块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法

技术领域

本发明涉及油藏开采技术领域，具体涉及一种块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法。

背景技术

如图1所示，层状油藏是指油柱高度大于储集层厚度的油藏，也叫层状边水油藏。如图2所示，块状油藏是指油柱高度小于储集层厚度的油藏，也叫块状底水油藏。块状底水油藏得益于其块状的储集空间和较大的油柱闭合高度，有利于形成次生气顶，因此具备改建储气库的有利条件。

如图3所示，在针对块状底水油藏的天然底水驱或注水开发过程中，顶部阁楼油、低渗带剩余油、锥间带剩余油等难以采出。而顶部注气重力驱是动用此类剩余油的有效方法，如图4所示，通过在高部位注气形成次生气顶，使得在油气水三相的重力分异作用下形成富集油带，从而可以在油藏较低部位部署井位开采富集油带。

综合来看，块状底水油藏同时具有改建储气库的有利条件和注气重力驱提高采收率的可行性。然而，不同于注气稳定重力驱，油藏建库和调峰过程中流体界面是震荡式下行的，富集油带的开采难度将显著增大。

在采用裸眼完井或者射孔完井进行开采的方案中，在储气库的一个注采周期内，采油井将周期性面临气窜和水锥的威胁，或由于油气界面下移而气窜严重关井(如图5所示)，或由于油水界面上移而高含水低效开采(如图6所示)，或初期开采较好但由于富集油柱的逐年下移有效采油期较短。因此，对于块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法而言，存在富集油带的流体界面动态变化而导致开采困难的问题。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法，以解决上述技术问题的至少一个方面。

根据本发明的一个方面，提出一种块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法，包括：

针对块状底水油藏建设储气库，其中储气库按照预设的注采周期交替循环地进行注气和采气，在注气期，向油藏的构造高部位注入夏季富余的天然气，天然气向上聚集并驱替多种类型剩余油，形成的次生气顶和富集油带逐渐增大、下移；在采气期，天然气被采出应对冬季的用气需求，次生气顶和富集油带逐渐缩小、上移；

根据预测的富集油带变化特征，将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，并在不同采油阶段调整油井的射孔深度。

根据本发明的一个实施例，所述富集油带变化特征包括富集油带的油气界面深度和油水界面深度在储气库全生命周期的多个注气末期的变化特征；

所述将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，包括：将注气末期期望射孔深度范围重叠的多个注采周期划分为同一采油阶段；

其中，所述期望射孔深度范围为第一深度和第二深度之间的范围，对于每个注采周期的注气末期，所述第一深度与油气界面深度之间的差值比上油柱高度的比值等于第一百分比，所述第二深度与油气界面深度之间的差值比上油柱高度的比值等于第二百分比，并且所述第一深度和所述第二深度位于油气界面深度和油水界面深度之间。

根据本发明的一个实施例，所述在不同采油阶段调整油井的射孔深度，包括：

基于每个采油阶段的多个注采周期的期望射孔深度范围的重叠部分确定相应采油阶段的射孔深度。

根据本发明的一个实施例，所述在不同采油阶段调整油井的射孔深度，包括：

基于每个采油阶段的多个注采周期的注气末期的流体界面深度的平均数、中位数或众数以及所述第一百分比和所述第二百分比来确定相应采油阶段的射孔深度。

根据本发明的一个实施例，所述第一百分比为10％，所述第二百分比为25％。

根据本发明的一个实施例，将储气库的全生命周期划分为3至30个采油阶段。

根据本发明的一个实施例，所述方法还包括：

根据富集油带的油气界面深度和油水界面深度在一个注采周期内的变化特征，确定所述第一百分比和所述第二百分比。

根据本发明的一个实施例，所述将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，包括：

确定全生命周期最后一个注采周期的注气末期的所述第一深度；

从最后一个注采周期倒推，直至某个注采周期的注气末期的所述第二深度高于所述最后一个注采周期的注气末期的第一深度时，将所述某个注采周期划分至倒数第二个采油阶段，并将所述某个注采周期之后直至所述最后一个注采周期之间的注采周期全部划分至倒数第一个采油阶段。

根据本发明的一个实施例，所述将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，包括：

确定所述某个注采周期的注气末期的所述第一深度；

从所述某个注采周期倒推，直至另外的某个注采周期的注气末期的所述第二深度高于所述某个注采周期的注气末期的第一深度时，将所述另外的某个注采周期划分至倒数第三个采油阶段，并将所述另外的某个注采周期之后直至所述某个注采周期之间的注采周期全部划分至倒数第二个采油阶段。

