CN105927198A - 一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，包括以下步骤：S1，依据前期储层结垢类型分析，采用优化后的解堵液配方对老井原射孔段进行小排量挤入解堵液，解除地层蜡和无机垢；S2，依据储层重复压裂净压力需求，中排量对目的层段注入低粘驱油型压裂液；S3，目的层段注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，进一步扩大储层改造体积，恢复井筒附近主裂缝导流能力；S4，目的层段施工完后，进行关井扩散压力，待井口压力降低为0MPa；S5，冲砂完井、投产。对初期改造不充分的储层或裂缝导流能力下降明显的油井，本发明进一步扩大储层改造体积，实现油井增产、降低自然递减的目的。
Description
技术领域
本发明涉及采油工程领域，特别涉及一种致密油藏老井实现补能与压裂增产一体化的重复改造方法。
背景技术
鄂尔多斯盆地致密油藏普遍具有渗透性差和天然微裂缝发育的储层特征，通常需要采用“体积压裂”的改造方式进行有效开发，初期单井产量通常可以达到2.0t/d以上。但是随着时间的延长，单井产量逐渐下降，初期单井产能半年递减20%～30%，满一年递减30%～50%，一年后油藏自然递减仍然高达40%以上，油藏压力保持水平不足80%，综合表现为地层能量得不到补充，产量递减大的开发特征。
为了延缓油藏递减，通常的做法是通过给油层注水来保持地层能量，但存在的问题主要有以下方面：一是致密油藏渗透性差，非均质性强，注水后水井吸水能力不强，造成油井见效缓慢或达不到均匀注水；二是致密油藏天然微裂缝发育，加上采用“体积压裂”工艺进行改造，形成了较为复杂的天然裂缝与人工裂缝相互交织的复杂裂缝网络，注入水易沿着裂缝进行突进，造成油井过早多方向见水，油藏开采2-3年综合含水便可达到40%-50%，且后期治理难度更大，严重影响了油藏整体采收率的提高。
针对以上问题，目前致密油藏油井在开发过程中开展了停注对应注水井，对油井整体实施“补能”的重复改造增产改造技术，以实现致密储层油井的有效开发和采收率的进一步提高。
发明内容
为了克服现有后期治理难度更大，严重影响了油藏整体采收率的提高的问题，本发明提供一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化重复改造增产方法，本发明在油井上直接把驱油型压裂液快速注入地层，满足快速“注水”补充地层能量的目的；同时针对初期改造不充分的储层或裂缝导流能力下降明显的油井，采用“体积压裂”工艺，进一步扩大储层改造体积，实现油井增产、降低自然递减的目的。
本发明采用的技术方案为：
一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，包括以下步骤：
S1，采用优化后的解堵液配方对老井原射孔段进行小排量挤入解堵液，解除地层蜡和无机垢；
S2，依据储层重复压裂净压力需求，中排量对目的层段注入低粘驱油型压裂液；
S3，目的层段注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，进一步扩大储层改造体积，恢复井筒附近主裂缝导流能力；
S4，目的层段施工完后，进行关井扩散压力，待井口压力降低为0MPa；
S5，冲砂完井、投产。
所述步骤S1中所述的小排量即排量≤1.0m3/min，是指不开启原人工裂缝条件为准。
所述的解堵液配方是质量比为27%的磷酸、3.4%表面活性剂、0.8%缓蚀剂、1.2%磷酸盐结晶改良剂、0.8防膨剂、其余为水。
所述步骤S2中的中排量是指排量为4.0-6.0m3/min，净压力是压裂裂缝内的压力与裂缝闭合应力之差。
所述步骤S2中低粘驱油型压裂液为粘度6-8mpa·s的驱油型滑溜水。
所述步骤S3中注液末期为该井优化总入地液量的后五分之一阶段。
所述步骤S3中，小砂比指砂比≤20%，大排量指排量为6.0-10.0m3/min、低粘液指粘度为6-8mpa·s。
所述步骤S4中所述的关井扩散压力，是进行井口关井，压裂液滤失和裂缝完全闭合，储层进行彻底的油水置换和能量补充。
步骤S3中的大排量采用排量为8.0m3/min。
所述步骤S2中中排量采用排量为5.0m3/min。
本发明的有益效果为：
本发明在油井上直接把驱油型压裂液快速注入地层，满足快速“注水”补充地层能量的目的；同时针对初期改造不充分的储层或裂缝导流能力下降明显的油井，采用“体积压裂”工艺，进一步扩大储层改造体积，实现油井增产、降低自然递减的目的；在致密油藏老井补充地层能量和进行低产低效综合治理提高单井产量方面具有广阔应用前景。
具体实施方式
实施例1：
为了克服现有后期治理难度更大，严重影响了油藏整体采收率的提高的问题，本发明提供一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化重复改造增产方法，本发明在油井上直接把驱油型压裂液快速注入地层，满足快速“注水”补充地层能量的目的；同时针对初期改造不充分的储层或裂缝导流能力下降明显的油井，采用“体积压裂”工艺，进一步扩大储层改造体积，实现油井增产、降低自然递减的目的。
