一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法与流程

1.本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法。


背景技术：

2.塔河缝洞型油藏以裂缝为主要流动通道，有效储集空间为裂缝、溶蚀缝、溶蚀孔和各种形态的洞穴，其中最主要的储集空间为洞、孔，裂缝起连通作用，是主要的流动通道。裂缝和溶洞埋藏深，发育形态多样、分布随机且错综复杂、大小不均，造成了横、纵项的非均质性极强。
3.自2005年碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发开始，迅速成为塔河油田提高采收率的一个最重要手段，并且在油田得到推广，水驱可采储量和水驱单元逐年增加，截止2015年底，塔河油田缝洞型油藏水驱可采储量为4000
×
104t，而水驱采收率仅为14.9％。碳酸盐岩缝洞型油藏累积注水单元为97个，单向受效单元69个，由于塔河缝洞型油藏非均质性极强，井间差异大，且地下展布形态目前还无法清晰认识，注水效果变差和失效的比例增加，水窜导致注水效果变差和失效的单元20个，单向受效和水窜成为主要开发矛盾。
4.常规砂岩油藏的调驱是采用物理和化学手段相结合，在地层中形成一面活动的“油墙”，产生“活塞式”驱油作用，封堵水层，打通油层，驱出油层中的残余油，提高采收率。塔河油田缝洞型油藏累计实施4井次调驱，仅1井次有增油，效果一般，因此，亟需一种适合缝洞型油藏水窜治理的方法。
5.文献(赵娟，张健等，等压降梯度逐级深部调驱方法研究与应用，油田化学，2014.3.25(31))对大孔道发育的油田，要解决窜流和绕流现象必须进行油藏深部调剖，优化了深部调驱工艺段塞设计实现了在地层不同位置放置不同强度的调驱剂。并且在现场选择了两口注水井进行了试验，调驱后压力平均升高3.25mpa，含水率平均下降3.04％，净增油420t。
6.专利(cn107313758a)利用水泥浆制成的调剖剂优先进入流动阻力低的高渗透层段,并在预定时间内生成固体沉淀,对高渗透层段进行封堵,迫使注入水改变流动方向而进入中低渗透层段。泥浆内加入的聚合物与注入水接触的部分逐渐溶解、溶胀,增加了水的粘度,从而降低了油水流度比,提高了面积扫油效率,扩大了调剖的影响半径,进一步驱出地层中的残余油,以降低油井含水,从而提高原油采收率。
7.专利(cn106988715a)第一段塞选用的冻胶类调剖剂能够在井底注水前端形成强有力的隔板，避免后续注入药剂及含油污泥直接突进到采出油井在最后一段塞中，利用聚合物微球的膨胀性能减小微孔道尺寸，利用聚合物微球吸附性，降压增注，利用聚合物微球的驱替性提高井组产油量，在采用三段塞注入方法中，第二段塞在大剂量消耗含油污泥的同时，进入大孔道和裂缝，封堵高渗透层带。
8.综上所述，现有报道的调驱均是建立在砂岩油藏，作用机理基于微观，与缝洞型油藏毫米级宏观作用机理不同。目前没有一种针对缝洞型油藏水窜治理的方法可以提供参
考，因此，本领域亟需针对缝洞型油藏主要是缝和洞交错组合的特点，提出全新的缝洞型油藏缩缝分流提高波及范围的方法。


技术实现要素：

9.为了解决现有技术中存在的上述问题,本发明提出一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法，通过参数优化设计，少量的颗粒在井组深部优势水窜通道实现缩缝的目的。
10.一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法，其特征在于，包括：
11.步骤1、根据振幅变化率确定剩余油分布，并在位于剩余油分布区域的井组内根据井间连通性确定可能连通的井；往可能连通的井内注水并选定水窜类型为水驱受效类型的井为目标井组并根据目标井组的生产曲线及所在地层的地震剖面确定水窜优势通道和次级通道的位置和数量；所述目标井组包括注水井和受效井；
12.步骤2、根据测井曲线确定注水井周裂缝参数、根据示踪剂确定溶洞参数；
13.步骤3、根据步骤1所得的剩余油分布、水窜优势通道的位置和数量，以及根据步骤2所得的裂缝参数、溶洞参数确定缩缝位置；
