一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法
【专利摘要】本发明提供了一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法。该变强度注水开采方法包括以下步骤：在一个缝洞单元中选定注采井组进行注水，并在注水过程中调整注水强度，直到采油的收益低于注水的成本时，停止注水。本发明的注水开采方法通过变强度注水改变流场，能够扩大波及体积，进而提高采收率。
【专利说明】一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及石油开采过程中的一种注水开采方法，尤其涉及一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法，属于石油开采领域中的油气增产【技术领域】。
【背景技术】
[0002]碳酸盐岩油藏为重要的油藏类型，其中蕴含全球约60%以上的油气资源，而缝洞型油藏在碳酸盐岩油藏中的比例超过30%。国外许多大型油气田如美国德克萨斯州西部的帕克特油田和耶茨油田、墨西哥州东部的黄金港油田以及中东地区沙特阿拉伯、伊拉克、伊朗、阿曼、叙利亚等国的大部分油田都由碳酸盐岩缝洞型油藏组成。
[0003]国内近些年也相继在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地的深埋藏碳酸盐岩油藏的勘探开发工作中取得了一些突破性进展。特别是在塔里木盆地发现超亿吨级的塔河油田，其主力油藏是下奥陶统鹰山组碳酸盐缝洞型油藏。目前塔河油田探明含油面积达704平方公里，探明石油地质储量已突破5千万吨，动用含油面积为381平方公里，动用石油地质储量2.24万吨，年产能350万吨。其正逐渐成为我国油气发展战略的主战场，也使得碳酸盐岩缝洞型油藏的研究倍受人们的关注。
[0004]塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏与碳酸盐岩裂缝型油藏、碳酸盐岩潜山型油藏和常规砂岩孔隙型油藏有较大的区别。其受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制、由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合型油气藏。具有独立的油气水系统和不规则的形态，表现出叠合连片含油、不均匀富集的特征。塔河油田碳酸盐岩油藏由于其基质不具备储渗能力，古岩溶控制了储集体的分布，造成了复杂的缝洞型储集体系和流体分布上的差异性、分隔性，给开发造成很大困难。
[0005]碳酸盐岩缝洞型油藏在开发中表现出稳产期短、油井见水快、产量自然递减迅速及采出程度较低的特点。塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏当前以天然能量为主要开发方式，并在部分区块实施单井注水吞吐及多井注水驱替开发研究，取得了一定的效果，但是采收率仍然较低，不能满足当前能源需求的发展状况。
[0006]以缝洞单元为开发主体的碳酸盐岩缝洞型油藏储渗空间及流动规律与碎屑岩油藏有很大的差别，故注水开发的方式及效果迥异。目前，塔河油田主要进行了单井注水吞吐开发及多井缝洞单元注水开发工作，取得了初步的效果及经验。单井注水吞吐主要通过对封闭定容储集体进行周期性的注水-关井-开采的措施，抬升油水界面，恢复地层能量；多井缝洞单元注水是在对缝洞单元中连通程度较好的井组进行低注高采注水措施，通过抬升油水界面起到纵向驱油作用，通过启动新的缝洞体起到横向驱油的作用，同时也起到恢复地层能量，减缓油藏因供液能力下降造成自然递减的作用。
[0007]2005年3月以来，塔河油田共在22个多井缝洞单元进行了注水开发试验。截止2007年12月底，塔河油田奥陶系油藏共有S48、S65、S46、S77等14个多井缝洞单元进行了单元试注，共有单元注水试验井及试注井59 口，注水储量9834X 104t，平均日注水量3039m3/d,阶段注采比0.69，累积注水267.47X10V,有9个单元中23 口井产量出现不同程度上升，累积增油量高达32.32X 104t。注水波及区采出程度由注水前的8.22%提高到注水后的10.49%。
