專利名稱：注水砂巖油田周期注采方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明屬于石油開采領(lǐng)域，具體涉及一種砂巖油田注水開發(fā)方法。
背景技術(shù)：
水動(dòng)力學(xué)方法的實(shí)質(zhì)是油水井工作制度的合理調(diào)整與優(yōu)化。國(guó)內(nèi)外作了大量的周期注水機(jī)理及礦場(chǎng)試驗(yàn)研究，蘇聯(lián)學(xué)者蘇爾古切夫于50年代末第一次提出周期注水概念，認(rèn)為利用現(xiàn)有設(shè)備周期地改變注水方式，在油層中人為地建立不穩(wěn)定狀態(tài)可以強(qiáng)化采油過程。根據(jù)這個(gè)結(jié)論，自1964年開始，前蘇聯(lián)曾先后在50余個(gè)油田進(jìn)行礦場(chǎng)試驗(yàn)和工業(yè)性開采。礦場(chǎng)實(shí)踐和室內(nèi)數(shù)值模擬計(jì)算表明，各種潤(rùn)濕性油層周期注水均能取得較好的效果，但沒有形成一套完整的技術(shù)方案。
我國(guó)很多油田已進(jìn)入特高含水后期開采，油田開發(fā)面臨著儲(chǔ)采失衡、液油比上升幅度大的嚴(yán)峻形勢(shì)，而常規(guī)的挖潛措施和注水井調(diào)整技術(shù)受工藝和經(jīng)濟(jì)效益的限制，進(jìn)一步提高波及體積難度很大。因此，如何控制含水上升，延緩產(chǎn)量遞減，增加可采儲(chǔ)量，是現(xiàn)階段改善油田開發(fā)效果，提高開發(fā)效益的關(guān)鍵。而水動(dòng)力學(xué)方法在此階段是經(jīng)濟(jì)有效的手段。

發(fā)明內(nèi)容
針對(duì)多層砂巖油田特高含水(含水高于90％)后期，油田開發(fā)面臨著儲(chǔ)采失衡、液油比上升幅度大，而常規(guī)的挖潛措施和注水井調(diào)整受工藝和經(jīng)濟(jì)效益的限制的嚴(yán)峻形勢(shì)，本發(fā)明的目的在于通過改變常規(guī)的注水方式和采油方式，在現(xiàn)有工藝設(shè)備基礎(chǔ)上開展周期注水和周期采油，擴(kuò)大波及體積，為提高最終采收率而提供一種特高含水期注水砂巖油田周期注采方法。
本方法包括特高含水期周期注水和周期采油的選井原則，周期注水和周期采油的方式、周期注水和周期采油的周期等參數(shù)選擇的技術(shù)方法和技術(shù)界限，具體步驟如下一、依據(jù)周期注水井區(qū)選擇的原則和周期采油選井方法、原則，確定周期注水井區(qū)
選擇具備兩個(gè)以上來水方向、且地層壓力總壓差大于-0.5MPa的井區(qū)作為周期注水井區(qū)；二、依據(jù)開發(fā)特點(diǎn)及調(diào)整目的確定周期注水方式對(duì)于井段長(zhǎng)、分注層段多、多層高含水井采用高壓高含水層段同步周期注水方式；過渡帶地區(qū)采用分段交替周期注水方式；對(duì)于已經(jīng)進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整，井網(wǎng)完善程度高的區(qū)塊，采用井間異步交叉周期注水的方式；三、依據(jù)地層壓力、綜合含水水平確定間注周期聯(lián)合降液幅度與停注時(shí)間的關(guān)系以及不同含水級(jí)別與降液幅度的關(guān)系來確定合理的間注周期，此關(guān)系如下表 四、依據(jù)注采平衡原則確定恢復(fù)注水階段的注水量恢復(fù)注水時(shí)增加的注水量應(yīng)接近間注期間扣除減少產(chǎn)液量后影響的水量，即滿足如下條件B=(W-QL)/t+QWQW×100%,]]>式中B——恢復(fù)注水比例，t——恢復(fù)注水天數(shù)，QL——累計(jì)影響的產(chǎn)液量，W——累計(jì)影響的注水量，QW——周注前日注水量。
本發(fā)明具有如下優(yōu)點(diǎn)(1)建立周期注采方法及界限，經(jīng)時(shí)間檢驗(yàn)是合理可行的。
(2)提出了周期采油的概念，在產(chǎn)量指標(biāo)允許情況下可較大程度的控制含水上升速度，提高最終采收率。