根据本发明的一个实施例，所述富集油带变化特征包括以下中的一个或多个：富集油带的流体界面深度在一个注采周期内的变化特征、富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个注气末期的变化特征、富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个采气末期的变化特征。

根据本发明的一个实施例，所述富集油带变化特征以数据变化趋势图的形式体现。

根据本发明的一个实施例，基于以下方法中的一种或多种来获取预测的富集油带变化特征：油藏工程方法、数值模拟方法、现场监测方法。

根据本发明的一个实施例，所述块状底水油藏为油柱闭合高度大于10m且底部被底水托住的块状岩体构成的油藏。

根据本发明的一个实施例，所述剩余油包括以下中的一种或多种：顶部阁楼油、锥间带剩余油、岩块剩余油、潜山内幕遮挡剩余油、低渗透带剩余油。

在根据本发明的实施例的块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法中，根据预测的富集油带变化特征，将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，并在不同采油阶段调整油井的射孔深度，从而可以适应于富集油带的动态变化，有利于延长有效采油期、提高富集油带开采效率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1示出背斜构造型层状边水油藏的示意图；

图2示出背斜构造型块状底水油藏的示意图；

图3示出块状潜山油藏底水驱开发模式示意图；

图4示出块状潜山油藏注气重力驱开发模式示意图；

图5示出注气末期气窜风险示意图；

图6示出采气末期水锥风险示意图；

图7示出根据本发明实施例的块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法的流程图；

图8示出图7的方法中涉及的第一深度、第二深度以及期望射孔深度范围的示意图；

图9示出根据本发明一个实施例的富集油带的流体界面深度在一个注采周期内的变化特征的示意图；

图10示出根据本发明一个实施例的富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个注气末期的变化特征的示意图以及富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个采气末期的变化特征的示意图，其中示出对采油阶段的初步划分情况；

图11示出在图10的基础上进一步优化确定的采油阶段划分情况的示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本发明实施例进一步详细说明。

需要说明的是，本发明实施例中所有使用“第一”和“第二”的表述均是为了区分两个相同名称非相同的实体或者非相同的参量，可见“第一”“第二”仅为了表述的方便，不应理解为对本发明实施例的限定，后续实施例对此不再一一说明。

如在以上背景技术中所提到的，本申请的发明人意识到，可通过建设储气库并采用注气动力驱来开采块状底水油藏的剩余油。本申请的发明人进一步意识到，在块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方案中，随着储气库注气期和采气期的交替循环，富集油带的流体界面(包括油气界面和油水界面)将会动态变化，富集油带呈振荡式向下移动，这对富集油带的高效开采带来挑战，可能面临气窜和水锥的威胁以及有效采油期较短的问题。基于这样的考虑，本申请提出如下将要描述的块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法来解决这些问题并实现油藏的高效开采。

图7示出根据本发明实施例的块状底水油藏建库与注气重力驱协同采油方法的流程图，如图7所示，所述方法包括：

步骤S1，针对块状底水油藏建设储气库，其中储气库按照预设的注采周期交替循环地进行注气和采气，在注气期，向油藏的构造高部位注入夏季富余的天然气，天然气向上聚集并驱替多种类型剩余油，形成的次生气顶和富集油带逐渐增大、下移；在采气期，天然气被采出应对冬季较高的用气需求，次生气顶和富集油带逐渐缩小、上移；

步骤S2，根据预测的富集油带变化特征，将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，并在不同采油阶段调整油井的射孔深度，最大限度的实现避气避水开采。

本发明不限定步骤S1和步骤S2的先后顺序，两者可以在一定程度上同步地发生，只要在采油方法中采取了上述步骤S1和步骤S2或其变型，即落入本申请的保护范围之内。

储气库的全生命周期包括多个注采周期，每个注采周期包括注气期和采气期。例如，一个注采周期为一年，夏秋季为注气期，冬春季为采气期，全生命周期为30年，包括30个注采周期。在本发明的实施例中，在油藏构造的高部位部署注采气井，通过注采气井注入气体(例如天然气)，注入的天然气将驱替多种类型的剩余油形成次生气顶和富集油带，在油藏构造的腰部或低部位部署排液(采油)井进行采油。通过在油井的合适深度进行射孔，将油井直至油气层射开，为油气流入油井打开通道，从而能够从油井中获取油气。

