一种水平井注气立体开发的段间产能接替方法及系统与流程

1.本发明涉及油藏开发技术领域，尤指一种水平井注气立体开发的段间产能接替方法及系统。


背景技术：

2.目前，辽河油田兴隆台潜山具有亿吨储量规模，其中兴古7潜山为典型的巨厚块状双重介质底水油藏，纵向含油幅度高达2300多米，2006年以来创新设计并应用了“纵叠平错”的四段七层立体开发井网，主要包括多口呈上下叠置关系设置的多层水平井，平面交错、纵向叠置，其中第一层水平井为注气水平井，第二层水平井及第二层以下的水平井为生产井。该立体开发井网取得了理想的效果，储量动用程度高，单井产量高，采油速度快。
3.在现有技术中，通常采用注水驱替进行采油；但是，这种驱替方式受裂缝发育、边底水入侵和油水性质差异等影响，导致储量动用程度和油藏采收率较低。
4.因此，亟需一种改进的油藏开发技术方案。


技术实现要素：

5.本发明提出了一种水平井注气立体开发的段间产能接替方法及系统，该方法及系统结合气驱的方式，能够提高采收率，利用注气的方式相较于注水的方式能进入更小的基质孔隙，且在注气开发下更能发挥气顶增压驱动、重力分异和原油降粘等作用，从而提高储量动用程度，提高了油藏采收率。
6.在本发明实施例的第一方面，提出了一种水平井注气立体开发的段间产能接替方法，该方法包括：
7.将油藏中的全部井按照深度由上至下划分为多段井，其中，将一段井作为注气井，其它段井作为采油井；
8.向所述一段注气井中注入气体，直至储层上部形成气顶；
9.在形成气顶之后，持续注气，逐步增大顶部注气规模，扩大气顶规模并使得气油界面下移；
10.当二段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，由二段井成为主力产油层段；
11.当气油界面继续下移，下一段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补上一段产油井的产量递减并接替成为主力产油层段。
12.进一步的，注入的气体为天然气。
13.进一步的，所述注气井和采油井为水平井。
14.进一步的，所述注气井为潜山油藏中原井网中的油井。
15.进一步的，当气油界面继续下移，下一段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补上一段产油井的产量递减并接替成为主力产油层段，还包括：
16.若下一段采油井为无底水的潜山油藏，根据气油界面的下移，下一段采油井在气
顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补上部多段产油井的产量递减并接替成为主力产油层段。
17.进一步的，该方法还包括：
18.在生产过程中，监测所述油藏的气油界面所在位置，若所述气油界面上部存在采油井，将采油井的类型转换为注气井。
19.进一步的，向所述一段注气井中注入气体，直至储层上部形成气顶，还包括：
20.在生产过程中，注气井的注采比为1.1～1.5，注入至注气井年注气速度为0.015hcpv～0.02hcpv，地层压力每年恢复0.3～0.7mpa。
21.进一步的，在形成气顶之后，持续注气，逐步增大顶部注气规模，扩大气顶规模并使得气油界面下移，包括：
22.在形成气顶之后，持续注气，目标注气井的年注气量逐步增大，逐步增大顶部注气规模，其中，区块年注气量控制在10亿方以下，气油界面下移速度控制在50～80m/年，地层压力每年恢复0.8～1.2mpa；目标注气井的年注气量持续增大至最大注气量，时间为20～25年，区块年最大注气量为24～28亿方。
23.在本发明实施例的第二方面，提出了一种水平井注气立体开发的段间产能接替系统，该系统包括：
24.井划分模块，用于将油藏中的全部井按照深度由上至下划分为多段井，其中，将一段井作为注气井，其它段井作为采油井；
25.气体注入装置，用于向所述一段注气井中注入气体，直至储层上部形成气顶；
26.在形成气顶之后，持续注气，逐步增大顶部注气规模，扩大气顶规模并使得气油界面下移；
27.采油装置，用于当二段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，由二段井成为主力产油层段，通过主力产油层段的采油井进行采油；
28.当气油界面继续下移，下一段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补上一段产油井的产量递减并接替成为主力产油层段，通过主力产油层段的采油井进行采油。
29.在本发明实施例的第三方面，提出了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现水平井注气立体开发的段间产能接替方法。
30.在本发明实施例的第四方面，提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现水平井注气立体开发的段间产能接替方法。
