專利名稱：特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及油藏開發(fā)方法及調(diào)整技術(shù)，屬于多油層非均質(zhì)砂巖油田特高含水期開發(fā)方法及調(diào)整技術(shù)。
背景技術(shù)：
喇嘛甸油田是受構(gòu)造控制的層狀砂巖油田，是典型的砂巖油藏，具有砂巖油藏層狀沉積、構(gòu)造控制的地質(zhì)特征，在砂巖油藏中極具典型性和代表性。喇嘛甸油田位于大慶長垣最北端，含油面積100km2，地質(zhì)儲量81472X 104t，于1973年投入開發(fā)，歷經(jīng)七次較大規(guī)模開發(fā)調(diào)整，于1997年進入特高含水開發(fā)階段(含水>90%)。目前面臨油層動用程度高(水淹比例95. 8%)，綜合含水高(水驅(qū)綜合含水為94. 85%)，采油速度低(O. 36%)，層系間含水差異小(1. 35%)，調(diào)整余地小等不利形勢。特別是隨著油田二類油層逐步轉(zhuǎn)入聚合物驅(qū)開發(fā)，水驅(qū)地質(zhì)儲量逐年減少(由1993年的8 1 47 2X 104t減少到2011年的63385X 104t)，水驅(qū)產(chǎn)量下降(由1993年的771. 0X 104t下降到2011年的221. 3X 104t)，儲采比降低(由1993年的11. 77下降到2011年的6. 83)。研究結(jié)果表明，在特高含水期受油層內(nèi)非均質(zhì)性較強、砂體形態(tài)復(fù)雜、平面相別變化劇烈等因素制約，現(xiàn)水驅(qū)井網(wǎng)對油層內(nèi)結(jié)構(gòu)單元控制程度低(控制程度< 70%)，造成油層一方面低效無效注采循環(huán)嚴重，另一方面仍有三分之一比例厚度動用較差，還存在剩余油。如何提高特高含水期水驅(qū)開發(fā)效果、減緩水驅(qū)產(chǎn)量遞減速度成為油田亟待解決的問題。聚合物驅(qū)油方式作為二十世紀末在油田規(guī)?；茝V開發(fā)方法，能夠在較短時期內(nèi)，實現(xiàn)較高產(chǎn)油量，但聚合物驅(qū)油方式存在著實效時間相對較短(4年 6年)、含水上升快(4年 6年時間含水上升20% 35%)、投入成本昂貴(噸聚合物費用為注入水的3640倍)、注入結(jié)束后后續(xù)開發(fā)低效等問題(含水率均> 95%)。水驅(qū)開發(fā)方式作為我國常規(guī)、基本、成熟的開發(fā)方法，具有開發(fā)有效期時間長(30年以上)、成本低廉(噸注入水費用為2. 6元 7. 9元)、含水上升緩慢等特征(年含水上升率
O.2% 1. 0%)。針對特高含水開發(fā)階段開發(fā)形勢，喇嘛甸油田與我國其它水驅(qū)油田一樣，也進行了水驅(qū)方面的調(diào)整和治理，如區(qū)塊近幾年采取分層注水技術(shù)85井次，進行剩余油挖潛補孔30井次、壓裂28井次、封堵高產(chǎn)水層段24井次。但因?qū)嵤┱{(diào)整和治理的注采井分布零散，難以形成規(guī)模化效果；另外所有上述調(diào)整和治理均是在現(xiàn)有300m注采井距下進行，沒有從根本上實現(xiàn)改變(控制程度仍< 70%)，特別是補孔措施、打亂了原有開發(fā)層系，導(dǎo)致了地下井網(wǎng)注采關(guān)系錯綜復(fù)雜，給后期的開發(fā)和調(diào)整帶來更大困難。在特高含水開發(fā)階段，采用什么開發(fā)方式，才能夠利用水驅(qū)常規(guī)調(diào)整技術(shù)和手段，進行水驅(qū)規(guī)?；跐撌Ｓ嘤?，實現(xiàn)減緩水驅(qū)產(chǎn)量下降速度、保持水驅(qū)產(chǎn)量規(guī)模、增加可采儲量、控制含水上升速度、減少厚油層內(nèi)低效無效注采循環(huán)的目的，國內(nèi)外至今報道較少。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明的目的是提供一種特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法，該方法可減緩特高含水期水驅(qū)產(chǎn)量下降速度，提高水驅(qū)低成本開發(fā)效果，保持水驅(qū)產(chǎn)量規(guī)模，增加可采儲量，控制含水上升速度，減少油層內(nèi)低效無效注采循環(huán)。為實現(xiàn)上述發(fā)明目的，本發(fā)明采用的技術(shù)方案是特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法，具體包括如下步驟
