一种油藏阶梯式注气开发方法及系统

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，特别涉及一种油藏阶梯式注气开发方法及系统。

背景技术

国内外油藏开发目前都已不同程度的进入老区“两高一低”(采出程度高、含水高、压力保持程度低)、新增低品位储量比例(低渗透、低饱和度、致密)逐年上升的困局，亟需转变思路，更新或改进技术加以应对。

注气开发是针对此类油藏的一种既传统又新颖的开发方式：传统在于起步很早，几乎与水驱开发同步；新颖在于近二十年来开发方式呈现多样化，介质涵盖二氧化碳、氮气、空气、烃气、烟道气和伴生气等，方式涵盖驱替和吞吐等，井型涵盖直井和水平井等，井网涵盖平面和纵向等，注入方式涵盖连续注气和WAG(水气交替注入法)等，注气开发产量连年增加。与注气技术如火如荼的发展不相和谐的是，气体介质的波及效率始终提高有限，快速补能带来的气窜问题始终难以有效抑制，与水平井配套应用时仍然无法较好解决见水风险，尤其是在巨厚或者高倾角或者潜山或者具有气顶或者具有局部微构造类的非均质性强、垂向跨度大的油藏中更加凸显。

因此，亟需一种油藏开发技术，以解决上述问题。

发明内容

针对上述问题，本发明提供一种油藏阶梯式注气开发方法及系统，以解决上述存在的不能兼顾快速补充地层能量和提升开发波及效率的油藏阶梯式立体注气开发技术，该油藏阶梯式注气开发方法及系统能够兼顾产能建设和提高原油采收率，实现规模化推广。

一种油藏阶梯式注气开发方法，所述开发方法包括以下步骤：

确定油藏类型并评价油藏地质流体特征；

根据所述油藏地质流体特征开展注气开发适应性分析并划分注气开发试验区；

根据所述注气开发试验区确定井网参数和注采参数并优化井网参数和注采参数；

根据所述井网参数和注采参数开发油藏，由高部位注入，当气液界面运移到生产井时，生产井转注气，气液界面呈整体阶梯式向下开发。

进一步地，所述注气开发方法具体为：初期主要利用顶部注气开发方式，在构造顶部选择注气井注气；

在初期形成顶部注气开发后，随着气液界面向下运移，逐步将气窜生产井排转为注气井，并调整注采参数，控制气液界面稳定，最终形成全油藏立体注气开发。

进一步地，所述油藏类型包括：构造油藏、地层油藏、岩性油藏、水动力封闭油藏和复合油藏；

所述评价油藏地质流体特征包括：油藏岩性、油藏物性、油藏温度、油藏压力、油藏沉积特征、油藏构造特征、油藏厚度、油藏倾角、油藏隔夹层发育程度、油藏裂缝、油藏高角度裂缝发育程度和油藏边界特征。

进一步地，所述注气开发适应性分析包括注气介质优选、气源优选、地质适应性、开发适应性、工程工艺适应性、经济适应性和安全环评适应性；

所述地质适应性包括储层封闭性、地层连通性、气体与地层流体和矿物配伍性；

所述开发适应性包括井网适应性、气体混相特征、驱油效率和波及效率和注气排水特性；

所述工程工艺适应性包括压裂规模、井口及输气管线耐压性和密封性、气体压缩机规模、钻完井方式和产出流体分离。

进一步地，所述划分注气开发试验区具体为：从平面和纵向对整个油藏开展整体井网部署以划分注气开发试验区；

平面上包括呈点状、线性和面积来对整个油藏划分注气开发试验区；

纵向上包括呈并列和交错来对整个油藏划分注气开发试验区。

进一步地，所述注气开发试验区包括构造高部位、微构造发育部位、形成气顶部位、边底水部位和已动用区中间部位，其中，对于带有气顶部位或边底水部位的油藏，最高一排注气井能够沿气顶边界部署，最低一排生产井能够沿含油边界部署。

