本发明涉及油气田勘探开发领域，更具体地，涉及一种基于滞留气提高采收率的方法。
背景技术：
为了实现高含水期油藏控水，油田生产企业采取了多种技术方法，诸如通过强化精细地质研究，进一步认识沉积相和沉积微相，细分层系，做到精确注水；调整注采结构，实施高含水期综合调整和治理；采用找水堵水工艺技术，对高产水层进行防窜封窜等。比如对井网结构进行调整，平面上加强低含水方向注水，限制高含水方向注水，使井网方式实现化方向及层系互补；采取分层注入、分层采油方法，细分层系；采用机械或化学方式进行调整注入井吸水剖面，卡堵生产井出水段，所用的化学方法包括泡沫调驱，凝胶体系调驱、深部液流转向技术等。上述方法都有各自适应性和局限性，比如目前的分层注水不能过多地划分注水层段，其精确性依赖地质研究的准确和工艺实施的精确；分层注入、浅调及机堵难以控制没有稳定隔层的厚油层及层内的平面矛盾，难以避免深部平面和层间的绕流现象。
油藏含水上升的根本原因在于水驱过程中水相渗透率升高，当进入中高含水期后，水相渗透率大幅度提升，油相渗透率下降，尤其进入高含水阶段和特高含水阶段后，耗水量大幅度抬升，所以要实现有效控水，必须降低水相渗透率或遏制水相渗透率上升的势头。针对上述高含水油藏控水过程存在的问题和挑战，有研究人员提出在注采井网中在设立中心注气井或井排注气，对油藏实现气驱提高采收率；还有通过向高含水油井中注入气体，使气体有效驱替地层底水，抑制底水向上锥进，同时注入的气体还能进入油藏的基质中，有效驱替基质中的原油及微小裂缝中的原油，解除水对原油的水封，提高储层的动用程度，从而达到控水增油的效果，这种方法的本质是抑制底水的锥进。还可以建立人工气顶实现压锥控水、利用氮气泡沫、控水剂等化学方法和气驱结合实现含水油藏控水，或使注入的co2与油层及层内流体进行物理化学反应，起到使原油膨胀、降粘、降低表面张力；使水碳酸化，提高水的粘度；使储层增能、提高渗透率等作用，开井后控制生产，使含水下降。这些方法大多利用的都是气体的驱替作用或者化学剂的堵调作用使含水下降。其有效性取决于油藏特征、井网结构和化学体系的适应性等，受限于操作成本，推广应用的难度较大。因此，针对水驱或化学驱油藏进入高含水期后耗水大幅度增加、低效或无效注水的现象，有必要开发一种能够实现高含水油藏控水的基于滞留气提高采收率的方法。
公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。
技术实现要素：
本发明提出了一种基于滞留气提高采收率方法，其能够通过在油藏中建立滞留气，提高高含水油藏控水，进而提高采收率和经济效益。
所述方法可以包括：步骤1：对目标油藏水驱至极限含水后停止注水；步骤2：根据所述目标油藏的特征，确定注气井的位置与数量；步骤3：向所述注气井中注入气体，关闭所述注气井与生产井达到第一预定时间，形成滞留气；步骤4：向所述目标油藏在此进行水驱至极限含水后停止注水，记录此过程中的所述目标油藏的采收率；步骤5：设定次数阈值与采收率增加阈值，判断注气次数是否达到所述次数阈值，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6；步骤6：判断采收率的增加量是否小于采收率增加阈值，若否，则所述重复步骤3-5，若是，则采油完成。
优选地，所述气体的体积小于或等于0.1pv。
优选地，所述注气井的注气部位为所述目标油藏的低部位与中间部位。
优选地，所述气体为氮气、二氧化碳、甲烷或空气。
优选地，所述第一预定时间为12-48h。
优选地，当室内实验或数值模拟时，所述极限含水的含水率为100％，当矿场实际应用时，根据极限含水公式确定所述极限含水的含水率。
优选地，所述注气井的数量为大于或等于1。
优选地，所述注气井为注水井或新井。
优选地，所述步骤5还包括：判断在注气过程中是否气体突破，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6。
优选地，所述步骤4还包括：记录所述目标油藏的含水率与生产压差。
其有益效果在于：
(1)通过在整个油藏范围中建立滞留气以提高水驱油效率和经济效益，可以有效改变或缓解高含水油藏高耗水的矛盾，有效提高水驱压力，降低油田含水率，减少水处理成本，改善油藏开发效果，使油水两相共渗区变宽，提高原油采收率；
(2)操作简单、成本低廉，对现有井网和地面设施影响小，适用于不同类型高含水油藏控水，作用于整个油藏范围；
(3)可以在整个油藏范围内多轮次使用，能够有效增加水驱波及系数，提高驱油效率，增加开发效益。