1、確定井網(wǎng)
在二類油層三次采油之前的三年 四年時間，利用已部署完鉆的二類油層聚合物驅(qū)加密的150m五點法面積井網(wǎng)；
2、確定對象
確定開發(fā)對象為三年 四年后將進行三次采油的油層；
3、細化油層單元，分析結(jié)構(gòu)界面類型及作用
按照旋回對比、分級控制、不同相帶區(qū)別的分析方法，將沉積單元進一步解剖細化至結(jié)構(gòu)單元，并分析結(jié)構(gòu)單元間結(jié)構(gòu)界面類型及對油層開發(fā)的作用；
4、選擇性射孔
利用不同類型結(jié)構(gòu)界面的阻滲遮擋作用，以完善砂體注采關(guān)系、挖潛油層內(nèi)剩余油為原則，進行選擇性射孔，具體為對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)部低未水淹部位，通過水驅(qū)注采動態(tài)循環(huán)，建立井距為150m下的驅(qū)動體系，對油層內(nèi)部剩余油富集的結(jié)構(gòu)單元獨立射孔開采；
5、注采井調(diào)整
投產(chǎn)之后，依據(jù)動態(tài)開發(fā)狀況，對注水井進行注水量的增加或減少調(diào)整，對采油井實施壓裂、補孔和封堵調(diào)整，生產(chǎn)開發(fā)三年 四年之后轉(zhuǎn)入三次采油。有益效果特高含水期油藏水驅(qū)“二三結(jié)合”開發(fā)方法，取得了較好開發(fā)效果和經(jīng)濟效益，達到了改善水驅(qū)開發(fā)效果、提高采收率、延長水驅(qū)開發(fā)有效期的目的，能夠指導(dǎo)今后油田特高含水期的開發(fā)調(diào)整。


圖1是區(qū)塊井網(wǎng)示意圖。圖2是區(qū)塊新老井綜合含水曲線。
具體實施例方式下面結(jié)合具體的實施例，對本發(fā)明作進一步的說明
實施例1 :以喇6-PS1733井為例，闡述本發(fā)明開發(fā)方法及效果1、采用聚合物驅(qū)150m注采井距
油田原水驅(qū)開發(fā)采用300m注采井距，平均單井日產(chǎn)液lit，日產(chǎn)油O. 6t，含水率為94. 9%。喇6-PS1733作為采油井，采用聚合物驅(qū)150m注采井距。2、確定開發(fā)對象
喇6-PS1733井是區(qū)塊一口 二類油層聚合物驅(qū)采油井，作為水驅(qū)采油井進行利用，目的層段為薩III 4-10油層。3、進一步細化油層單元，分析結(jié)構(gòu)界面類型及作用
將薩III4-10油層細致劃分為7個結(jié)構(gòu)單元、即薩III 4+5a、4+5b、6+7a、6+7b、8、9、10結(jié)構(gòu)
單元，搞清了屬于不穩(wěn)定結(jié)構(gòu)界面類型，并具有一定阻滲遮擋作用。
4、選擇性射孔
利用結(jié)構(gòu)界面阻滲遮擋作用，采用在結(jié)構(gòu)界面上部預(yù)留O. 5^1. Om厚度油層后、選擇性射開油層內(nèi)結(jié)構(gòu)界面上部動用較差部位，選射了薩III 4+53結(jié)構(gòu)單元低未水淹層段(含水率< 40%)的2. 5m厚度，其注水井喇6-PS1802井也對應(yīng)射開2. 6m厚度，即形成了 “二三結(jié)合”開發(fā)方式。投產(chǎn)后，喇6-PS1733井，日產(chǎn)液30t，日產(chǎn)油2. 9t，含水90. 3% ;注水井喇
6-PS1802井日注水量為35m3。5、進行注采井調(diào)整
生產(chǎn)7個月后，喇6-PS1733井液量、含水上升較快、開發(fā)效果變差，日產(chǎn)液55t，日產(chǎn)油O. 9t，含水98. 3%。產(chǎn)液剖面測井資料表明，射孔層下部1. Om厚度油層含水為99. 3%，產(chǎn)出液量占全井液量的90. 6%，受其干擾、其它射孔層產(chǎn)出液量占全井液量9. 4%。對其進行封堵和補孔的措施調(diào)整，采用1. 5m膠筒封堵了薩III 4-7油層下部含水率高于90%的部位，同時射開薩III 8-10油層上部1. 4m含水率低于40%的部位。，實施后，日產(chǎn)液17t，日產(chǎn)油6. 7t，含水60. 3%，累積增油880t，取得較好開發(fā)效果。
