一种提高高倾角油藏采收率的方法及应用

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，涉一种提高高倾角油藏采收率的方法及应用，具体涉及一种提高高倾角厚层状油藏采收率的方法及应用。

背景技术

随着高倾角厚层岩性砂岩油藏不断被勘探发现，高倾角油藏有着巨大的地质储量，实现该类油藏高效开发对于保障国家能源安全具有重要意义。相对于低倾角层状油藏，高倾角厚层砂岩油藏纵向发育多套含油层系、层间物性及压力系数差异大；油藏倾角普遍较高，重力对原油流动的影响作用显著，油藏不同部署部位(底部、腰部、顶部)生产井产能差异大；底部天然水体能量对腰部和高部位油井补充有限，导致该类油藏地层压力保持水平低，且不同部位不平衡，如远离边水的高部位油井区脱气严重，导致开发效果变差。尚未形成高倾角厚层砂岩油藏合理开发层系、最优井型井网系统、合理开发方式及能量补充时机、注入介质及合理注采比，并且高倾角油藏没有成熟的开发模式可供借鉴。选择天然能量开发方式可以减少油藏开发成本，但是长时间开采会导致地层压力衰竭使开发效果变差。而注水注气开发虽然能补充油藏能量，但是水窜气窜后同样对开发效果有较大影响，个别油藏不适合注水注气开发导致开发改善效果不佳，但是成本投入较大，因此快速的选择适合的开发方式对于高倾角油藏开发至关重要。

CN107435535A公开了一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法，提出了一种以注入蒸汽为主、注入非凝析气体为辅的驱动方式，注入介质由于密度差形成空间分异明显的“次生气顶”和“次生水带”，从而阻挡注入气向低构造部位生产井的突破。该专利没有提及到高倾角油藏开发方式的决策方法。

CN106761638A公开了一种高倾角稠油油藏火驱与烟道气回注重力驱协同开采方法，提出从火驱注气井注入空气，将燃烧的烟道气由火驱生产井采出，将烟道气分离过滤后，回注到烟道气注气井中，为顶部注气提供气源。该专利同样没有提到高倾角油藏开发方式决策的方法。

综上所述，提供一种适用于高倾角油藏的开发方式，改善油田开发效果，提高最终采收率成为当前亟待解决的问题。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种提高高倾角油藏采收率的方法及应用，所述方法针对不同沉积韵律和倾角的油藏条件，经济效益地给出注水方式、油/水井射孔位置、注水时机和注采比，为编制油田开发方案提供有利依据，同时利用该理论将已开发的高倾角水驱油藏转向注采调控，可以改善油田的开发效果，保证项目运行的经济高效。

为达此目的，本发明采用以下技术方案：

第一方面，本发明提供了一种提高高倾角油藏采收率的方法，所述方法包括以下步骤：

(1)针对藏储层韵律，进行实验模拟，确定注水井位与采出井位；

(2)基于油藏储层韵律以及储层厚度，确定设孔位置；

(3)基于油藏储层压力和累积采油量，确定注水时机；

(4)通过数值模型模拟实验，确定采注比。

本发明所述方法将高倾角油藏注/采井位、射孔位置、注水时机以及注采比与沉积韵律合理匹配提高纵向波及系数技术，解决了油层纵向水驱动用程度低的问题；同时注入水抬高了油水界面，人工油水界面浮力与水动力作用，避免了低部位储量损失，提高了采收率，并有利于保持较高的采油速度。

以下作为本发明优选的技术方案，但不作为本发明提供的技术方案的限制，通过以下技术方案，可以更好地达到和实现本发明的技术目的和有益效果。

作为本发明优选的技术方案，所述高倾角油藏的倾斜角度不小于10°，例如10°、11°、12°、13°、14°或15°等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述油藏储层韵律包括正韵律模型、反韵律模型以及复合韵律模型。