(3)周期注采方法可節(jié)約注水量，控制產(chǎn)量遞減幅度及含水上升速度，彌補(bǔ)了目前技術(shù)手段受工藝及經(jīng)濟(jì)效益限制的不足。


圖1為不同壓力下停注時(shí)間與降液幅度關(guān)系曲線，其中◆2.0～3.0MPa，■1.5～2.0MPa，▲1.0～1.5MPa，×0.5～1.0MPa，○0.0～1.0MPa，●-0.5～0.0MPa。
具體實(shí)施例方式
具體實(shí)施方式
一本實(shí)施方式從已開展的周期注水試驗(yàn)出發(fā)，結(jié)合油田開發(fā)實(shí)際，建立了一套周期注水的方法和技術(shù)界限。其具體實(shí)施步驟如下一、周期注水方式的優(yōu)化及參數(shù)的優(yōu)選1、優(yōu)選周期注水井區(qū)因各區(qū)塊井網(wǎng)、地質(zhì)條件、地層壓力、綜合含水等的差異，不是每個(gè)區(qū)塊的所有井都適合開展周期注水。在進(jìn)行井區(qū)優(yōu)化時(shí)要具備以下兩個(gè)條件一是井網(wǎng)完善程度高(具備兩個(gè)以上來水方向)，避開斷層發(fā)育井區(qū)和套管損壞井區(qū)。井網(wǎng)的完善程度、油層的連通程度對(duì)周期注水的效果有明顯的影響，連通越差，周期注水效果越差。此外，開展周期注水時(shí)，在停注及恢復(fù)注水時(shí)，地層壓力發(fā)生變化，對(duì)斷層保持穩(wěn)定性及預(yù)防套損不利，且這種壓力波動(dòng)易使套損井加大損壞程度。
二是地層壓力水平高(總壓差大于-0.5MPa)，避開低壓井區(qū)(總壓差小于-1.0MPa)和鉆關(guān)區(qū)。低壓井區(qū)及鉆關(guān)區(qū)地層壓力過低，在停注期間壓力進(jìn)一步下降，易造成原油脫氣，使原油粘度增大，導(dǎo)致產(chǎn)量下降，含水上升加快，不利于控制含水上升和產(chǎn)量遞減。
2、優(yōu)化周期注水方式在總結(jié)實(shí)際礦場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)和以往周期注水經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，借鑒數(shù)值模擬結(jié)果，結(jié)合各區(qū)塊的開發(fā)特點(diǎn)及調(diào)整目的，確定各區(qū)塊周期注水的方式。對(duì)于井段長(zhǎng)、分注層段多，多層高含水井多，采用高壓高含水層段同步周期注水方式；過渡帶地區(qū)因地層壓力水平高，含水較低，注水層段少，采用分段交替周期注水方式；對(duì)于已經(jīng)進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整和井網(wǎng)完善程度高的區(qū)塊采用井間異步交叉周期注水的方式(表1)。
表1各類區(qū)塊周期注水方式優(yōu)化表

3、確定合理的周期合理的注水周期既要保證停注時(shí)油水置換所需的時(shí)間，又要保持一定的壓力水平使產(chǎn)油量相對(duì)穩(wěn)定。周期的確定主要兼顧地層壓力和綜合含水。
(1)為使產(chǎn)油量基本保持穩(wěn)定，在不同含水級(jí)別的產(chǎn)液量的下降幅度也不同為了取得較好的周期注水效果，周期的選擇應(yīng)滿足，盡管產(chǎn)液量下降，但產(chǎn)油量可從含水下降量中得到彌補(bǔ)，也就是產(chǎn)油量基本保持穩(wěn)定。為此建立了公式(1)100-QL×(1-QL)×[1-(fw-Δfw)]QO×100=ΔQO---(1)]]>式中QL———產(chǎn)液量(t/d)Qo———產(chǎn)油量(t/d)ΔQL———產(chǎn)液量下降幅度(％)ΔQo———產(chǎn)油量下降幅度(％)fw———綜合含水(％)Δfw———綜合含水下降幅度(％)轉(zhuǎn)換后Δfw(1-ΔQL)＝ΔQL×(1-fw)(2)Δfw=ΔQl×(1-fw)1-ΔQl---(3)]]>