进一步地，所述井网参数包括排距、井距、射孔层位、射孔段长度、方位和井斜角度；

所述注采参数包括注采比、注采井型、注气速度、注气介质、注气规模和注气控水效果；

所述注采井型包括水平井、大斜度井和直井；其中所述大斜度井用于应对层间和层内隔夹层发育的油藏注气开发；

所述注气介质包括干气、富气、伴生气、二氧化碳、氮气和减氧空气。

进一步地，

所述优化井网参数具体为：注采井型采用直井和水平井联合井网；井网为平面排状交错、环状和纵向平行交错；井距或排距为300～600m；射孔层位选取同时兼顾重力泄油和超覆驱油；

射孔井段长度根据油藏实际产吸能力确定，水平段长度通过类比、经济技术界限和降低风险性确定，其中，油藏动用区原井网密度大部位用短井段、井网密度小部位用长井段、构造边部用长井段，水平段方位通过平行构造线、水线、裂缝和最大主应力方位确定；

优化注采参数具体为：产液速度为高峰期产速2％～3％；

注气速度由地层吸气能力、产液速度和注采比共同确定；

在生产初期时，注采比大于2.0；在生产中期时，注采比为1.0～2.0；在生产后期时，注采比小于1.0；

注气介质采用因藏施气和就高不就低的原则；

注气规模由油藏烃类孔隙体积确定。

本发明还提供一种油藏阶梯式注气开发系统，所述系统包括以下步骤：

评价单元，用于确定油藏类型并评价油藏地质流体特征；

分析单元，用于根据所述油藏地质流体特征开展注气开发适应性分析并划分注气开发试验区；

确定单元，用于根据所述注气开发试验区确定井网参数和注采参数并优化井网参数和注采参数；

开发单元，用于根据所述井网参数和注采参数开发油藏，由高部位注入，当气液界面运移到生产井时，生产井转注气，气液界面呈整体阶梯式向下开发。

进一步地，所述评价单元，评价油藏地质流体特征包括：油藏岩性、油藏物性、油藏温度、油藏压力、油藏沉积特征、油藏构造特征、油藏厚度、油藏倾角、油藏隔夹层发育程度、油藏裂缝、油藏高角度裂缝发育程度和油藏边界特征。

进一步地，所述分析单元，开展注气开发适应性分析包括注气介质优选、气源优选、地质适应性、开发适应性、工程工艺适应性、经济适应性和安全环评适应性；

所述地质适应性包括储层封闭性、地层连通性、气体与地层流体和矿物配伍性；

所述开发适应性包括井网适应性、气体混相特征、驱油效率和波及效率、注气排水特性；

所述工程工艺适应性包括压裂规模、井口及输气管线耐压性和密封性、气体压缩机规模、钻完井方式、产出流体分离。

进一步地，所述分析单元，划分注气开发试验区具体为：从平面和纵向对整个油藏开展整体井网部署以划分注气开发试验区；

平面上包括呈点状、线性和面积来对整个油藏划分注气开发试验区；

纵向上包括呈并列和交错来对整个油藏划分注气开发试验区。

进一步地，所述确定单元，确定井网参数包括排距、井距、射孔层位、射孔段长度、方位和井斜角度；

确定注采参数包括注采比、注采井型、注气速度、注气介质、注气规模和注气控水效果；

所述注采井型包括水平井、大斜度井和直井；其中所述大斜度井用于应对层间和层内隔夹层发育的油藏注气开发；

所述注气介质包括干气、富气、伴生气、二氧化碳、氮气和减氧空气。

本发明提供的一种油藏阶梯式注气开发方法及系统，利用气体膨胀作用、油气密度差的重力分异作用以及纵向交错层次化井网的阶梯式注采调控作用，实现平面、纵向分阶段多期阶梯式立体注气开发，从而起到重构地下流体赋存状态、快速补充地层能量和提升注气开发波及效率的作用，达到兼顾产能建设、提高原油采收率、规模化生产及储气库建设的目的。相对于常规注气开发和井网调整具有更好的气液界面稳定性，最终能够大幅度扩大波及体积(比常规注气开发和井网调整波及体积增加1倍以上)，提高原油采收率。并且，本发明提供的油藏阶梯式注气开发方法及系统对多种类型的油藏和注气介质都有较好的适用性，且可以分步开展降低实施风险，具有良好的推广优势。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所指出的结构来实现和获得。