优选地，步骤(1)所述实验模拟包括利用岩心实验模拟不同倾角油藏的注入孔隙体积倍数(PV数)与采出程度的关系。

作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述注水开发方式包括低部位注入、高部位采出的方式。

作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述注水开发方式还配合顶部点状注水方式。

作为本发明优选的技术方案，步骤(2)确定所述设孔位置还遵循高低渗透层交错原则。

作为本发明优选的技术方案，步骤(2)所述设孔位置具体包括：

所述油藏储层韵律遵循正韵律模型，针对注水井，当单层储层厚度＞10m，射开下部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开下部1/2；当单层储层厚度为2-5m，射开下部2/3；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循正韵律模型，针对采出井，当单层储层厚度＞10m，射开上部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开上部1/2；当单层储层厚度为2-5m，射开上部2/3；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循反韵律模型，针对注水井，当单层储层厚度＞10m，射开上部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开上部1/2；当单层储层厚度为2-5m，射开上部2/3；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循反韵律模型，针对采出井，当单层储层厚度＞10m，射开下部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开下部1/2；当单层储层厚度为5-5m，射开上部1/2；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循复合韵律模型，针对注水井，当单层储层厚度＞10m，射开储层渗透率相对高处的1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开储层渗透率相对高处的1/2；当单层储层厚度＜5m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循复合韵律模型，针对采出井，当单层储层厚度＞10m，射开储层渗透率相对低处的1/3，且下部储层优先；当单层储层厚度为5-10m，射开储层渗透率相对低处的1/2；当单层储层厚度＜5m，全部射开。

作为本发明优选的技术方案，步骤(3)确定所述注水时机的具体方法包括：

分别根据高于油藏饱和压力、等于油藏饱和压力以及低于饱和压力油藏饱和压力的条件进行模拟，绘制不同转注时间下采出程度曲线，确定注水时机。

作为本发明优选的技术方案，步骤(4)所述数值模型模拟实验包括利用岩心模拟实验，模拟注入孔隙体积倍数与与采出程度的关系，从而确定采注比。

第二方面，本发明提供了一种如第一方面所述的提高高倾角油藏采收率的方法的应用，所述方法用于提高高倾角厚层状油藏的采收率。

优选地，所述厚层状是指厚度不小于5m，例如5m、8m或12m等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明所述方法通过对不同韵律模型、不同地层倾角、不同射孔位置、不同注水井位置、不同注水方式、不同注水时机以及不同注采比的综合研究，总结了不同沉积韵律和不同倾角条件下对水驱波及系数、含水变化和采收率的影响关系，通过合理调配注水井位置、注水方式、注水时机以及注采比，提出了高倾角油藏由水驱转向注采的调控技术，从而减缓产量递减情况，改善油田开发效果，提高最终采收率，与现有技术中10-14.9％的采收率相比，本发明所述方法可使采收率提高10％以上。

附图说明

图1是本发明具体实施方式部分提供的一种提高高倾角油藏采收率方法的流程图。

图2是本发明实施例1提供的一种提高高倾角油藏采收率方法中，不同转注时间下与采出程度的曲线图。

图3是本发明实施例1提供的一种提高高倾角油藏采收率方法中，基于不同注采比下的PV数与采出程度曲线图。

具体实施方式

为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，下面对本发明进一步详细说明。但下述的实施例仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明保护范围以权利要求书为准。

在一个具体实施方式中，本发明提供了一种提高高倾角油藏采收率的方法，所述方法的流程图如图1所示，所述方法包括以下步骤：

(1)针对油藏储层韵律，进行实验模拟，确定注水开发方式；

(2)基于油藏储层韵律以及储层厚度，确定设孔位置；

(3)基于油藏储层压力和累积采油量，确定注水时机；

(4)通过数值模型模拟实验，确定采注比。

进一步地，所述高倾角油藏的倾斜角度不小于10°。

进一步地，步骤(1)所述油藏储层韵律包括正韵律模型、反韵律模型以及复合韵律模型；步骤(1)所述实验模拟包括利用岩心实验模拟不同倾角油藏的注入孔隙体积倍数与采出程度的关系。