31.本发明提出的水平井注气立体开发的段间产能接替方法及系统，通过向油藏中不断扩大增注气量，使油藏恢复原始地层压力，有利于发挥气驱超覆增压驱替作用，注入气体可向基质表面微裂缝扩散弥散渗析以及向基质深部微孔隙扩散弥散渗析，从而驱替基质的残余油，提升基质向裂缝渗析作用，提高气驱采收率。随着气油界面的下移逐段恢复潜山产能。并且，相较于现有的较单纯气驱可在较短时间恢复地层压力，提前实现基质向裂缝渗析作用，在更短时间内获得更大采收率。本发明还可以确保气油界面平稳下移，使油水界面同步缓慢下移，可有效抑制底水上侵，解除水对原油的水封作用，恢复下部水淹严重油井生
产，提高油藏动用程度，达到控水增油的效果。
附图说明
32.为了更清楚地说明本技术实施例技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本技术的一些实施例，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它的附图。
33.图1是本发明一实施例的水平井注气立体开发的段间产能接替方法的流程示意图。
34.图2是本发明一具体实施例的巨厚块状潜山油藏的双重介质油藏微观单元的示意图。
35.图3是本发明一具体实施例的厚层块状油藏气驱联动建库开发模式的示意图。
36.图4是本发明一具体实施例的水淹单井注气前后生产曲线对比示意图。
37.图5是本发明一具体实施例的采用本发明后段间产能接替预测曲线图。
38.图6是本发明一具体实施例的不同开发方式的采收率预测曲线对比示意图。
39.图7是本发明一实施例的水平井注气立体开发的段间产能接替系统的架构示意图。
40.图8是本发明一实施例的计算机设备结构示意图。
具体实施方式
41.下面将参考若干示例性实施方式来描述本发明的原理和精神。应当理解，给出这些实施方式仅仅是为了使本领域技术人员能够更好地理解进而实现本发明，而并非以任何方式限制本发明的范围。相反，提供这些实施方式是为了使本公开更加透彻和完整，并且能够将本公开的范围完整地传达给本领域的技术人员。
42.本领域技术人员知道，本发明的实施方式可以实现为一种系统、装置、设备、方法或计算机程序产品。因此，本公开可以具体实现为以下形式，即：完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)，或者硬件和软件结合的形式。
43.根据本发明的实施方式，提出了一种水平井注气立体开发的段间产能接替方法及系统；该方法及系统可以有效抑制底水、恢复水淹井和低产井的产能，提高双重介质油藏微观裂缝和基质的采收率，在气驱联动储气库建设期间通过加大注气量，扩大次生气顶规模，使得气油界面逐年稳步下移，大幅度提高基质驱油效率，提高最终采收率，逐段恢复块状油藏产能，并形成巨厚潜山段间产能接替模式。
44.下面参考本发明的若干代表性实施方式，详细阐释本发明的原理和精神。
45.图1是本发明一实施例的水平井注气立体开发的段间产能接替方法流程示意图。如图1所示，该方法包括：
46.步骤s101，将油藏中的全部井按照深度由上至下划分为多段井，其中，将一段井作为注气井，其它段井作为采油井；
47.步骤s102，向所述一段注气井中注入气体，直至储层上部形成气顶；
48.步骤s103，在形成气顶之后，持续注气，逐步增大顶部注气规模，扩大气顶规模并使得气油界面下移；
49.步骤s104，当二段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，由二段井成为主力产油层段；
50.步骤s105，当气油界面继续下移，下一段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补上一段产油井的产量递减并接替成为主力产油层段。
51.在一实施例中，注入的气体为天然气。所述注气井和采油井为水平井，具体的，所述注气井为潜山油藏中原井网中的油井。
52.在步骤s105中，若下一段采油井为无底水的潜山油藏，根据气油界面的下移，下一段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补上部多段产油井的产量递减并接替成为主力产油层段。
53.在一实施例中，该方法还包括：
54.在生产过程中，监测所述油藏的气油界面所在位置，若所述气油界面上部存在采油井，将采油井的类型转换为注气井。
55.在一实施例中，步骤s102还包括：
56.在生产过程中，注气井的注采比为1.1～1.5，注入至注气井年注气速度为0.015hcpv～0.02hcpv，地层压力每年恢复0.3～0.7mpa。
57.在一实施例中，该方法还包括：
58.在形成气顶之后，持续注气，目标注气井的年注气量逐步增大，逐步增大顶部注气规模，其中，区块年注气量控制在10亿方以下，气油界面下移速度控制在50～80m/年，地层压力每年恢复0.8～1.2mpa。
