一种碳酸盐岩单井地层压力降低处理方法

摘要

本发明提供一种碳酸盐岩单井地层压力降低处理方法，所述碳酸盐岩单井为挥发油藏单井，所述单井的储层类型为洞穴型储层，且所述单井的地层压力低于油藏饱和压力并发生脱气，所述方法包括1)测量所述单井的地层压力，获得所述油藏饱和压力与所述单井的地层压力的差值，即地饱压差；2)获得所述单井的地质储量；3)根据所述单井的地质储量获得所述单井中的次生气体体积；4)根据脱气之前单位压降的产油量和次生气体体积获得将单井的地层压力恢复至油藏饱和压力以上所需的注水量；5)对所述单井进行注水。本发明方案能获得将单井的地层压力恢复至油藏饱和压力以上所需注水量，并能避免在注水过程发生单井淹死的问题。

说明书

技术领域

本发明涉及一种碳酸盐岩单井地层压力降低处理方法，尤其涉及一种在 碳酸盐岩单井的地层压力低于其油藏饱和压力时处理单井的方法。

背景技术

通常情况下，油田开发布井大多数采用井网注水、注气来保持油藏压力， 避免在油藏开采过程井压力低于油藏饱和压力，出现不希望的地层脱气或反 凝析，而上述保持油藏压力的方式通常需要在有井连通的情况下进行。

针对储层相对孤立的单井，特别是碳酸盐岩挥发油藏单井，由于缝洞相 对孤立，无底水能量补充的时候，地层压力衰竭速度较快，一旦出现地层脱 气后，大量的原油重质组分析出残留在缝洞低部位，而形成的次生气顶聚集 在缝洞高部位，开井生产主要采出次生气顶的气体，无法采出分布在缝洞低 部位的原油。通常情况下，出现脱气的单井若要注水将压力回升至饱和压力 之上，所需注水量都比较大，而洞穴型储层单井，要根据钻遇洞穴位置、洞 穴形态以及洞穴规模来判断是否适合大量注水。对于井底发育小洞穴，洞穴 周围裂缝发育的单井，大规模注水后容易将单井淹死，同样，钻遇缝洞低部 位的单井，注水后也会迅速发生水淹。即使根据上述经验判断适合大规模注 水的单井，也存在注水量难以准确确定和注水过程容易发生水淹的问题，目 前针对碳酸盐岩挥发油藏单井的地层压力降低的情况，尚无成熟的技术补充 地层能量方法，只能任由产量降低。

如何提供一种针对挥发油藏碳酸盐岩单井提供一种有效的压力降低处理 方法成为有待解决的问题。

发明内容

本发明提供了一种碳酸盐岩单井地层压力降低处理方法，通过特定方法 获得将所述单井的地层压力恢复至油藏饱和压力以上所需的注水量，并结合 特定的注水方式，能避免单井以注水方式提高地层压力过程导致单井淹死的 问题，最终实现单井产量的提高。

本发明提供的一种碳酸盐岩单井地层压力降低处理方法，所述碳酸盐岩 单井为挥发油藏单井，所述单井的储层类型为洞穴型储层，且所述单井的地 层压力低于油藏饱和压力并发生脱气，所述方法包括以下步骤：

1)测量所述单井的地层压力，获得所述油藏饱和压力与所述单井的地层 压力的差值，即地饱压差；

2)获得所述单井的地质储量；

3)根据所述单井的地质储量获得所述单井中的次生气体体积；

4)根据脱气之前单位地层压力降低的产油量，以及所述次生气体体积， 由公式4获得将所述单井地层压力恢复至油藏饱和压力以上所需的注水量，

V_注水＝Ｖ_次生＋bΔP′γ——公式４，

其中V_注水为将所述单井的地层压力恢复至油藏饱和压力以上所需的注 水量；V_次生为所述单井中的次生气体体积；b为脱气之前单位压降的产油量， 单位m³；ΔP′为注水所需回升的地层压力，即总压升，大于或等于所述地 饱压差，单位MPa；γ为油水体积转换系数；

5)对所述单井进行注水。

在本发明的方案中，步骤5)对所述单井进行注水采用以下方式进行： 日注水量300-600方/天，所述注水压力大于0MPa且小于8MPa。

在本申请的方案中，注水量是根据将所述单井的地层压力恢复的具体压 力来计算的，本领域技术人员可以根据需要,选择所要恢复至的具体压力(至少 要在油藏饱和压力以上),从而根据本申请的公式确定注水量。当然本领域技 术人员也可以根据需要进行一轮或多轮注水。