进一步地，步骤(1)所述注水开发方式包括低部位注水、高部位采出的方式。

进一步地，步骤(1)所述注水开发方式还配合顶部点状注水方式。

进一步地，步骤(2)确定所述设孔位置还遵循高低渗透层交错原则。

进一步地，步骤(2)所述设孔位置具体包括：

所述油藏储层韵律遵循正韵律模型，针对注水井，当单层储层厚度＞10m，射开下部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开下部1/2；当单层储层厚度为2-5m，射开下部2/3；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循正韵律模型，针对采出井，当单层储层厚度＞10m，射开上部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开上部1/2；当单层储层厚度为2-5m，射开上部2/3；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循反韵律模型，针对注水井，当单层储层厚度＞10m，射开上部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开上部1/2；当单层储层厚度为2-5m，射开上部2/3；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循反韵律模型，针对采出井，当单层储层厚度＞10m，射开下部1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开下部1/2；当单层储层厚度为2-5m，射开上部1/2；当单层储层厚度＜2m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循复合韵律模型，针对注水井，当单层储层厚度＞10m，射开储层渗透率相对高处的1/3；当单层储层厚度为5-10m，射开储层渗透率相对高处的1/2；当单层储层厚度＜5m，全部射开；

所述油藏储层韵律遵循复合韵律模型，针对采出井，当单层储层厚度＞10m，射开储层渗透率相对低处的1/3，且下部储层优先；当单层储层厚度为5-10m，射开储层渗透率相对低处的1/2；当单层储层厚度＜5m，全部射开。

进一步地，步骤(3)确定所述注水时机的具体方法包括：

分别根据高于油藏饱和压力、等于油藏饱和压力以及低于饱和压力油藏饱和压力的条件进行模拟，绘制不同转注时间下采出程度曲线，确定注水时机。

进一步地，步骤(4)所述数值模型模拟实验包括利用岩心模拟实验，模拟注入孔隙体积倍数与与采出程度的关系，从而确定采注比。以下为本发明典型但非限制性实施例：

实施例1：

本实施例提供了一种提高高倾角油藏采收率的方法，所述方法以B油藏为例，包括：

(1)B油藏储层韵律遵循反韵律模型，利用岩心实验模拟不同倾角油藏的PV与采出程度的关系，确定注水开发方式为低部位注水、高部位采出+顶部点状注水方式；

(2)基于油藏储层韵律(反韵律模型)以及储层厚度，遵循高低渗透层交错原则，针对注水井，按照由地底到地面的方向，共2层，第一层储层厚度为15m，射开上部的5m；第二层储层厚度为9.2m，射开上部的4.6m；

针对采出井，按照由地底到地面的方向，共2层，第一层储层厚度为15.5m，射开下部5.2m；第二层储层厚度为8.7m，射开下部4.35m；

(3)分别根据高于油藏饱和压力、等于油藏饱和压力以及低于饱和压力油藏饱和压力的条件进行模拟，绘制不同转注时间下采出程度曲线，结果如图2所示，从图2中可知，可得注水时机为地层压力保持在饱和压力之上，生产1.5～2年时。

(4)通过岩心模拟实验，基于不同注采比，作出PV数与采出程度的曲线图，如图3所示，从而确定注采比为1：1。

通过上述方法，生产20年后，B油藏的采收率达35％以上。

实施例2：

本实施例提供了一种提高高倾角油藏采收率的方法，所述方法以A油藏为例，包括：

(1)A油藏储层韵律遵循正韵律模型，利用岩心实验模拟不同倾角油藏的PV数与采出程度的关系，确定注水开发方式为低部位注水、高部位采出注水方式；

(2)基于油藏储层韵律(正韵律模型)以及储层厚度，遵循高低渗透层交错原则，针对注水井，按照由地底到地面的方向，共1层，储层厚度为26.8m，射开9m；

针对采出井，按照由地底到地面的方向，共1层，储层厚度为29.7m，射开10m；

(3)分别根据高于油藏饱和压力、等于油藏饱和压力以及低于饱和压力油藏饱和压力的条件进行模拟，绘制不同转注时间下采出程度曲线，可得注水时机为油藏生产2.5年±1个月时。

(4)通过岩心模拟实验，基于不同注采比，作出PV数与采出程度的曲线图，从而确定注采比为1:1。

通过上述方法，生产20年后，A油藏的采收率达30％以上。

本发明通过上述实施例来说明本发明的详细方法，但本发明并不局限于上述详细方法，即不意味着本发明必须依赖上述详细方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明操作的等效替换及辅助操作的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。