本发明属于石油开采
技术领域：
，涉及一种改善低渗透裂缝性储层注气驱效果的方法。
背景技术：
：随着温室效应对世界气候的影响日益显现，CO2已经成为人们最为关注的焦点之一。埋存CO2是避免气候变化的有效途径之一，地质封存被普遍认为是未来主流的埋存方式，而其中最有存储潜力的地质结构是正在开采或已枯竭的油田或气田。我国大部分油田储集层属陆相沉积，非均质严重，原油粘度比较高。这种类型的油藏含水率上升快，即使采用强化的注采措施，水驱采收率仍然很低。为提高原油采收率，最大限度地开发剩余贮量，三次采油技术的开发应用势在必行。而CO2驱提高采收率技术以其适用范围大、驱油效率高、成本较低等优点，已受到世界各国的显著重视。但是对于低渗透裂缝性储层，注CO2驱往往气窜严重，开发效果较差；针对该问题目前一直没有较好的解决方法，在后期气窜阶段常采用化学调驱的方式进行封窜，比如目前常用的注多周期CO2泡沫方法，凝胶调驱方式等。多周期CO2泡沫方法虽然能够起到降低油气比的作用，但是其往往有效期短，而且对于裂缝发育油藏存在封不住的情况；凝胶调驱虽然能够封堵住部分天然微裂缝，但是容易将裂缝堵死，使得后续CO2注不进，注采井间不再连通。因此，目前存在的问题是需要研究开发一种有效改善低渗透裂缝性储层CO2驱效果的方法。技术实现要素：本发明所要解决的技术问题是针对现有技术的不足，提供了一种改善低渗透性裂缝储层注气驱效果的方法，该方法首先根据区块目前的地层压力(P)、结合室内实验确定的最小混相压力(MMP)，计算P与MMP的比值，若该比值低于1.0则采用高注采比水驱的方法提高区块地层压力，直至该比值大于1.0后才转注气驱；若该比值高于1.0，则直接或继续进行注气驱，并在后续注气驱过程中保持油井井底压力与最小混相压力的比值大于0.8(即保持油井井底压力大于0.8MMP)，且注采比介于0.95-1.05之间。本方法是通过改变注采比和注入速度，达到控制裂缝气窜，加强基质原油与所注气体之间的相互作用，从而提高注气采收率的新方法。本方法对已开发区块和未开发区块的注气驱油的注采比和注入速度设计均具有很好的指导作用。本发明为了解决上述技术问题，针对裂缝性油藏的特性，提供了一种通过改变注采比和气体注入速度来控制裂缝气窜，加强基质原油与所注气体间的相互作用，实现提高注气采收率的方法。为此，本发明提供了一种改善低渗透裂缝性储层注气驱效果的方法，其包括注气驱步骤：在注气驱的过程中，保持油井井底压力与最小混相压力的比值≥0.8(即保持油井井底压力≥0.8MMP)，并且将注采比控制在设定值。所述注采比＝注入速度/采出速度，即日注入量与日产出量的比值，即其除了受到注入端控制外还受到产出端的控制。所述日注入量包括日注气和/或注水量，例如对于提高压力时注水而言所述日注入量包括日注气量和日注水量。所述日产出量是指日产流体量，所述流体选自油、水和气中至少一种。实际上，本发明通过注气驱过程保持高压以及低速的方式来提高注气驱的采收率。其中，“高压”是指较高的地层压力，或者说地层压力大于1.0MMP，实际操作过程中是通过控制油井流压的方式来实现的，即控制油井流压大于0.8MMP。“低速”是在保持较高的地层压力后，通过控制注采比来实现，例如在注CO2驱过程中，注采比为0.95-1.05。本发明的注气驱过程中“高压”和“低速”，亦即上述两个条件应该同时满足，否则可能出现混相程度或者波及系数较低的问题。根据本发明，在注气驱步骤中，所注气体选自CO2、氮气和天然气。优选在注气驱步骤中，所注气体为CO2。在本发明的一些实施例中，在注气驱步骤中，当所注气体为CO2时，则将注采比控制在0.95-1.05之间。在本发明的一些实施例中，在注气驱步骤中，当所注气体为N2时，则将注采比控制在0.95-1.10之间。在本发明的一些实施例中，在注气驱步骤中，当所注气体为天然气时，则将注采比控制在0.95-1.1之间。本发明中，注气速度是根据采出端压力的维持水平来控制的，例如，在CO2驱过程中，CO2的注气速度为20-40吨/天。