一种超低渗透油藏精细分层注水方法与流程

本发明属于油气藏开采
技术领域：
，特别涉及一种适用于超低渗透油藏的精细分层注水方法。
背景技术：
：低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。根据我国生产实践和理论研究，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。超低渗透储层渗具有透率低，地层致密、非均质强、孔喉小、物性差、渗流阻力大等地质特点。随着世界石油供需矛盾的日益突出和优质石油资源的逐渐匮乏，超低渗致密油资源的开发已成为我国石油工业发展的新课题。鄂尔多斯盆地三叠系延长组地层主要为三角洲沉积体系，储层岩性为岩屑长石砂岩、长石砂岩、长石岩屑砂岩、混合砂岩及岩屑砂岩，储层孔隙度9.0～13.7％，渗透率0.03～1.5md，为纯油层、油水同层，无边底水，发育岩性油藏。针对超低渗多层系复杂岩性油藏，油层数量多，纵向跨度大，横向变化快，砂泥岩互层，油水关系复杂，裂缝发育，水驱前缘复杂，注水开发过程中平面、层间、层内矛盾较突出，该类油藏在国内外较为罕见。经过前期勘探调研，如果采用一次部署，笼统开发或者采用合注合采开发，必然会造成单层突进和舌进现象明显，导致注入水纵向推进不均，储层动用程度低，后期调整难度大，最终采收率低。技术实现要素：本发明的目的是提供一种超低渗透油藏精细分层注水方法，通过分层配注提高储层的水驱波及体积，缓解纵向上非均质性矛盾，从而改善水驱效果。为了实现上述目的和其它优点，本发明提供的超低渗透油藏精细分层注水方法，包括如下步骤：s1、收集目标区的地质资料，分析地质特征；地质资料具体包括油层平均埋深、油层平均厚度、平均孔隙度、渗透率、压力系数、饱和压力及储量丰度。s2、分析目标区注水开采差异性特征，分析目标区注水开采差异性特征，确定细分层精细注水的必要性；目标区注水开采差异性包括储层物性差异、压力系统差异、水驱储量动用程度差异。其中，储层物性差异包括储层渗透率差异和孔隙度差异；压力系统差异包括储层压力系数差异、压力梯度差异、原始地层压力差异、饱和压力差异；水驱储量动用程度差异是按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料计算得到，直接反映注水开发油藏的水驱效果。所述水驱储量动用程度的计算公式如下：式中：m为水驱储量动用程度；ng为地质储量，m3；nd为水驱动用储量，m3。s3、对需要精细分层的储层进行精细分层，然后开展精细注水，最后对小层注水政策优化调整及合理调配周期。步骤s3具体包括：s31、储层精细对比划分：依据储层划分的三原则，标志层控制原则、邻井追踪原则和地层厚度原则，将主力油层细分为数个小层；在小层划分基础上，开展砂体连通性研究，掌握各小层砂体平面及纵向分布特征。s32、细分流动单元：在对各小层进行沉积分层基础上，依据岩石物理特征参数对储层进行分类，细分出ⅰ、ⅱ、ⅲ三类流动单元，并基于流动单元划分标准来评判各小层的渗流能力、储集及物性，选出油层组的主力层；所述岩石物理特征参数包括厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、储能系数、渗流系数。s33、确定分注标准：根据区块地质沉积特点进行分区块分注标准进行施工和后期检测，针对区块中的多层叠合区，开展层间分注，提高纵向层间储层动用程度；针对单一发育的储层区，开展层内分注，提高层内水驱动用程度。s34、精细小层注采对应：明确各小层砂体在平面上的展布规律，围绕注采井网主侧向开展砂体连通研究，充分运用数值模拟成果，不断修正认识，确定各小层平面连通情况。