一种裂缝性油藏深部调驱方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，涉及一种油藏的调驱方法，尤其涉及一种裂缝性油藏深部调驱方法。

背景技术

对于裂缝性油藏，由于渗透率分布差异大，注入水或边底水沿着高渗透裂缝窜流，水驱后期高含水饱和度的裂缝系统与高含油饱和度的基质系统交织共存，基质岩块中大量剩余油不能被采出，油井很快见水并迅速达到高含水，油藏开发随之面临油井暴性水淹和产量快速递减的严峻局面。尤其是裂缝性碳酸盐岩油藏，其内部优势通道发育，水窜严重，注入水低效或无效循环，注入水利用率较低。因此有必要判别油藏内部通道发育特征。

CN 105631078A公开了一种天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，所述数值模拟方法包括：根据研究需要确定油藏数值模拟研究区域，建立研究区域边界轨迹文件；并根据地质情况，形成不同尺度裂缝信息文件；将模拟区域边界范围内裂缝进行分类；将网格单元进行分类；以得到的网格单元为基础，建立油藏数值模拟静态模型；获取各类网格单元属性，以及以各网格单元属性为基础，建立油藏模拟模型。所述方法通过数值模拟的方式确定油藏内部通道的发育特征，但是数值模拟法对模型精度要求高，且历史拟合耗时严重，不适用于实际工作。

针对裂缝性油藏，调堵技术是改善水驱效果的重要手段，即通过注入化学药剂对水流优势通道进行封堵能起到调整产液剖面、缓解油藏内部矛盾、改善油田开发效果的作用。因此，若要达到最佳的开发效果，调堵方法和化学药剂用量的合理设计至关重要。

目前调堵技术广泛应用于油田开发中，但碳酸盐岩油藏调堵技术还不够成熟，采用工序和选取药剂比较单一，难以实现分级调控的目的。同时，调驱剂用量设计方法主要有以下几种：一是调驱半径法，即假定调驱地层为均质地层，根据设定的调驱半径计算药剂用量，由于该方法没有考虑实际地层特征，不确定性大；二是数值模拟计算方法，该方法对模型精度要求高，且历史拟合耗时严重；三是基于PI(Pressure Index)和RE(ReservoirEngineering)决策技术的药剂用量设计方法，需要现场试注确定用量系数；四是前后吸水能力比值法，需要预先确定调剖层段处理前后吸水能力之比，工作量大，灵活性差。

CN 111963100A公开了一种裂缝性油藏堵水方法，所述方法包括如下步骤：第一步，配置堵水剂；第二步，确定堵水剂用量、注入速度、注入压力和注入段塞；第三步，对目标油藏进行堵水。所述堵水剂的用量采用经验公式和体积公式法确定，根据经验公式和体积公式法计算结果的平均值作为堵水剂用量。所述方法通过经验公式确定堵水剂的用量，会存在不符合实际情况的现象，因此这种方法大多只能用于数据研究，与实际情况存在差异，而不能应用于实际石油开采的技术领域中。

CN 102052067A公开了一种等压梯度逐级深部调驱方法，所述方法根据实验区块的实际条件，筛选合适的调驱剂，测定不同配方调驱剂的突破压力梯度；根据地层压降曲线进行级层划分，将地层划分为近井地带、远井地带和地层深部，每个地带的压力梯度不同，故需要不同强度的段塞；根据等压降梯度原则，即调驱剂的突破压力梯度等于地层压力梯度，筛选每个段塞的配方，对调驱段塞进行组合；根据成本，对段塞组合进行优化。所述方法根据地层压降曲线划分区域，不能体现油藏内部通道的发育状况，因此不能按照通道的发育状况调整调驱剂，可能会导致注入水低效或无效循环，影响石油的开采。

因此，针对内部通道发育状况复杂的油藏，确定其内部通道发育状况，确定调驱剂的使用种类和用量已经成为本领域亟需解决的问题之一。

发明内容

本发明的目的在于提供一种裂缝性油藏深部调驱方法，所述调驱方法利用示踪剂的推进速度判断注采井间储层孔缝的发育特征，然后再根据其发育特征选择合适的调驱剂，并确定调驱剂的用量。本发明所述方法可以明确裂缝性油藏深部的发育特征，根据实际发育情况确定调驱剂的种类和用量，计算结果针对性更强，有效期更长。