根据本发明，所述方法还包括在注气驱步骤之前的注气驱预处理步骤，其包括：步骤A，计算目标工区注气前地层压力与最小混相压力的比值，并根据该比值判断注气驱时机；步骤B，当目标工区地层压力与最小混相压力的比值<1.0时，采用注水且注采比≥1.1的方式提高地层压力，直到目标工区地层压力与最小混相压力的比值≥1.0；步骤C，当目标工区地层压力与最小混相压力的比值≥1.0时，进行注气驱。在本发明的一些实施例中，根据区块目前的地层压力和室内实验确定的最小混相压力，计算这两者的比值。若两者的比值小于1.0，则采用注水且注采比≥1.1的方式提高地层压力，直到目标工区地层压力与最小混相压力的比值≥1.0才进行注气驱；若两者的比值≥1.0，则直接或继续进行注气驱。本发明中通过室内实验确定最小混相压力可以采用本领域常规的实验方法，例如细管实验方法，其实验方法依照行业标准。在本发明的一些实施例中，在进行注气驱过程中，要求油井流压始终保持在0.8MMP以上，对于部分高产液(油水混合物)井，可以将油井流压提高到1.0MMP，以保持地层压力处于0.8MMP以上。在满足上述原则的基础上，采用数值模拟技术确定各油井流压。本发明中所述用语“裂缝性油藏特性”指的是由于裂缝发育，注气提高采收率时极易引起气窜。本发明中所述用语“油井流压”是指油井井底压力，有时也可称为“井底流压”或“生产井井底流压”等。本发明中所述用语“地层压力”是指岩石孔隙所承受的内部流体压力。本发明中采用数值模拟技术确定各油井流压时，其中数值模拟技术是现场常用技术，例如可以利用已有的软件，比如ECLIPSE建立数值模拟模型，通过计算，在累计产油量或者采油速度等指标最优的条件下确定各生产井的具体压力值。在本发明的一个具体实施方式中，CO2驱过程中，在控制油井流压的基础上，优化设计各注入井单井配注量，要求满足区块和井组注采比介于0.95-1.05之间。在满足上述原则的基础上，采用数值模拟技术确定各单井配注量。本发明中采用数值模拟技术确定各单井配注量时，其中的数值模拟技术是现场常用的技术，例如可以利用已有的软件，比如ECLIPSE建立数值模拟模型，通过计算，在累计产油量或者采油速度等指标最优的条件下确定各单井配注量。根据上述形成的高压低速的设计方法，利用数值模拟技术，预测工区开发指标，并以此为依据进行经济评价。该发明通过采取措施提高或保持注气前的地层压力水平提高了注气驱混相程度；通过保持油井流压，形成低速开采，有利于加强基质中原油与所注气体间的相互作用，提高了基质中原油动用程度。已有理论分析和数值模拟研究结果表明，采用本发明的设计方法可以有效提高油藏采收率；已有的现场实施效果表明，采用本发明设计的方法，可以有效降低递减率。本发明设计可以直接用于裂缝性油藏CO2驱提高石油采收率矿场方案设计，在CO2EOR(CO2注入油藏提高采收率)过程和CO2埋存过程具有非常重要的应用和广阔的前景。附图说明下面将结合附图来说明本发明。图1为实施例1中地层压力与混相程度的关系。图2为实施例1中工区不同油井流压方案油气比预测结果对比。图3为实施例1中工区不同注入速度方案油气比预测结果对比。图4为实施例2中地层压力与混相程度的关系。图5为实施例2中常规设计方法与高压低速方法采出程度预测结果对比。图6为实施例3中地层压力与混相程度的关系。图7为实施例3中常规设计方法与高压低速方法采出程度预测结果对比。具体实施方式为使本发明更加容易理解，下面将结合实施例和附图来详细说明本发明，这些实施例仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。实施例实施例1：1、计算地层压力与最小混相压力的比值根据区块注气前地层压力与室内实验确定的注CO2最小混相压力，计算着两者的比值，如图1所示。从图1可以看出，如果平均地层压力大于0.8MMP，则混相程度会明显提高；根据渗流力学知识可知，当油井流压大于0.8MMP时，油藏地层压力会明显高于0.8MMP。2、根据计算地层压力与最小混相压力的比值确定CO2驱时机若注气前地层压力小于1.0MMP，则采用水驱且高注采比的方法提高地层压力，直至地层压力高于1.0MMP才直接进行或继续进行CO2驱。