本发明的方法具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施方式中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施方式中进行详细陈述，这些附图和具体实施方式共同用于解释本发明的特定原理。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的基于滞留气提高采收率方法的步骤的流程图。
图2示出了根据本发明的一个实施例的两次注入滞留气后含水率变化曲线图。
图3示出了根据本发明的一个实施例的两次注入滞留气后生产压差变化曲线图。
图4示出了根据本发明的一个实施例的两次注入滞留气后采收率变化曲线图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
图1示出了根据本发明的基于滞留气提高采收率方法的步骤的流程图。
在该实施例中，根据本发明的基于滞留气提高采收率方法可以包括：步骤1：对目标油藏水驱至极限含水后停止注水；步骤2：根据目标油藏的特征，确定注气井的位置与数量；步骤3：向注气井中注入气体，关闭注气井与生产井达到第一预定时间，形成滞留气；步骤4：向目标油藏在此进行水驱至极限含水后停止注水，记录此过程中的目标油藏的采收率；步骤5：设定次数阈值与采收率增加阈值，判断注气次数是否达到次数阈值，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6；步骤6：判断采收率的增加量是否小于采收率增加阈值，若否，则重复步骤3-5，若是，则采油完成。
在一个示例中，气体的体积小于或等于0.1pv。
在一个示例中，注气井的注气部位为目标油藏的低部位与中间部位。
在一个示例中，气体为氮气、二氧化碳、甲烷或空气。
在一个示例中，第一预定时间为12-48h。
在一个示例中，当室内实验或数值模拟时，极限含水的含水率为100％，当矿场实际应用时，根据极限含水公式确定极限含水的含水率。
在一个示例中，注气井的数量为大于或等于1。
在一个示例中，注气井为注水井或新井。
在一个示例中，步骤5还包括：判断在注气过程中是否气体突破，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6。
在一个示例中，步骤4还包括：记录目标油藏的含水率与生产压差。具体地，根据本发明的基于滞留气提高采收率方法可以包括：
步骤1：对目标油藏水驱至极限含水后停止注水，当室内实验或数值模拟时，极限含水的含水率为100％，当矿场实际应用时，根据极限含水公式确定极限含水的含水率：
其中，fwh为极限含水率，μw、μo为目标油藏中地层水、原油的粘度，单位为mpa·s，krwh、kroh为残余油饱和度下目标油藏中地层水、原油的相对渗透率，通过室内实验确定。
步骤2：根据目标油藏的特征，确定注气井的位置与数量，其中，注气井可以是一口或多口直井或水平井，可以通过注水井注入气体，也可以在设置新井注气，如果原有井网完善、井距小，则利用当前注水井注气，如果原有井网不完善或注采井距较大，可打新井注气，注气井的数量为大于或等于1，注气井的注气部位为目标油藏的低部位与中间部位。
步骤3：向注气井中注入气体，关闭注气井与生产井达到第一预定时间，形成滞留气，使之占据一定的孔隙空间，控制水相渗透率抬升过快，提高注入水波及系数，起到改善水驱效果、降低油井含水和提高采收率的作用。其中气体为氮气、二氧化碳、甲烷或空气，也可以为其他气体，但不能与原油在油藏条件下形成混相，气体的体积小于或等于0.1pv，第一预定时间为12-48h，保证注入气体能在油藏条件下充分扩散分布。
步骤4：向目标油藏在此进行水驱至极限含水后停止注水，记录此过程中的目标油藏的含水率、生产压差、采收率。
步骤5：设定次数阈值为3-15次，采收率增加阈值为1-3％，判断注气次数是否达到次数阈值或存在气体突破，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6。
步骤6：采收率的增加量为本次注气的采收率与上一次注气的采收率的差值，例如第一次注气的采收率为50％，第二次注气的采收率为65％，则采收率的增加量为15％，判断采收率的增加量是否小于采收率增加阈值，若否，则重复步骤3-5，若是，则采油完成。
本方法通过在油藏中建立滞留气，提高高含水油藏控水，进而提高采收率和经济效益。
应用示例