为达到此发明目的，本发明采用以下技术方案：

本发明提供了一种裂缝性油藏深部调驱方法，所述方法包括如下步骤：

(Ⅰ)利用示踪剂的推进速度判断注采井间储层孔缝的发育特征；

(Ⅱ)根据注采井间储层孔缝的发育特征选择调驱剂，确定调驱剂的用量；

(Ⅲ)对所述裂缝性油藏进行调驱。

本发明所述方法利用化学示踪剂动态监测结果对地层发育特征进行描述，方法准确好，对地层裂缝的发育特点进行了量化分析，使得计算结果更加贴合油藏真实情况。所述方法针对性更强，时效期更长。

优选地，步骤(Ⅰ)所述注采井间储层孔缝的发育特征包括大尺度介质裂缝、中尺度介质裂缝或微尺度介质裂缝中的任意一种或至少两种的组合，例如可以是大尺度介质裂缝和中尺度介质裂缝的组合，大尺度介质裂缝和尺度介质裂缝的组合，中尺度介质裂缝和微尺度介质裂缝的组合，或大尺度介质裂缝、中尺度介质裂缝和微尺度介质裂缝的组合。

优选地，所述大尺度介质裂缝中示踪剂的推进速度>90m/d，例如可以是91m/d、92m/d、93m/d、94m/d、95m/d、96m/d、97m/d、98m/d、99m/d或100m/d，但不限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。

优选地，所述中尺度介质裂缝中示踪剂的推进速度为30-90m/d，例如可以是30m/d、40m/d、50m/d、60m/d、70m/d、80m/d或90m/d，但不限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。

优选地，所述微尺度介质裂缝中示踪剂的推进速度<30m/d，例如可以是29m/d、25m/d、20m/d、18m/d、16m/d、14m/d、10m/d、8m/d、6m/d或4m/d，但不限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。

本发明所述示踪剂的推进速度v

式中，d为油水井间的直线距离，t为注采井见示踪剂所经历的时间。

优选地，所述大尺度介质裂缝采用的调驱剂包括低分子强凝胶段塞。

本发明所述低分子强凝胶段塞是由4.5-5wt％的羟乙基丙烯，3-4wt％的羧基-羟基淀粉，0.1-0.5wt％的超短纤维以及其他助剂复配而成。

本发明所述低分子强凝胶体系段塞为粘性流体，其粘度相当于0.10％HPAM溶液，易注入，易于深部运移；所述低分子强凝胶体系具有良好的抗盐、抗稀释能力，固化行为受介质影响较小；所述低分子强凝胶体系固化后具有较高的强度，其承压能力可达到8-10MPa/m；所述低分子强凝胶体系固化后的强度可以调整、解除。

优选地，所述中尺度介质裂缝采用的调驱剂包括纳米聚合物微球段塞。

本发明所述纳米聚合物微球段塞包括有机聚合物和无机聚合物，有机聚合物一般是聚丙烯酰胺类物质。

本发明所述纳米聚合物微球具有以下优点：①微观上，纳米聚合物微球进入孔隙后滞留，使液固界面分子作用力更强，启动压力更大，从而降低渗透率；②宏观上：储层内比表面积增大，渗透率降低；③在高矿化度条件下(10×104mg/L)可缓慢膨胀2-3倍；④纳米聚合物微球的粒径及膨胀时间可控：初始粒径纳、微米级，膨胀时间可调，能够注入地层；微球具有强度，膨胀后单个直接或多个架桥封堵孔喉，能够堵住地层；微球具有弹性、能多次突破运移，耐剪切，长寿命，能够在地层中移动；⑤注入方式上，纳米聚合物微球可在线注入，可单井注入，也可区块集中注入。

优选地，所述微尺度介质裂缝采用的调驱剂为润湿性改变剂段塞。

本发明所述润湿性改变剂段塞为纳米乳液类物质，其目的是改变储层岩石润湿性。

本发明所述润湿性改变剂可以将油藏的油湿改变成强亲水，提高基质动用能力；所述润湿性改变剂在裂缝内，在压力梯度作用下，可以注入水强吸附岩石孔隙，均匀推进，延缓水窜；所述润湿性改变剂在毛细血管中，在毛细管力的作用下，水渗析进入基质。