14.步骤4、根据目标井组所在地层的地震资料、步骤1所得的剩余油分布、水窜优势通道的位置和数量、步骤2所得的裂缝参数、溶洞参数，采用3d打印技术打印目标井组与所在地层的模型，通过对模型上的对应目标井组的注水井井口所在位置进行流道调整用剂注入试验，计算流体从水窜优势通道分流至次级通道所需的启动压力及流道调整用剂的用量；
15.步骤5、将流道调整用剂注入至所述缩缝位置。
16.步骤1中的水窜类型分为水驱无效类型和水驱受效类型，其中水驱受效类型适合本发明，确定水驱类型的方法为本领域常用方法，只需通过向目标井内注水，看下注水井曲线和井组生产井生产情况，注水期间是否有受效井，如果目标井注水后邻井未响应则是水驱无效类型，如果邻井出现水窜或高含水，则是水驱受效类型。
17.步骤2中“根据示踪剂确定溶洞参数”为本领域技术人员熟知的常规操作，例如，本领域技术人员可根据《缝洞型油藏注气示踪剂解释方法研究》一文中记载的方法进行相关操作。
18.步骤4中“采用3d打印技术打印目标井组与所在地层的模型”为本领域技术人员熟知的常规操作，例如，本领域技术人员可根据cn201811602591.4记载的方法进行相关操作。
19.当所述缩缝位置的施工压力升至所述启动压力时停止流道调整用剂注入；
20.优选地，步骤1中，可通过petrel蚂蚁体分析井间连通性并确定可能连通的井。
21.根据步骤1中确定的水窜类型流道调整用剂的密度大小及使用的携带液；
22.优选地，若所述水窜类型为水驱无效类型，则流道调整用剂的密度应大于地层水密度0.05g/cm
3-0.1g/cm3，使用非高粘度携带液；
23.若所述水窜类型为水驱受效类型，则流道调整用剂的密度应大于地层水密度0.02g/cm
3-0.4g/cm3，并使用高粘度携带液。
24.所述高粘度携带液指粘度在300mpa
·
s左右的携带液，所述非高粘度携带液指粘度在300mpa
·
s以下的携带液，可以是水，也可以是本领域常见的其它携带液，例如，发明专利申请202010290648.2说明书第0024段记载的携带液。
25.步骤2中所述裂缝参数包括：裂缝的数量、缝高、缝宽、缝长；
26.溶洞参数包括溶洞的个数、体积；
27.步骤5中，采用段塞式注入将流道调整用剂注入至注水井内并到达目标井组所在地层的所述缩缝位置；
28.优选地，所述段塞式注入指分段注入流道调整用剂，上一段流道调整用剂到达缩缝位置后紧跟着注入下一段流道调整用剂；
29.优选地，流道调整用剂的软化粘连时间与流道调整用剂与携带液一起到达缩缝位置的时间一致。
30.本领域技术人员熟知，流道调整用剂的软化粘连时间可通过调配流道调整用剂的组分和配比来控制，是本领域技术人员可通过常规选择和调整得到的。
31.所述流道调整用剂为颗粒剂。
32.流道调整用剂的颗粒具有软化粘连特性，其在优势通道的缩缝位置可实现固定和平铺。
33.所述流道调整用剂的颗粒粒径小于主裂缝宽度的1/3。
34.主裂缝指可形成水窜优势通道的裂缝，由于其宽度不均一，此处的“主裂缝宽度”指主裂缝宽度的均值，该均值可以通过测井曲线确定得到。
35.步骤3中，通过landmark软件对目标井组水窜优势通道所在地层进行剖面切割确定缩缝位置；
36.优选地，“确定缩缝位置”指，将缩缝位置确定于水窜优势通道内靠近剩余油分布较多的次级通道的位置并避开溶洞所在区域；
37.优选地，所述缩缝位置位于深部裂缝带。
38.本文中的深部裂缝带指地层中远离注水井的裂缝区域，所述远离注水井指离注水井的直线距离至少20m以上。
39.本领域技术人员可根据技术经验确定“水窜优势通道内靠近剩余油分布较多的次级通道的位置”，该位置可以是1个、2个或多个，所述“靠近”指，该位置距离剩余油分布较多的次级通道10-50m，或者该位置与剩余油分布较多的次级通道相对应，如图1所示。
40.所述施工压力与启动压力之间的压差为1-2mpa。
41.所述流道调整用剂的颗粒通过悬浮于携带液被注入注水井内；
42.优选地，所述流道调整用剂在携带液中的质量浓度为3％。
43.所述携带液可以是水，也可以是本领域常用的携带液，例如，发明专利申请202010290648.2说明书第0024段记载的携带液。本发明可采用高粘度携带液，所述高粘度携带液的粘度在300mpa
·
s左右。
44.所述的一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法在油气开发方面的应用。
45.本发明的缩缝分流方法包括下述步骤：
46.步骤1、明确注水井组存在优势水窜连通通道，即，水窜优势通道；