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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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示出了根据本发明实施例的油藏阶梯式注气开发方法流程图；

图2示出了根据本发明实施例的油藏阶梯式注气开发中的阶梯式立体注气井网部署和建构；

图3示出了根据本发明实施例的油藏阶梯式注气开发过程示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地说明，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供的一种油藏阶梯式注气开发方法，在油藏开发期间，如遇到巨厚或者高倾角或者潜山或者具有气顶或者具有局部微构造类型的油藏时，采用不同组合井网的“顶部注气重力驱”方式。在构造高部部署平面、纵向交错式多井型井网，提高油层纵向动用程度，利用高部位注入井注气，补充地层能量同时逐渐形成次生气顶，将构造高部位“阁楼油”向下方生产井井筒驱替，大幅提高油井产量；当气液界面达到上方水平井位置，该水平井转注气，继续将剩余油向下方水平井驱替，进而实现平面、纵向分布式多期阶梯式立体注气开发。具体包括如下步骤，如图1所示，图1示出了根据本发明实施例的油藏阶梯式注气开发方法流程图。

确定油藏类型并评价油藏地质流体特征；根据油藏地质流体特征开展注气开发适应性分析并划分注气开发试验区；根据注气开发试验区确定井网参数和注采参数并优化井网参数和注采参数；根据井网参数和注采参数开发油藏，由高部位注入，当气液界面运移到生产井时，生产井转注气，气液界面呈整体阶梯式向下开发。

注气开发方法具体为：初期主要利用“顶部注气”开发方式，在构造顶部选择注气井注气；在初期形成“顶部注气”开发后，随着气液界面向下运移，逐步将气窜生产井排转为注气井，并调整注采参数，控制气液界面稳定，最终形成全油藏立体注气开发。

具体地，确定具体油藏类型，评价油藏地质流体特征，并开展注气开发适应性分析。根据油藏特征，按照“整体部署，多井联合，兼顾产能，分步实施，先易后难，由高至低，降低风险，试验先行”的部署原则，对整个油藏开展整体部署。

从平面和纵向开展整体井网部署(整体井网部署应兼顾但不限于产能建设以及其他已实施或预计实施的开发技术或提高采收率技术)，如图2所示，图2示出了根据本发明实施例的油藏阶梯式注气开发中的阶梯式立体注气井网部署和建构。其中，图(a)示出了油藏阶梯式注气开发中的平面展示阶梯式立体注气井网部署和建构，图(b)示出了油藏阶梯式注气开发中的纵向展示阶梯式立体注气井网部署和建构。平面上可以呈点状、线性、面积，纵向上可以呈并列、交错，井型包括水平井、直井(做为辅助注气井或控制调整生产井)和大斜度井(主要应用于隔夹层发育的油藏)；所有初期注气井分散形成平面多井排而不是集中于构造高部位，初期注气井的部署都应在生产井之上，即打开层位和射孔深度都要在生产井之上，目的是为了方便分步调整控制气液界面运移以及加快现场推进效果；底部注水井是否需要主要取决于边底水能量大小以及油藏纵向渗流能力。

对于带有气顶或边底水的油藏，最高一排注气井可沿气顶边界部署，最低一排生产井可沿含油边界部署，最低一排生产井外侧的边底水边界内部可部署(不是必须)一排注水井开展底水托浮驱替；井网参数需根据多种手段进行优化，井型可以任意选择，平面部署主体按照排状或面积部署，纵向部署同排井深度相差不要过大。

选取不同部位划分注气开发试验区，编制不同试验区内注气试验方案，确定主要关键生产参数，同时提出工程工艺施工建议和监测意见；生产过程采用多阶段实施方式，生产制度按照优化结果按阶段调整，注采比按生产阶段和注采井配比调整，注入井和生产井的井别可相互转化(按实际需要)，以保证气液界面平稳推进，当气液界面向下推进到某一排生产井时，此排生产井可转为注气井，转换时机按照气液界面监测、压力监测和生产气油比、水样监测、产出流体组分监测以及单井政策控制，同一排生产井按照监测结果的不同分批转换，最终实现油藏自上而下阶梯式立体注气。