s35、细分注采单元：结合前期流动单元划分结果，综合考虑渗流特征差异，以及地层压力参数、含水参数的开发特征差异，对研究区切分区块，进一步细化注采单元。s36、小层注水政策优化调整与合理调配周期。优选的是，所述步骤s33中，针对区块中的多层叠合区，开展两层或三层以上层间分注，提高纵向层间储层动用程度；针对单一发育的储层区，开展两层或三层层内分注，提高层内水驱动用程度。优选的是，所述步骤s34具体为：以单个注采井组为单元，梳理采油井各小层动用，确定单个注采井组内主要动用小层，结合各小层平面砂体连通状况，确定2～3个注水对应小层。优选的是，所述步骤s36具体为：以平面分注采单元、纵向分流动单元为基础，坚持“ⅰ类控制、ⅱ类温和、ⅲ类加强”原则，细化注采调整，针对储层纵向物性差异，进一步优化各小层注水强度，减少分注井层间矛盾。与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：针对目标区块的储层物性、压力系统、注水压力及水驱动用等方面存在明显差异情况，本发明开发细分层精细注水方法。精细分层注水技术通过储层精细划分对比、细分流动单元、确立分注标准、精细小层注采对应、细分注采单元及小层技术政策优化调整等关键技术的实践与探索，提高储层的水驱波及体积，缓解纵向上非均质性矛盾，从而改善水驱效果。有效解决了超低渗透复杂油藏开发的难题。超低渗透复杂油藏精细分层注水技术挖掘潜力油藏需要地质工程与采油工程的结合，包括区块的地质建模、沉积环境、动用程度、有效厚度、渗透率级差等对开发效果的影响，从而解决了超低渗透复杂油藏与高效开发之间的矛盾。实践证明，超低渗透复杂油藏坚持细分层精细注水，阶段性的已取得较好开发效果，为同类油藏的高效开发提供了借鉴经验。本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。附图说明图1、某油田a区块主要储层各流动单元分类及砂体密度柱状图。图2、某油田a区块注采单元划分示意图。图3、不同流动单元分层配注优化图。图4、某油田a区块合理调配周期与小层配注合格率曲线。图5、某油田a区块区块一次井网采收率预测图。具体实施方式下面结合附图对本发明做进一步的详细说明，以令本领域技术人员参照说明书文字能够据以实施。以某油田a区块作为研究对象，采用本发明的超低渗透油藏精细分层注水方法进行注水开采。油田a区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中段西部发育的一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，每千米坡降6.0～7.0m。针对超低渗多层系复杂岩性油藏，该油田a区块油层数量多，纵向跨度大，横向变化快，砂泥岩互层，油水关系复杂，裂缝发育，水驱前缘复杂，注水开发过程中平面、层间、层内矛盾较突出，该类油藏在国内外较为罕见，曾被美国cer公司评定为无开发价值的油田。经过前期勘探调研，如果采用一次部署，笼统开发或者采用合注合采开发，必然会造成单层突进和舌进现象明显，导致注入水纵向推进不均，储层动用程度低，后期调整难度大，最终采收率低。该油田a区块为长4+5、长6超低渗透叠合复杂砂岩区块，储层非均质性强、纵向叠合发育层系多、横向油层变化快，由于油层各层系的不均质性，导致各层吸水能力不相同，面临多层动用的注水层间、层内突出的开发矛盾。为实现该类油藏经济高效开发，从开发初期以来，在已知分层开发的技术基础上，考虑区域特殊性，制定一系列精细分层注水开发技术。具体操作步骤如下：第一步、收集目标区的地质资料，分析地质特征该油田a区块位于主要发育水下分流河道和分流间湾微相，以延长组长4+5～长6段油层组超低渗透砂岩最为典型。