47.本领域现有技术记载的“水流优势通道”、“优势通道”、“水驱优势通道”、“优势窜流通道”，和本发明的“优势水窜连通通道”、“水窜优势通道”是指同一种含义。
48.本文中的水窜优势通道指：水流在缝宽较大的主裂缝中流经形成的通道。所述缝宽较大指缝宽5-15mm。一般而言，在1个注水井对应1个受效井的井组内，水窜优势通道通常
为1条；在1个注水井对应多个受效井(采收井)的井组内可能有1个以上的水窜优势通道，主要看是否水窜，存在水窜的1对注水井和受效井之间存在水窜优势通道。
49.次级通道指：水流在缝宽次于主裂缝的不太发育的小裂缝中流经形成的通道。次级通道可有多条。次级通道裂缝参数值一般为：缝宽1-5mm。
50.步骤2、采用地震剖面、生产曲线、示踪剂、测井曲线、振幅变化率等手段确定纵向连通方式、水窜类型、溶洞个数、井周裂缝尺度、平面连通通道数量；具体地，地震剖面可以确定纵向连通方式，生产曲线可以确定水窜类型，示踪剂可以确定溶洞个数，测井曲线可以确定井周裂缝尺度，振幅变化率可以确定平面连通通道数量。
51.步骤3、分析剩余油分布，确定缩缝位置；如图1所示。
52.步骤4、采用3d打印技术建立模型，进行注颗粒实验，根据驱油效果确定最优注入颗粒量，采用等比例法，计算实际颗粒用量；
53.本文中的“颗粒”、“流道调整用剂颗粒”、“流道调整用剂”均为同一个含义，均指代“流道调整用剂”，其具备本领域技术人员常规理解的普通技术含义，可采用本领域已报道的“流道调整用剂”，如，发明专利201910515081.1记载的“流道调整用剂”，也可根据已报道的“流道调整用剂”的配方和制备方法重新更改、替换、调整各组分及配比，根据需要制得“流道调整用剂”。
54.步骤5、选择合适的泵车组合，采用段塞式注入，保证颗粒运移到设计位置，施工期间直到压力突升到设计的范围，停止施工。
55.注水井与受效井之间存在优势水窜通道，且受效井因明显的水窜问题造成含水90％以上。
56.颗粒采用段塞式注入，不同组成配方的流道调整用剂颗粒其软化粘连时间t1是不同的，可根据目标位置的距离计算出颗粒随携带液到达该位置需要的时间t2，而选用软化粘连时间t1与到达目标位置所需时间t2一致的颗粒注入注水井中，并在前一批颗粒注入后的t3时间内再紧接注入后一批颗粒，上述3个时间数值t1≈t2≈t3，这样操作可保证前一批颗粒平铺在裂缝中，后一批颗粒接着到达，实现一层层平铺，避免大量颗粒集中通过裂缝从而在裂缝中堵死。
57.缩缝位置优选深部裂缝带，最大跨越2个溶洞体，实现由远到近逐级缩缝的目的，最大程度动用剩余油。
58.注入颗粒粒径大小优选主要通过测井曲线，并结合1/3架桥实验数据，颗粒粒径小于主裂缝宽度的1/3。
59.保证颗粒过洞深部运移需配置3％浓度的携带液。
60.启动压力是施工压力出现突变的压力，压差在1-2mpa之间就满足缩缝要求。
61.本发明的技术方案是：该方法是将一定量的调流颗粒注入缝洞型油藏中，颗粒会优选进入水窜优势通道并在优势通道进行平铺堆积，优势通道开始缩径，当平铺堆积到某一特定高度后，会造成优势通道注入水因压差变化分流到次级通道，提高次管道的分水与动用，最终实现扩大注水波及体积的目的。
62.本发明具有如下有益效果：本发明首次解决了缝洞型油藏井组水窜，次级通道剩余油无法动用的难题。建立了实现缩缝分流提高波及范围的实施方法及步骤，指明了缝洞型油藏水窜治理的方向。本发明主要适应于碳酸盐岩缝洞型油藏注水水驱油藏提高采收
率，塔河油田缝洞型油藏水驱可采储量为4000
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104t，而水驱采收率仅为14.9％。世界上碳酸盐岩型油气田储量占总储量的50％，占总产量的60％，应用前景广阔。
63.本发明提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法，设计了注入方式、放置位置以及判断缩缝的标准，2016-2018年累计实施20井组，有效率80％，累计增油4.3万吨，效果显著，能够解决缝洞型油藏注水存在的注水波及低、效率低等难题问题。
64.本发明提供了一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法只适用于缝洞型油藏。该方法是将一定量的调流颗粒注入缝洞型油藏中，颗粒会优选进入水窜优势通道并在优势通道进行平铺堆积，优势通道开始缩径，当平铺堆积到某一特定高度后，会造成优势通道注入水因压差变化分流到次级通道，提高次管道的分水与动用，最终实现扩大注水波及体积的目的。
