一種油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的制作方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及一種油藏注氣方法,特別涉及一種油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu),屬于油藏開(kāi)采技術(shù)領(lǐng)域。
【背景技術(shù)】
[0002]對(duì)于雙重介質(zhì)油藏,儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率太小,裂縫滲透率高,在天然能量開(kāi)采的過(guò)程中,油井投產(chǎn)初期,產(chǎn)量高,產(chǎn)量基本來(lái)自于裂縫;隨著生產(chǎn)的進(jìn)行,裂縫的供給能力降低,基質(zhì)系統(tǒng)中的原油開(kāi)始流入裂縫,由于基質(zhì)的流動(dòng)系數(shù)低,供油速度慢,無(wú)法彌補(bǔ)裂縫系統(tǒng)的供油能力的遞減,因而油井產(chǎn)量遞減快;伴隨底水沿裂縫快速錐進(jìn),油藏含水快速上升,裂縫發(fā)育區(qū)的油藏下部油井甚至出現(xiàn)暴性水淹,產(chǎn)量大幅度遞減,導(dǎo)致一次采收率偏低。
[0003]對(duì)于雙重介質(zhì)油藏,在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中,注水見(jiàn)效有明顯的方向性,由于油藏的非均質(zhì)性,致使注入水沿高滲透裂縫帶或孔道竄流、突進(jìn),使沿裂縫方向上的采油井暴性水淹,油藏含水上升快,甚至水淹關(guān)井,大大降低了注入水的波及體積和油田的開(kāi)發(fā)效果,而位于裂縫兩側(cè)的油井見(jiàn)效慢,壓力恢復(fù)緩慢,出現(xiàn)嚴(yán)重的平面矛盾。
[0004]對(duì)于雙重介質(zhì)油藏,采用注氣開(kāi)發(fā),傳統(tǒng)觀念認(rèn)為:由于氣體的粘度遠(yuǎn)低于水的粘度,它比水更容易在地層中形成流動(dòng)。因此,在裂縫性油藏注氣比注水更容易發(fā)生竄流,注氣開(kāi)采裂縫性油藏是不可行的。通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研,國(guó)內(nèi)外一些雙重介質(zhì)油藏現(xiàn)有的注氣技術(shù)僅局限于油藏頂部注氣,注氣井必須位于采油井的上部注氣,對(duì)于厚油藏不能很好的補(bǔ)充油藏中下部的能量,也不能很好的抑制底水的錐進(jìn)。
[0005]綜上所述,現(xiàn)有的注氣方法在注氣方式和開(kāi)采效果上均存在不足,因此,提供一種有效的油藏注氣方式和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)成為了本領(lǐng)域亟待解決的問(wèn)題。
【發(fā)明內(nèi)容】
[0006]為了解決上述技術(shù)問(wèn)題,本發(fā)明的目的在于提供一種油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu),該注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)可以克服雙重介質(zhì)油藏底水水竄嚴(yán)重,頂部注氣開(kāi)發(fā)油藏下部能量補(bǔ)充不足的缺點(diǎn)。
[0007]為了實(shí)現(xiàn)上述目的,本發(fā)明提供了一種油藏立體注氣方法,該油藏立體注氣方法包括在油藏頂部和下部同時(shí)注氣的步驟,其中,油藏下部的注氣井為注氣開(kāi)始前1年_2年油藏下部的部分水淹井。
[0008]本發(fā)明中的部分水淹井是指部分注氣井覆蓋潛山整體,井?dāng)?shù)能夠滿(mǎn)足早期氣驅(qū)要求即可。
[0009]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,優(yōu)選地,注氣的注入介質(zhì)包括氮?dú)饣驘N氣,注入介質(zhì)據(jù)氣源而定,當(dāng)氣源為烴氣時(shí),注入介質(zhì)選擇烴氣。
[0010]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,優(yōu)選地,所述氮?dú)庾⑷胨俣葹?.01PV/年-0.02PV/年,所述烴氣注入速度為0.01PV/年-0.03PV/年。
[0011]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,優(yōu)選地,油藏壓力系數(shù)低于0.8時(shí),注采比為1.0:1-1.3:1,油藏壓力系數(shù)達(dá)到0.8時(shí),注采比為1:1。
[0012]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,優(yōu)選地,該油藏立體注氣方法中的注氣壓力為 20MPa_28MPa。
[0013]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,優(yōu)選地,油藏下部注氣井的注氣速度為