在本发明的一个具体实施方式中，在步骤4)获得所述注水量之后，以 及步骤5)对单井进行注水之前，本领域技术人员可以根据需要对洞穴型储 层的目标单井的钻遇洞穴位置、洞穴的形态以及洞穴规模来判断是否适合较 大规模的注水。例如，直接钻遇洞穴的单井(有放空、严重漏失)，可以根 据实钻轨迹的地震波内幕波阻抗属性剖面来从判断钻遇缝洞的位置，如果钻 遇储层高部位适合大规模注水，钻遇储层的低部位，则不能大规模注水；钻 井未放空漏失，但是酸压曲线表明压开洞穴时，可以根据井底成像裂缝角度 和酸压造缝长度来确定钻遇缝洞的大致部位，钻遇洞穴的中上部位单井适合 注水。同时需要注意：如果该井的波阻抗反演属性表明横向上储集体发育单 井，并不适合大规模注水，大规模注水容易将油驱散，如果试井资料显示， 如果洞穴较小，而裂缝发育的井也不适合大规模注水。上述判断过程对于本 领域技术人员可以根据本领域现有的经验和设备而实现的。上述判断过程的 目的是根据现有的经验排除一些不明显适合注水的单井，对于根据上述经验 判断可以注水的单井采用本发明的方案计算注水量，并采用本申请的特定注 水方式进行注水，以避免单井以注水方式提高地层压力过程导致单井淹死的 问题，实现单井产量的提高。

在本发明的方案中，所述油藏饱和压力根据以下经验公式1获得

$P_b=24.746{\left(\frac{R_s}{r_g}\right)}^{0.83}{10}^{0.001638T-1.7688/r_o}-0.176$——公式１

其中P_b为饱和压力，单位MPa；R_s为气油比；r_g为天然气相对密度；T 为地层温度；r_o为地面原油密度，常压，20℃测得。

同样的，所述油藏饱和压力也可以根据以下公式1＇获得

$P_b=(\frac{{\mathrm{Rr}}_0}{r_g}A+b)$——公式1＇

其中P_b为饱和压力，单位MPa；R为气油比；r_o为地面原油密度，常压 ，20℃测得；r_g为天然气相对密度；A为统计常数；b为截距。其中统计常数 A为线性斜率；截距b为纵坐标的截距。上述两个公式中的气油比、以及天 然气相对密度、地层温度、地面原油密度，均可以采用本领域常规技术手段 获得。

公式1、公式1＇通常都可以用于获得油藏饱和压力，并可以利用已有油 井的PVT资料进行验证，也可以通过比较两个公式的相关性，选择与油田实 际拟合相关系数更高的公式进行油藏饱和压力的计算，这对本领域技术人员 来说是可以实现的。在实际生产中，公式1＇的拟合相关性更高，并用于计 算没有PVT资料单井的饱和压力。

在本发明的另一个具体实施方式中，如果单井存在水体，可以根据以下 公式2获得所述单井的地质储量(也可以成为单井储量规模或洞穴大小)

N_pB_o+W_pB_w＝NB_oiC_otΔP+W_e——公式2

其中N_p为地面累积产油量，单位m³；B_O为地层压力下原油体积系数； W_p为地面累积产水量，单位m³；Bw为水的体积系数；N为地质储量，单位 m³；B_oi为原始压力下体积系数；C_ot为总压缩系数1/MPa；ΔP为总压降，单 位MPa；We为水侵量，单位m³。

进一步的，如果单井不存在水体，则可以简化为公式2＇获得所述单井 的地质储量，

N_pB_o/ΔP＝NB_oiC_ot——公式２′

其中N_p为地面累积产油量，单位m³；B_O为地层压力下原油体积系数；ΔP 为总压降，单位MPa；N为地质储量，单位m³；B_oi为原始压力下体积系数 ；C_ot为总压缩系数1/MPa。

在本发明的又一个具体实施方式中，可以根据以下公式3所述单井中的 次生气体体积

V_次生＝N′a——公式3；

其中V_次生为所述单井中的次生气体体积；N′为压力降至饱和压力时剩 余地质储量，单位m³；a为所述单井中的含气比例,所述a通过地层流体相态 图的等温压降曲线确定所述单井的地层压力下所述单井中的气、液态含量得 到。N′压力降至饱和压力时剩余地质储量可以通过步骤2)获得的所述单 井的地质储量以及已经产出的油量进行计算。