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實例2 以喇7-PS1734井為例，闡述開發(fā)方式方法及效果1、采用聚合物驅(qū)150m注采井距
原水驅(qū)開發(fā)采用300m注采井距，平均單井日產(chǎn)液lit，日產(chǎn)油O. 6t，含水率為94. 9%。喇7-PS1734作為注水井，采用聚合物驅(qū)150m注采井距。2、確定開發(fā)對象
喇7-PS1734井組，是區(qū)塊二類油層聚合物驅(qū)注采井組，給周圍4 口采油井注水，分別是喇7-PS1731、喇6-PS1723、喇7-PS1801、喇7-PS1733井，注采井距為150m，作為水驅(qū)注采井組進行利用，目的層段為薩III 4-10油層。3、進一步細化油層單元，分析結(jié)構(gòu)界面類型及作用
將薩III 4-10油層細致劃分為7個結(jié)構(gòu)單元、即薩III 4+5a、4+5b、6+7a、6+7b、8、9、10結(jié)構(gòu)單元，搞清了屬于穩(wěn)定結(jié)構(gòu)界面類型。4、選擇性射孔
利用結(jié)構(gòu)界面阻滲遮擋作用，采用選擇性射開結(jié)構(gòu)界面上部動用較差部位(含水率< 40%)做法，選射了薩III 4+5a、6+7a結(jié)構(gòu)單元低未水淹部位的2. 9m厚度，其注水井喇
7-PS1734井也對應(yīng)射開2.7m厚度，即形成了 “二三結(jié)合”開發(fā)方式。注采井之間均為一類連通(相同沉積環(huán)境下)，井組液量高、含水高、液面淺，效果較差，日產(chǎn)液80t，日產(chǎn)油l.Ot，含水98. 8%，液面81m。針對這種情況，對喇7-PS1734注水井實施了周期注水，首先關(guān)井20天后、開井30天、按此順序循環(huán)執(zhí)行3個周期，時間為5個月。5、進行注采井調(diào)整
之后，井組日產(chǎn)液49t，日產(chǎn)油1. 8t，含水96. 4%，液面364m;與周期注水前相比，日產(chǎn)液下降31t，日產(chǎn)油增加O. 8t，含水降低2. 4個百分點，液面下降283m，取得較好開發(fā)效果。實施例3 :以喇嘛甸油田作為區(qū)塊對象，采用本發(fā)明方法進行開發(fā)，具體開發(fā)方法的步驟為1、確定井網(wǎng)，采用聚合物驅(qū)150m注采井距
油田開發(fā)實踐表明，合理注采井距應(yīng)實現(xiàn)控制程度高于90%，達到最大程度地適應(yīng)油層地質(zhì)特征，能夠取得較高原油采收率和經(jīng)濟效益。區(qū)塊薩III 4-10油層原水驅(qū)300m注采井距縮小至150m后，水驅(qū)控制程度得到較大提高，由原井網(wǎng)的86. 36%提高到97. 64%，提高了
11.28個百分點，其中，三個方向以上控制程度由72. 73%提高到86. 05%,提高了 13. 32個百分點，能夠?qū)崿F(xiàn)較好水驅(qū)開發(fā)效果。如附圖1所示二類聚合物驅(qū)采用150m注采井距，利用已部署完鉆的二類油層聚合物驅(qū)井網(wǎng)，為水驅(qū)開發(fā)奠定了井網(wǎng)基礎(chǔ)。2、確定開發(fā)對象為薩III 4-10油層
區(qū)塊發(fā)育薩爾圖、葡萄花和高臺子油層，二類油層聚合物驅(qū)對象為薩III 4-10油層。既然已利用二類油層聚合物驅(qū)150m井網(wǎng)，考慮三年 四年時間之后，此套井網(wǎng)將進行聚合物驅(qū)開發(fā)，將此次開發(fā)對象也確定為薩III 4-10油層。3、進一步細化油層單元，分析結(jié)構(gòu)界面類型及作用
利用區(qū)塊新鉆204 口聚合物驅(qū)新井測井資料，通過整體解剖系統(tǒng)追蹤，依據(jù)巖心資料和測井曲線旋回特征，將薩III 4-10油層細致劃分為7個結(jié)構(gòu)單元、即薩III 4+5a、4+5b、6+7a、6+7b、8、9、10結(jié)構(gòu)單元。同時統(tǒng)計確定了結(jié)構(gòu)單元間結(jié)構(gòu)界面的三種類型，并分析研究了不同類型結(jié)構(gòu)界面的不同遮擋作用一是穩(wěn)定分布類型，具有較好的滲流遮擋作用；二是不穩(wěn)定分布類型，具有一定的滲流遮擋作用；三是零星散布類型，滲流遮擋作用較弱。搞清了區(qū)塊薩III4-10油層間，比例為68. 2%井屬于穩(wěn)定分布類型，比例為6. 3%井屬于不穩(wěn)定分布類型，比例為25. 5%井屬于遮擋作用較弱的零星散布類型。因此，可利用油層結(jié)構(gòu)界面的滲流遮擋作用進行特高含水期水驅(qū)開發(fā)。4、選擇性射孔