地质特征主要情况见表1，总体表现为储层厚度薄、物性差、油藏压力系数低，单层平均厚度11.7m，渗透率0.82×10-3μm2，孔隙度约11.9％，压力系数0.78，属于鄂尔多斯盆地典型的超低渗透“三低”油藏。此外，资源平面分布范围广，纵向叠合发育小层多，纵向跨度大，横向变化快，砂泥岩互层，非均质性强，层间渗透率极差达到640，层内渗透率极差达到989，成藏主要受岩性控制。根据分布井位横剖图可以看出分布的油藏连续但不整装，受海拔影响。天然裂缝的发育使得初期改造缝洞方向性把握困难，导致地层原油流动驱动困难。表1.油田a区块主要储层物性情况统计表第二步、分析目标区注水开采差异性特征，确定细分层精细注水的必要性在制定注水开采方案之前，需要对影响施工的因素做差异性分析，规避风险。目标区注水开采差异性包括储层物性差异、压力系统差异、水驱储量动用程度差异。(1)储层物性差异鄂尔多斯盆地长4+5～长6地层单层产能为储层物性(包括渗透率、孔隙度)的函数，物性好坏直接关系油井产能及稳产效果。储层物性差异主要由储层岩性及成岩过程不同造成的，该项差异在多层系开发中存在层间干扰，形成层间矛盾。同时，在注水过程中，该层位砂岩胶结物一般是泥质为主，物性的差异导致不同层系之间吸水能力不同，水驱过程中注水前缘运动速度不同，进一步加剧了层间矛盾。鄂尔多斯盆地长4+5-长6主要为三角洲沉积体系，储层岩性为岩屑长石砂岩、长石砂岩、长石岩屑砂岩、混合砂岩及岩屑砂岩，储层孔隙度9.0～13.7％，渗透率0.03～1.5md，为纯油层、油水同层，无边底水，发育岩性油藏。上述油层又可以进一步细分为6个小层(长4+511、长4+512、长4+521、长4+522、长611、长612)，储层非均质性强，小层之间渗透率极差达到640，小层内部渗透率极差达到989，为不均质-极不均质储层。(2)压力系统差异压力系统简单分为地层原有压力系统和开采注水压力系统。开采注水压力的增加破坏原有地层压力，两者存在合适的动态压力差异比例后，才能保证采油井的稳产甚至高产。鄂尔多斯盆地三叠系油藏都为低压油藏(地层压力系数0.6-0.8)，不同储层压力系统在压力系数、压力梯度、原始地层压力、饱和压力上存在差异，这种差异对油藏供液能力存在一定影响。受外部开采压力影响，油藏在投入开发过程中，不同储层类型，不同开发方式，不同开发技术政策，不同开发阶段，形成不同开发动态，如果分类分层压力相差较大，多层合采，则低压层往往不出或者少出油。在油藏注水过程中，分层调配只是在一个瞬时压力背景下调整的，当压力出现变化时，直接的影响结果就是分层注水量发生变化，而注水压力变化时间比下一次调配的时间要短的多。经过现场大量资料对比分析，20％以上的注水井需要分层调配，这样出现注水量的误差，直接结果是导致注入水沿着高渗层或者微裂缝突进，导致部分油井水淹，从而形成剩余油，加剧层间矛盾。精细分层注水技术需要研究对象以地质亚层、小层为对象，多层系油层叠合开发。以长4+51、长4+52和长61为例，各层系间的注水量、注水压力差异大，见表2，给油田注水地面工程设计造成一定的困难。表2.油田a区块各小层注水参数表开发小层长4+51长4+52长61单井注水量(m3/d)15.0～25.020.0～25.025.0～30.0井口压力(mpa)8.0～12.010.0～13.012.0～15.0(3)水驱储量动用程度差异油藏中部多油层叠合区域的小层横向变化较快，层内夹层多。水驱储量动用程度是按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料计算，直接反映注水开发油藏的水驱效果。