附图说明
65.图1为本发明的一个实施例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法进行“缩缝分流”治理水窜的示意图，其中a为水驱剩余油分布，b为优势管道缩缝分流，c为分流后剩余油分布。abc图中蓝色的代表注入的水，红色的代表原油，绿色的是流道调整用剂颗粒，左边的竖条代表注水井，右边的竖条代表受效井，下面那条蓝色的是水窜优势通道，当绿色颗粒占据该通道时，水会往上面的次级通道分流，从而驱使上面次级通道中的红色的原油更多地向受效井内流动从而提高驱替效率、增加采收率。b、c图中右边竖条指代的受效井(采油井)中的黄色、红色变化代表含水率不同，颜色越深代表含水越少。
66.图2为本发明的一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤3确定的缩缝位置，图中水沿着箭头方向进入深大断裂，流道调整用剂颗粒可确定放在黑色圆圈位置，即，缩缝位置，因为出了圆圈下面是一个大的洞，颗粒在洞里面缩缝会造成颗粒的浪费而且效果也不会很理想。“深大断裂”具有地质领域技术人员通常理解的常规技术含义，一般指规模巨大向地下深切而且发育时期很长的区域性断裂。又称深断裂。本文中的“深大断裂”是指直接连通底水，是比主通道更大级别的主要的大断裂。
67.图3为本发明的一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤4流道调整用剂的用量确定与3d打印模型的驱油效率实验结果。
68.图4为采用本发明的一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流进行调流后获得的生产曲线。
69.图5为本发明的另一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤2确定的地震解释图可显示剩余油分布。
70.图6为本发明的另一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤4流道调整用剂的用量确定与3d打印模型的驱油效率实验结果。
71.图7为采用本发明的另一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流进行调流后获得的生产曲线。
72.图8为采用本发明的另一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤1根据振幅变化率确定剩余油分布所在井组的图。
73.图9为采用本发明的一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤1根据petrel蚂蚁体分析静态连通情况的图。
74.图10为采用本发明的一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤1根据生产曲线分析动态连通情况的图。
75.图11为采用本发明的一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤3结合剩余油分布确定缩缝位置，图中圆圈位置为确定的缩缝位置，即流道调整用剂应该到达的位置。
76.图12为采用本发明的另一个实验例提供的提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法的步骤4在3d打印的目标井组所在地层模型上进行流道调整用剂注入试验所得的驱油效率与流道调整用剂颗粒用量之间的关系图，最终确定流道调整用剂的用量。
具体实施方式
77.下面结合具体实施例和附图对本发明的内容做进一步详细描述，但并不以此限制本发明的保护范围。
78.1)根据井组生产曲线明确注水水窜类型；
79.2)采用地震剖面确定储集体连通方式及剩余油分布；
80.3)确定裂缝缩缝位置；
81.4)采用3d打印技术建立模型，确定段塞设计及颗粒用量。
82.2016-2018年累计实施20井组，有效率80％，累计增油4.3万吨，效果显著。其中2个具体的实例如下所述：
83.实验例1