1.0萬(wàn)方/天-3.5萬(wàn)方/天,油藏上部注氣井的注氣速度為3.5萬(wàn)方/天-6.5萬(wàn)方/天。
[0014]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,優(yōu)選地,注氮?dú)鈺r(shí),單井最高日注氣量為
2.5X 10V-7.5X 104m3,油藏最高日注氣量為40 X 104m3_50 X 104m3;注經(jīng)氣時(shí),單井最高日注氣量為4 X 104m3-12X 104m3,油藏最高日注氣量為40 X 104m3-70 X 104m3。
[0015]本發(fā)明還提供了一種油藏立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu),該油藏立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括多口水平生產(chǎn)井和多口水平注氣井,其中,在橫向上所述水平生產(chǎn)井和水平注氣井在同一平面的相鄰排中交錯(cuò)分布,在縱向上水平生產(chǎn)井和水平注氣井在相鄰層間交錯(cuò)疊置,形成水平井平面平錯(cuò)、縱向疊置交錯(cuò)的立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu);
[0016]所述水平注氣井位于油藏的頂部和下部,下部注氣井為水淹的生產(chǎn)井。
[0017]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中,優(yōu)選地,水平生產(chǎn)井與水平生產(chǎn)井之間的水平距離為200m-300m,水平生產(chǎn)井與水平生產(chǎn)井的垂直距離為200m-300m。
[0018]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中,優(yōu)選地,頂部水平注氣井與油藏頂部的垂直距離為300m-900m,頂部水平注氣井與其下部相鄰生產(chǎn)井的垂直距離為200m-300m,下部水平注氣井與其上部相鄰生產(chǎn)井的垂直距離為200m_300m。
[0019]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中,下部水平注氣井距離油藏底部的距離根據(jù)底水錐進(jìn)的高度而定,一般下部注氣井距離油藏底部的垂直距離為200m-300m,如果從底部往上的第二排生產(chǎn)井已經(jīng)水淹,則選擇第二排的水淹井為注氣井,這時(shí)下部水平注氣井距離油藏底部的垂直距離為400m-600m。
[0020]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,注氣的較佳時(shí)機(jī)是在在油藏壓力高于油藏飽和壓力之前盡早注氣,以及時(shí)補(bǔ)充能量。油藏壓力下降時(shí),越早注氣越好,下限是壓力不能低于油藏飽和壓力。
[0021]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法中,采用的注氣井可以為水平井也可以為直井,優(yōu)選水平井。
[0022]本發(fā)明提供的上述油藏立體注氣方法,具體包括以下步驟:
[0023]在油藏立體開(kāi)發(fā)的過(guò)程中,當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆禃r(shí),在油藏下部利用水淹井進(jìn)行注氣,通過(guò)檢驗(yàn)下部注氣能否有效抑制底水錐進(jìn),周?chē)M是否能增油,來(lái)判斷注氣是否成功;
[0024]注氣成功后(能有效抑制底水錐進(jìn),周?chē)M能有效的增油即為注氣成功),在油藏下部注氣的同時(shí),選擇位于油藏頂部的水平井在油藏的頂部注氣,當(dāng)下部的其他生產(chǎn)井被底水錐進(jìn)水淹關(guān)井的時(shí)候,將這些底部后水淹的井再進(jìn)行底部轉(zhuǎn)注氣,同時(shí),根據(jù)油藏補(bǔ)充能量需要,在油藏縱向油層厚度分段超過(guò)三段的主體部位無(wú)老井的地方,新鉆水平井注氣,滿(mǎn)足油藏立體注氣開(kāi)發(fā)需要。
[0025]在本發(fā)明提供的油藏立體注氣方法中,可以選擇水淹老井、油藏頂部的老水平井進(jìn)行,以節(jié)約成本。
[0026]本發(fā)明提供的油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu),屬于雙重介質(zhì)油藏的立體開(kāi)發(fā)注氣技術(shù),適用于塊狀或厚層狀雙重介質(zhì)油藏,可以有效提高油藏的采收率,改善開(kāi)發(fā)效果。