开发初期，局部注采对应关系较差，存在“有注无采”、“有采无注”，水驱储量控制程度84.5％，水驱储量动用程度63.8％，初期自然递减达到25％，严重影响了油藏的开发效果。水驱储量动用程度计算公式如下：式中：m为水驱储量动用程度；ng为地质储量，m3；nd为水驱动用储量，m3。随着注采井网的不断完善和注采关系的调整，地质储量ng随着时间推移而减少，水驱储量动用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好。水驱储量动用程度的评价标准见表3。表3.水驱储量动用程度评价标准表水驱储量动用程度评价标准>80％好75％-80％较好70％-75％中等65％-70％较差<65％差随着注采井网的不断完善和注采关系的调整，油藏水驱储量控制程度和动用程度会有较大幅度地提高。但是分注井也经常存在纵向上吸水差异较大的问题，造成纵向上储量动用不均衡的状况。针对此问题，有必要开展细分层精细注水工作，加大分层调配合理周期的研究，改善分注井层间剖面吸水状况，缓解剖面上储量动用不均衡的状况，从而提高水驱油效率。统计近三年分层调配及分注井吸水剖面测试情况，结果显示21％调配无效，存在单层超欠注的问题，从而造成对应油井出现单层水淹、层间产液差异大等问题。针对小层有采无注，有必要开展细分层注水，提高油井开发效果；针对小层有注无采井，先期注水培育能量，后期实施非主力层措施挖潜。第三步、对需要精细分层的储层进行精细分层，然后开展精细注水，最后对小层注水政策优化调整及合理调配周期。具体包括如下操作步骤：(1)储层精细对比划分精细储层划分对比遵循三个原则：①标志层控制；②邻井追踪；③地层厚度基本相近原则。区块标志层普遍发育于长4+5油层组的中部，为一套煤系地层，薄层煤线发育，厚度5～10m，电性特征表现为锯齿状高时差、高电阻，自然电位曲线幅度也较小，与长4+51和长4+52砂岩相连，是划分本区长4+5油层组的主要依据。同时，通过邻井追踪和厚度相近原则，将y214主力油层组长4+52、长61进一步细分为长612、长611、长4+522、长4+521四个小层。四个小层地层厚度在18米～30米左右，其中，长4+521小层最厚，平均25米，长611小层最薄，平均16.5米，长4+522和长612小层平均厚度都在20米左右。地层厚度在纵向上、横向整体变化不大。在小层划分基础上，开展砂体连通性研究，掌握各小层砂体平面及纵向分布特征，长4+52、长61小层厚度分布稳定，隔层厚度5～15米，具备层间分注基础。长4+522小层发育2个隔层，分布稳定，进一步划分为3个单砂体长4+522-1、长4+522-2、长4+522-3。长612小层发育3个隔层，分布比较稳定，进一步划分为4个单砂体。这样从平面上和剖面上对油层组各小层进行了深入认识，为精细分层注水实施奠定了基础。(2)细分流动单元对长4+5、长6油层组进行沉积分层基础上，依据岩石物理特征参数对储层进行分类评价，细分出ⅰ、ⅱ、ⅲ三类流动单元(见表4)。统计发现长612油层砂体密度最大，ⅰ类、ⅱ类流动单元分布比例最大，分别达到了36％、45％。其次长4+521油层ⅰ类流动单元分布较大，达到19％，但砂体密度相对最小，占37％。长4+522油层和长611油层砂体密度相对较大，ⅰ类流动单元所占比例较小，分别为9％和8％，ⅱ类流动单元所占比例也相对较少，分别为39％和41％。数据表明长612油层渗流能力与储集最强，物性最好，是油层组的主力层，其次是长4+521油层，长4+522油层和长611油层渗流能力与储集一般，物性相对一般(如图1所示)。表4.