为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。
针对某一油藏物理模型，根据本发明的基于滞留气提高采收率方法包括：
步骤1：对目标油藏水驱至极限含水后停止注水，极限含水的含水率为100％。
步骤2：根据目标油藏的特征，确定注气井的位置与数量，注气井的注气部位为目标油藏的低部位与中间部位。
步骤3：向注气井中注入0.1pv的氮气，关闭注气井与生产井达到24h，形成滞留气，使之占据一定的孔隙空间，控制水相渗透率抬升过快，提高注入水波及系数，起到改善水驱效果、降低油井含水和提高采收率的作用。
步骤4：对目标油藏再次进行水驱至极限含水后停止注水，记录此过程中的目标油藏的含水率、生产压差、采收率。
步骤5：设定次数阈值为10次，采收率增加阈值为2％，判断注气次数是否达到次数阈值，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6。
步骤6：判断采收率的增加量是否小于采收率增加阈值，若否，则重复步骤3-5，若是，则采油完成。
图2示出了根据本发明的一个实施例的两次注入滞留气后含水率变化曲线图。
图3示出了根据本发明的一个实施例的两次注入滞留气后生产压差变化曲线图。
图4示出了根据本发明的一个实施例的两次注入滞留气后采收率变化曲线图。
图2-4中，除标注的注入气体的pv数之外，均为注入水的pv数。
通过物理模拟实验结果发现，当油藏水驱至生产井含水接近100％时，水驱采收率基本不增加，进入高耗水阶段。此时注入0.1pv气体，形成滞留气后继续水驱，其含水率、生产压差与采收率分别如图2、3、4所示，油井含水率明显下降，生产压差增加，此时没有气体产出，说明形成了滞留气，采收率增加。当生产井含水再上升至100％时，再注入一个小段塞气体，重复上述过程，出现相似现象，采收率继续明显升高。
综上所述，本发明通过在油藏中建立滞留气，提高高含水油藏控水，进而提高采收率和经济效益。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
1.一种基于滞留气提高采收率的方法，其特征在于，包括：
步骤1：对目标油藏水驱至极限含水后停止注水；
步骤2：根据所述目标油藏的现有井网特征，确定注气井的位置与数量；
步骤3：向所述注气井中注入气体，关闭所述注气井与生产井达到第一预定时间，形成滞留气；
步骤4：向所述目标油藏在此进行水驱至极限含水后停止注水，记录此过程中的所述目标油藏的采收率；
步骤5：设定次数阈值与采收率增加阈值，判断注气次数是否达到所述次数阈值，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6；
步骤6：判断采收率的增加量是否小于采收率增加阈值，若否，则所述重复步骤3-5，若是，则采油完成。
2.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述气体的体积小于或等于0.1pv。
3.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述注气井的注气部位为所述目标油藏的低部位与中间部位。
4.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述气体为氮气、二氧化碳、甲烷或空气。
5.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述第一预定时间为12-48h。
6.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，当室内实验或数值模拟时，所述极限含水的含水率为100％，当矿场实际应用时，根据极限含水公式确定所述极限含水的含水率。
7.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述注气井的数量为大于或等于1。
8.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述注气井为注水井或新井。
9.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述步骤5还包括：
判断在注气过程中是否气体突破，若是，则采油完成，若否，则进行步骤6。
10.根据权利要求1所述的基于滞留气提高采收率的方法，其中，所述步骤4还包括：
记录所述目标油藏的含水率与生产压差。
技术总结