在本发明的实施例中，根据预测的富集油带变化特征，将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，并在不同采油阶段调整油井的射孔深度，从而可以将富集油带的特征(例如流体界面深度)较为相似或稳定的时期划分为同一个采油阶段，并在同一个采油阶段内采取统一的并且适应于该阶段内流体界面深度的射孔深度，以及在不同采油阶段采取各自相应的射孔深度，这样可以保证在各个采油阶段均能实现良好的采油效果，避免或缓解富集油带振荡变化而引起的气窜、水锥以及有效采油期较短的问题。可以将多个注采周期划分为同一个采油阶段，这样可以避免频繁调整射孔深度而造成技术难度大、操作冗杂、成本增加的问题。

在本发明的实施例中，所述块状底水油藏为油柱闭合高度大于10m且底部被底水托住的块状岩体构成的油藏，包括但不限于潜山构造油藏、背斜构造油藏、厚层砾岩构造油藏。多种类型的剩余油包括但不限于顶部阁楼油、锥间带剩余油、岩块剩余油，还可包括可被天然气波及的多种细分类型剩余油，例如潜山内幕遮挡剩余油、低渗透带剩余油等。本发明的注气重力驱不是稳定的注气重力驱，所形成的富集油带不是相对稳定的富集油带，在油藏建库过程中富集油带是呈振荡式向下移动的。

在本发明的实施例中，所述富集油带变化特征包括以下中的一个或多个：富集油带的流体界面深度在一个注采周期内的变化特征、富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个注气末期的变化特征、富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个采气末期的变化特征，其中所述流体界面深度包括油气界面深度和/或油水界面深度。

所述富集油带变化特征例如为流体界面深度随时间序列变化的情况，可以以数据列表的形式体现，还可以以数据变化趋势图(例如散点图、折线图)的形式体现以提供良好的可视性。

在本发明的实施例中，可以基于以下方法中的一种或多种来获取预测的富集油带变化特征：油藏工程方法、数值模拟方法、现场监测方法。可以根据储气库建设和运行计划，在历史拟合模型的基础上预测富集油带变化特征，并绘制相应的变化趋势图。通过所述变化趋势图可以定量描述不同时间点下的富集油柱厚度，并可以采用容积法计算富集油柱储量。

在获取预测的富集油带变化特征之前，本发明的方法还可以包括以下关于储气库建设的步骤：

选取目标区块，其盖层、边界断层应具有气密封性，能对注入气形成有效圈闭，具有建库的可行性；

评价目标油藏目前水驱开发现状、剩余油潜力及天然气顶部重力驱的适应性；以及

论证单井合理产能、注采井网、库容与工作气量等关键建库参数，确定建库运行计划。

在获取预测的富集油带变化特征之后，即可基于预测的富集油带变化特征来划分合理的采油阶段并确定各采油阶段的射孔深度，以实现最大限度地开采“动态”富集油柱。

在本发明的一个实施例中，所述富集油带变化特征包括富集油带的油气界面深度和油水界面深度在储气库全生命周期的多个注气末期的变化特征(例如为油气界面深度和油水界面深度随多个注气末期变化的情况)；所述将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，并在不同采油阶段调整油井的射孔深度，包括：将注气末期期望射孔深度范围重叠的多个注采周期划分为同一采油阶段。本发明针对注气末期限定了第一深度、第二深度以及期望射孔深度范围。图8示出第一深度、第二深度以及期望射孔深度范围的示意图，如图8所示，所述期望射孔深度范围为第一深度和第二深度之间的范围，对于每个注采周期的注气末期，所述第一深度与油气界面深度之间的差值L1比上油柱高度L的比值等于第一百分比，所述第二深度与油气界面深度之间的差值L2比上油柱高度L的比值等于第二百分比，并且所述第一深度和所述第二深度位于油气界面深度和油水界面深度之间。

在本发明的一个实施例中，所述第一百分比为10％，所述第二百分比为25％。即，第一深度与油气界面深度之间的差值L1比上油柱高度L的比值等于10％，所述第二深度与油气界面深度之间的差值L2比上油柱高度L的比值等于25％。对于每个注采周期而言，当射孔深度位于由所述第一深度和所述第二深度所限定的期望射孔深度范围内时，可以保证整个注采周期的有效采油期较长。将期望射孔深度范围重叠的多个注采周期划分为同一个采油阶段，该阶段内的多个注采周期可以采用统一的射孔深度。在本发明的实施例中，可以将储气库的全生命周期划分为3至30个采油阶段，例如3至10个采油阶段，例如3至5个采油阶段。当然，在其他实施例中，也可以结合富集油带的变化情况、振荡程度来设置合适的第一百分比、第二百分比以及采油阶段的数量。采油阶段的数量与射孔工艺技术水平相关，在技术可行的前提下，采油阶段数量越多效果越好。

