一种缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率方法与流程

本发明涉及油气藏开发，特别涉及一种缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率方法。

背景技术：

1、目前缝洞型碳酸盐岩油气藏开发普遍存在生产效益低，生产井经济寿命短等问题。如何能够改善缝洞型碳酸盐岩油气藏注水、注气开发方案提高缝洞型碳酸盐岩油气藏采收率，是目前碳酸盐岩油气藏开发的难点之一。

技术实现思路

1、本发明的目的在于提供能够定量刻画缝洞型碳酸盐岩油气藏缝洞储集体的技术方案。

2、为了实现上述目的，本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率方法，其中，该方法包括：

3、确定目标油气藏的规模、储层结构、剩余动态储量、地层能量；其中，储层结构包括储集体类型和缝洞间的连通情况；

4、基于目标油气藏的规模、储层结构、剩余动态储量、地层能量大小，结合气油比，确定目标油气藏各缝洞单元的注水方式为注水替油、注水保压、高压注水还是单元注水；进而按照确定的注水开发方式进行目标油气藏注水开发；

5、基于目标油气藏单元注水失效后的缝洞单元的注采井网、储层结构，确定单元注水失效后的缝洞单元采用的改善注水方式为注采方向调整、注采参数调整、注入介质调控还是注入流道调控；进而按照确定的改善注水方式进行目标油气藏单元注水失效后的缝洞单元注水开发。

6、根据上述缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率方法，优选地，确定目标油气藏的规模、储层结构、剩余动态储量、地层能量包括：

7、获取目标油气藏的注水指示曲线、能量指示曲线、试井曲线；

8、基于目标油气藏的注水指示曲线、能量指示曲线、试井曲线，确定目标油气藏的规模、储层结构、剩余动态储量、地层能量。

9、根据上述缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率方法，优选地，基于目标油气藏的规模、储层结构、剩余动态储量、地层能量大小，结合气油比，确定目标油气藏各缝洞单元的注水方式为注水替油、注水保压、高压注水还是单元注水包括：

10、结合目标油气藏缝洞间的连通情况，分别确定目标油气藏各缝洞单元为单井缝洞单元还是多井缝洞单元；

11、对于多井缝洞单元，注水开发方式采用单元注水方式；其中，所述单元注水方式为在注水井与采出井的配合下进行注水开发的方式；

12、对于单井缝洞单元，当气油比小于300m3/t时，若由于常规注水及酸压无法实现远井区高效扩容而导致单井递减快(月递减量超过30％)、采出程度低(不超过10％)则注水开发方式采用注水压力大于50mpa的高压注水方式，否则对储集体类型为溶洞型的注水开发方式采用注水替油方式；

13、对于单井缝洞单元，当气油比大于300m3/t时，注水开发方式采用注水保压方式；其中，所述注水保压方式为通过注水使得开发过程中油藏压力高于油藏饱和压力的注水方式；

14、更优选地，单元注水方式采用低注高采或者缝注洞采；

15、更优选地，注水保压方式的注水时机为不晚于油藏进入溶解气驱的时间。

16、根据上述缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率方法，优选地，基于目标油气藏单元注水失效后的缝洞单元的注采井网、储层结构，确定单元注水失效后的缝洞单元采用的改善注水方式为注采方向调整、注采参数调整、注入介质调控还是注入流道调控包括：

17、对于储集体类型为非溶洞型的注水失效后的缝洞单元，若井网完善(即满足注采对应)且优势裂缝发育(指发育开启性好、疏导性好的裂缝)，改善注水方式采用注采参数调整方式；

18、对于储集体类型为非溶洞型的注水失效后的缝洞单元，若井网不完善(即不满足注采对应)或者储量控制程度低的注水失效后的缝洞单元，改善注水方式采用注采方向调整方式；

19、对于储集体类型为溶洞型的注水失效后的缝洞单元，若溶洞与井连通且窜流通道位于溶洞中下部，改善注水方式采用注入介质调控方式；

20、对于储集体类型为溶洞型的注水失效后的缝洞单元，若溶洞与井连通且由于裂缝差异导致窜流，改善注水方式采用注入流道调控方式；

21、更优选地，注采参数调整包括调整注水量和/或平面调整注采比；

22、更优选地，注采方向调整包括完善井网和/或注采井调整；

23、更优选地，注入介质调控包括注气(例如注氮气)或注韧性凝胶或注悬浮型颗粒+韧性凝胶；

24、更优选地，注入流道调控包括注低密度颗粒(能悬浮于地层水中)+泡沫或注泡沫凝胶。

25、根据上述缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率方法，优选地，该方法包括：对目标油气藏中全部或部分缝洞单元进行注气开发；

26、更优选地，对目标油气藏中全部或部分缝洞单元进行注气开发包括：在采用注水替油的缝洞单元中选取进行注气开发的缝洞单元，进行单井注气开发。

27、一具体实施例中，在采用注水替油的缝洞单元中选取进行注气开发的缝洞单元过程中选取的进行注气开发的缝洞单元满足如下条件：

28、缝洞单元内部分或全部剩余油的剩余油模式符合适合注气开发的五种典型剩余油模式至少之一；其中，所述适合注气开发的五种典型剩余油模式包括：储层高部位剩余油、底水锥进封闭剩余油、水平井上部剩余油、酸压沟通周缘缝洞体、井间注水封闭剩余油；

29、累计产油量>5000吨；

30、井筒与储集体沟通性好(即未发生产层垮塌、裂缝闭合、沥青质堵塞、出泥和落鱼)；

31、生产管柱的井口、管柱、套管固井质量、抗挤强度满足注气施工要求；

32、进一步地，选取的进行注气开发的缝洞单元还满足：储集体类型为洞穴型；

33、进一步地，选取的进行注气开发的缝洞单元还满足：位于该缝洞单元的生产井的含水率上升类型为台阶状上升型或快速上升型，且位于该缝洞单元的生产井间开生产有效或长期带水自喷；

34、进一步地，选取的进行注气开发的缝洞单元还满足：地层能量中等-偏强。

35、一具体实施例中，在采用注水替油的缝洞单元中选取进行注气开发的缝洞单元，进行单井注气开发过程中，单井注气开发的参数如下所示：

36、对于注水替油失效井，注气时机为油水置换率大于0.2时；对于含水上升期的井，注气时机为含水率大于80％后；

37、对于注水替油失效井，注气方式为连续注气；对于含水上升期的井，注气方式为气水交替注入；

38、对于注水替油失效井，注气量为前期0.3-0.4pv、后期为0.1pv；对于含水上升期的井，注气量为1倍水侵体积；

39、对于储集体类型为洞穴型的，焖井时长为7-10天；对于储集体类型为裂缝型的，焖井时长为15-20天；

40、开井制度沿用注气开发前正常生产时的工作制度。

41、本发明提供的技术方案是在深化缝洞型碳酸盐岩油气藏认识、明确缝洞型碳酸盐岩油气藏的开发机理的基础上提出的缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率技术。本发明提供的缝洞型碳酸盐岩油气藏提高采收率技术有效解决了缝洞型碳酸盐岩油气藏生产效益低、生产井经济寿命短的问题，能够用于指导缝洞型碳酸盐岩油气藏开发及综合治理。