射孔時，以完善砂體注采關(guān)系、挖潛油層內(nèi)剩余油為原則，選擇性射開油層內(nèi)低未水淹部位。具體做法主要有三種一是對于發(fā)育穩(wěn)定類型結(jié)構(gòu)界面井，對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)結(jié)構(gòu)界面上部低未水淹部位(油 層含水率< 40%)，避免射開低效無效循環(huán)部位油層(油層含水率> 80%);二是對于發(fā)育不穩(wěn)定類型結(jié)構(gòu)界面井，在結(jié)構(gòu)界面上部預(yù)留O. 5^1. Om厚度油層后、對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)結(jié)構(gòu)界面上部低未水淹部位、避免射開低效無效循環(huán)部位油層；三是對于發(fā)育零星散布類型結(jié)構(gòu)界面井，在結(jié)構(gòu)界面上部預(yù)留l.(T2. Om厚度油層后、對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)結(jié)構(gòu)界面上部低未水淹部位、避免射開低效無效循環(huán)部位油層。5、進行注采井調(diào)整
為提高區(qū)塊開發(fā)效果，及時進行注采井調(diào)整。采油井方面一是對于發(fā)育有效滲透率小于O. 200 μ m2的油層，采用壓裂方式、提高產(chǎn)油量；二是對于含水率介于40% 80%之間的油層，進行再次射孔、提高產(chǎn)油量；三是對于含水率大于90%的油層，采用長膠筒封堵、降低含水率大于90%油層產(chǎn)出量。區(qū)塊共實施各項措施共計66井次，實現(xiàn)增油4. 34X 104t。注水井方面，一是對于總壓差(地層壓力與原始壓力差值)高于2. OMPa且含水率大于90%注采井組中的注水井實施周期注水，即按照關(guān)井20天后、開井30天為一個周期、順序執(zhí)行三個周期，共實施了 26 口注水井；二是進行注水方案調(diào)整，減少含水率大于90%部位油層的注水量19個層段，日實注減少238m3，增加含水率小于50%部位油層注水量64個層段，日實注增加590m3。通過調(diào)整，保證了整體開發(fā)效果。實施例3的發(fā)明效果
⑴初期開發(fā)效果較好，產(chǎn)能及綜合含水均好于方案設(shè)計
區(qū)塊投產(chǎn)初期，123 口采油井，平均單井日產(chǎn)液25. 7t，日產(chǎn)油4. 0t，含水84. 5%，液面576m，流壓4. 08MPa，好于方案設(shè)計初期日產(chǎn)油3. 0t、綜合含水90. 0%的指標，具體見表1:表I 采油井投產(chǎn)初期生產(chǎn)數(shù)據(jù)表
權(quán)利要求
1.特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法，其特征在于具體包括如下步驟 1)、確定井網(wǎng) 在二類油層三次采油之前的三年 四年時間，利用已部署完鉆的二類油層聚合物驅(qū)加密的150m五點法面積井網(wǎng)； 2)、確定對象 確定開發(fā)對象為三年 四年后將進行三次采油的油層； 3)、細化油層單元，分析結(jié)構(gòu)界面類型及作用 按照旋回對比、分級控制、不同相帶區(qū)別的分析方法，將沉積單元進一步解剖細化至結(jié)構(gòu)單元，并分析結(jié)構(gòu)單元間結(jié)構(gòu)界面類型及對油層開發(fā)的作用； 4)、選擇性射孔 利用不同類型結(jié)構(gòu)界面的阻滲遮擋作用，以完善砂體注采關(guān)系、挖潛油層內(nèi)剩余油為原則，進行選擇性射孔，具體為對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)部低未水淹部位，通過水驅(qū)注采動態(tài)循環(huán)，建立井距為150m下的驅(qū)動體系，對油層內(nèi)部剩余油富集的結(jié)構(gòu)單元獨立射孔開采； 5)、注采井調(diào)整 投產(chǎn)之后，依據(jù)動態(tài)開發(fā)狀況，對注水井進行注水量的增加或減少調(diào)整，對采油井實施壓裂、補孔和封堵調(diào)整，生產(chǎn)開發(fā)三年 四年之后轉(zhuǎn)入三次采油。