[0008]CN101942984A公开了一种碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法，主要由试注、注高比重液体、关井、开井生产四个步骤组成:(I)、试注，在缝洞型油藏弹性能量不足时，正常注水之前，在一定周期内进行试注确定适合注水替油的井位，然后结合储集体类型确定注水速度；(2)、向该油藏内注入适量比重比原油大且与原油互不相溶的高比重液体，以补充地层亏空，恢复地层压力；(3)、关井，利用油与高比重液体重力分异使油与高比重液体发生置换，高比重液体下沉至储集体下部形成次生底水，从而向上驱油，抬升油水分界面；(4)、当井口压力恢复到基本稳定后开井进行采油。该方法通过向油井注入高比重且与原油不相溶的液体，如油田污水，使原油与油田污水发生置换，并汇聚在缝洞的上部或高部位的井底，从而再进行开采。
[0009]在上述的注水开发方法中，单井注水吞吐的优点包括快速补充能量、抬升液面等，缺点包括适用地层有限制、多个周期后逐渐失效等；而多井注水的优点包括连续驱替、横向驱替等，缺点包括注入水易形成窜流通道造成低效注水等。
【发明内容】
[0010]为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法。本发明的注水开采方法通过变强度注水改变流场，能够扩大波及体积，进而提高采收率。
[0011]为达上述目的，本发明提供一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法，其包括以下步骤:在一个缝洞单元中选定注采井组进行注水，并在注水过程中调整注水强度，直到采油的收益低于注水的成本时(如采出液含水率达到100%)，停止注水。
[0012]在上述的方法中，优选地，所述调整注水强度的步骤包括:确定最大注水强度，然后由一较低注水强度分2-10个阶段按照第一幅度模式上升注水强度至一较高注水强度，再分2-10个阶段按照第二幅度模式由该较高注水强度降低注水强度至该较低注水强度，完成一个注水周期，进行一个或几个注水周期来完成调整注水强度的步骤，其中，所述较高注水强度不超过最大注水强度。本领域技术人员可以根据实际情况对该较低注水强度以及该较高注水强度的数值进行调整。优选地，该较低注水强度可以为最大注水强度的
0.01-0.3倍，该较高注水强度可以为最大注水强度的0.7-0.99倍。
[0013]在上述的方法中，优选地，提升注水强度的第一幅度模式为按照相同倍数提升、等比提升或呈指数提升等。降低注水强度的第二幅度模式为按照相同倍数降低、等比降低或呈指数降低等。提升注水强度的第一幅度模式与降低注水强度的第二幅度模式可以相同或不同。
[0014]在上述的方法中，由较低注水强度提升注水强度至较高注水强度所分的阶段数与由较高注水强度降低注水强度至较低注水强度所分的阶段数可以相同或不同。
[0015]在上述的方法中，一个注水周期所需的时间根据实际需要可以为几个月至几十年。优选地，所述一个注水周期为I个月至3年。
[0016]在上述的方法中，优选地，所述最大注水强度是由注水流量或注水压力确定的；如果采用定压力注入方式，则以注采井能承受的最大压力为最大注水强度；如果采用定流量注入方式，则以注采井能承受的最大压力为基准确定注水流量，该注水流量为最大注水强度。由注采井能承受的最大压力为基准确定注水流量的方法为本领域技术人员所公知的方法。
[0017]在上述的方法中，优选地，所述注采井能承受的最大压力为地层破裂压力。该地层破裂压力的计算方法为本领域技术人员公知的计算方法，主要包括:利用测井资料或经验值(如地层岩石泊松比的经验值)理论计算地层破裂压力(如Eaton法、Anderson法、Stephen法等)、现场施工参数计算地层破裂压力、统计分析方法计算地层破裂压力等。
[0018]在上述的方法中，优选地，所述碳酸盐岩缝洞的类型包括裂缝网络型、溶洞-裂缝-溶洞型、溶孔-裂缝-溶洞型、孤立溶洞型、溶孔-裂缝-溶孔型以及溶洞网络型。
[0019]本发明的碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法是针对碳酸盐岩缝洞型油藏，在一个缝洞单元中选定注采井组进行注水开发，并在注水过程中不断调整注水强度，通过在地层中形成不稳定的注水流场来改变已经形成的低水上升的流场，同时还可以防止注入水驱替过程中形成窜流通道，从而达到扩大波及体积、提高采收率的效果。在本发明中，注水强度以井能承受的最大压力为基准，由一较低注水强度逐步上升注水强度至一较高注水强度，该较高注水强度不超过最大注水强度，再逐步降低注水强度至该较低注水强度，进行周期性地变化。本发明的碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法的优点包括连续注入，不断改变强度注水形成不稳定流场，从而扩大驱替水的波及体积，提高采收率。
【专利附图】
【附图说明】
[0020]图1A为裂缝网络型缝洞结构示意图。
[0021]图1B为孤立溶洞型缝洞结构示意图。
[0022]图1C为溶孔-裂缝-溶孔型缝洞结构示意图。
[0023]图1D为溶洞-裂缝-溶洞型缝洞结构示意图。