其中，生产井转注气井主要由气液界面、日产量、产出物组分、井底压力、气油比等关键参数共同控制；注气开发前油藏已有的未参加主要注气开发工作的老井，在气液界面推进之前按照原工作制度注水生产，当气液界面下移到其打开层位之上(深度差0～150m)时，可根据实际需要以及油藏压力恢复情况，决定何时转变制度，参与油藏注气开发。

在试验区内选取单井或井组开展试注试验，试注试验需要确定地层/断裂/断层封闭性、储层吸气能力和生产能力、注气压力恢复能力、注气控水能力以及各类相关工程工艺监测技术的适用性。在试注试验成功的基础上，优先在高部位试验区内全面推广。高部位试验区工业化应用成功后，按照整体部署原则，在整个油藏内进行推广，按照由高及低的顺序依次展开，形成规模化年产能，最终提高采收率至少超过15％，一般在25％以上，规模化年产能参考值为巅峰生产能力，一般情况下，可以达到1％～2％采油速度，稳产期可达5～10年。

对于注气介质为烃气的油藏，最终可形成调峰储气库，库容为烃气驱替油气后所占据的地下体积；对于注气介质为二氧化碳的油藏，最终形成废弃油藏碳封存，埋存率超过30％。

油藏类型包括构造油藏、地层油藏、岩性油藏、水动力封闭油藏和复合油藏；

评价油藏地质流体特征包括：油藏岩性、油藏物性、油藏温度、油藏压力、油藏沉积特征、油藏构造特征、油藏厚度、油藏倾角、油藏隔夹层发育程度、油藏裂缝、油藏高角度裂缝发育程度和油藏边界特征。其中，对于以断裂/断层为边界的油藏，需要采用涂抹、注采井响应等技术对断裂/断层的封闭性进行评价。

具体地，油藏岩性包括碳酸盐和碎屑岩；油藏构造特征包括但不限于高倾角(倾角至少大于4°，大于7°最佳)和潜山；油藏沉积特征包括但不限于巨厚(厚度超过60米)、及隔夹层发育/不发育；油藏物性包括但不限于裂缝/高角度裂缝发育/不发育。

注气开发适应性分析包括注气介质优选、气源优选、地质适应性、开发适应性、工程工艺适应性、经济适应性和安全环评适应性。

地质适应性包括储层封闭性、地层连通性、气体与地层流体和矿物配伍性；开发适应性包括井网适应性、气体混相特征、驱油效率和波及效率、注气排水特性；工程工艺适应性包括压裂规模、井口及输气管线耐压性和密封性、气体压缩机规模、钻完井方式、产出流体分离。工程工艺建议包括钻完井和固井质量要求以及地质开发特性与压裂规模匹配要求；特别的，注气开发工艺优选采用循环注气工艺，包括气源地到现场的气介质输送、现场气介质注入和产出、现场到分离站的气介质输送和分离、分离站到储存站的气介质贮存以及分离后气介质的再循环利用。

根据油藏类型划分注气开发试验区具体为：从平面和纵向对整个油藏开展整体井网部署以划分注气开发试验区；平面上包括呈点状、线性和面积来对整个油藏划分注气开发试验区；纵向上包括呈并列和交错来对整个油藏划分注气开发试验区。

注气开发试验区包括构造高部位、微构造发育部位、形成气顶部位、带有边底水部位和已动用区中间部位，其中，对于带有气顶部位或边底水部位的油藏，最高一排注气井能够沿气顶边界部署，最低一排生产井能够沿含油边界部署。