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法，其特征在于步驟3)中的結(jié)構(gòu)界面類型，一是穩(wěn)定分布類型，具有較好的滲流遮擋作用；二是不穩(wěn)定分布類型，具有一定的滲流遮擋作用；三是零星散布類型，滲流遮擋作用較弱。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法，其特征在于步驟4)中所述對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)部低未水淹部位，具體做法主要有三種一是對于發(fā)育穩(wěn)定類型結(jié)構(gòu)界面井，對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)結(jié)構(gòu)界面上部低未水淹部位，避免射開低效無效循環(huán)部位油層；二是對于發(fā)育不穩(wěn)定類型結(jié)構(gòu)界面井，在結(jié)構(gòu)界面上部預(yù)留O. 5^1. Om厚度油層后、對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)結(jié)構(gòu)界面上部低未水淹部位、避免射開低效無效循環(huán)部位油層；三是對于發(fā)育零星散布類型結(jié)構(gòu)界面井，在結(jié)構(gòu)界面上部預(yù)留l.(T2. Om厚度油層后、對應(yīng)射開注采井油層內(nèi)結(jié)構(gòu)界面上部低未水淹部位、避免射開低效無效循環(huán)部位油層。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法，其特征在于步驟5)所述的對注水井進行注水量的增加或減少調(diào)整，具體調(diào)整方法一是對于總壓差高于2. OMPa且含水率大于90%注采井組中的注水井實施周期注水，即按照關(guān)井20天后再開井30天為一個周期，順序執(zhí)行三個周期；二是減少含水率大于90%部位油層的注水量，增加含水率小于50%部位；所述的對采油井實施壓裂、補孔和封堵調(diào)整，具體調(diào)整方法一是對于發(fā)育有效滲透率小于O. 200 μ m2的油層，采用壓裂方式；二是對于含水率介于40% 80%之間的油層，進行再次射孔；三是對于含水率大于90%的油層，采用長膠筒封堵，降低含水率大于90%油層產(chǎn)出量。
全文摘要
本發(fā)明公開了一種特高含水期油藏水驅(qū)開發(fā)方法，解決了特高含水期油田現(xiàn)有水驅(qū)開發(fā)方式效果差的問題。該方法采用“二三結(jié)合”開發(fā)方式，具體是在二類油層三次采油之前的三年左右時間，充分利用已部署的二類油層聚合物驅(qū)加密井網(wǎng)，應(yīng)用精細地質(zhì)研究成果，按三次采油層系，對二類油層第一套聚合物驅(qū)層系進行水驅(qū)加密調(diào)整挖潛，通過選擇性射孔，建立新的驅(qū)動體系，將水驅(qū)二次采油與三次采油有機結(jié)合起來，對厚油層內(nèi)部剩余油富集的結(jié)構(gòu)單元，強化水驅(qū)二次采油，同時進行適當綜合調(diào)整，然后在適當時機轉(zhuǎn)入三次采油。經(jīng)驗證，該方法達到了改善水驅(qū)開發(fā)效果、提高采收率、延長水驅(qū)開發(fā)有效期的目的，能夠指導(dǎo)今后油田特高含水期的開發(fā)調(diào)整。
文檔編號E21B43/20GK103046910SQ20131000905
公開日2013年4月17日 申請日期2013年1月10日 優(yōu)先權(quán)日2013年1月10日
發(fā)明者王朋, 王偉, 楊光, 徐春松, 龍燕 申請人:中國石油天然氣股份有限公司, 大慶油田有限責任公司