一种活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法与流程

1.本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法。


背景技术：

2.胜利油田活跃边底水稠油油藏资源丰富，主要分布在长堤、临盘、大芦家等86个单元区块，地质储量2.96亿吨。
3.受活跃边底水影响，稠油油藏无水采油期短且含水上升速度快，油藏投入开发后会在短时间内上升到特高含水期，并且活跃边底水稠油油藏底水锥进后，受油水流度比的影响，边底水会沿水窜通道大量进入油井，井间剩余油难以动用，导致油井生产面临液量高、油量低的问题，地面水处理成本也居高不下。对于胜利油田活跃边底水稠油油藏，标定采收率仅有22.1％，整体动用程度低。在当前油价条件下，需要深化研究，降低活跃边底水稠油油藏的开发成本，进一步提高动用程度，实现活跃边底水稠油油藏的效益开发。
4.中国专利申请cn106285584a公开了一种活跃边底水稠油油藏转驱的多元化利用开发方法，该方法包括以下步骤：在选定的活跃边底水稠油油藏区块进行油藏降压的步骤；对上述油藏地块的目标井组确定开发方式以及参数优化的步骤；对上述油藏地块的地层水处理和综合利用的步骤。所述油藏降压，是指在边底水的底部钻取水井，通过水井取水至地面，经过水质处理后，用于地面现有用水措施，直至降低水层压力至4.5mpa以下，达到适宜汽驱的油藏条件。该发明集合油藏降压、开发方式及参数优化、地层水处理和综合利用，有效动用活跃边底水稠油油藏并实现顺利汽驱，最终提高稠油油藏采收率和储量动用率。
5.但在当前油价低迷、开发成本不断攀升的情况下，要在降低开发成本的同时提高开发效益和油藏动用程度，就需要形成一种能够提高活跃边底水稠油油藏采收率的新方法。