84.1)th10359x井注水5400方邻井响应，分析该井组为水驱有效类型。该井组为水驱有效类型密度选择大于地层水密度0.02g/cm
3-0.4g/cm3；
85.2)采用地震剖面确定储集体沟通垂向断裂，剩余油主要分布在井周及井组间的表层连通通道内；
86.3)确定裂缝缩缝位置，如图2中的黑圈位置。
87.4)采用3d打印技术建立模型，确定段塞设计及颗粒用量。
88.根据打印的模型开展的室内实验，如图3所示，当颗粒用量为8.4g时候驱油效率最高，放缩比例为井距除以模型长度，计算实际颗粒用量为41.16t；该值为3d模型使用的8.4g乘以缩放比例再乘以1000的系数计算所得。
89.5)现场实际41t，增油1195t。调流后的生产曲线如图4所示。
90.上述41t为颗粒注入总量，按照段塞式注入，分10次注入，每次注入多少呢4.1吨。
91.此次施工增油有效，共增油1195t。
92.实验例2
93.1)th10285井注水th10208井水窜，高含水。分析该井组为水驱有效类型，密度选择大于地层水密度0.02g/cm
3-0.4g/cm3；
94.2)采用地震剖面确定储集体类型溶洞型储集体，如图5所示，剩余油主要分布在井周及井组间溶洞内，井组中间黄色圆圈就是剩余油主要富集区；
95.3)确定裂缝缩缝位置；可结合图5所示的剩余油分布，确定颗粒需要放松道黄色圆圈位置，对溶洞内下部储集体进行的缩缝，时期水沿着上部通道驱替。因此需要采用高速度注入并配套高粘携带液携带颗粒；
96.4)采用3d打印技术建立模型，确定段塞设计及颗粒用量。
97.根据打印的模型开展的室内实验，如图6所示，当颗粒用量为7.8g时候驱油效率最高，放缩比例为井距除以模型长度，计算实际颗粒用量为21.84t，该值为3d模型使用的7.8g乘以缩放比例再乘以1000的系数计算所得。
98.1000的系数是一个单位换算的修正系数，由于油藏是立体的，打印的3d也是立体的，按照尺度进行扩大到原来的比例，就是10的三次方，即1000，这是3d打印领域的技术人员熟知的系数。
99.5)现场实际颗粒用量21t，增油5327t。调流后生产曲线如图7所示。
100.上述实际颗粒用量21t是指总用量，按照段塞式注入，分10次注入，每次注入2.1吨。
101.此次施工增油有效，共增油5327t。
102.实验例1和实验例2的实际颗粒用量与计算得到的实际颗粒用量的数值之所以有细微差别，是因为在实际施工时，由于流道调整用剂是颗粒剂，并非溶解是溶解于水中，需要考虑现场施工时方便配制取一个整数值。最终通过效果证明这样的差别并不会影响最终的缩缝分流效果。
103.实例3
104.步骤一
105.1)采用振幅变化率分析剩余油分布及优势通道的数量，如图8所示，剩余油分布在井组：th10344、th10343、th10383周围所在地层优势通道的数量分别为2。
106.2)根据petrel蚂蚁体分析静态连通情况，确定哪几个井之间有可能连通，结果如图9所示，井th10344可能和井th10343、th10383。
107.3)往井th10344注水，根据生产曲线分析动态连通情况，确定哪个井受效，结果如图10所示，井th10343响应，最终确定注入井th10344，受效井th10343。同时确认注水井与受效井之间水窜的优势通道位置和数量。
108.步骤二、采用地震剖面确定储集体类型溶洞型储集体，如图5所示，剩余油主要分布在井周及井组间溶洞内，但是井组中间明显小于井周，因此主要调整井周的剩余油；
109.步骤三、采用landmark地质软件，对目标井组的水窜主通道所在地层进行剖面切割，确定注水井组的水窜优势通道中的缩缝位置；结合图11所示的剩余油分布，确定颗粒需要放松到圆圈位置，对溶洞内下部储集体进行的缩缝。因此需要采用低速度注入大点的颗粒，避免颗粒进入狭小的裂缝内堵塞通道；
110.步骤四、采用3d打印技术建立模型，确定段塞设计及颗粒用量。
111.根据打印的模型开展的室内实验，如图12所示，当颗粒用量为10g时候驱油效率最高，放缩比例为井距除以模型长度，计算实际颗粒用量为34t，该值为3d模型使用的10g乘以缩放比例再乘以1000的系数计算所得。
112.步骤五、现场实际颗粒用量34t，增油2675t。调流后生产曲线如图7所示。
113.上述实际颗粒用量34t是指总用量，按照段塞式注入，分10次注入，每次注入3.4吨。
114.此次施工增油有效，共增油2675t。