图9示出根据本发明一个实施例的富集油带的流体界面深度在一个注采周期内的变化特征的示意图，从图9中可以得出如表1所示的一个注采周期内流体界面深度情况。

表1某个注采周期内流体界面深度表

结合图9和表1可知，一个注采周期内的最低油气界面在注气末期，为3070米，注气末期的油柱高度为3150-3070＝80米，第一深度为3070+80*10％＝3078米，第二深度为3070+80*25％＝3090米，即期望射孔深度范围为3078～3090米。将射孔深度设置在该期望射孔深度范围内，可以保证较长的有效采油期。图9中示出在该采油周期内将油井的统一射孔位置设置在3080米，可以保证全年排液，一个注采周期当中有233天油水界面低于3080米，在此期间可有效采油。

在本发明的实施例中，可以根据富集油带的油气界面深度和油水界面深度在一个注采周期内的变化特征，确定所述第一百分比和所述第二百分比。即，可以参照类似图9的示意图来选择合适的第一百分比和第二百分比，使得一个采集周期内的有效采油期较长。

在本发明的一个实施例中，所述在不同采油阶段调整油井的射孔深度，包括：基于每个采油阶段的多个注采周期的期望射孔深度范围的重叠部分确定相应采油阶段的射孔深度。即，可以从多个期望射孔深度范围的重叠部分中选择一个深度作为统一的射孔深度。例如，某个采油阶段包括三个注采周期，三个注采周期的期望射孔深度范围分别为A1～B1、A2～B2以及A3～B3，那么可以从这三个范围的交集(A1～B1)∩(A2～B2)∩(A3～B3)中选择一个深度作为射孔深度。需要说明的是，本发明中的射孔深度不一定作为确定的数值点存在，其可以代表一个数值范围。射孔深度可以指代射孔井段，其有一定厚度，并根据实际情况需要而不等。例如，当提及射孔深度为3380米时，可以表示实际的射孔深度为涵盖3380米的一个范围，例如为3379～3381米的范围，可以根据实际情况确定相应的范围。

可选地，在本发明的另一个实施例中，所述在不同采油阶段调整油井的射孔深度，包括：基于每个采油阶段的多个注采周期的注气末期的流体界面深度的平均数、中位数或众数以及所述第一百分比和所述第二百分比来确定相应采油阶段的射孔深度。例如，可以将每个采油阶段的多个注采周期的注气末期的多个流体界面深度通过取平均数、中位数或众数的方式取唯一值作为该采油阶段的代表，由此可以获得该采油阶段的作为代表的注气末期的油气界面深度、油水界面深度以及油柱高度，并结合第一百分比和第二百分比计算相应的期望射孔深度范围，之后即可从该期望射孔深度范围中选择一个深度作为统一的射孔深度。例如，某个采油阶段包括三个注采周期，三个注采周期的注气末期的油气界面深度分别为X1、X2、X3，三个注采周期的注气末期的油水界面深度分别为Y1、Y2、Y3，那么可以取X1、X2以及X3的平均数X作为油气界面深度的代表，并取Y1、Y2以及Y3的平均数Y作为油水界面深度的代表，相应的油柱高度的代表值L＝Y-X，期望射孔深度范围为L1～L2，其中L1＝X+L*第一百分比，L2＝X+L*第二百分比，可以从(L1～L2)中选择一个深度作为射孔深度。

本发明进一步采用倒推法来实现将期望射孔深度范围重叠的多个注气末期所属的多个注采周期划分为同一采油阶段。当然，本发明并不以此为限，除此之外，本领域技术人员可以采用任何合适的方法来实现将期望射孔深度范围重叠的多个注采周期划分为同一采油阶段。

在采用倒推法的方案中，所述将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，包括：

确定全生命周期最后一个注采周期的注气末期的所述第一深度；

从最后一个注采周期倒推，直至某个注采周期的注气末期的所述第二深度高于所述最后一个注采周期的注气末期的第一深度时，将所述某个注采周期划分至倒数第二个采油阶段，并将所述某个注采周期之后直至所述最后一个注采周期之间的注采周期全部划分至倒数第一个采油阶段。

