一种低渗油藏复合开发方法与流程

1.本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种低渗油藏复合开发方法。


背景技术：

2.低渗透油藏渗透率低、孔隙结构细小、流体流动难度大，利用常规注水开发方式注入压力高、有效动用规模有限。利用压裂投产开发，裂缝方向及长度难以控制，易形成水淹水窜，如何充分利用现有工艺技术和开发方式有效动用低渗油藏是亟待解决的问题，因此亟需一种低渗油藏复合开发方法提高该类油藏的开发效果。
3.中国发明专利cn106869888b公开了一种改善低渗透油藏水驱效果的方法，该改善低渗透油藏水驱效果的方法包括:步骤1，选择低渗透油藏实施径向钻孔的最佳注采井组；步骤2，选取最佳的径向射孔位置；步骤3，对选取的最佳注采井组，分析其构造、沉积特征，裂缝方向及动态分析数据，以井身轨迹和受效井方向确定径向钻孔的方位和长度；步骤4，根据确定的径向钻孔的方位和长度，进行高压水射流径向钻孔施工作业。
4.目前，尚未有将径向钻孔技术与其它驱油技术复合用于低渗油藏开发的报道。


技术实现要素：

5.本发明主要目的是提供一种低渗油藏复合开发方法，本发明方法利用高压注水推进co2段塞驱替原油，并配合径向钻孔适配储层非均质均衡平面驱替，极大地提高了低渗油藏的开发效果。
6.为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
7.本发明提供一种低渗油藏复合开发方法，其包括以下步骤：井周渗流能力评价；井间渗流能力确定；注入井径向钻孔长度确定；co2段塞注入量确定；高压注水段塞确定；形成径向钻孔+co2气水段塞复合开发模式。
8.进一步地，利用流动系数与试油试采阶段的产液能力对各井近井地带的渗流能力进行评价，得到各井周渗透率的比值。
9.更进一步地，选用液量相对稳定的点作为参考值，且各井参考值的时间点选择要一致；
10.由以下公式得到各井周渗透率的比值：
[0011][0012]
式中，表示流动系数，k为渗透率，h地层射开有效厚度，μ各井地层原油粘度。
[0013]
进一步地，井间渗流能力确定方法：取注采井的渗透率平均值作为井间渗透率平均值，有效厚度取注采井平均值，地层原油粘度取固定值，利用井间流动系数表征井间渗流能力。
[0014]
进一步地，根据井距和渗流能力的差异适配径向钻孔技术，使得注采井井距与井
间渗流能力相关系数一致，从而确定注入井径向钻孔长度。
[0015]
进一步地，co2段塞注入量确定方法，包括以下步骤：在co2段塞推进至采油井时，应确保具有一定的co2段塞尺寸厚度，所述厚度≥5m，结合平均有效厚度及孔隙度，可确定co2段塞注入量。
[0016]
更进一步地，co2段塞注入量计算公式：
[0017][0018]
式中：—co2前缘至采出端时co2所占据平面面积(按照理想条件近椭圆形均匀推进)，m2；—油藏平均有效厚度，m；φ—地层平均孔隙度，小数；s
wi
—束缚水饱和度，小数；s
or
—残余油饱和度，小数；—co2段塞注入质量,t；—油藏温度压力下co2密度，kg/m3；n—co2摩尔分数，44g/mol；p—气体压力，mpa；r—通用气体常数，8.314
×
10-6
mpa
·
m3/(mol
·
k)；t—气体绝对温度，k。
[0019]
进一步地，高压注水段塞确定方法：注入端注入co2段塞后，一直在保持高压注水推动co2段塞移动，当co2段塞前缘到达采出端时，将注入介质由水变更为co2段塞。
[0020]
进一步地，高压注水阶段的注入量可由注采井距、径向钻孔长度、平均有效厚度及孔隙度确定：
[0021]
高压注水段塞注入体积：
[0022]
式中：s
wat
—co2前缘至采出端时注入水波及范围(按照理想条件近椭圆形均匀推进)，m2；lz—co2前缘段塞厚度，5m；r1—pro1井与inj井距离，m；r2—pro2井与inj井距离，m；—油藏平均有效厚度，m；φ—地层平均孔隙度，小数；s
wi
—束缚水饱和度，小数；s
or
—残余油饱和度，小数。
[0023]
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
[0024]
本发明方法利用径向钻孔均衡驱替，利用高压注水推动co2前置段塞扩大波及，形成径向钻孔+co2气水段塞复合开发模式，大幅提升低渗油藏的采收率。
附图说明
[0025]
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
[0026]
图1为本发明一具体实施例所述低渗油藏复合开发方法的流程图；
[0027]
图2为本发明一具体实施例所述径向钻孔+co2气水段塞复合开发模式示意图；
[0028]
图3为本发明一具体实施例所述常规注水波及示意图；
[0029]
图4为本发明一具体实施例所述径向钻孔+co2气水段塞复合开发波及示意图。
具体实施方式
[0030]
