適用于縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏的注水替油開采方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及油氣藏開采技術(shù)領(lǐng)域，確切地說涉及一種適用于縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏的注水替油開采方法。
【背景技術(shù)】
[0002]公開號為CN101942984A，公開日為2011年I月12日的中國專利文獻公開了一種針對碳酸鹽巖縫洞型油藏注水替油開采方法，其主要步驟是:一，試注，在縫洞油藏彈性能量不足時，正常注水之前，在一定周期內(nèi)進行試注確定適合注水替油的井位，然后結(jié)合儲集體類型確定注水速度，二，向該油藏內(nèi)注入適量比重比原油大且與原油不相溶的高比重液體，以補充地層虧空，恢復(fù)地層壓力，三，關(guān)井，利用油與高比重液體重力分異使油與高比重液體發(fā)生置換，高比重液體下沉至儲集體下部形成次生底水，從而向上驅(qū)油，抬升油水分界面，四，當(dāng)井口壓力恢復(fù)到基本穩(wěn)定后開井進行采油。本發(fā)明通過向油井注入高比重且與原油不相溶的液體，如油田污水，使原油與油田污水發(fā)生置換，并匯聚在縫洞的上部或高部位的井底，從而再進行開采。
[0003]作者為李柏林于2006年在中國石油大學(xué)發(fā)表了一篇題名為“塔河碳酸鹽巖油藏注水替油技術(shù)研宄與應(yīng)用”的碩士學(xué)位論文，該論文通過現(xiàn)場試驗，結(jié)合塔河油田地質(zhì)特征，研宄注水替油機理，形成一套有效的選井選層標準；建立了注水單井地質(zhì)模型，通過現(xiàn)場試驗以及數(shù)值模擬進一步檢驗單井地質(zhì)模型；通過現(xiàn)場試驗、結(jié)合油藏工程計算以及數(shù)值模擬研宄了單井注水替油的合理開發(fā)技術(shù)政策，確立了合理的注入時機、合理的注入量及注入速度、注入水水質(zhì)、壓力、關(guān)井時間、生產(chǎn)方式、工作制度等；對單井注水替油開采進行經(jīng)濟評價與前景預(yù)測；根據(jù)不同單井狀況進行了結(jié)注采配套工藝優(yōu)化。
[0004]以上文獻為代表的現(xiàn)有技術(shù)，主要針對碳酸鹽巖縫洞型油藏實施注水替油開采。本發(fā)明是針對縫洞型凝析氣藏的注水替油開采，二者在技術(shù)主體上存在差異。
[0005]塔河油田等縫洞型碳酸鹽巖油藏自然衰竭開發(fā)時，流體性質(zhì)不會隨著地層壓力下降發(fā)生較大的變化，但凝析氣藏自然衰竭開發(fā)時，隨著地層壓力下降，出現(xiàn)反凝析油現(xiàn)象，流體組分及滲流特征發(fā)生較大變化，為了提高凝析氣藏注水替油效果，注水替油前應(yīng)盡量避免凝析氣藏組分變化，因此，凝析氣藏單井注水替油選擇儲層類型、凝析氣藏類型、注入時機和注入速度、注入液性質(zhì)均與碳酸鹽巖縫洞型油藏存在差異。本發(fā)明根據(jù)縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏特征，進一步修改完善了注水替油開采方法，使其更合適于凝析氣藏的油水替油，提高凝析油采收率。
[0006]對于縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏，國內(nèi)外目前沒有可供借鑒的開發(fā)理論和開發(fā)方法，使得這類氣藏以衰竭式開發(fā)為主，凝析油采收率較低僅為12%-25%，氣采收率為15%-50%。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0007]本發(fā)明旨在針對上述現(xiàn)有技術(shù)所存在的缺陷和不足，提供一種適用于縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏的注水替油開采方法，本方法能延長縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏生命周期并有效提高油氣采收率。
[0008]本發(fā)明是通過采用下述技術(shù)方案實現(xiàn)的:
一種適用于縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏的注水替油開采方法，其特征在于要利用建模技術(shù)，結(jié)合地震、測井、鉆錄井及動態(tài)生產(chǎn)資料，建立不同儲層類型的、不同凝析油含量的凝析氣藏的三維地質(zhì)模型，再利用數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合試采特征進行雙重介質(zhì)注水替油機理研宄，以探索不同儲層類型的、不同凝析油含量的凝析氣藏在自然衰竭開發(fā)中后期是否適合注水替油，利用注水替油技術(shù)提高凝析油采收率的技術(shù)可行性，優(yōu)選注入井、注水時機、合理的注入量、注入速度、注水輪次和注水強度，達到燜井周期后進行多輪次開采；達到延長單井和氣藏的生命周期，提高油氣采收率的目的。由于每輪次開采后凝析氣藏組分發(fā)生變化，因此下輪次開采前均應(yīng)優(yōu)選注水時機、注入量、注入速度和注水強度。其內(nèi)容包括以下步驟:
