一种油井侧钻同井注采提高采收率方法

本发明属于采油，涉及一种油井侧钻同井注采提高采收率方法。

背景技术：

1、目前国内主要油藏为陆相沉积油藏，陆相油藏形成条件复杂，沉积类型多，岩石物性在时间和空间上变化比较大。陆相沉积岩以碎屑岩及粘土岩为主，碎屑物多具棱角，层理包括斜层理、波状层理和水平层理等，生物类化石以淡水动物和陆生植物为主，沉积物搬运距离不大，在陆相油藏水驱开发过程中，由于储层宏观和微观非均质性，各部位渗透率差异引起吸液启动压力不同，导致各部位吸液压差和吸液量不同，进而造成部分区域未被波及并形成剩余油；此外，在水驱波及区域，由于油水界面张力等因素影响，剩余油饱和度仍未降低至残余油饱和度水平，因此，水驱油藏提高采收率应从扩大波及体积和提高洗油效率两方面着手，并且应以扩大波及体积为主。

2、由于储层宏观和微观非均质性的影响，储层内不同部位渗透率存在较大差异，因而相应吸水指数也将不同。因此，在吸水压差相同条件下水驱开发过程中储层内不同部位吸水量也就不同，加之水驱引起水相渗透率增加以及水冲刷引起储层岩石结构破坏和绝对渗透率增加等因素的影响，储层内高渗透部位吸水指数和吸液量会持续增大，进而形成优势通道和低效无效循环，最终降低水驱采收率。

3、为了调整储层各部位吸液量即改善吸液剖面，通常做法一是提高注液速度，二是增加储层高渗透部位渗流阻力即减小吸液指数。考虑到油田水源供水和注水设备以及油井人工举升和地面油水分离设备能力等因素限制，矿场难以通过大幅度增大注液速度来提高注入压力。此外，增大注液速度所增加吸液量的绝大部分仍然进入储层高渗透部位，中低渗透部位吸入液会在储层内部绕流回到高渗透部位，最终降低扩大波及体积效果。因此，目前常用有效方法是利用含聚化学驱油剂或调剖调驱剂在储层高渗透部位滞留来减小渗透率（吸水指数）。传统化学驱油理论认为，改善流度比是提高采收率主要机理，忽视了驱油剂在多孔介质内滞留引起渗流阻力增加和注入压力升高在扩大波及体积方面的关键作用，化学驱采收率数据是驱油剂类型筛选、配方组成优选和段塞组合优化的重要依据，矿场化学驱提高采收率技术决策所用采收率数据主要来自化学驱岩心实验，目前，岩心实验通常采用恒定注入速度注驱油剂，注入压力升高幅度不受限，因此，随驱油剂注入和滞留量增大，注入压力会持续升高。与油田储层注入压力允许升高倍数相比较，岩心实验注入压力升高倍数普遍较大，但目前国内主要油藏聚驱后原井网注入压力都缺乏进一步上升空间，因此聚驱后原井网不宜实施进一步提高采收率措施。

4、与陆地油田相比较，海上油田具有注采井井距大、储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强、岩石胶结强度低和优质筛管完井以及开发钻井、平台建设和日常操作费用高等特点，这造成陆地油田一些增产增注或提高采收率技术不适应海上油田储层地质和开采条件，例如，压裂技术和井网加密技术。压裂技术海上油藏适应差的原因主要包括：一是筛管孔眼阻止支撑剂颗粒进入裂缝，压裂施工后裂缝发生闭合，难以形成较高导流能力渗流通道；二是即便预先去掉压裂目的层局部筛管并将支撑剂送入裂缝，但因岩石自身强度低，压裂施工结束后支撑剂会在闭合压力作用下嵌入裂缝岩石壁面，致使裂缝导流能力急剧减小。此外，海上油田平台建设和维护费用极高，聚驱后平台缺少加密井井位，新建平台技术经济效益较差，因而水驱或化学驱后加密井网可行性较差。

5、综上所述，现有技术中，储层非均质性造成油藏水驱和化学驱后存在大量剩余油，剩余油纵向上主要分布在油井附近储层中低渗透部位，平面上主要分布在远离主流线两翼部位。化学驱后注入井附近储层中低渗透部位渗透率大幅度降低，吸液指数明显减小，而注入压力又受到储层岩石破裂压力限制，储层中低渗透部位吸液压差和吸液量不能进一步增加。因此，化学驱后原井网进一步提高采收率措施难以动用剩余油。

技术实现思路

1、本发明目的在于针对现有技术中的问题，提供一种在水驱或化学驱后通过在现有油井低渗透部位侧钻水平井或斜井，并利用油套环空和侧钻井筒作为驱油剂输送通道、油管作为采液通道、形成油水井同时注采开发模式，再通过水驱或化学驱油技术来进一步扩大波及体积和提高采收率的方法。

2、一种油井侧钻同井注采提高采收率方法，包括以下步骤1-4，具体的：

3、步骤1，根据油井的实际储层物性的特征、开发方式的特征、注采井网的类型和生产动态的特征选取油井层内非均质厚油层低渗透部位进行侧钻，钻出侧钻井。

4、优选地，所述步骤1中，侧钻井为水平井和/或斜井。

5、步骤2，使用封隔器将油井的低渗透部位与中高渗透部位进行分隔、将油井中、位于所述侧钻井上部的油套环空，与侧钻井的井筒作为驱油剂注入通道，即油剂可通过油套环空进入侧钻井井筒中、然后再进入油井中，将油管作为采液通道，构建出油井的同井注采系统；对应的，油井中的油藏可以是化学驱后油藏，也可以是水驱后油藏，本方法这种驱离剩余原油来提高采收率的方法均适用。