本发明的方案具有以下有益效果：

1)本发明的方案能较容易和准确的获得将单井的地层压力恢复至油藏饱 和压力以上所需的注水量。

2)采用本发明的方案在所述碳酸盐岩单井的地层压力低于其油藏饱和压 力时进行处理能避免单井以注水方式提高地层压力过程导致单井淹死的问题。

3)采用本发明的方案能显著提高单井产量，并且有效期长、风险小、成 本低的优点。

附图说明

图1本发明实施例1中碳酸盐岩单井的地层流体相态图的等温压降曲线 图。其中横坐标代表温度，纵坐标代表压力，Pm为饱和压力，5条曲线为不 同气体体积摩尔含量(20％,40％,60％,80％,100％)下的等温压降曲线图,纵向的 虚线代表油藏的温度，横向的虚线代表油藏的饱和压力。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和技术效果更加清楚，下面将结合本发明 具体实施例及附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述， 但以下实施例不能理解为对本发明的可实施范围的限定，基于本发明中的实 施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其 它实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1采用本发明方法在碳酸盐岩单井的地层压力低于其油藏饱和压 力时进行处理。

某一碳酸盐岩单井，井深6994.61m，属于挥发性轻质油藏，单井的原始 地层压力76.88MPa，由于该井属于水体能量偏弱的洞穴型储层，投产后地层 压力迅速下降，开采10个月后，该井地层压力降至饱和压力之下，出现地层 脱气现象，汽油比从不足600上升迅速至3500，日产油从30吨下降至3吨， 原油密度出现大幅下降。

采用本发明的方法对该碳酸盐岩单井的地层压力低于其油藏饱和压力时 进行处理过程如下：

1)测量所述单井的地层压力，获得所述油藏饱和压力与所述单井的地层 压力的差值，即地饱压差；

所述油藏饱和压力可以根据以下公式1获得

$P_b=24.746{\left(\frac{R_s}{r_g}\right)}^{0.83}{10}^{0.001638T-1.7688/r_o}-0.176$——公式1

其中P_b为饱和压力，单位MPa；R_s为气油比；r_g为天然气相对密度；T 为地层温度；r_o为地面原油密度，常压，20℃测得；或者

所述油藏饱和压力根据以下公式1＇获得

$P_b=(\frac{{\mathrm{Rr}}_0}{r_g}A+b)$——公式1＇

其中P_b为饱和压力，单位MPa；R为气油比；r_o为地面原油密度，常压 ，20℃测得；r_g为天然气相对密度；A为统计常数；b为截距。通过已有的 PVT资料，利用公式1和公式1′进行拟合相关性对比，选择拟合程度更高 的一个公式进行计算。

本申请实施例中采用公式1′获得所述油藏的饱和压力。可以采用本领 域常规技术手段获得上述公式1′中的气油比、以及天然气相对密度、地面 原油密度。获得的气油比为实际计量结果，天然气相对密度为流体化验结果 ，地面原油密度为原油取样计量化验结果。

在获得上述值后，根据公式1′计算得出所述油藏饱和压力为30.82MPa (PVT测试结果该井饱和压力为31.12MPa，误差很小)。

该井测量单井的地层压力采用直读式压力井所测地层静压，测得的单井 的地层压力为27.31MPa。所述油藏地层压力与饱和压力的差值为3.51MPa。

2)获得所述单井的地质储量；

如果单井存在水体，根据以下公式2获得所述单井的地质储量

N_pB_o+W_pB_w＝NB_oiC_otΔP+W_e——公式2

其中N_p为地面累积产油量，单位m³；B_O为地层压力下原油体积系数； W_p为地面累积产水量，单位m³；Bw为水的体积系数；N为地质储量，单位 m³；B_oi为原始压力下体积系数；C_ot为总压缩系数1/MPa；ΔP为总压降，所 述总压降为单井的原始地层压力与1)测量的所述单井的地层压力之差，单 位MPa；We为水侵量，单位m³；或者

如果单井不存在水体，根据以下公式2＇获得所述单井的地质储量，

N_pB_o/ΔP＝NB_oiC_ot——公式2′

其中N_p为地面累积产油量，单位m³；B_O为地层压力下原油体积系数；ΔP 为总压降，单位MPa；N为地质储量，单位m³；B_oi为原始压力下体积系数 ；C_ot为总压缩系数1/MPa。

