CN110259421B - 一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，1.确定油藏裂缝是否发育；2.若为裂缝不发育油藏，采用同井同步注采，先进行一段注多段采，根部射孔段注水，趾部射孔段采油，趾部段水淹后封隔点逐次向趾部射孔段下移，直至所有射孔段全部水淹结束。待油井日产液、油增加和综合含水稳定后，再进行多段注多段采，奇数段裂缝注水，同时偶数段裂缝采油，直至所有射孔段全部水淹结束；3.若为裂缝发育油藏，采用同井异步注采，在同一口井注水段注水完成后，关井闷井一段时间，待压力上升至合理压力保持水平，然后开井在采油段进行采油，直至所有射孔段全部水淹结束。有效驱替，有效补充地层能量，改善开发效果。

Description

一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法

技术领域

本发明属于油田开发领域，涉及一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法。

背景技术

随着世界石油供需矛盾的日益突出和优质石油资源的逐渐匮乏，超低渗透油藏资源(地面空气渗透率小于1.0mD)的开发已成为我国石油工业发展的新课题，国内外超低渗透油藏生产实践已经显示水平井是开发该类油藏的一种有效开发方式。国外超低渗透油藏地层压力系数高(地层压力系数大于1.2)，地层原油粘度较低，基本都采用长水平段水平井衰竭式开采，尽管大幅度提高了单井产量，但也存在递减大和采收率(5％-8％)偏低的问题；国内超低渗透油藏与国外超低渗透油藏相比，相似之处是储层物性接近、非均质性强、天然裂缝都比较发育，差异之处是地层压力系数低，依据鄂尔多斯盆地油藏矿场实践来看，该类低压超低渗透致密油藏需采用注水补充能量水平井开发。

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏基质渗透率低(<1.0mD)，地层压力系数低(0.8)，采用常规直井压裂开发效益差。随着水平井钻井+分段压裂技术进步与规模应用，大幅提高了该类油藏的单井产量，初期产量8～10吨，达到周围直井的4～5倍。然而，随着生产时间的延长，部分压裂井单井产量逐渐下降，半年递减20％～30％，满一年递减30％～50％，油藏压力保持水平不足80％。导致递减大的原因主要有三个：一是鄂尔多斯盆地超低渗透油藏裂缝发育，部分油藏发育多组天然裂缝，且天然裂缝延伸方向与采油井人工压裂缝方向不一致，注入水沿天然裂缝渗流，导致水平井快速见水，递减大；二是部分油藏采用150米左右的排距注水开发，由于基质渗透率低、启动压力大，难以实现有效驱替，地层能量不足；三是该注采井网仅在水平井根部和趾部部署注水井，由于水平井水平段较长(600-1200米)，水平段中部人工裂缝之间只能依靠弹性溶解气驱采油，而该类油藏压力系数低、原始溶解气油比低，天然能量不足。如何实现有效驱替，有效补充地层能量，改善开发效果，已成为该类油藏开发面临的主要问题。

发明内容

本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，有效驱替，有效补充地层能量，改善开发效果。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：

一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，包括以下步骤；

步骤一，确定油藏裂缝是否发育，若为裂缝不发育油藏，转步骤二；若为裂缝发育油藏，转步骤四；

步骤二，采用同井同步注采，先进行一段注多段采，根部射孔段注水，趾部射孔段采油，趾部段水淹后封隔点逐次向趾部射孔段下移，直至所有射孔段全部水淹结束，待油井日产液、油增加和综合含水稳定后，转步骤三；

步骤三，进行多段注多段采，奇数段裂缝注水，同时偶数段裂缝采油，直至所有射孔段全部水淹结束，完成同井同步注采；

步骤四，采用同井异步注采，在同一口井注水段注水完成后，关井闷井一段时间，待压力上升至合理压力保持水平，然后开井在采油段进行采油，直至所有射孔段全部水淹结束，完成同井异步注采。

优选的，步骤一中，通过裂缝指示参数法结合裂缝的缝高、缝长和宽度，判断油藏裂缝发育程度。

进一步，裂缝带高度根据油层有效厚度确定；裂缝带缝长根据水平井试井解释确定，或根据井下微地震监测确定缝长；裂缝带宽度根据井下微地震监测确定，或在确定缝长的前提下应用数值模拟反演法确定裂缝带宽，或依据水平井取芯井岩心观察确定裂缝带宽。

优选的，进行同井同步注采或同井异步注采前，确定裂缝最大注水压力、地层压力、流压、生产压差和单缝最大注水量。

进一步，裂缝最大注水压力为

其中，P_i为最大注水压力，单位为MPa；μ为岩石泊松比；H为裂缝埋藏深度，单位为m；θ为裂缝倾角；α为地层压力系数；ρ_s为岩石容重，单位为kg/m³；ρ_w为水的比重，单位为kg/m³；g为重力加速度，单位为N/kg；fσ₁为应力场的最大应力梯度，单位为MPa/m；fσ₃为应力场的最小主应力梯度，单位为MPa/m；β为应力场的最大主应力方向与裂缝走向的夹角。