[0027]本發(fā)明提供的油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)是一種可以進(jìn)一步提高雙重介質(zhì)油藏采收率的手段。該方法通過(guò)油藏早期的天然能量開(kāi)采,結(jié)合底部水平井注水開(kāi)采,同時(shí)為補(bǔ)充地層能量在油藏壓力高于其飽和壓力以前盡早進(jìn)行注氣開(kāi)采,在油藏頂部注氣,并配合油藏下部的水淹井注氣。該方法首先克服了注水開(kāi)發(fā)中,注入水沿高滲透裂縫帶或孔道竄流、突進(jìn),油井快速水淹的難題,同時(shí)克服了現(xiàn)有注氣技術(shù)注氣井必須位于采油井上部的局限,將注氣井部署在采油井的下部,甚至位于底部水淹區(qū)。另外,該方法既可以發(fā)揮頂部注氣重力穩(wěn)定驅(qū)作用、又可以有效利用下部水淹井,形成天然的連續(xù)微小氣水段塞驅(qū),增強(qiáng)氣體對(duì)微細(xì)孔縫滲析,提高微觀波及系數(shù),促進(jìn)裂縫與基質(zhì)間的滲吸作用,促進(jìn)氣體交滲進(jìn)入基質(zhì),減緩底水裂縫水竄和基質(zhì)原油水封,利于基質(zhì)中原油的采出,同時(shí)該技術(shù)可以及時(shí)補(bǔ)充地層能量,抑制含水上升,提高采油速度和采收率。
[0028]本發(fā)明的油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)在油藏頂部注氣的同時(shí),配合以油藏下部同時(shí)注氣,既可以發(fā)揮頂部注氣重力穩(wěn)定驅(qū)作用、又可以有效利用水淹井,形成天然的連續(xù)微小氣水段塞驅(qū),增強(qiáng)氣體對(duì)微細(xì)孔縫滲析,提高微觀波及系數(shù),促進(jìn)裂縫與基質(zhì)間的滲吸作用,促進(jìn)氣體交滲進(jìn)入基質(zhì),減緩底水裂縫水竄和基質(zhì)原油水封,利于基質(zhì)中原油的采出,同時(shí)可以及時(shí)補(bǔ)充地層能量,抑制含水上升,提高采油速度和采收率。
[0029]本發(fā)明的注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)與現(xiàn)有技術(shù)相比具有如下優(yōu)點(diǎn):
[0030]本發(fā)明的油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu),采用底部水淹井注氣可以形成天然的連續(xù)微小氣水段塞,注入的氣體能夠更好的向基質(zhì)滲析驅(qū)油,滲析作用驅(qū)替基質(zhì)采出量的48%,較水驅(qū)提高1.1倍;
[0031]本發(fā)明的油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中注氣具有改善原油物性的作用,原油體積系數(shù)和膨脹系數(shù)隨注入量的增多而增加;
[0032]本發(fā)明的油藏立體注氣方法頂部、底部同時(shí)氣驅(qū),與水驅(qū)相比可有效降低殘余油飽和度的8% -10% ;
[0033]本發(fā)明的油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中氣驅(qū)可以顯著降低驅(qū)替介質(zhì)的界面張力,非混相驅(qū)的油氣界面張力只有油水界面張力的16% -25% ;
[0034]本發(fā)明的油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中,注入氣體能夠進(jìn)入更小級(jí)別的微細(xì)裂縫,提高微觀波及系數(shù),可氣驅(qū)的裂縫開(kāi)度在?ο μ m以上,氣驅(qū)能進(jìn)入微細(xì)裂縫的能力比水驅(qū)提高了 4-7倍。
【附圖說(shuō)明】
[0035]圖1為實(shí)施例1中的水平井立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖;
[0036]圖2為實(shí)施例1中的同層水平井平面位置圖;
[0037]圖3為實(shí)施例1中的同層水平井縱向位置平面投影圖;
[0038]圖4為實(shí)施例1中的水平井頂部和下部立體注氣井網(wǎng)剖面圖;
[0039]圖5為興古潛山油藏興古7塊立體注氣井網(wǎng)結(jié)構(gòu)剖面圖;
[0040]圖6為實(shí)施例1中的立體注氣方式與水驅(qū)開(kāi)發(fā)方式驅(qū)油效率對(duì)比圖;
[0041]圖7為實(shí)施例1中的重力驅(qū)油條件下流體可以進(jìn)入最小裂縫寬度與巖塊高度關(guān)系曲線(xiàn)圖。
【具體實(shí)施方式】
[0042]為了對(duì)本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解,現(xiàn)對(duì)本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行以下詳細(xì)說(shuō)明,但不能理解為對(duì)本發(fā)明的可實(shí)施范圍的限定。
[0043]實(shí)施例1
[0044]本實(shí)施例提供了一種油藏立體注氣方法和井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。針對(duì)遼河油田興古潛山油藏興古7塊進(jìn)行。該油藏地層古老,構(gòu)造復(fù)雜,巖性多樣,是