缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法技术

本发明专利技术公开了一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，包括：步骤一：确定需要进行调整的缝洞体；步骤二：依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的流道调流剂；步骤三：将选择出的可降解的调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；步骤四：将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；步骤五：恢复单元注水，注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。该方法能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏。并且，现场试验效果好，尤其适用于缝洞型碳酸盐岩油藏注水后改善水驱开发效果。

Improvement of water flooding method for channel adjustment in fractured vuggy carbonate reservoirs

The invention discloses a method for improving water flooding by channel adjustment in fractured-cavern carbonate reservoirs, which comprises the following steps: determining the fractured-cavern body to be adjusted; selecting suitable channel flow regulators according to injection-production characteristics of different types of fractured-cavern bodies; and carrying out field tests with the selected degradable flow regulators. Injection, to carry out formation matching test; Step 4: inject the tested adapted flow regulator into the water flooding channel on the spot, and the flow regulator accumulates in the fracture channel or settles in the fracture channel with the migration of the injected water, so as to realize the predominant water injection channel of contraction joint or crack; Step 5: restore the unit water injection, and the injected water is the main part. Drive along secondary channel or sub directional channel to improve the development effect of unit water drive. This method can effectively adjust the dominant channel of water drive and utilize the residual oil in secondary channel, which is suitable for fractured-vuggy carbonate reservoirs. In addition, the field test results are good, especially suitable for improving water flooding development effect after water injection in fractured-vuggy carbonate reservoirs.

【技术实现步骤摘要】
缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法
本专利技术涉及油气开采
，尤其涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法。
技术介绍
塔河缝洞型油藏属于超深(>5000m)、高温(120-140℃)、高矿化度(20×104mg/l)的多期次叠合成藏岩溶缝洞型油藏，储层非均质性极强，井间储集体以大尺度的裂缝、溶洞连通，流体流动规律主要以管流为主而非渗流。目前注水开发已成为缝洞型碳酸盐岩油藏稳产及提高采收率最重要开发方式，但随着单元注水工作的持续推进，注入水极易沿着井间主优势裂缝通道窜进，造成油井快速见水、产油量快速下降，导致单元水驱波及低、水驱采收率偏低，井间剩余油动用程度低。前期采用常规的调剖通过调整注水井剖面来改善单元水驱，但现场实施效果不理想，未能形成规模化、适应性强的改善水驱技术。目前常规碎屑岩油藏改善水驱主要采用调剖或调驱技术，但塔河缝洞型碳酸盐岩油藏属于超深、高温、高盐的苛刻油藏条件，常规的改善水驱适应性较差。综合分析认为，常规调剖改善水驱的主要问题有：1)常规调剖思路仅适应于渗流为主的油藏类型，在以管流为主的缝洞型油藏适应性较差。2)常规的有机类体系耐温耐盐性能不能满足缝洞型油藏的高温高盐要求，且常规的水基类调剖体系密度大易在溶洞中漏失；3)常规的调剖剂仅适应于微米级孔缝，对毫米级裂缝、米级缝洞不适应。因此，针对缝洞型碳酸盐岩油藏的改善水驱技术尚不成熟，亟需一种新型的改善水驱技术，改善此类油藏单元注水后期含水阶段的开发效果。
技术实现思路
有鉴如此，本专利技术提供一种能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，能够大大提高缝洞型碳酸盐岩油藏的开采量的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，以解决现有技术中存在的问题。根据本专利技术，提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，包括：步骤一：确定需要进行调整的缝洞体；步骤二：依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配流道调流剂；步骤三：将选择出可降解的配套调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；步骤四：将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；步骤五：恢复单元注水，注入水主要沿着非优势的次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。优选地，所述步骤一中，依据缝洞型碳酸盐岩油藏注采井组的油藏特征以及岩溶特征，来确定需要进行调整的缝洞体。优选地，所述步骤一中，利用地震以及测井的基础数据进行井间裂缝、溶洞储集体的雕刻，并获取不同位置、不同类型的缝洞体。优选地，所述步骤二中，所述适配的调流剂包括颗粒类调流剂。优选地，所述步骤二中，所述适配的调流剂还包括流体类调流剂。并且，该适配的调流剂以颗粒类调流剂为主，流体类调流剂为辅。优选地，所述调流剂具有密度可控、粒径可控、强度可控，以及油水可控的特性。优选地，所述密度可控包括：根据所述调流剂的密度与地层水密度(1.14g/cm3左右)的对比来确定调流剂的密度区域，其中，调流剂的密度在1.05-1.12g/cm3之间属于低密度区域，在1.12-1.16g/cm3之间属于等密度区域，在1.16-1.20g/cm3之间属于中密度区域，>1.2属于高密度区域，特殊的变密度体系初始是等密度后期变为中密度。优选地，所述的强度可控，是不同类型的调流剂具备不同的强度，以裂缝中预填充调流剂来测定封堵强度；所述粒径可控，是调流剂可以工业化加工生产不同粒径，范围在0.1-20mm之间；所述油水可控，是指调流剂具备油溶、水不溶的特点。优选地，所述步骤三中，现场试注的降解调流剂的降解时间在12-24小时之间，利用不同粒径的可降解调流剂来测试地层匹配的颗粒粒径，以注入压力为界限来判定最大尺寸调流剂粒径。优选地，所述步骤二中，所述的适配调流剂类型由注采井组特征来确定，其中，多套岩溶的深部流道调整采用变密度的调流剂，多套岩溶的深部水驱转表层流道调整采用中密度调流剂，表层岩溶的流道调整采用低密度调流剂，断控岩溶的流道调整采用等密度粘连调流剂。优选地，所述步骤四中，适配调流剂的粒径大小依据步骤三试注的情况确定。本申请中的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法能有效的调整水驱优势通道，动用次级通道剩余油，适用于缝洞型碳酸盐岩油藏。并且，现场试验效果好，尤其适用于缝洞型碳酸盐岩油藏注水后改善水驱开发效果。附图说明为了更清楚地说明本专利技术具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。图1示出了根据本专利技术实施例的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法的流程步骤图。具体实施方式下面将结合附图对本专利技术技术方案的实施例进行详细的描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本专利技术的技术方案，因此只作为示例，而不能以此来限制本专利技术的保护范围。图1示出了根据本专利技术实施例的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法的流程步骤图。如图1所示，该缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法具体可参考步骤S01)-S05)。S01)、确定需要进行调整的缝洞体。具体地，选择需要进行调整的缝洞体，依据缝洞型碳酸盐岩油藏注采井组的油藏特征、岩溶特征，利用地震、测井等基础数据进行井间裂缝、溶洞储集体的雕刻来获取不同类型、不同位置的缝洞体，从而明确需要进行调整的缝洞体。S02)、依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的流道调流剂。具体地，所述适配的调流剂包括颗粒类调流剂。在该实例中，所述适配的调流剂还包括流体类调流剂。并且，该适配的调流剂以颗粒类调流剂为主，流体类调流剂为辅。所述调流剂的密度可控、粒径可控、强度可控，以及油水可控的特性。所述密度可控具体为：根据调流剂的密度与地层水密度的对比来确定调流剂的密度区域，其中，调流剂的密度在1.05-1.12g/cm3之间属于低密度区域，在1.12-1.16g/cm3之间属于等密度区域，在1.16-1.20g/cm3之间属于中密度区域，>1.2属于高密度区域，特殊的变密度体系初始是等密度后期变为中密度。所述的强度可控，是不同类型的调流剂具备不同的强度，以裂缝中预填充调流剂来测定封堵强度；所述粒径可控，是调流剂可以工业化加工生产不同粒径，范围在0.1-20mm之间。所述油水可控，是指调流剂具备油溶、水不溶的特点。该步骤中，所述的适配调流剂类型由注采井组特征来确定。其中，多套岩溶的深部流道调整采用变密度的调流剂，多套岩溶的深部水驱转表层流道调整采用中密度调流剂，表层岩溶的流道调整采用低密度调流剂，断控岩溶的流道调整采用等密度粘连调流剂。S03)、将选择出可降解的调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试。该步骤中，现场试注的降解调流剂的降解时间在12-24小时之间，利用不同粒径的可降解调流剂来测试地层匹配的颗粒粒径，以注入压力为界限来判定最大尺寸调流剂粒径。S04)、将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道。该步骤中，现场调流剂注入方式采用压裂车、泵车或在线本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，包括：步骤一：确定需要进行调整的缝洞体；步骤二：依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的流道调流剂；步骤三：将选择出可降解的调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；步骤四：将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；步骤五：恢复单元注水，注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。

