.一种抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法，其特征在于：包括，
步骤1：利用CMG数值模拟器建立目标区块的油藏数值模型，其中，所述CMG数值模拟器的输入包括，边底水断块稠油油藏目标区块储层地质资料、生产动态资料、测井资料和油层流体物性资料；
步骤2：根据模型确定目标井和旁井的井位垂向距离、横向距离及生产制度；
其中，所述目标井与边底水垂向距离为H，与边底水边界的横向距离为W，产量为q1；所述旁井与边底水的初始垂向距离为L1，与边底水边界的初始横向距离为L2；
1）所述确定旁井的井位垂向距离，包括，
旁井以与目标井相同的产量q1生产；
调整垂向距离L1，使旁井与目标井与边底水距离的比值为0<L1/H<1，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80%的时间Tw1；
以Tw1为评价指标，绘制横坐标为L1/H、纵坐标为Tw1的优化图版，优选得到旁井与边底水的垂向距离L1*；
2）所述确定旁井的井位横向距离，包括，
旁井以与目标井相同的产量q1生产，与边底水的垂向距离为L1*；
调整旁井与边底水边界的横向距离为L2，使旁井与目标井距边界的比值为0<L2/W<1，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80%的时间Tw2；
以Tw2为评价指标，绘制横坐标为L2/W、纵坐标为Tw2的优化图版，优选旁井与边底水边界的横向距离L2*；
3）所述确定旁井的生产制度，包括，
旁井井位垂向距离为L1*、横向距离为L2*；
调整旁井的产量q2，使其产量与目标井产量比值为0<q2/q1<3，通过建立的油藏数值模型，预测目标井含水率超过80%的时间Tw3；
以Tw3为评价指标，绘制横坐标为q2/q1、纵坐标为Tw3的优化图版，优选旁井产量q*；
步骤3：通过确定的目标井和旁井的井位垂向距离、横向距离及生产制度，在目标井旁引入旁井实现控制边底水锥进。
2.如权利要求1所述的抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法，其特征在于：所述方法能够应用于油气储层的驱替生产过程以及生产动态分析。
3.如权利要求2所述的抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法，其特征在于：所述油气储层包括，断块油气储层、存在高渗条带或者具有方向渗透率的非均质油气储层、倾斜构造油气储层。
4.如权利要求2所述的抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法，其特征在于：所述驱替生产过程包括，稠油水驱、稠油蒸汽驱、稠油泡沫驱、稠油聚合物驱替、油砂热采驱替。
5.如权利要求2所述的抑制非均质断块稠油油藏边底水锥进的方法，其特征在于：所述生产动态分析包括，低注高采驱替生产、高注低采驱替生产、边缘注水驱替生产。
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