一种提高正韵律厚油层水驱采收率的方法

具体实施方式

与常规水平井开发低渗透层不同，本发明所述方法的原理是利用水平井在注水井与采油井之间的高渗透层建立有效“挡水坝”，通过堵塞井间高渗透带，实现对高渗透层位的有效封堵，改变注入水流动方向，强制注入水向低渗透原油相对富集区流动，从而扩大波及体积，提高驱油效果。注入水在高渗层形成了无效水循环，在底层中形成了一个“U”型管；当在高渗透带设置一个挡水坝后，注入水的波及体积扩展到低渗透层。具体实施方案如下：

在注水井排与采油井排间钻水平加密井，水平井段钻进正韵律厚油层高渗透层位，进行射孔完井。首先把该水平井作为采油井进行采油，当井中含水率达到100％后结束采油。然后，使用高压泵向水平井中注入凝胶体系，直至充满整个水平井段。注入的堵剂在压力和重力的作用下渗透至水平井的下方及周边，凝固后形成充满整个高渗透层高度的挡水坝。这样就可以在注水井排与采油井排间建立有效的“拦水坝”，增加水驱油渗流阻力，有效启动低渗透层位的原油。

为了减小投资成本，获得最大的技术经济效益，应选择砂体发育程度高、连通性较好且油层厚度大、平均渗透率高的地区，可适当选取较大井距的注采井网，如选择大庆中部北一区断西采用了182m的五点法面积井网，北部喇南一区选择了212m的五点法面积井网。

下面结合具体实例对本发明的方法作进一步说明，其并非对发明的限定，依照本领域公知的现有技术，本发明的实施方式并不限于此，因此凡依照本发明公开内容所做出的本领域的等同替换，均属于本发明的保护范围。

实施例1室内物理模拟及数值模拟实验

流体物性：采用大庆油田葡萄花油层，地下原油粘度8.68mPa.s，原油密度0.8521mg/cm³。正韵律厚油层低渗透层位200mD，高渗透层位渗透率为2000mD，渗透率级差10。笼统注水，注入速度0.1PV/a，开发过程中保持注采平衡，预测条件水驱至含水90％后开展水平井挡水坝措施，预测至含水95％，比较增油效果。

(一)室内物理模拟实验

模型参数长度40cm，宽度1.3cm，厚度20cm，孔隙度：44％，束缚水饱和度20％。深色液体为水，浅色液体为油，驱替方向为自左向右。结果表明，在渗透层设置一个挡水坝可以改变水流方向，水驱范围扩展至存在于低渗透层的油层；当在渗透层设置两个挡水坝时，驱替效果进一步增强。

三种模型采收率与驱替孔隙体积倍数关系如图1所示，三种模型含水率与驱替孔隙体积倍数关系如图2所示。实验结果表明，有“挡水坝”模型水驱油过程中采收率较高，同时含水率上升较慢，说明在高渗透层位建立合适的“挡水坝”后，注入水在高渗透层位的流动阻力增加，增加了注入水的驱替力，注入水在驱替力作用下会波及低渗透层位，扩大水驱波及体积。2个“挡水坝”模型会在高渗透层位建立相对封闭的“不流动区”，有效启动低渗透层位，提高低渗透层位水驱采收率。一个挡水坝情况提高原油采收率13.5％，二个挡水坝提高原油采收率22.6％。

(二)数值模拟研究

采用eclipse数值模拟软件，地质模型网格数：X＝100，Y＝1，Z＝2。步长：X方向2m/格，Y方向20m/格，Z方向1m/格。模拟正韵律厚油层上部低渗透层渗透率200mD，下层渗透率2000mD，级差10，Kv/Kh＝0.2。

针对正韵律厚油层的实际特点，研究了7种模型水驱效果，水驱效果表1，为原始地质模型、为注水井调剖模型、为采油井堵水模型、为水平井在高渗透层位建立一个挡水坝模型、为水平井在高渗透层位建立一个挡水坝并配合采油井堵水模型、为水平井在高渗透层位建立二个挡水坝模型、为水平井在高渗透层位建立二个挡水坝并配合采油井堵水模型；上层为油层，中部为水层，下层为高渗透层。

表1挡水坝与调剖堵水效果比较

结果可见，对于厚油层，调剖效果不理想，堵水可以取得一定的增油效果，当挡水坝高度与高渗层厚度相近时，提高采收率效果明显，多个挡水坝增油效果明显，2个挡水坝与堵水技术结合，可以产生＞10％OOIP的效果。

(三)挡水坝位置优化模拟：

采用eclipse数值模拟软件，地质模型网格数：X＝100，Y＝1，Z＝2。步长：X方向2m/格，Y方向20m/格，Z方向2m/格。采用大庆油田葡萄花油层流体物性，地下原油粘度8.68mPa.s，原油密度0.8521mg/cm³，模拟正韵律厚油层，按变异系数0.7计算得到油藏的渗透率随深度变化结果见表2。

表2储层的渗透率

开发条件笼统开采，注入速度0.1PV/a，开发过程中保持注采平衡。预测水驱至含水90％后开展挡水坝措施，预测至含水95％，比较增油效果，挡水坝位置与提高采收率关系见表3。

表3挡水坝位置与提高采收率关系

通过三种方案对比可以得出，挡水坝的位置应建立于注水井与采油井之间的中部或是靠近油井的位置，这样可以获得较好效果。

实施例2

将本发明的水平井深部放置凝胶技术应用于大庆长垣北部地区的油藏进行模拟。该油藏主要砂体类型为曲流河砂体和分流河道砂体，是油田的主力油层，层内以正韵律沉积为主；油层分布广、连通性好、厚度大、渗透率高；储层平均渗透率为1637×10³μm²，有效厚度达到12.61m，平均孔隙度为27.6％，地层原油粘度为8.3mPa·s。

选取形成了注采井距为182m的五点法面积井网，共有25口注入井和36口采出井。试验区面积1.65km²，目的层葡I1-4平均有效厚度12.6m，地质储量321×10⁴t，孔隙体积538×10⁴m³，中心井区面积0.264km²。该区正韵律厚油层的开发效果很差，扫油厚度小，下部高渗透层段水洗强度大，而上部低渗透层段几乎没有水洗，油未被驱出来。在长期注水开发过程中，由于地质及开发因素的影响，在高含水期注入水可能沿着局部产生无效水循环，形成优势渗流通道，与之相对应的则在水驱作用较弱的部位形成剩余油的富集。

该油藏正韵律油层厚度为12.6m，高渗透油层厚度为6.3m，以四注九采井网为研究单元，应用eclipse数值模拟软件，地质模型网格数X＝141，Y＝141，Z＝5。X方向步长5m/格，Y方向5m/格，Z方向2m/格，总网格数＝99405。模拟正韵律厚油层上部低渗透层渗透率200mD，下层渗透率2000mD，级差10，Kv/Kh＝0.2。首先在交错分布的五列注水井和采油井之间钻了四口水平井，水平井段深度达到距渗透层底部2/3处，每个水平井位于两列注水井和采油井之间，水平井段长度为500m。注入凝胶充满整个高渗透层高度形成挡水坝。模拟结果可得，在高渗透层位建立挡水坝后，注水井压力由措施前的9MPa上升到12.5MPa，含水率由91.1％下降到79.3％，采油井产油量由5.32t/d上升到12.41t/d。