优选地，所述大尺度介质裂缝中调驱剂用量Q

Q

式中，q

优选地，所述大尺度介质裂缝注采井的注入水分配量q

q

式中，q为注水井的注水量，D′

优选地，所述真实分配系数D’的计算公式为：

式中，m

理想情况下，本发明注采井的注入水的分配系数D的计算公式为：D＝m

优选地，所述注水井任意对应的注采井上示踪剂的总量m

m

式中，Q

本发明根据注采井示踪剂浓度曲线，结合累计产水量，得到注采井上示踪剂的总量。考虑到浓度曲线的非连续性，示踪剂总量的最佳求取方法为：

m

优选地，所述中尺度介质裂缝中调驱剂用量Q

Q

式中，Q

本发明所述注入水波及体积是通过外连的设备计算得到的，其计算方式为注入水波及体积＝日注水量×注水时间。

优选地，所述调堵校正系数为0.7-0.9，例如可以是0.7、0.72、0.74、0.76、0.78、0.8、0.82、0.84、0.86、0.88或0.9，但不限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用；优选为0.8。

优选地，所述微尺度介质裂缝中调驱剂用量Q

Q

式中，Q

优选地，步骤(Ⅲ)所述调驱为：通过注水线向目标驱调井注入调驱剂。

优选地，所述注入调驱剂为分批次依次注入低分子凝胶段塞、纳米聚合物段塞和润湿性改变剂段塞。

优选地，所述批次≥2次，例如可以是2次、3次、4次或5次，但不限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。

本发明所述份批次加入时，每次加入调驱剂的用量是相同的，直至加入调驱剂总量等于本发明计算所得调驱剂用量。

本发明所述批次的次数≥2次，如果一次就将全部调驱剂注入调驱井中则会使得油藏注水井附近全部被堵住而无法实现深部调驱的目的。

本发明分批次向地层裂缝中注入调驱剂，其优点为分级分批次堵住不同级别的裂缝，有效改善产吸剖面，每批次后的注水可将注入的调驱剂推到油藏深部，有效扩大调驱范围，提高宏观波及体积与微观驱油效率。

作为本发明的优选技术方法，本发明提供的裂缝性油藏深部调驱方法包括如下步骤：

(Ⅰ)利用示踪剂的推进速度判断注采井间储层孔缝的发育特征；当示踪剂的推进速度>90m/d时，注采井间储层孔缝的发育特征是大尺度介质裂缝；当示踪剂的推进速度为30-90m/d时，注采井间储层孔缝的发育特征是中尺度介质裂缝；当示踪剂的推进速度<30m/d时，注采井间储层孔缝的发育特征是微尺度介质裂缝；

(Ⅱ)大尺度介质裂缝采用的调驱剂为低分子强凝胶段塞，所用调驱剂的用量Q

Q

中尺度介质裂缝采用的调驱剂为纳米聚合物微球段塞，所用调驱剂的用量Q

Q

微尺度介质裂缝采用的调驱剂为润湿性改变剂段塞，所用调驱剂的用量Q

Q

(Ⅲ)通过注水线向目标驱调井分批次依次注入低分子凝胶段塞、纳米聚合物段塞和润湿性改变剂段塞；所述批次≥2次。

本发明所述的数值范围不仅包括上述例举的点值，还包括没有例举出的上述数值范围之间的任意的点值，限于篇幅及出于简明的考虑，本发明不再穷尽列举所述范围包括的具体点值。

相对于现有技术，本发明具有以下有益效果：

(1)本发明针对裂缝性油藏，首先利用示踪剂动态监测注采井间储层孔缝的发育特征，然后选择合适的调驱剂，对封堵不同级次优势通道所需的调驱剂进行了设计，计算结果针对性更强，有效期更长；

(2)本发明所述裂缝性油藏深部调驱方法成熟度高、准确性好，对地层裂缝等发育特点进行了量化分析，使得计算结果更贴合油藏真实状况，能够有效改善产吸剖面，扩大波及体积，提高宏观波及范围与微观驱油效率，首次实现了裂缝性碳酸盐岩油藏调驱剂用量的科学、高效设计，对指导现场调驱作业具有重要的现实意义。

附图说明

图1是本发明实施例1提供的对所述裂缝性油藏进行调驱的程序示意图；

图2是本发明实施例1提供的裂缝性油藏示踪剂解释结果示意图。

具体实施方式

下面通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。本领域技术人员应该明了，所述实施例仅仅是帮助理解本发明，不应视为对本发明的具体限制。