ΔQL=Δfw1-fw+Δfw---(4)]]>從(3)、(4)式中可以看出在產(chǎn)液量下降幅度一定的情況下，如果使產(chǎn)油量保持穩(wěn)定，綜合含水越高則需要含水下降值越小；在含水下降值一定的情況下，如果使產(chǎn)油量保持穩(wěn)定，綜合含水越高則產(chǎn)液量下降幅度越大(表2)。
表2周期注水期間產(chǎn)油量保持穩(wěn)定產(chǎn)液及含水下降變化關(guān)系表

(2)不同壓力水平下，不同關(guān)井時(shí)間下的產(chǎn)液量下降幅度根據(jù)歷年不同區(qū)塊不同壓力條件下，根據(jù)周期注水后井組產(chǎn)液量變化規(guī)律，繪制成曲線(圖1)，并回歸出經(jīng)驗(yàn)公式，如表3。
表3不同壓差下產(chǎn)液量下降幅度與停注時(shí)間關(guān)系經(jīng)驗(yàn)公式表

備注回歸公式中x代表停注時(shí)間，y代表產(chǎn)液量下降幅度。
(3)確定合理的周期數(shù)值模擬及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，在特高含水階段開展周期注水，由于多層高含水，含水下降幅度不超過0.5個(gè)百分點(diǎn)。在這種情況下，將降液幅度與停注時(shí)間的關(guān)系以及不同含水級(jí)別與降液幅度的關(guān)系聯(lián)合起來，結(jié)合各區(qū)塊目前地層壓力、綜合含水水平確定出不同壓力、不同含水級(jí)別井區(qū)的合理周期(即停注時(shí)間)，見表4。
表4周期注水停注天數(shù)界限統(tǒng)計(jì)表 備注含水下降0.5個(gè)百分點(diǎn)，產(chǎn)油量基本保持穩(wěn)定前提下的停注天數(shù)界限。
4、確定恢復(fù)注水階段的注水量比例周期內(nèi)的注水量，必須保證注采平衡。因此，恢復(fù)階段注水量在地層壓力不高(總壓差小于1.0MPa)的情況下要相應(yīng)有所提高。從注采平衡的角度出發(fā)，分析認(rèn)為周期注水中恢復(fù)注水階段注水量的確定應(yīng)考慮間注期間產(chǎn)液量的下降程度，即恢復(fù)注水時(shí)增加的注水量應(yīng)接近間注期間扣除減少產(chǎn)液量后影響的水量。即B=(W-QL)/t+QWQW×100%---(5)]]>式中B——恢復(fù)注水比例，(％)t——恢復(fù)注水天數(shù)，(天)QL——累計(jì)影響的產(chǎn)液量，(t)W——累計(jì)影響的注水量，(m3)QW——周注前日注水量，(m3)對(duì)于地層壓力水平較高的井區(qū)，恢復(fù)注水量可按原方案執(zhí)行，以達(dá)到調(diào)整壓力系統(tǒng)的目的。
5、周期注水效果①周期注水方案優(yōu)化后，注水狀況得到改善同位素吸水資料顯示，薄差層及表外層的吸水層數(shù)、砂巖厚度、有效厚度均有所增加。
②周期注水方案優(yōu)化后，取得較好的穩(wěn)油控水效果平均年累計(jì)節(jié)約注水68.7×104m3，周圍連通的采油井年累計(jì)少產(chǎn)水6.0×104m3，累計(jì)增油0.16×104t，使全區(qū)年均含水下降0.016個(gè)百分點(diǎn)。歷年周期注水效果統(tǒng)計(jì)見表5。
表5歷年周期注水效果統(tǒng)計(jì)表

③開展周期注水后，提高了采出程度北三東數(shù)值模擬顯示，通過開展周期注水，采出程度最大可提高0.0118個(gè)百分點(diǎn)。不同周期注水方式采出程度增加值模擬結(jié)果見表6。
表6不同周期注水方式采出程度增加值模擬結(jié)果(％)

此外，從連續(xù)開展周期注水過渡帶四條帶區(qū)塊的驅(qū)替特征曲線上也可以看出，周期注水后曲線斜率明顯減緩，提高了采出程度，達(dá)到了改善開發(fā)效果的目的。
在大慶油田薩北開發(fā)區(qū)周期注水技術(shù)平均每年節(jié)約注水65.0×104m3以上，少產(chǎn)水6.0×104m3，使全區(qū)含水每年少上升0.02個(gè)百分點(diǎn)，周期采油取得了年少產(chǎn)水5.0×104m3，而產(chǎn)油量未受影響的好效果。
具體實(shí)施方式