59.目标注气井的年注气量持续增大至最大注气量，时间为20～25年，区块年最大注气量为24～28亿方。
60.需要说明的是，尽管在上述实施例及附图中以特定顺序描述了本发明方法的操作，但是，这并非要求或者暗示必须按照该特定顺序来执行这些操作，或是必须执行全部所示的操作才能实现期望的结果。附加地或备选地，可以省略某些步骤，将多个步骤合并为一个步骤执行，和/或将一个步骤分解为多个步骤执行。
61.为了对上述水平井注气立体开发的段间产能接替方法进行更为清楚的解释，下面结合一个具体的实施例来进行说明，然而值得注意的是该实施例仅是为了更好地说明本发明，并不构成对本发明不当的限定。
62.以一巨厚块状潜山油藏为例，参考图2，为本发明一具体实施例的巨厚块状潜山油藏的双重介质油藏微观单元的示意图。在图2中，标记了基质11、裂缝12。
63.如图2所示，巨厚块状潜山油藏1多为双重介质结构，裂缝12渗透率大，聚集在裂缝中的原油优先被开采出来，基质11渗透率小，一般在10md以下，水分子直径较大，难以进入微裂缝及基质中，而气体分子直径相对较小，能够进入微小孔隙中实现有效驱替，且双重介质油藏基质体积占比90％以上，因此有效动用双重介质油藏通常采用气驱开发方式。在气驱开发过程中，增注提压较保压温和注入能够放大气驱向基质渗析作用，促进基质原油向裂缝运移，增强气驱开发效果。
64.参考图3，为本发明一具体实施例的厚层块状油藏气驱联动建库开发模式的示意图。在图3中，标记了巨厚块状潜山油藏1、一段井2、二段井31、三段井32、四段井33、气顶4、气油界面41、油环5、水侵带6、油水界面61及边底水7。其中，一段井2为注气井，二段井31、三
段井32可以是采油/注气井，四段井33可以是水淹/采油/注气井。
65.如图3所示，利用本发明提出的水平井注气立体开发的段间产能接替方法，能够使得已经水淹井或者已经低产失去生产能力的油井恢复生产能力，该产能接替模式包括以下步骤：
66.步骤s1：
67.将所有井按照深度由上至下分为四段井，包括：一段井2、二段井31、三段井32、四段井33，其中，一段井2为注气井，二段井31、三段井32、四段井33是采油井，四段井33由于底水上侵处于高含水关井状态。
68.其中，一段井2、二段井31、三段井32均为水平井，水平井较直井泄油面积大，吸气指数高，压裂改造后可大幅度提升注气能力，节约注气井数，减少经济成本。
69.步骤s2：
70.向所述一段井2(注气井)中注入气体，直至储层上部形成气顶4，在实际生产过程中，实时监测气油界面41下移位置与注气井一线油井生产气油比，若气油比过大，说明已发生气窜，应及时关井保护气顶，且及时调整注气速度，避免气窜井数增加，保证气油界面平稳下移。
71.在生产过程中，注气井与采油井31、32的注采比为1.1～1.5，注入所述目标注气井年注气速度为0.015hcpv～0.02hcpv，地层压力每年恢复0.3～0.7mpa。
72.步骤s3：
73.在气顶4形成以后，持续注气，一段井2中逐步增大注气规模，扩大气顶规模并使得气油界面41下移。
74.步骤s4：
75.二段井31(采油井)在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，成为主力产油层段。
76.步骤s5：
77.气油界面41继续下移，三段井32(采油井)在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补二段井31(采油井)的产量递减，成为主力产油层段。
78.在生产过程中，实时监测气油界面41和一线油井生产气油比，当气油界面41下降至二段井31附近时，将二段井31转换为注气井。
79.步骤s6：
80.气油界面41继续下移，同时油水界面61也由四段井33以上下移，四段井33恢复产能，弥补二段井31和三段井32的产量递减，成为主力产油层段，此时监测气油界面41和一线生产井气油比，当气油界面下降至三段井32附近时，将三段井32转为注气井。
81.在一个具体实例中，当气油界面41下降至二段井31附近或三段井32附近，可以将相应的井别转换为注气井，可提高油井利用率，有效节约钻井投资，提高资源利用率。
82.参考图4，为本发明一具体实施例的水淹单井注气前后生产曲线对比示意图。
83.如图4所示，油井依靠天然能量开发地层亏空严重，底水上侵导致四段井33见水停喷，气驱开发后，依靠规模注气使气顶4膨胀，随着气油界面41下移，油水界面61也随之平稳下移，使水侵带的四段井33恢复正常生产。
84.在一个具体实例中，在所述步骤s3、s5、s6中，一段井2、二段井31、三段井32作为注
气井时，年注气量逐步增大，区块年注气量控制在10亿方以下，气油界面下41移速度控制在50～80m/年，地层压力每年恢复0.8～1.2mpa。