【技术特征摘要】
1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，包括：步骤一：确定需要进行调整的缝洞体；步骤二：依据不同类型缝洞体注采特征，选择适配的流道调流剂；步骤三：将选择出可降解的调流剂进行现场试注，以进行地层匹配测试；步骤四：将测试好的适配调流剂现场注入水驱流道，调流剂随着注入水的通道运移，在裂缝通道中堆积卡堵或在裂缝中沉降堆积，实现缩缝或卡缝优势注水通道；步骤五：恢复单元注水，注入水主要沿着次级通道或次方向通道进行驱动，改善单元水驱开发效果。2.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤一中，依据缝洞型碳酸盐岩油藏注采井组的油藏特征以及岩溶特征，来确定需要进行调整的缝洞体。3.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤一中，利用地震以及测井的基础数据进行井间裂缝、溶洞储集体的雕刻来获取不同类型、不同位置的缝洞体。4.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤二中，所述适配的调流剂包括颗粒类调流剂。5.根据权利要求4所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述步骤二中，所述适配的调流剂还包括流体类调流剂，并且，该适配的调流剂以颗粒类调流剂为主，流体类调流剂为辅。6.根据权利要求4或5所述的缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法，其特征在于，所述调流剂具有密度可控、粒径可控、强度可控，以及油水可...

【专利技术属性】
技术研发人员：胡文革，赵海洋，王建峰，王雷，李子甲，吴文明，何龙，焦保雷，任波，钱真，甄恩龙，刘培亮，常公喜，杨祖国，王建海，田亮，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京,11