二本實(shí)施方式從已開展的周期采油試驗(yàn)出發(fā)，結(jié)合油田開發(fā)實(shí)際，建立了一套周期采油的方法和技術(shù)界限。其具體實(shí)施步驟如下1、選井原則(1)參數(shù)選取在選取參數(shù)時(shí)遵循四方面原則一是能大量、方便錄取、信息來源充足為原則，選取油水井日常生產(chǎn)過程中大量錄取的動(dòng)、靜態(tài)資料；二是各參數(shù)間具有獨(dú)立性，能分別代表平面矛盾的不同特征；三是選取的參數(shù)與出現(xiàn)平面矛盾有直接的相關(guān)性；四是形成的方法適用性強(qiáng)，能大范圍應(yīng)用。
依據(jù)上述原則具體選取了三個(gè)參數(shù)一是油層的非均質(zhì)程度。C1＝Kp×0.4+Kz×0.6，綜合考慮平面、縱向非均質(zhì)程度(滲透率變異系數(shù)Kp、層間變異系數(shù)Kz)，該值越大，油層的非均質(zhì)程度越高，注入水越易沿某個(gè)方向采出。在油田開發(fā)的整個(gè)過程中該參數(shù)反映的是形成平面矛盾的地質(zhì)因素。
二是累積水油比級(jí)差。C2＝(Qw/Qo)/(Qw/Qo)av，即采油井累積水油比(Qw/Qo)與平均累積水油比(Qw/Qo)av的比值。該值越大，采油井每產(chǎn)一噸油消耗的注水量越大，造成了注入水沿某個(gè)采點(diǎn)大量低效采出，而其它方向采點(diǎn)油層動(dòng)用程度較低。
三是無因次累積采油強(qiáng)度。C3＝(QO/hO)/(QO/hO)av，即采油井單位厚度累積產(chǎn)油量(QO/hO)與所屬區(qū)塊層系平均值(QO/hO)av的比值，它表明的是該井累積產(chǎn)油強(qiáng)度對(duì)區(qū)塊平均產(chǎn)油水平的偏離程度，其值越大，單位厚度累積產(chǎn)油量超出區(qū)塊平均產(chǎn)油強(qiáng)度越多，越易沖刷，使注入水沿該方向低效采出。
(2)判別方法將上述三個(gè)參數(shù)按重要程度排序如下累積水油比級(jí)差、油層的非均質(zhì)程度、無因次累積采油強(qiáng)度，并分別賦于加權(quán)系數(shù)P，P2，P3，其值分別為0.4、0.35、0.25，上述三參數(shù)與各自權(quán)重之積的和為最終的決策系數(shù)J＝C1×P1+C2×P2+C3×P3，再參照已見到改變液流方向效果井的決策系數(shù)，選取周期采油井。
(3)判別標(biāo)準(zhǔn)借鑒以往高含水關(guān)井的情況，計(jì)算得參考決策系數(shù)為0.57。即決策系數(shù)在0.57～1.0范圍之間的采油井即可做為周期采油井。
2、周圍注水井的調(diào)整方法一是依據(jù)水洗方向確定注水井調(diào)整井點(diǎn)依據(jù)精細(xì)地質(zhì)研究成果以及動(dòng)態(tài)資料分析，確定高含水井主產(chǎn)液層的主要來水方向。高含水井關(guān)井后，主要下調(diào)主要來水方向注水井的注水量，高含水井開井后，相對(duì)次要來水方向注水井注水量上調(diào)，改變高含水井主產(chǎn)層的來液方向，挖掘平面剩余油。
二是依據(jù)井組產(chǎn)液量變化幅度及注水強(qiáng)度差別確定注水井調(diào)整水量采油井關(guān)井后，注水井下調(diào)注水量，依據(jù)井組產(chǎn)液量下降幅度確定，一方面促使注入水改向驅(qū)替油層變差(油層厚度及滲透率變小)部位，改善井組平面矛盾，另一方面控制周期采油井地層壓力水平，保護(hù)套管；采油井開井后，依據(jù)井組注水強(qiáng)度差別確定注水井上調(diào)注水量，使相對(duì)較弱水洗方向注水強(qiáng)度高于強(qiáng)水洗方向注水強(qiáng)度。通過井組注水強(qiáng)度調(diào)整，改變高含水井主產(chǎn)液層的來水方向，挖掘平面剩余油，降低高含水井的含水。
3、周期采油改變液流方向的效果1)開展周期采油后改善了開發(fā)效果，減緩了含水上升在“兩控”試驗(yàn)區(qū)選取了8口井實(shí)施有規(guī)律間歇采油，一個(gè)周期100天，其中關(guān)井40天，恢復(fù)生產(chǎn)60天，關(guān)前日產(chǎn)液426t，日產(chǎn)油15t，含水96.48％。關(guān)井期間累計(jì)少產(chǎn)油660t，少產(chǎn)水1.81×104m3，使全區(qū)含水下降0.01個(gè)百分點(diǎn)。