[0024]图1E为溶孔-裂缝-溶洞型缝洞结构示意图。
[0025]图1F为溶洞网络型缝洞结构示意图。
[0026]图2A为裂缝网络型缝洞碳酸盐岩油藏物理模型结构示意图。
[0027]图2B为裂缝网络型缝洞分布图。
[0028]图3A为溶洞-裂缝-溶洞型缝洞碳酸盐岩油藏物理模型结构示意图。
[0029]图3B为溶洞-裂缝-溶洞型缝洞分布图。
[0030]图4A为溶孔-裂缝-溶洞型缝洞碳酸盐岩油藏物理模型结构示意图。
[0031]图4B为溶孔-裂缝-溶洞型缝洞分布图。
[0032]图5为实施例1的实验设备结构示意图。
[0033]主要组件符号说明:
[0034]水源I恒流或恒压泵2中间容器3六通阀4止回阀5压力传感器6
[0035]物理模型7精密流量计8摄像机9计算机10
【具体实施方式】
[0036]为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。[0037]实施例1
[0038]以塔河油田基本确认的六种储集空间为基础进行组合，考虑缝、孔洞、溶洞在空间上的分布，以及孔(溶)洞间的连通程度，如图1A、图1B、图1C、图1D、图1E和图1F所示，把缝洞组合模式分为裂缝网络型、孤立溶洞型、溶孔-裂缝-溶孔型、溶洞-裂缝-溶洞型、溶孔-裂缝-溶洞型、溶洞网络型六类。
[0039]1、实验条件
[0040](I)、实验模型:根据上述6种主要缝洞组合模式，设计具体的缝洞分布图(如图2B、图3B和图4B所示)，利用取自塔河油田的天然碳酸盐岩露头，经粉碎过筛，得到表面物性接近的碳酸盐岩粉末，以环氧树脂为胶结物，通过人工高压压制物理模型，并根据6种主要缝洞组合模式对应的缝洞分布图刻蚀缝洞，得到缝洞型碳酸盐岩油藏物理模型(如图2A、图3A和图4A所示)。采用石蜡填充与环氧固封相结合的方法，通过岩心的表面处理与环氧树脂固化，提高环氧树脂与物理模型表面的结合强度，以防止在实验过程中发生壁流现象。这些物理模型在缝洞形态、组合方式、缝洞比、润湿性、基质渗透率方面均与塔河实际油藏相似。这些物理模型的底部设有底水注入孔，顶部设有两个模拟采出井口。
[0041](2)、实验用油:利用油田脱气脱水原油与航空煤油配比，配制模拟油粘度为23.9mPa.s,密度为 0.845g/mL。
[0042](3)、实验用水:油田水，粘度为0.93mPa.S，密度为1.032g/mL。
[0043]2、实验流程及设备
[0044]在本实施例中，利用如图5所示的实验设备进行注水驱替。该实验设备由三部分组成:供液系统、物理模型7、计量系统；其中，供液系统包括:水源I ;恒流或恒压泵2以及相关的中间容器3，其用于模拟注水驱替过程；计量系统包括:压力检测系统，其包括压力传感器6和处理模块；流量计量系统，其包括精密流量计8，用于精确计量液量；以及摄像系统，包括高清摄像机9和相关连接设备；水源I通过管线连接于恒流或恒压泵2，恒流或恒压泵2通过管线连接于中间容器3，中间容器3通过管线连接于物理模型7，并在该管线上设有两个六通阀4，止回阀5通过管线与两个六通阀4相连接，其中一个六通阀4通过管线连接于压力传感器6，以测定底水的驱替压力，压力传感器6连接于摄像机9以及计算机10，两个精密流量计8分别通过管线连接于物理模型7 ;在整个实验过程中，摄像机9可以适时录像和拍照，通过摄像机9和所相连的计算机10，利用专门配置的可视化驱替摄像系统，将驱替过程中的油水动态分布显示并存储在计算机10中。
[0045]本实施例提供一种碳酸盐岩缝洞型油藏平稳注水开采方法作为对比，其包括以下步骤:分别对6种物理模型以固定注水流量Q (Q=lmL/min)进行底水驱替，至其中一口采出井完全见水(即采出液含水率达到100%)，然后将该采出井转为注水井，以固定注水流量Q进行平稳注水驱替，至另一口采出井完全见水则停止注水(平稳注水时间T约为30min左右，不同物理模型略有差异)，在底水驱替以及平稳注水过程中收集采出的油，并分别计算底水驱替采出程度以及平稳注水提高采出程度。注水时采用恒流泵注入，同时保持底水开通。
[0046]其中，底水驱替采出程度以及平稳注水提高采出程度计算公式如下所述:
[0047]底水驱替米出程度=底水驱替累计米油量+可米总储量；
[0048]平稳注水提高采出程度=平稳注水累计提高采油量+可采总储量。[0049]另外，
[0050]底水驱替采出程度+平稳注水提高采出程度=平稳注水总采出程度。
