[发明专利]特高含水期油藏水驱开发方法

说明书

技术领域

本发明涉及油藏开发方法及调整技术，属于多油层非均质砂岩油田特高含水期开发方法及调整技术。

背景技术

喇嘛甸油田是受构造控制的层状砂岩油田，是典型的砂岩油藏，具有砂岩油藏层状沉积、构造控制的地质特征，在砂岩油藏中极具典型性和代表性。

喇嘛甸油田位于大庆长垣最北端，含油面积100km²，地质储量81472×10⁴t，于1973年投入开发，历经七次较大规模开发调整，于1997年进入特高含水开发阶段（含水＞90%）。目前面临油层动用程度高（水淹比例95.8%），综合含水高（水驱综合含水为94.85%），采油速度低（0.36%），层系间含水差异小（1.35%），调整余地小等不利形势。特别是随着油田二类油层逐步转入聚合物驱开发，水驱地质储量逐年减少（由1993年的81472×10⁴t减少到2011年的63385×10⁴t），水驱产量下降（由1993年的771.0×10⁴t下降到2011年的221.3×10⁴t），储采比降低（由1993年的11.77下降到2011年的6.83）。研究结果表明，在特高含水期受油层内非均质性较强、砂体形态复杂、平面相别变化剧烈等因素制约，现水驱井网对油层内结构单元控制程度低（控制程度＜70%），造成油层一方面低效无效注采循环严重，另一方面仍有三分之一比例厚度动用较差，还存在剩余油。如何提高特高含水期水驱开发效果、减缓水驱产量递减速度成为油田亟待解决的问题。

聚合物驱油方式作为二十世纪末在油田规模化推广开发方法，能够在较短时期内，实现较高产油量，但聚合物驱油方式存在着实效时间相对较短（4年～6年）、含水上升快（4年～6年时间含水上升20%～35%）、投入成本昂贵（吨聚合物费用为注入水的3640倍）、注入结束后后续开发低效等问题（含水率均＞95%）。

水驱开发方式作为我国常规、基本、成熟的开发方法，具有开发有效期时间长（30年以上）、成本低廉（吨注入水费用为2.6元～7.9元）、含水上升缓慢等特征（年含水上升率0.2%～1.0%）。针对特高含水开发阶段开发形势，喇嘛甸油田与我国其它水驱油田一样，也进行了水驱方面的调整和治理，如区块近几年采取分层注水技术85井次，进行剩余油挖潜补孔30井次、压裂28井次、封堵高产水层段24井次。但因实施调整和治理的注采井分布零散，难以形成规模化效果；另外所有上述调整和治理均是在现有300m注采井距下进行，没有从根本上实现改变（控制程度仍＜70%），特别是补孔措施、打乱了原有开发层系，导致了地下井网注采关系错综复杂，给后期的开发和调整带来更大困难。

在特高含水开发阶段，采用什么开发方式，才能够利用水驱常规调整技术和手段，进行水驱规模化挖潜剩余油，实现减缓水驱产量下降速度、保持水驱产量规模、增加可采储量、控制含水上升速度、减少厚油层内低效无效注采循环的目的，国内外至今报道较少。

发明内容

本发明的目的是提供一种特高含水期油藏水驱开发方法，该方法可减缓特高含水期水驱产量下降速度，提高水驱低成本开发效果，保持水驱产量规模，增加可采储量，控制含水上升速度，减少油层内低效无效注采循环。

为实现上述发明目的，本发明采用的技术方案是：特高含水期油藏水驱开发方法，具体包括如下步骤：

1、确定井网：

在二类油层三次采油之前的三年～四年时间，利用已部署完钻的二类油层聚合物驱加密的150m五点法面积井网； 

2、确定对象：

确定开发对象为三年～四年后将进行三次采油的油层；

3、细化油层单元，分析结构界面类型及作用：

按照旋回对比、分级控制、不同相带区别的分析方法，将沉积单元进一步解剖细化至结构单元，并分析结构单元间结构界面类型及对油层开发的作用；

4、选择性射孔：

利用不同类型结构界面的阻渗遮挡作用，以完善砂体注采关系、挖潜油层内剩余油为原则，进行选择性射孔，具体为对应射开注采井油层内部低未水淹部位，通过水驱注采动态循环，建立井距为150m下的驱动体系，对油层内部剩余油富集的结构单元独立射孔开采；

5、注采井调整：

投产之后，依据动态开发状况，对注水井进行注水量的增加或减少调整，对采油井实施压裂、补孔和封堵调整，生产开发三年～四年之后转入三次采油。