2)開展周期采油后，通過周圍注水井的調(diào)整，本井開井后及周圍油井含水下降，產(chǎn)油量增加8口周期采油井開井后初期日產(chǎn)液482t，日產(chǎn)油23t，含水95.23％，開井后一個(gè)月日產(chǎn)液482t，日產(chǎn)油20t，含水95.85％，與關(guān)前相比含水下降0.63個(gè)百分點(diǎn)，日產(chǎn)油增加5t，開井后累計(jì)增油230t；周圍16口采油井見到了全面調(diào)整的效果，日產(chǎn)液由1263t，基本保持穩(wěn)定，日產(chǎn)油由77t增加到80t，含水由93.89％下降到93.63％，下降0.26個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油370t。開井后增油及周圍井受效增加的油量與關(guān)井影響的油量基本持平，取得了較好的效果。
權(quán)利要求
1.注水砂巖油田周期注采方法，其特征在于所述方法為一、依據(jù)周期注水井區(qū)選擇的原則和周期采油選井方法、原則，確定周期注水井區(qū)選擇具備兩個(gè)以上來水方向、且地層壓力總壓差大于-0.5MPa的井區(qū)作為周期注水井區(qū)；二、依據(jù)開發(fā)特點(diǎn)及調(diào)整目的確定周期注水方式對(duì)于井段長(zhǎng)、分注層段多、多層高含水井采用高壓高含水層段同步周期注水方式；過渡帶地區(qū)采用分段交替周期注水方式；對(duì)于已經(jīng)進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整，井網(wǎng)完善程度高的區(qū)塊，采用井間異步交叉周期注水的方式；三、依據(jù)地層壓力、綜合含水水平確定間注周期聯(lián)合降液幅度與停注時(shí)間的關(guān)系以及不同含水級(jí)別與降液幅度的關(guān)系，確定下表所示間注周期 四、依據(jù)注采平衡原則確定恢復(fù)注水階段的注水量恢復(fù)注水時(shí)增加的注水量應(yīng)接近間注期間扣除減少產(chǎn)液量后影響的水量，即注水量應(yīng)滿足如下條件B=(W-QL)/t+QWQW×100%,]]>式中B——恢復(fù)注水比例，t——恢復(fù)注水天數(shù)，QL——累計(jì)影響的產(chǎn)液量，W——累計(jì)影響的注水量，QW——周注前日注水量。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的注水砂巖油田周期注采方法，其特征在于聯(lián)合地層壓力和綜合含水確定間注周期的前提為含水下降值不超過0.5％。
全文摘要
注水砂巖油田周期注采方法，屬于石油開采領(lǐng)域。本發(fā)明針對(duì)多層砂巖油田特高含水后期，油田開發(fā)面臨著儲(chǔ)采失衡、液油比上升幅度大，而常規(guī)的挖潛措施和注水井調(diào)整受工藝和經(jīng)濟(jì)效益的限制的嚴(yán)峻形勢(shì)，結(jié)合水驅(qū)特高含水期的特點(diǎn)，在周期注水工作提出了井區(qū)選擇、周期注水方式、間注周期、恢復(fù)注水比例的優(yōu)化的技術(shù)方法和技術(shù)界限，并形成了周期采油技術(shù)的方法和界限，豐富了特高含水階段控水挖潛的手段，與周期注水共同形成一套系列化的水動(dòng)力學(xué)開采技術(shù)。周期注采技術(shù)可節(jié)約注水量，控制產(chǎn)量遞減幅度及含水上升速度，彌補(bǔ)了目前技術(shù)手段受工藝及經(jīng)濟(jì)效益限制的不足。
文檔編號(hào)E21B43/16GK1912338SQ200610010458
公開日2007年2月14日 申請(qǐng)日期2006年8月29日 優(yōu)先權(quán)日2006年8月29日
發(fā)明者萬新德, 王武, 高淑明 申請(qǐng)人:大慶油田有限責(zé)任公司