85.进一步的，一段井2、二段井31、三段井32的年注气量持续增大至最大注气量，时间为20～25年，区块年最大注气量为24～28亿方。
86.参考图5，为本发明一具体实施例的采用本发明后段间产能接替预测曲线图。
87.如图5所示，随着累注气量增加，调峰能力逐步增强，优化调峰运行确保气油界面平稳下移，年下移速度50～80m，各段生产井逐步恢复生产，产量有序接替、长期稳产。
88.参考图6，为本发明一具体实施例的不同开发方式的采收率预测曲线对比示意图。
89.如图6所示，在建立实际油藏数模模型的基础上，模拟整个油藏气驱联动气库建设全过程，分别对比在相同地层条件下相同井网环境下，依靠天然能量开发、天然气驱开发及气驱联动气库建设开发条件下的开发效果，本发明的开发方式较天然气驱开发的采收率高9.88％，较天然能量开发方式提高26.29％。
90.在介绍了本发明示例性实施方式的方法之后，接下来，参考图7对本发明示例性实施方式的水平井注气立体开发的段间产能接替系统进行介绍。
91.水平井注气立体开发的段间产能接替系统的实施可以参见上述方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的术语“模块”或者“单元”，可以是实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
92.基于同一发明构思，本发明还提出了一种水平井注气立体开发的段间产能接替系统，如图7所示，该系统包括：
93.井划分模块710，用于将油藏中的全部井按照深度由上至下划分为多段井，其中，将一段井作为注气井，其它段井作为采油井；
94.气体注入装置720，用于向所述一段注气井中注入气体，直至储层上部形成气顶；
95.在形成气顶之后，持续注气，逐步增大顶部注气规模，扩大气顶规模并使得气油界面下移；
96.采油装置730，用于当二段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，由二段井成为主力产油层段，通过主力产油层段的采油井进行采油；
97.当气油界面继续下移，下一段采油井在气顶超覆驱替和基质渗析作用下产油量上升，弥补上一段产油井的产量递减并接替成为主力产油层段，通过主力产油层段的采油井进行采油。
98.应当注意，尽管在上文详细描述中提及了水平井注气立体开发的段间产能接替系统的若干模块，但是这种划分仅仅是示例性的并非强制性的。实际上，根据本发明的实施方式，上文描述的两个或更多模块的特征和功能可以在一个模块中具体化。反之，上文描述的一个模块的特征和功能可以进一步划分为由多个模块来具体化。
99.基于前述发明构思，如图8所示，本发明还提出了一种计算机设备800，包括存储器810、处理器820及存储在存储器810上并可在处理器820上运行的计算机程序830，所述处理器820执行所述计算机程序830时实现前述水平井注气立体开发的段间产能接替方法。
100.基于前述发明构思，本发明提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述水平井注气立体开发
的段间产能接替方法。
101.本发明提出的水平井注气立体开发的段间产能接替方法及系统，通过向油藏中不断扩大增注气量，使油藏恢复原始地层压力，有利于发挥气驱超覆增压驱替作用，注入气体可向基质表面微裂缝扩散弥散渗析以及向基质深部微孔隙扩散弥散渗析，从而驱替基质的残余油，提升基质向裂缝渗析作用，提高气驱采收率。随着气油界面的下移逐段恢复潜山产能。并且，相较于现有的较单纯气驱可在较短时间恢复地层压力，提前实现基质向裂缝渗析作用，在更短时间内获得更大采收率。本发明还可以确保气油界面平稳下移，使油水界面同步缓慢下移，可有效抑制底水上侵，解除水对原油的水封作用，恢复下部水淹严重油井生产，提高油藏动用程度，达到控水增油的效果。
102.本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
103.本发明是参照根据本发明实施例的方法和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
104.这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
105.这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
106.最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，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：任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。