井网参数包括排距、井距、射孔层位、射孔段长度、水平井还应包括水平段长度和方位，大斜度井还应包括井段长度、井斜角度和方位；

注采参数包括但不限于注采井型、注气速度、注气规模、注采比、压力恢复速度、生产井见效程度、气液界面运移速度、注气控水效果、产能、含水、气油比以及累积采出程度等。其中注气速度、生产速度和注采比等工作制度参数，根据开发阶段做不同调控。一般情况下，新区地层未动用压力保持程度高，且无注入水体，一般不需要快速补充能量或控制次生水体，注气开发初期注采比1.0左右、开发中期注采比提高、开发末期注采比降低；老区地层压力保持差、含水高、次生水体发育，需要快速补充能量和控水，初始注采比最高(可超过2.0)、中间阶段次之、后期注采比较低。

注采井型包括水平井、大斜度井和直井；其中大斜度井用于应对层间和层内隔夹层发育的油藏注气开发；注气介质包括烃气(干气、富气、伴生气等)、二氧化碳、氮气和减氧空气。

优化井网参数的方法包含理论/经验公式法、已投产井产量递减法、已投产井参数拟合法、同类型油藏同类型井相似类比法以及数值模拟法等。

具体地，所述优化井网参数具体为：注采井型以直井和水平井联合井网为主，井网为平面排状交错(单斜)或环状(背斜、古潜山)、纵向平行交错，井距/排距在能控制油藏前提下尽量加大(一般在300～600m)，射孔层位选取要同时兼顾重力泄油和超覆驱油，射孔井段长度根据油藏实际产吸能力确定，水平段长度通过类比、经济技术界限和降低风险性来确定(一般而言油藏动用区原井网密度大部位用短井段、井网密度小部位用长井段、构造边部以长井段为主)，水平段方位以平行构造线为主兼顾水线、裂缝和最大主应力方位(构造边部或断裂部位的水平井段应保证从油藏内向外钻进，即跟端在内趾端在外的方式，遇到无油气显示或者构造复杂处直接完井以规避风险)。

所述优化注采参数具体为：产液速度保持高峰期产速2％～3％的原则，注气速度由地层吸气能力、产液速度和注采比共同确定，注采比采用随生产阶段变化的原则(一般生产初期以补充地层能量为主，注采比较大，可>2.0；生产中期，以驱替为主，注采比在1.0～2.0；生产后期，以控制气窜速度为主，注采比<1.0)，注气介质采用因藏施气和就高不就低的原则(因藏施气是指选择油藏周边实际可用的气源为驱替介质；就高不就低是指在气源充足且经济可行的情况下，优先使用烃类气体(包括富气、湿气、伴生气等)和CO

本发明还提供一种油藏阶梯式注气开发系统，系统包括以下步骤：

评价单元，用于确定油藏类型并评价油藏地质流体特征；评价油藏地质流体特征包括：油藏岩性、油藏物性、油藏温度、油藏压力、油藏沉积特征、油藏构造特征、油藏厚度、油藏倾角、油藏隔夹层发育程度、油藏裂缝、油藏高角度裂缝发育程度和油藏边界特征。

分析单元，用于根据油藏地质流体特征开展注气开发适应性分析并划分注气开发试验区；开展注气开发适应性分析包括注气介质优选、气源优选、地质适应性、开发适应性、工程工艺适应性、经济适应性和安全环评适应性。

地质适应性包括储层封闭性、地层连通性、气体与地层流体和矿物配伍性；开发适应性包括井网适应性、气体混相特征、驱油效率和波及效率、注气排水特性；工程工艺适应性包括压裂规模、井口及输气管线耐压性和密封性、气体压缩机规模、钻完井方式、产出流体分离。

划分注气开发试验区具体为：从平面和纵向对整个油藏开展整体井网部署以划分注气开发试验区；平面上包括呈点状、线性和面积来对整个油藏划分注气开发试验区；纵向上包括呈并列和交错来对整个油藏划分注气开发试验区。

确定单元，用于根据注气开发试验区确定井网参数和注采参数并优化井网参数和注采参数；确定井网参数包括排距、井距、射孔层位、射孔段长度、方位和井斜角度；确定注采参数包括注采比、注采井型、注气速度、注气介质、注气规模和注气控水效果；