本申请实施例中采用公式2获得所述单井储量，可以采用本领域常规技 术手段获得上述公式2中的地面累积产油量、地层压力下原油体积系数、地 面累积产水量、水的体积系数，原始压力下体积系数，总压缩系数，总压降 ，水侵量。获得的地面累积产油量为1.26万吨(当代入公式2时，可以换算 为体积，m³)、地层压力下原油体积系数为2.5272、地面累积产水量为6吨( 当代入公式2时，可以换算为体积，m³)、水的体积系数可以根据本领域水动 力学教材获得，水的原始压力下体积系数为1.08，总压缩系数1/MPa，总压 降为为单井的原始地层压力与1)测量的所述单井的地层压力之差，即 49.57MPa，水侵量近似为0。在获得上述值后，根据公式2计算得出所述单 井的地质储量为6.7万吨。

3)根据所述单井的地质储量获得所述单井中的次生气体体积；

根据以下公式3所述单井中的次生气体体积

V_次生＝N′a——公式3；

其中V_次生为所述单井中的次生气体体积；N′为压力降至饱和压力时剩 余地质储量，单位m³；a为所述单井中的含气比例,所述a可以通过地层流 体相态图的等温压降曲线，确定所述单井的地层压力下所述单井中的气、液 态含量得到。所述地层流体相态图的等温压降曲线参见图1。具体方法为利 用1)中测得的单井的实际地层压力为27.31MPa，单井温度下为145℃，根 据二者相交的点在相图上的位置，以及相图上的不同气体体积摩尔含量 (20％,40％,60％,80％,100％)下的等温压降曲线，估算该点处气体体积摩尔含量， 从而得到该单井中的含气比例a。这是本领域常规的获得单井中的含气比例的 方法，本领域技术人员也可以根据其他的气体体积摩尔含量(例如： 20％,40％,60％,80％,85％,87％100％)下的等温压降曲线来获得该含气比例a。

获得的所述单井中的次生气体体积接近2万方。

4)根据脱气之前单位压降的产油量，以及所述次生气体体积，由公式4 获得将所述单井地层压力恢复至油藏饱和压力以上所需的注水量，

V_注水＝V_次生+bΔP′γ——公式4，

其中V_注水为将所述单井的地层压力恢复至油藏饱和压力以上所需的注 水量；V_次生为所述单井中的次生气体体积；b为脱气之前单位压降的产油量， 单位m³；ΔP′为注水所需回升的地层压力，即总压升，大于或等于所述地 饱压差，单位MPa；γ为油水体积转换系数；

由于该井V_次生接近2万方；在注水前累计产油1.26万吨，地层压力从 76.88兆帕下降至27.31兆帕；油水体积转换系数采用本领域常规方法获得， 为2.04。本领域技术人员可以利用公式4，根据要将下降至27.31兆帕的地 层压力所要恢复至的具体压力(至少要在油藏饱和压力以上)，来确定所述 注水量。

由于该单井还有大量重质组分析出后残留在缝洞低部位，而该井钻遇缝 洞体高部位，靠常规降压开采无法将脱气的原油从缝洞低部位采出，目前任 何机采方式均不适合如此高气油比的单井，也无法实施循环注气吞吐。根据 本领域现有经验和设备对所述单井的洞穴位置、洞穴的形态以及洞穴规模资 料进行注水风险论证，发明人分析认为该井较大规模的注水不会将井淹死。

5)以下方式对所述单井进行注水：日注水量300-600方/天，注水压力 大于0MPa且小于8MPa。

第一轮注水：在第1-14天注入4408方水后停止注水，查看注水后井下 状态，没有出现井淹，测试地层压力升高为29.35MPa，地层压力上升仅2MPa 左右，表明气顶有所收缩，开井后气油比仍然达到3000，日产油不足5吨。

第二轮注水：该井于第3个月开始至第7个月注水2.66万方后停止注水， 查看注水后井下状态，没有出现井淹，测试地层压力回升至52兆帕，明显高 于该井饱和压力30.82MPa，说明气顶已经基本收缩。

闭井一个月，第8个月开井后，增油效果明显，日产油达50吨，日增油 量超过45吨，气油比降至300左右，截止第12个月，增油量达5668吨，目 前仍然自喷生产，本轮增油量预计超过7000吨。

可以在本轮压力下降至接近饱和压力之时继续实行注水保压，预计该井 通过多轮次注水保压开采，该井能增加超过20％的采收率，增油量能超过1 万吨。

采用本发明的方案能使在地层压力低于其油藏饱和压力是碳酸盐岩单井 时，能让地层压力回升至饱和压力以上，使析出的天然气反溶入原油，同时 保证大量注入水能在地层与原油实现重力置换，人为抬升油水界面，实现增 油目的，并不会发生以注水方式提高井压过程导致单井淹死的问题。