一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1，采用优化后的解堵液配方对老井原射孔段进行小排量挤入解堵液，解除地层蜡和无机垢；
S2，依据储层重复压裂净压力需求，中排量对目的层段注入低粘驱油型压裂液；
S3，目的层段注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，进一步扩大储层改造体积，恢复井筒附近主裂缝导流能力；
S4，目的层段施工完后，进行关井扩散压力，待井口压力降低为0MPa；
S5，冲砂完井、投产。
采用优化后的解堵液配方，对老井原射孔段进行小排量挤入解堵液，达到井筒孔眼附近清洗和判断原有裂缝吸液能力及开启状况的目的。
中排量对目的层段注入低粘驱油型压裂液，实现快速注入补充地层能量的目的。
目的层段注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，进一步扩大储层改造体积，恢复井筒附近主裂缝导流能力。
目的层段施工完后，进行关井扩散压力，待井口压力降低为0MPa，表明实现了补能与压裂增产一体化重复改造的目的。
本发明属于致密油藏重复压裂补能增产方法，为现场应用型技术方法，主要解决致密油藏无法通过常规方法建立有效驱替系统。暂堵液清洗井筒及裂缝附近堵塞储层，判断初期改造状况，为后续压裂补能提供设计依据。特殊压裂液在大排量下实现快速注入，实现驱油补能的目的。关井扩压实现油水置换，促进本井和邻井实现增产，补充地层能量，减缓递减，提高单井产量。在致密油藏开展2口井现场试验，4口井见效，平均单井产能上升了5t以上，且半年后持续有效。
前期在鄂尔多斯盆地长X致密油藏开展了1口井现场试验，措施前日产液0.35m3/d，日产油0.27t/d。开展补能与压裂增产一体化重复改造方法改造。措施后试验井平均日产液3.55m3/d，日产油2.78t/d，平均日增油2.51t/d，增产效果稳定，且持续有效。
通过该井的试验，表明采用致密油藏老井补能与压裂增产一体化重复改造方法实现了致密油藏老井重复压裂补充地层能量的增产增效的目的。
本发明属于油田措施增产领域，提供了一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化重复改造增产方法，该方法为解决致密油藏老井无法建立有效驱替系统地层能量低和常规重复改造后油井产量递减快的问题，在致密油藏老井补充地层能量和进行低产低效综合治理提高单井产量方面具有广阔应用前景。
本发明达到了一是在油井上直接把驱油型压裂液快速注入地层，满足快速“注水”补充地层能量的目的；二是针对初期改造不充分的储层或裂缝导流能力下降明显的油井，采用“体积压裂”工艺，进一步扩大储层改造体积，实现油井增产、降低自然递减的目的；三是施工过程中采用的驱油性压裂液，通过“压裂注入-关井扩压”后，破胶液产生超低界面张力生物表面活性剂，使破胶液起到辅助驱油作用，从而能够实现驱油见效的目的。
实施例2：
基于实施例1的基础上，本实施例中，所述步骤S1中所述的小排量即排量≤1.0m3/min，是指不开启原人工裂缝条件为准。
所述的解堵液配方是质量比为27%的磷酸、3.4%表面活性剂、0.8%缓蚀剂、1.2%磷酸盐结晶改良剂、0.8防膨剂、其余为水。
本发明中涉及到的优化后的解堵液配方中的各成分均为现有产品，本发明中将不一一叙述。曾经的解堵液为6%盐酸与1.5%氢氟酸组成的土酸体系。优化后的由解堵液27%的磷酸、3.4%表面活性剂、0.8%缓蚀剂、1.2%磷酸盐结晶改良剂、0.8防膨剂和水混合而成。
优化后的解堵液增加了磷酸，对原有井筒、孔眼及缝口附近进行清洗，对形成的垢等堵塞物进行处理；二是通过各段吸液能力判断油井投产初期改造状况，为后续进一步优化调整施工设计创造有利条件。
所述步骤S1中所述的原射孔段进行小排量分段挤入解堵液施工，小排量即排量≤1.0m3/min是指不开启原人工裂缝条件为准，。
进一步地，步骤S1中所述的原射孔段进行小排量分段挤入解堵液施工，小排量是指不开启原人工裂缝（排量≤1.0m3/min）条件为准。
所述步骤S2中的中排量是指排量为4.0-6.0m3/min，净压力是压裂裂缝内的压力与裂缝闭合应力之差。
所述步骤S2中低粘驱油型压裂液为粘度6-8mpa·s的驱油型滑溜水。
所述步骤S2中所述大排量注入低粘驱油型压裂液，中排量是指排量为4.0-6.0m3/min，可以缩短施工时间实现快速注入，同时也便于充分改造原射孔段或开启初期未进行有效改造段的裂缝；低粘驱油型压裂液，为具有活性剂的低粘度即粘度6-8mpa·s驱油型滑溜水。
进一步地，步骤S2中所述大排量注入低粘驱油型压裂液，中排量是指排量为4.0-6.0m3/min，可以缩短施工时间实现快速注入，同时也便于充分改造原射孔段或开启初期未进行有效改造段的裂缝。低粘驱油型压裂液，为具有活性剂的低粘度驱油型滑溜水（粘度6-8mpa·s）,既可以提高驱油效率，也可以快速滤失补充地层能量，扩大受效范围，最后提高最终采收率的目的。
所述步骤S3中注液末期为该井优化总入地液量的后五分之一阶段。
所述步骤S3中，小砂比指砂比≤20%，大排量指排量为6.0-10.0m3/min、低粘液指粘度为6-8mpa·s。