注采井型包括水平井、大斜度井和直井；其中大斜度井用于应对层间和层内隔夹层发育的油藏注气开发；注气介质包括干气、富气、伴生气、二氧化碳、氮气和减氧空气。

开发单元，用于根据井网参数和注采参数开发油藏，由高部位注入，当气液界面运移到生产井时，生产井转注气，气液界面呈整体阶梯式向下开发。

下面结合实施例和附图，对本发明油藏阶梯式注气开发技术做进一步的详细阐释，需要说明的是，以下关于本发明示意性及例举性的实施方式及其说明和示意图仅用于解释本发明，并不作为本发明的限定。

以某大型高倾角、巨厚单斜油藏为实施例，对本发明开展进一步详细阐述。

注气开发适应性分析

实施例油藏倾角5°～10°，原油地下粘度<1cp，裂缝/高角度裂缝发育，隔夹层不发育，储层厚度>200m，附近有天然气管道/伴生气气源以及氮气气源>100km，油藏采出程度25％，注水开发效果变差，整体符合地质开发、工程工艺和经济环保安全的要求。

整体井网部署

实施例油藏为已开发油藏，储层较厚且隔夹层不发育；动用区部署直井注水开发，动用区井排井距为200m×150m，最小为150m×100m，直井加密空间有限。因此，新部署水平井与直井联合井网，前期水平井与直井共同生产，后期水平井逐渐替代直井生产，直井做为注气井或辅助井控制边角储量。经优化后，水平井长度取500m～1000m，平面平行、纵向交错部署，平面同层井距500m、不同层井距250m，纵向不同层水平井位置高差>150m

试验区选择

在实施例油藏内部选择构造高部位为优先试验区。

注气模式优化

如图3所示，图3示出了根据本发明实施例的油藏阶梯式注气开发过程，其中，图3(a)和(b)分别示出了注气初期利用油气重力分异作用形成次生气顶并补充地层能量的平面和剖面图，应用顶部阶梯式注气的开发模式，所有初期注气井分散形成平面多井排而不是集中于构造高部位，目的是为了方便分步调整控制气液界面运移以及加快现场推进效果。图3(c)和(d)分别示出了中期形成稳定气油驱替界面(同时将气液界面运移道的生产井转为注气井，实现井网阶梯式注气)的平面和剖面图。当气液界面到达生产井时，生产井转注气，按生产阶段和注采井配比调整注采比。

注气参数优化

注气主要参数及优化结果包括：根据应用效果和经济效益确定注气介质为氮气或烃气，注采井型主体采用直井注气+水平井生产，根据微地震及压裂规模和生产效果对应关系确定同层水平井平面井距为400m(平均参考值，根据不同现场条件可做调整)、不同层水平井井距为200m(平均参考值，根据不同现场条件可做调整)、纵向井距为150m(平均参考值，根据不同现场条件可做调整)，前、中、后期采用不同注采比，注气规模依据孔隙体积、数值模拟和类比法共同确定，结合吸气指数、破裂压力和动态裂缝开启压力确定注气速度，根据注气规模进行整体的配产配注。

方案模拟结果

预计15年采出程度超过25％，最终平面和纵向的开发效果如附图3中(e)和(f)所示，图(e)和(f)分别展示了减小注气量维持生产井稳定开井生产时率的平面和剖面图(此时大部分原油已经驱泄采出)。

初期利用油气重力分异作用形成次生气顶，补充地层能量；

中期形成稳定气油驱替界面，波及体积较常规气驱大幅度提升，可超过80％，并且可起到抑制底水上升的作用；

气油比较高的井选择性转为注气井，实现井网阶梯式注气；

后期减小注气量，维持生产井稳定开井生产时率。

规模推广

依据方案，先在试验区开展推广，之后推广到整个油藏。

本实施例技术中未展开的部分可参考本发明技术的对应部分，在此不再详细展开。

需要说明的是，在本说明书中，参考数据中的“示意”、“实施例”等的描述包含本发明技术中的部分内容，不限于同一个示例。

尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。