[0051]本实施例提供一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法，其包括以下步骤:在一个缝洞单元中选定注采井组进行注水，并在注水过程中调整注水强度，直到采油的收益低于注水成本时(如采出液含水率达到100%)，停止注水；其中，调整注水强度的步骤包括:确定最大注水强度，然后由一较低注水强度分2-10个阶段按照第一幅度模式上升注水强度至一较高注水强度，再分2-10个阶段按照第二幅度模式由该较高注水强度降低注水强度至该较低注水强度，完成一个注水周期，进行一个或几个注水周期来完成调整注水强度的步骤，其中，所述较高注水强度不超过最大注水强度；并且提升注水强度的第一幅度模式为按照相同倍数提升、等比提升或呈指数提升，降低注水强度的第二幅度模式为按照相同倍数降低、等比降低或呈指数降低；所述一个注水周期为I个月至3年；所述最大注水强度是由注水流量或注水压力确定的；如果采用定压力注入方式，则以注采井能承受的最大压力为最大注水强度；如果采用定流量注入方式，则以注采井能承受的最大压力为基准确定注水流量，该注水流量为最大注水强度。
[0052]更具体而言，针对本实施例的6种物理模型，该注水开采方法包括以下步骤:分别对6种物理模型以固定注水流量Q (Q=lmL/min)进行底水驱替，至其中一口采出井完全见水，然后将该采出井转为注水井，采用变强度注水，注水流量以Q、2Q、3Q、2Q、Q为一个周期，进行两个周期的变强度注水，每个注水流量下的注水时间依据平稳注水时间T (T约为30min左右)进行计算，控制为T’ = (TX Q) / (18 X Q)，保证两个周期的变强度注水总量与平稳注水总量相同；之后变换注采井位置，以上述的方法进行底水驱替后，再以上述的注水流量、注水时间以及周期进行变强度注水；在底水驱替以及变强度注水过程中收集采出的油，并分别计算两个周期以及不同注采井位置的变强度注水提高采出程度。注水时在不同的注水流量下采用恒流泵注入，同时保持底水开通。
[0053]其中，变强度注水提高采出程度的计算公式如下所述:
[0054]变强度注水提高采出程度=变强度注水累计提高采油量+可采总储量。
[0055]3、实验结果分析
[0056]本实施例利用6种概念物料模型建立驱油物理模拟实验。将6种物理模型的注采井位置进行一次交换后重新注水实验以加强对比，两次注水实验的底水驱替采出程度接近则实验有效，并取其平均值进行评价。每个模型进行两个周期变强度注水，并且变强度注水总量与平稳注水总量保持接近。实验结果如表I所示。
[0057]表I
[0058]
【权利要求】
1.一种碳酸盐岩缝洞型油藏变强度注水开采方法，其包括以下步骤: 在一个缝洞单元中选定注采井组进行注水，并在注水过程中调整注水强度，直到采油的收益低于注水的成本时，停止注水。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述调整注水强度的步骤包括:确定最大注水强度，然后由一个较低注水强度分2-10个阶段按照第一幅度模式提升注水强度至一个较高注水强度，再分2-10个阶段按照第二幅度模式由该较高注水强度降低注水强度至该较低注水强度，完成一个注水周期，进行一个或几个注水周期来完成调整注水强度的步骤，其中，所述较高注水强度不超过最大注水强度。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述较低注水强度为最大注水强度的0.01-0.3倍，所述较高注水强度为最大注水强度的0.7-0.99倍。
4.根据权利要求2所述的方法，其中，提升注水强度的第一幅度模式为按照相同倍数提升、等比提升或呈指数提升。
5.根据权利要求2所述的方法，其中，降低注水强度的第二幅度模式为按照相同倍数降低、等比降低或呈指数降低。
6.根据权利要求2所述的方法，其中，所述一个注水周期为I个月至3年。
7.根据权利要求2所述的方法，其中，所述最大注水强度是由注水流量或注水压力确定的；如果采用定压力注入方式，则以注采井能承受的最大压力为最大注水强度；如果采用定流量注入方式，则以注采井能承受的最大压力为基准确定注水流量，该注水流量为最大注水强度。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，所述注采井能承受的最大压力为地层破裂压力。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述碳酸盐岩缝洞的类型包括裂缝网络型、溶洞-裂缝-溶洞型、溶孔-裂缝-溶洞型、孤立溶洞型、溶孔-裂缝-溶孔型以及溶洞网络型。
【文档编号】E21B43/20GK103670350SQ201310684972
【公开日】2014年3月26日 申请日期:2013年12月13日 优先权日:2013年12月13日
【发明者】李阳, 刘中春, 袁向春, 唐永强, 郑松青, 吕心瑞 申请人:中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院, 中国石油大学(北京)