实施例1

本实施例提供了一种裂缝性油藏深部调驱方法，所述裂缝性油藏为裂缝性碳酸盐岩油藏，所述裂缝性油藏深部调驱方法包括如下步骤：

(Ⅰ)利用示踪剂的推进速度判断注采井间储层孔缝的发育特征；如图2所示，B59为注水井，根据示踪剂测试结果，B55井、B58井、B59井和B95井追踪到示踪剂，其中B55井与B95井裂缝方向相同，计算注采井组间示踪剂的推进速度，如表1所示，确定储层孔缝的发育特征，分别为大尺度介质裂缝B55井、中尺度介质裂缝B58井B95井和以及微尺度介质裂缝B59井；

(Ⅱ)根据注采井间储层孔缝的发育特征选择调驱剂，确定调驱剂的用量：

本实施例所用调驱剂用量参数如表1所示；

实际测得B55与B56井直线井距为700m，则示踪剂到达时间为700/112.1＝6.25天，大尺度介质裂缝采用的调驱剂为低分子强凝胶段塞，所用调驱剂的用量Q

中尺度介质裂缝采用的调驱剂为纳米聚合物微球段塞，所用调驱剂的用量Q

微尺度介质裂缝采用的调驱剂为润湿性改变剂段塞，所用调驱剂的用量Q

(Ⅲ)如图1所示通过注水线向目标驱调井分批次依次注入低分子凝胶段塞、纳米聚合物段塞和润湿性改变剂段塞；所述批次的次数为2次。

经过本实施例所述方法调驱前后，该油藏产量如表2所示。

表1

表2

由表2可知，调驱措施后，各注采井日产液与日产油明显增加，含水均有所下降，对应平均注采井日增油18.5m

实施例2

本实施例提供了一种裂缝性油藏深部调驱方法，所述方法除将步骤(Ⅲ)所述批次的次数更改为3次，其余均与实施例1相同。

经过本实施例所述方法调驱前后，该油藏产量如表3所示。

表3

由表3可知，调驱措施后，各注采井日产液与日产油明显增加，含水均有所下降，对应平均注采井日增油23m

实施例3

本实施例提供了一种裂缝性油藏深部调驱方法，所述方法除将步骤(Ⅲ)所述批次的次数更改为1次，其余均与实施例1相同。

经过本实施例所述方法调驱前后，该油藏产量如表4所示。

表4

由表4可知，调驱措施后，各井日产液与日产油略有增加，含水均有所下降，，对应平均注采井日增油8.5m

实施例4

本实施例提供了一种裂缝性油藏深部调驱方法，所述方法除将步骤(Ⅱ)所述中尺度介质裂缝采用的调驱剂更换为低分子强凝胶段塞，其余均与实施例1相同。

经过本实施例所述方法调驱前后，该油藏产量如表5所示。

表5

由表5可知，调驱措施后，各井日产液均有下降，日产油整体略有增加，含水上升得到一定控制，注入的调驱剂对地层有一定的封堵作用，但油井开发效果未得到有效改善。

实施例5

本实施例提供了一种裂缝性油藏深部调驱方法，所述方法除将步骤(Ⅱ)所述中尺度介质裂缝和微尺度介质裂缝采用的调驱剂全部更换为低分子强凝胶段塞，其余均与实施例1相同。

经过本实施例所述方法调驱前后，该油藏产量如表6所示。

表6

由表6可知，调驱措施后，各井日产液均有下降，日产油整体有所下降，含水上升得到一定控制，注入的调驱剂不仅对大孔道起到封堵作用，同时将地层补充能量的通道封堵而无法补充能量，流体产出能力大幅下降，油井开发效果较差。

对比例1

本对比例提供了一种专利CN111963100A具体实施方式中提出的裂缝性油藏堵水方法，所述方法包括如下步骤：

(1)配置堵水剂；

(2)采用经验公式法和体积公式法确定堵水剂用量、注入速度、注入压力和注入段塞；

(3)对目标油藏进行堵水。

采用本对比例所述方法对油藏进行调驱，不能准确判断储层孔缝的发育特征，不能选择合适的堵水剂进行调驱，造成堵水剂资源上的浪费，使得调驱误差大，不能达到准确调驱的目的。

综上所述，本发明提供的裂缝性油藏深部调驱方法成熟度高、准确性好，对地层裂缝等发育特点进行了量化分析，使得计算结果更贴合油藏真实状况，能够有效改善产吸剖面，扩大波及体积，提高宏观波及范围与微观驱油效率，首次实现了裂缝性碳酸盐岩油藏调驱剂用量的科学、高效设计，对指导现场调驱作业具有重要的现实意义。

申请人声明，以上所述仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，所属技术领域的技术人员应该明了，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。