油田a区块流动单元划分标准(3)确立分注标准在储层精细对比划分及细分流动单元的基础上，针对区块中部多层叠合区，主要开展两层或三层以上层间分注，提高纵向层间储层动用程度。针对东部长612、西部长4+522相对单一发育的储层区，开展两层或三层层内分注，提高层内水驱动用程度。具体分注标准见表5。表5.a区块长4+5、长6油藏分注标准划分(4)精细小层注采对应在实施分注的过程中，重点加强精细小层注采对应研究。首先，建立并完善长4+5、长6油层组四个小层的纵向叠置模型，初步明确各小层砂体在平面上的展布规律，为各小层动用及分层注水提供依据。其次，以注水井为中心，围绕注采井网主侧向开展砂体连通研究，充分运用数值模拟成果，不断修正认识，确定各小层平面连通情况。最后，以单个注采井组为单元，梳理采油井各小层动用，确定单个注采井组内主要动用小层，结合各小层平面砂体连通状况，确定2-3个注水对应小层，尽量规避分注合采中常见的“一油对多水”、“一水注多层”现象，提高注水效率。(5)细分注采单元后期油藏注水管理上，充分结合前期流动单元划分结果，综合考虑渗流特征差异，以及地层压力、含水等开发特征差异，对研究区切分区块，进一步细化注采单元(如图2所示)。结合各单元开发实际，从地层压力变化、单井产能变化、见效见水程度等方面着手，充分运用动态监测成果，不断调整和优化各注采开发单元开发技术政策。(6)小层注水政策优化调整与合理调配周期以平面分注采单元、纵向分流动单元为基础，坚持“ⅰ类控制、ⅱ类温和、ⅲ类加强”，细化注采调整。针对储层纵向物性差异，进一步优化各小层注水强度，减少分注井层间矛盾(如图3)。在油藏注水过程中，分层调配只是在一个瞬时压力背景下调整的，当压力出现变化时，直接的影响结果就是分层注水量发生变化，而注水压力变化时间比下一次调配的时间要短的多，导致分注井小层配注合格率下降，直接结果是导致注入水沿着高渗层或者微裂缝突进，导致部分油井水淹，层间矛盾进一步加剧。通过对区块近三年调配及吸水剖面测试的资料进行数理统计分析，开展合理调配周期研究，对油藏调配周期进行了优化，确定研究区合理调配周期≤72天(如图4所示)。上述应用实施例取得的成效：(1)水驱状况好，油井见效程度高。通过坚持细分层精细注水，油藏整体分注率达到59.6％，水驱状况好转，水驱储量控制程度达到94.0％，动用程度达到72.8％，压力保持水平93.7％，油藏自然递减及含水上升率持续下降，近三年自然递减控制10％以内，含水上升率0.6％，从油井见效情况来看，整体见效程度达到81.6％，平均见效周期16.6个月，而且从见效类型来看，以ⅰ类见效为主，整体开发形势较好。(2)油藏最终采收率高，整体开发效果好。a区块投入开发10年，累计采油101.5万吨，采收率达到20％，已实现高效稳产目的，一次井网采收率将达到22％以上(如图5所示)。a区块的成功开发，为超低渗油藏细分层精细注水开发提供了借鉴经验。综上所述，上述油田a区块纵向叠合发育层系多，储层物性差，属于鄂尔多斯盆地典型的超低渗透复杂区块。a区块储层物性、压力系统、注水压力及水驱动用等方面存在明显差异，有必要开发细分层精细注水开发。通过储层精细划分对比、细分流动单元、确立分注标准、精细小层注采对应、细分注采单元及小层技术政策优化调整等关键技术的实践与探索，有效解决了超低渗透复杂油藏开发的难题。超低渗透复杂油藏坚持细分层精细注水，阶段性的已取得较好开发效果，为同类油藏的高效开发提供了借鉴经验。尽管本发明的实施方案已公开如上，但其并不仅仅限于说明书和实施方式中所列运用。它完全可以被适用于各种适合本发明的领域。对于熟悉本领域的人员而言，可容易地实现另外的修改。因此在不背离权利要求及等同范围所限定的一般概念下，本发明并不限于特定的细节和这里示出与描述的图例。当前第1页12