若注气前地层压力与最小混相压力的比值大于1.0，则可以直接或继续进行CO2驱，不需采取提高地层压力的措施。3、确定油井流压在后续进行CO2驱过程中，要求油井流压始终保持在0.8MMP以上，对于部分高产液(油水混合物)井，可以将油井流压提高到1.0MMP。具体各油井流压值由数值模拟确定，如图2所示和表1所示。4、确定注入井配注量在控制油井流压的基础上，优化设计各注入井单井配注量，要求满足区块和井组注采比介于0.95-1.05之间。在满足上述原则的基础上，采用数值模拟技术确定各单井配注量，如图3和表2所示。5、开发指标预测依据上述的设计结果，利用数值模拟技术，预测工区开发指标，并以此为依据进行经济评价。表1F油田B区块部分油井流压优化结果表2F油田B区块部分井配注量优化结果序号井号CO2注入量(t/d)注水量(m3/d)12-2305022-4254032-6405042-8304554-2203064-6405074-83045实施例2：1、计算地层压力与最小混相压力的比值根据区块目前地层压力与室内实验确定的注N2最小混相压力，计算这两者的比值，如图4所示。2、根据计算地层压力与最小混相压力的比值确定N2驱时机和实施例1相似，由于地层压力小于1.0MMP，首先采用水驱且高注采比的方法提高地层压力，直至地层压力高于1.0MMP才直接进行或继续进行N2驱。若目前地层压力与最小混相压力的比值大于1.0，则可以直接或继续进行N2驱，不需采取提高地层压力的措施。3、确定油井流压在后续进行N2驱过程中，要求油井流压始终保持在0.8MMP以上，对于部分高产液(油水混合物)井，可以将油井流压提高到1.0MMP。具体油井流压值由数值模拟确定，如表3所示。4、确定注入井配注量在控制油井流压的基础上，优化设计各注入井单井配注量，要求满足区块和井组注采比介于0.95-1.1之间。在满足上述原则的基础上，采用数值模拟技术确定各单井配注量，表4所示。5、开发指标预测依据上述的设计结果，利用数值模拟技术，预测工区开发指标(如图5所示)，并以此为依据进行经济评价。表3E油田部分油井流压优化结果表4E油田区块部分井配注量优化结果序号井号N2注入量(t/d)注水量(m3/d)1A-135452A-240503A-340604A-425455A-530406A-65065实施例3：1、计算地层压力与最小混相压力的比值根据区块目前地层压力与室内实验确定的注天然气最小混相压力，计算着两者的比值，如图6所示。2、根据计算地层压力与最小混相压力的比值确定天然气驱时机和实例1相似，由于地层压力小于1.0MMP，首先采用水驱且高注采比的方法提高地层压力，直至地层压力高于1.0MMP才直接进行或继续进行天然气驱。若目前地层压力与最小混相压力的比值大于1.0，则可以直接或继续进行天然气驱，不需采取提高地层压力的措施。3、确定油井流压在后续进行天然气驱过程中，要求油井流压始终保持在0.8MMP以上，对于部分高产液(油水混合物)井，可以将油井流压提高到1.0MMP。具体油井流压值由数值模拟确定，如表5所示。4、确定注入井配注量在控制油井流压的基础上，优化设计各注入井单井配注量，要求满足区块和井组注采比介于0.95-1.1之间。在满足上述原则的基础上，采用数值模拟技术确定各单井配注量，如表6所示。5、开发指标预测依据上述的设计结果，利用数值模拟技术，预测工区开发指标(如图7)，并以此为依据进行经济评价。表5G油田部分油井流压优化结果序号井号油井流压(MPa)产液量(m3/d)1GP-127202GP-226253GP-328254GP-430235GP-526256GP-627207GP-72727表6G油田区块部分井配注量优化结果序号井号N2注入量(t/d)注水量(m3/d)1GI-140502GI-237453GI-335454GI-430355GI-53642以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。当前第1页1 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