a、單井優(yōu)選，不是所有的凝析氣藏均適合注水替油提高采收率，因此利用建模和數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合試采特征進行雙重介質(zhì)注水替油機理研宄，以探索不同儲層類型、不同含凝析油含量的凝析氣藏在自然衰竭開發(fā)中后期是否適合注水替油，從而初步確定適合注水替油的儲層類型和凝析氣藏類型；利用注水替油技術(shù)可提高凝析油采收率的技術(shù)可行性。經(jīng)過研宄表現(xiàn):天然能量不足、高-特高含凝析油的、相對孤立縫洞體的單井或裂縫-孔洞型儲層、邊底水能量較強的、地層水沿裂縫高滲通道竄流的單井采用注水替油提高采收率效果好。
[0009]b、試注，先優(yōu)選范例井進行試注，對試注結(jié)果進行分析，確定范例井所代表的儲層和氣藏類型是否適合注水，最終優(yōu)選出適合注水替油的儲層和凝析氣藏類型，在凝析氣藏注水開發(fā)過程中，選擇露點壓力和凝析油析出速度最大壓力的中值作為注水時機，以避免大量凝析油損失在洞穴、孔洞介質(zhì)內(nèi)，降低注水替油效率。同時，凝析油氣產(chǎn)量隨日注水量增加而呈上升趨勢，但當(dāng)注水速度達到一個臨界點后，凝析油氣產(chǎn)量會基本保持不變，該臨界點與儲層吸水能力緊密相關(guān)，一般不應(yīng)超過10mVd ;
C、注入水，對注入水與儲層配伍性進行研宄，選擇能改善儲層孔滲性、降低注入液比重、增大注入液粘度的、與儲層配伍性好的添加劑，按設(shè)定比例配置由地層水和添加劑混合而成的注入液(地層水和添加劑混合物)，按設(shè)定注入速度(一般不應(yīng)超過100m3/d)向氣藏內(nèi)注入所述注入液，補充地層虧空，恢復(fù)地層壓力；
d、燜井，待注入水進入氣藏后開始燜井，利用油水重力分異作用延長燜井時間；如果凝析油全部氣化，地層氣水兩相滲流；如果凝析油部分氣化，利用油與注入水重力分異，注入水替換儲集體下部油形成次生底水驅(qū)動油向上運移，凝析油在儲層上部聚集；
e、當(dāng)達到燜井周期后或井口壓力恢復(fù)到預(yù)計范圍內(nèi)，壓力穩(wěn)定后，開井進行開采。
[0010]f、循環(huán)步驟c到步驟e。延長單井生命周期，提高單井油氣采收率。
[0011]所述a步驟中，“利用建模技術(shù)，結(jié)合地震、測井、鉆錄井及動態(tài)生產(chǎn)資料，建立不同儲層類型的、不同凝析油含量的凝析氣藏的三維地質(zhì)模型，再利用數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合試采特征進行雙重介質(zhì)注水替油機理研宄”具體是指:首先根據(jù)油氣藏地質(zhì)研宄成果對井進行優(yōu)選，選取不同儲層類型(洞穴型、裂縫-孔洞型、孔洞型、裂縫型)、不同凝析油含量(低含凝析油、中含凝析油、高含凝析油、特高含凝析油)、不同凝析氣藏類型(無水氣藏、底水氣藏、邊水氣藏)的凝析氣藏進行三維地質(zhì)模型建立，并結(jié)合三維地質(zhì)模型進行數(shù)值模擬研宄，以論證不同儲層類型、不同凝析油含量的凝析氣藏注水替油技術(shù)提高采收率的可行性。
[0012]與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明所達到的有益效果如下:
1、采用本發(fā)明所述“利用建模技術(shù)，結(jié)合地震、測井、鉆錄井及動態(tài)生產(chǎn)資料，建立不同儲層類型的、不同凝析油含量的凝析氣藏的三維地質(zhì)模型，再利用數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合試采特征進行雙重介質(zhì)注水替油機理研宄，以探索不同儲層類型的、不同凝析油含量的凝析氣藏在自然衰竭開發(fā)中后期是否適合注水替油是否適合注水替油，從而初步確定適合注水替油的儲層類型和凝析氣藏類型”的方式，經(jīng)實施例驗證，優(yōu)選出注水替油能提高縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏采收率的儲層、凝析氣藏類型，避免盲目在凝析氣藏內(nèi)推廣注水替油，從而達到延長縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏生命周期和提高該凝析氣藏采收率。
[0013]2、本發(fā)明中，c步驟中，對注入水與儲層配伍性進行研宄，選擇能改善儲層孔滲性、降低注入液比重、增大注入液粘度的、與儲層配伍性好的添加劑，按設(shè)定比例配置由地層水和添加劑混合而成的注入液，注入液與地層水對比，能改善儲層孔滲性、降低注入液比重、增大注入液粘度、增強注入液與地層的配伍性，避免造成地層二次污染，并有效恢復(fù)地層壓力，改善儲層流體滲流能力和驅(qū)替能力。
[0014]3、本發(fā)明中，重復(fù)步驟c到步驟e，其中重復(fù)步驟c時，應(yīng)選擇合適時機，每次重復(fù)注水替油前，應(yīng)分析凝析氣藏內(nèi)凝析氣