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0031]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
[0032]
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
[0033]
实施例1
[0034]
如图1所示，所述低渗油藏复合开发方法包括以下步骤：
[0035]
步骤1.井周渗流能力评价；
[0036]
利用流动系数与试油试采阶段的产液能力对各井近井地带的渗流能力进行评价，选用液量相对稳定的点(第4个月)作为参考值，且各井参考值的时间点选择一致。流动系数中，各井地层原油粘度μ相差不大，可认为相同；地层射开有效厚度h可由测井二次解释成果及射开井段确定；只有渗透率k在地层中变化较快，且难以确定。由于流动系数与产液能力成正比，且各井相关系数趋于一致，可由得到各井周渗透率的比值。
[0037]
各井周渗透率：
[0038]
pro1井：
[0039]
pro2井：
[0040]
inj井：
[0041]
a—流动系数与产液能力的相关系数；—pro1第4个月日液水平，20m3/d；—pro2第4个月日液水平，25m3/d；—inj第4个月日液水平，15m3/d；μ—地层原油粘度，1.2mpa
·
s；h1—pro1地层射开有效厚度，10m；h2—pro2地层射开有效厚度，8m；h3—inj地层射开有效厚度，6m。
[0042]
步骤2.井间渗流能力确定；
[0043]
取注采井的渗透率平均值作为井间渗透率平均值，有效厚度取注采井平均值，地层原油粘度取固定值，利用井间流动系数表征井间渗流能力。
[0044]
pro1井与inj井间流动系数：
[0045]
pro1井与inj井间流动系数：
[0046]
步骤3.注入井径向钻孔长度确定；
[0047]
由于各注采井井距与井间渗流能力均具有一定差异，应呈现正相关性，且相关系数趋于一致，因此根据井距和渗流能力的差异适配径向钻孔技术，使得注采井井距与井间渗流能力相关系数一致。
[0048]
pro1井与inj井距离与井间渗流能力相关系数：
[0049]
pro2井与inj井距离与井间渗流能力相关系数：
[0050]
f1＞f2，利用径向钻孔缩小pro2井与inj井距离r2,使得f1＝f2。
[0051]
则径向钻孔长度：
[0052]
步骤4.co2段塞注入量确定；
[0053]
由于储层具有一定的非均质性，co2段塞在推进的过程中会形成突进，为保证一定的co2驱油效率，在co2段塞推进至采油井时，应确保具有一定的co2段塞尺寸厚度(≥5m)，结合平均有效厚度及孔隙度，可确定co2段塞注入量。
[0054]
co2前缘至采出端时co2所占据平面面积：
[0055][0056]
油藏条件下co2密度：
[0057]
co2段塞注入质量：
[0058]
式中：—co2前缘至采出端时co2所占据平面面积(按照理想条件近椭圆形均匀推进)，m2；—油藏平均有效厚度，(h1+h2+h3)/3＝8m；φ—地层平均孔隙度，0.15；s
wi
—束缚水饱和度，0.4；s
or
—残余油饱和度，0.2；—co2段塞注入质量,t；—油藏温度压力下co2密度，kg/m3；n—co2摩尔分数，44g/mol；p—气体压力，30mpa；r—通用气体常数，8.314
×
10-6
mpa
·
m3/(mol
·
k)；t—气体绝对温度，373k。
[0059]
步骤5.高压注水段塞确定；
[0060]
注入端注入co2段塞后，一直在保持高压注水推动co2段塞移动，当co2段塞前缘到达采出端时，将注入介质由水变更为co2段塞。高压注水阶段的注入量可由注采井距、径向钻孔长度、平均有效厚度及孔隙度确定。
[0061]
co2前缘至采出端时注入水波及范围：
[0062][0063]
高压注水段塞注入体积：
[0064]
式中：s
wat
—co2前缘至采出端时注入水波及范围(按照理想条件近椭圆形均匀推进)，m2；lz—co2前缘段塞厚度，5m；r1—pro1井与inj井距离，200m；r2—pro2井与inj井距离，300m；—油藏平均有效厚度，(h1+h2+h3)/3＝8m；φ—地层平均孔隙度，0.2；s
wi
—束缚水饱
和度，0.4；s
or
—残余油饱和度，0.2。
[0065]
步骤6.形成径向钻孔+co2气水段塞复合开发模式：
[0066]
重复步骤4和步骤5的过程，即注入端注入1367.6t co2，再注入86468m3水，如此循环，保证co2段塞持续推进，利用径向钻孔均衡驱替，按照气水段塞注入量交替注入，形成径向钻孔+co2气水段塞复合开发模式，如图2所示。
[0067]
该方法利用径向钻孔均衡驱替，利用高压注水推动co2前置段塞扩大波及，形成径向钻孔+co2气水段塞复合开发模式，根据本方法与常规注水情况模拟相对比，如图3、图4所示。采用本实施例所述方法单井控制储量扩大3倍左右，可大幅提升低渗油藏的采收率。
[0068]
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。