由于在全生命周期后期的富集油带变化更加符合规律，因此本发明从全生命周期最后一个注采周期往前倒推来划分采油阶段。图10的左图示出富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个注气末期的变化特征的示意图，如图10的左图所示，按照第一百分比计算，可以确定最后一个注采周期(第30年)的第一深度，从最后一个注采周期(第30年)往前倒推，一直到第20年，期间的注采周期的第二深度(按第二百分比计算)均不高于第30年的第一深度，在第19年的注采周期时，第二深度高于第30年的第一深度，因此将第19年的注采周期划分至倒数第二个采油阶段，并将第20年至第30年的注采周期均划分至倒数第一个采油阶段。由此确定倒数第一个采油阶段为第20年至第30年，并可以确定倒数第一个采油阶段的射孔深度为3380米，图中标示出深度为3380米的直线。

进一步地，在采用倒推法的方案中，所述将储气库的全生命周期划分为多个采油阶段，包括：

确定所述某个注采周期的注气末期的所述第一深度；

从所述某个注采周期倒推，直至另外的某个注采周期的注气末期的所述第二深度高于所述某个注采周期的注气末期的第一深度时，将所述另外的某个注采周期划分至倒数第三个采油阶段，并将所述另外的某个注采周期之后直至所述某个注采周期之间的注采周期全部划分至倒数第二个采油阶段。

继续参考图10的左图，按照第一百分比计算，可以确定第19年的注采周期的第一深度，从第19年的注采周期往前倒推，一直到第9年，期间的注采周期的第二深度(按第二百分比计算)均不高于第19年的第一深度，在第8年的注采周期时，第二深度高于第19年的第一深度，因此将第8年的注采周期划分至倒数第三个采油阶段，并将第9年至第19年的注采周期均划分至倒数第二个采油阶段。由此确定倒数第二个采油阶段为第9年至第19年，并可以确定倒数第二个采油阶段的射孔深度为3330米，图中标示出深度为3330米的直线。

以此类推，可以确定倒数第三个采油阶段为第5年至第8年以及倒数第三个采油阶段的射孔深度为3270米，并可以确定倒数第四个采油阶段为第2年至第4年以及倒数第四个采油阶段的射孔深度为3200米，并可以确定倒数第五个采油阶段为第1年及倒数第五个采油阶段的射孔深度为3140米。一共划分为五个阶段。另外，图10的右图示出富集油带的流体界面深度在储气库全生命周期的多个采气末期的变化特征的示意图，作为参考。

图11示出在图10的基础上进一步优化确定的采油阶段划分情况的示意图。参考图10和图11，可将图10中倒数第四个和倒数第五个采油阶段合并，最终确定采油阶段数为4个，参考图11。分述如下：

第1阶段，注入气置换顶部相对丰富的阁楼油、锥间带剩余油，且山体顶部面积较小，此阶段内富集油柱厚度较大，十分有利于采油。此阶段内，注气期末油气界面不低于采气期末油水界面，气窜水锥风险较小。综合考虑，将第1年与第2年至第4年合并为一个采油阶段，可以在保证较好采油效果同时减少一次射孔及堵层作业，本阶段射孔深度定为3200米。

第2阶段，上一阶段富集油柱被大量采出，此阶段采气期末的油柱厚度快速减小，油气界面与油水界面之间只有10-20米的高度差。本阶段射孔深度定为3270米。

第3阶段，随着上一阶段油柱的下移，本阶段射孔深度定为3330米。

第4阶段，随着上一阶段油柱的下移，本阶段射孔深度定为3380米。

通过本发明的上述技术方案，可以借助富集油带变化规律定量评价方法、“动态”富集油带采油方式设计方法，使油井开采方式最大程度适应“动态”富集油柱的变化，延长有效采油期、提高富集油带开采效率，在建库的同时提高油藏采收率和经济效益。

所属领域的普通技术人员应当理解：以上任何实施例的讨论仅为示例性的，并非旨在暗示本发明实施例公开的范围(包括权利要求)被限于这些例子；在本发明实施例的思路下，以上实施例或者不同实施例中的技术特征之间也可以进行组合，并存在如上所述的本发明实施例的不同方面的许多其它变化，为了简明它们没有在细节中提供。因此，凡在本发明实施例的精神和原则之内，所做的任何省略、修改、等同替换、改进等，均应包括在本发明实施例的保护范围之内。