技术实现要素：

6.本发明主要目的在于提供一种活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法，本发明方法基于起泡型降粘剂性能的油藏数值模拟表征，结合动态经济评价，运用最优化理论，实现活跃边底水稠油油藏井间剩余油的均衡驱替和有效动用，为活跃边底水稠油油藏高含水阶段井间剩余油的有效动用提供一种新途径。
7.为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
8.本发明提供一种活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法，其包括以下步骤：
9.选取兼具起泡与降粘作用的起泡型降粘剂，并对其性能参数进行表征；
10.确定注入井与生产井之间的相对位置，部署井网；
11.注入起泡型降粘剂进行驱替开发；
12.计算驱替过程中氮气用量，并将氮气通过注入井注入油藏；
13.计算注采井之间不同驱替压差下的累积净现值；
14.确定驱替过程中注入井的注入压力及生产井的井底流压。
15.进一步地，对起泡型降粘剂进行表征的性能参数包括：降低界面张力性能与起泡型降粘剂浓度关系、降粘性能与起泡型降粘剂浓度关系、泡沫阻力因子与起泡型降粘剂浓度关系、泡沫半衰期与起泡型降粘剂浓度关系。
16.进一步地，确定注入井与生产井之间在平面和纵向上的相对位置。
17.更进一步地，注入井纵向上的相对位置能够同时满足油层下部起泡型降粘剂遇水起泡封堵水窜通道、油层中部起泡型降粘剂遇井间剩余油降粘后驱替推进、油层顶部氮气超覆驱油等井间剩余油纵向均衡驱替的要求。
18.更进一步地，生产井平面上的相对位置能够满足氮气泡沫降粘驱开发方式下注采井组内的生产井能够达到均匀受效。
19.进一步地，将起泡型降粘剂从注入井注入油藏进行井间剩余油驱替。
20.进一步地，所述氮气用量等于油藏底部水窜通道形成氮气泡沫封堵用氮气量与油藏顶部氮气超覆驱油用氮气量之和。
21.进一步地，通过数模预测不同驱替压差下的产油量，并利用动态经济评价方法，计算不同驱替压差下的累积净现值。
22.进一步地，利用数学最优化方法，将最大累积净现值对应的驱替压差作为合理驱替压差，确定驱替过程中注入井的注入压力及生产井的井底流压。
23.更进一步地，累积净现值npv与驱替压差pd之间存在如下函数关系：
24.npv＝ap
d2
bpd c
25.式中，npv为累积净现值，pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
26.与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
27.本发明所述方法通过数值模型表征起泡型降粘剂的性能参数，并以此为基础，优化注入井、生产井的相对位置，部署井网；计算出起泡、驱油用氮气用量，并以财务净现值最大化作为数学目标进行优化，确定生产过程注入井与生产井之间的合理驱替压差，从而为活跃边底水油藏高含水阶段提高采收率提供技术指导和理论支撑。本发明是一种综合考虑技术与经济因素的一种活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法。
附图说明
28.构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
29.图1为本发明一具体实施例所述活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法的流程图；
30.图2为本发明的一具体实施例所述活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法实施过程油藏中流体分布示意图；
31.图3为本发明一具体实例求取合理驱替压差时驱替压差与累积净现值关系曲线图。
具体实施方式
32.应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
33.需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
34.为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
35.实施例1
36.如图1所示，所述活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法包括以下步骤：
37.在步骤101中，选取兼具起泡与降粘作用的起泡型降粘剂，利用油藏数值模拟软件对起泡型降粘剂的性能实验数据进行拟合，将起泡型降粘剂的降低界面张力性能、降粘性能、泡沫阻力因子及半衰期与起泡型降粘剂浓度之间的关系在数值模拟软件中进行表征，为后续优化提供必要的数据基础。流程进入到步骤102。
38.在步骤102，利用油藏数值模拟，计算注入井与生产井处于不同位置时，井间剩余油被驱替的状态。以井间剩余油在纵向、平面上能被均衡驱替时所对应的注入井与生产井的位置，作为最优的注采井井位进行部署。注入井纵向上的相对位置能够同时满足油层下部起泡型降粘剂遇水起泡封堵水窜通道、油层中部起泡型降粘剂遇井间剩余油降粘后驱替推进、油层顶部氮气超覆驱油等井间剩余油纵向均衡驱替的要求。生产井平面上的相对位置能够满足氮气泡沫降粘驱开发方式下注采井组内的生产井能够达到均匀受效。图2是实施步骤102过程中油藏内流体分布示意图。流程进入到步骤103。
39.在步骤103，将起泡型降粘剂从注入井注入油藏进行井间剩余油驱替。流程进入到步骤104。
40.在步骤104，用数模软件计算氮气用量。氮气用量能够满足在油层底部与泡沫型降粘剂作用形成稳定泡沫封堵水窜通道、在油层顶部实现氮气超覆驱油，且驱替前缘能均衡推进。所述氮气用量等于油藏底部水窜通道形成氮气泡沫封堵用氮气量与油藏顶部氮气超覆驱油用氮气量之和。流程进入到步骤105。
41.在步骤105，对驱替压差进行变更，通过数模预测不同驱替压差下的日产油量，计算日度净现值后，将日度净现值进行累加，求取整个生产周期内的累积净现值，得到与不同驱替压差相对应的累积净现值。流程进入步骤106。
42.在步骤106，利用数学最优化方法，将最大累积净现值对应的驱替压差作为合理驱替压差，确定驱替过程中注入井的注入压力及生产井的井底流压。
43.将不同驱替压差下的累积净现值散点数据绘制到数据表中，对散点数据进行一元二次回归，并求取回归得到的一元二次方程的最大值，该最大值所对应的驱替压差即为驱替过程中的合理驱替压差。
44.累积净现值npv与驱替压差pd之间存在如下函数关系：
45.npv＝ap
d2
bpd c
46.式中，npv为累积净现值，pd为驱替压差，a、b、c为回归得到的一元二次方程的系数。
47.图3为不同驱替压差与累积净现值关系曲线。回归的二次函数为：
48.y＝-1113.4x2 22531x 672533
49.利用二次函数极值公式，即可求出最大净现值为：786518.5元，对应的驱替压差油为10.1mpa，此值合理生产压差，表示注入井的注入压力与生产井的井底流压之差保持在10.1mpa时，可使活跃边底水稠油油藏高含水后期开发达到最佳的投入产出比，实现油藏的经济高效开发。
50.本发明在胜利油田某区块进行了矿场试验，试验结果表明，该技术可使生产井含水降低14％，试验区块采收率提高6％左右。
51.本发明的活跃边底水稠油油藏高含水阶段提高采收率的方法，以数值模拟为基础，结合经济评价、数学最优化等方法，优化注采井相对位置、明确氮气用量以及合理驱替压差，从而实现活跃边底水稠油油藏高含水阶段的经济高效开发，为油田生产提供技术支撑和理论支持。
52.上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。