所述步骤S3中注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，注液末期为该井优化总入地液量的后五分之一阶段，小砂比指砂比≤20%，大排量指排量为6.0-10.0m3/min、低粘液指低粘驱油压裂液，粘度：6-8mpa·s。
进一步地，步骤S3中注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，注液末期为该井优化总入地液量的后五分之一阶段，小砂比指砂比≤20%，大排量指排量为6.0-10.0m3/min、低粘液指低粘驱油压裂液，粘度：6-8mpa·s，其主要目的是通过后期加砂“体积压裂”重复改造，进一步扩大储层改造体积，恢复井筒附近裂缝导流能力，增加井筒附近渗流能力，从而实现老井重复改造后降低自然递减、提高单井产量的目的。
实施例3：
基于上述实施例的基础上，本实施例中，所述步骤S4中所述的关井扩散压力，是进行井口关井，压裂液滤失和裂缝完全闭合，储层进行彻底的油水置换和能量补充。
步骤S3中的大排量采用排量为8.0m3/min。
本实施例中低粘液的粘度采用7mpa·s。步骤S2中中排量采用排量为5.0m3/min。
所述步骤S4中所述的关井扩散压力，主要是进行井口关井，实现压裂液滤失和裂缝完全闭合，储层进行彻底的油水置换和能量补充。
进一步地，步骤S4中所述的关井扩散压力，主要是进行井口关井，实现压裂液滤失和裂缝完全闭合，储层进行彻底的油水置换和能量补充，最终实现本井补能与压裂增产一体化的目的。
1.本发明属于致密油藏重复压裂补能增产方法，为现场应用型技术方法，主要解决致密油藏无法通过常规方法建立有效驱替系统。
2.暂堵液清洗井筒及裂缝附近堵塞储层，判断初期改造状况，为后续压裂补能提供设计依据。
3.特殊压裂液在大排量下实现快速注入，实现驱油补能的目的。
4.关井扩压实现油水置换，促进本井和邻井实现增产，补充地层能量，减缓递减，提高单井产量。
5.在致密油藏开展2口井现场试验，4口井见效，平均单井产能上升了5t以上，且半年后持续有效。
前期在鄂尔多斯盆地长X致密油藏开展了1口井现场试验，措施前日产液0.35m3/d，日产油0.27t/d。开展补能与压裂增产一体化重复改造方法改造。措施后试验井平均日产液3.55m3/d，日产油2.78t/d，平均日增油2.51t/d，增产效果稳定，且持续有效。
通过该井的试验，表明采用致密油藏老井补能与压裂增产一体化重复改造方法实现了致密油藏老井重复压裂补充地层能量的增产增效的目的。
以上所述仅为本发明的实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1，采用优化后的解堵液配方对老井原射孔段进行小排量挤入解堵液，解除地层蜡和无机垢；
S2，依据储层重复压裂净压力需求，中排量对目的层段注入低粘驱油型压裂液；
S3，目的层段注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，进一步扩大储层改造体积，恢复井筒附近主裂缝导流能力；
S4，目的层段施工完后，进行关井扩散压力，待井口压力降低为0MPa；
S5，冲砂完井、投产。
2.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述步骤S1中所述的小排量即排量≤1.0m3/min，是指不开启原人工裂缝条件为准。
3.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述的解堵液配方是质量比为27%的磷酸、3.4%表面活性剂、0.8%缓蚀剂、1.2%磷酸盐结晶改良剂、0.8防膨剂、其余为水。
4.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述步骤S2中的中排量是指排量为4.0-6.0m3/min，净压力是压裂裂缝内的压力与裂缝闭合应力之差。
5.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述步骤S2中低粘驱油型压裂液为粘度6-8mpa·s的驱油型滑溜水。
6.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述步骤S3中注液末期为该井优化总入地液量的后五分之一阶段。
7.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述步骤S3中，小砂比指砂比≤20%，大排量指排量为6.0-10.0m3/min、低粘液指粘度为6-8mpa·s。
8.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述步骤S4中所述的关井扩散压力，是进行井口关井，压裂液滤失和裂缝完全闭合，储层进行彻底的油水置换和能量补充。
9.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：步骤S3中的大排量采用排量为8.0m3/min。
10.根据权利要求1所述的一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，其特征在于：所述步骤S2中中排量采用排量为5.0m3/min。
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