6、步骤3，根据油井的实际储层物性的特征、开发方式的特征、注采井网的类型和生产动态的特征选取确定所述步骤2中构建的油井同井注采系统驱油剂类型、注入量和注液速度。

7、步骤4，驱油剂通过所述同井注采系统的油套环空进入侧钻井的井筒中，由于步骤1中的侧钻井位于低渗透区，所以驱油剂一开始是注入到油井的低渗透部位中的，因此由侧钻井的井筒进入油井的驱油剂会将油井附近区域低渗透部位剩余原油驱替至油藏深部和中高渗透层部位，然后通过注采井网中的注水井继续注水，将侧钻井中驱油剂驱替到高渗透部位的剩余原油再驱替到油管中，形成油井同井注采和水井注水开发系统。即，等驱油剂完成将低渗透部位的剩余油驱替到高渗透部位后，再将高渗透部位中的剩余油驱替到油管，因为高渗层剩余油很少，侧钻完井之后动用的剩余油大部分是低渗层的。

8、进一步的，所述实际储层物性的特征为层内非均质大厚层，非均质性包括正韵律储层、反韵律储层和复合韵律储层。

9、具体的，所述开发方式包括水驱开发和化学驱开发，化学驱开发包括均相驱和非均相驱，所述均相驱包括聚合物驱、聚合物/表面活性剂二元复合驱、聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱和聚合物/盐/表面活性剂三元复合驱等，非均相驱包括二氧化硅颗粒溶液驱、石墨烯纳米颗粒溶液驱和聚合物微球溶液驱等。

10、更为具体的，所述均相驱中聚合物驱包括浓度为500mg/l～5000mg/l的普通聚合物和抗盐聚合物；抗盐聚合物包括疏水缔合聚合物、功能聚合物和聚表剂等；所述表面活性剂包括浓度为300mg/l～10000mg/l的阴离子型表面活性剂、非离子型表面活性剂、两性离子型表面活性剂等；所述聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱中的碱包括浓度为500mg/l～14000mg/l的强碱naoh和弱碱na2co3；所述聚合物/盐/表面活性剂三元复合驱中的盐为浓度为500mg/l～14000mg/l的nacl3。

11、更为具体的，所述非均相驱的体系浓度为100mg/l～20000mg/l。

12、更为具体的，所述步骤3中的注采井网的类型包括行列式井网、四点法井网、五点法井网、七点法井网和九点法井网等。

13、优选地，所述侧钻井的数量为2~4个，侧钻井的井筒的长度为0.3~0.6倍注采井距，侧钻井的井筒与注采井网的主流线夹角为0~45°，井筒的射孔位置包括前端射孔、中端射孔、后端射孔、均匀射孔和变密度射孔，孔眼密度10~40孔/m，注采井网的主流线即为常规理解的以最快流速确定的井网线。

14、更为具体的，所述油井同井注采系统驱油剂包括清水、表面活性剂溶液、普通聚合物溶液、聚合物/表面活性剂二元复合体系、聚合物/碱/表面活性剂三元复合体系和聚合物/盐/表面活性剂三元复合体系中的一种或者多种。

15、更为具体的，所述油井同井注采系统驱油剂注入量依据实际规模以及储层物性进行设定。

16、有益效果

17、与现有技术相比，本技术方案提出的“一种油井侧钻同井注采提高采收率方法”技术方案，经过水驱或化学驱后，通过在现有油井低渗透部位侧钻水平井或斜井，并利用油套环空和侧钻井筒作为驱油剂输送通道，油管作为采液通道，形成油水井同时注采开发模式，再通过水驱或化学驱油技术来进一步扩大波及体积和提高采收率，该方法不仅适用于化学驱后油藏，而且对高含水油田具有较强适应性和广阔应用前景。

18、本技术方案依据目标油藏储层非均质特征（正韵律、反韵律和复合韵律）确定侧钻井位置：对于正韵律油藏，水驱或化学驱后在油井井筒内储层上部低渗透部位侧钻水平井或斜井；对于反韵律油藏，水驱或化学驱后在油井井筒内储层底部低渗透部位侧钻水平井或斜井；对于复合韵律油藏，可采取正韵律或反韵律油藏侧钻井布井位置；对于正韵律油藏，利用油套环空和侧钻井筒作为驱油剂输送通道，驱油剂经井筒进入储层，将井筒下部储层内剩余油驱替到储层底部高渗透部位。与此同时，通过原注采井网中的水井继续注水，除对储层中低渗透部位剩余油形成另一驱替作用外，绝大部分注入水会进入储层高渗透部位，可以对经侧钻井驱替进入高渗透部位的剩余油产生驱替作用，促使剩余油进入油管。对于反韵律油藏，利用油管和侧钻井筒作为化学驱油剂输送通道，驱油剂经井筒进入储层，将井筒上部储层内剩余油驱替到顶部，经油套环空采出；在油井内侧钻井注驱油剂期间，原井网水井仍然保持注水；在两个方向上驱油剂共同驱替作用下，储层内剩余油被驱替进入油井，经油管或油套环空流到地面，实现同井注采，最终达到大幅度提高采收率目的，解决了目前油田水驱或化学驱后大幅度提高采收率技术难题，它可以在水驱或化学驱基础上进一步提高采收率4%～12%，技术经济效益十分显著。