再进一步，地层压力为原始地层压力的100％-110％。

再进一步，流压不低于油藏饱和压力的2/3。

再进一步，生产压差为地层压力与流压之差。

再进一步，单缝最大注水量为

公式中，Q_i为单缝最大注水量，单位为m³；h为油层有效厚度，单位为m；K为油层渗透率，单位为mD；K_rw为水相渗透率；

为地层压力，单位为MPa；P_i为最大注水压力，单位为MPa；λ为启动压力梯度，单位为MPa/m；A为泄油面积，单位为km²；B_w为水体积系数，单位为1；μ_w为水粘度，单位为mpa.s；r_w为井筒半径，单位为m。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明所述方法能将注水方式由传统的点注线采转变为线注线采，与传统的点注线采水平井注采井网对比，水平井分段体积压裂以后，各段压裂缝延伸方向平行，可实现注水段与采油段之间的缝间侧向驱替，降低了定向井不压裂注水，注入水沿天然裂缝窜流导致采油井快速水淹的风险；注水段压裂形成垂直裂缝，能实现油层纵向上最大程度的动用；注水段可以根据生产需要进行更换，可实现任意压裂段注水、相邻压裂段采油，能将点注线采的井网中水平井人工裂缝之间的弹性溶解气驱转变为水驱，有效补充水平井能量；水平井同井注采不需要新钻注水井，不受地面、油藏条件的限制，能大幅度节约投资成本；在注水量相同的情况下，线状注水比点状注水注水压力低，有利于避免天然裂缝在注水过程中开启，降低裂缝性水淹风险。

附图说明

图1为天然裂缝不发育油藏的五点井网示意图；

图2为天然裂缝多向发育油藏的七点井网示意图；

图3为天然裂缝不发育油藏的五点井网示意图；

图4为天然裂缝多向发育油藏的七点井网示意图；

图5为一段注多段采示意图；

图6为两段注四段采同井注采示意图；

图7为三段注四段采示意图；

图8为水平井取芯井观察压裂缝示意图；

图9为考虑介质启动压力梯度的IPR曲线图；

图10为缝间压力梯度曲线图；

图11为安平14井井下微地震监测结果图；

图12为木平93井日生产曲线图。

图中：1.注水井；2.水平井；3.端部注采排距；4.人工压裂缝；5.压裂缝间距；6.水平段长度；7.腰部注采排距；8.天然裂缝；9.注水段；10.采油段；11.微地震监测水平井；12.水平取芯井；13.微地震监测人工压裂裂缝带；14.压裂缝；15.微地震监测裂缝带宽。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步详细描述：

本发明所述方法包括以下步骤：

步骤1，优选同井注采水平井2。

优选同井注采水平井2时应该考虑以下因素：①储层物性好，砂层相对稳定；②水平井2初期改造充分，压裂缝间距5在60-80m之间；③钻井、试油工程质量好，钻井过程中未出现溢流、井漏等现象，固井及井筒质量好。

步骤2，刻画缝网系统。

刻画缝网系统重点刻画人工压裂缝4的缝高、缝长、裂缝带宽度。裂缝带高度按照油层有效厚度确定。确定缝长主要有两种方法：①根据水平井2试井解释确定缝长；②根据井下微地震监测确定缝长；结合油井生产能力，研究表明实际具备导流能力的缝长是井下微地震监测缝长的40-50％。确定裂缝带宽度主要有三种方法：①根据井下微地震监测确定，带宽60-100m之间；②结合油井生产能力，在确定缝长的前提下应用数值模拟反演法确定裂缝带宽；③依据水平井2取芯井岩心观察确定裂缝带宽，如图8所示，以一口水平井2做为微地震监测水平井，同时在距离微地震监测水平井一定距离范围新钻水平取芯井12，通过微地震监测裂缝带宽15，并观察取芯井岩心是否出现压裂缝14为验证微地震监测裂缝带宽15，垂直于井下微地震监测的裂缝延伸方向部署水平取芯井12，岩心观察仅在1米范围内观察到裂缝，表明监测带宽<1m。综上所述，人工压裂缝4带宽取值1-2m。

步骤4，确定注采参数。

需要确定裂缝最大注水压力、地层压力、流压、生产压差、单缝最大注水量和采油量。

4.1，最大注水压力：为确保侧向驱替效果，必须控制最大注水压力，避免因最大注水压力过高导致裂缝开启，最大注水压力按以下公式计算：

式中：P_i为最大注水压力，单位为MPa，μ为岩石泊松比；H为裂缝埋藏深度，单位为m；θ为裂缝倾角；α为地层压力系数；ρ_s为岩石容重，单位为kg/m³；ρ_w为水的比重，单位为kg/m³；g为重力加速度，单位为N/kg；fσ₁为应力场的最大应力梯度，单位为MPa/m；fσ₃为应力场的最小主应力梯度，单位为MPa/m；β为应力场的最大主应力方向与裂缝走向的夹角。

4.2，合理地层压力：地层压力偏小，油井递减大；地层压力偏高，含水上升快，结合超低渗透油藏开发实践，当地层压力水平保存在原始地层压力的100％-110％时，开发效果较好，因此，地层压力应保持在原始地层压力的100-110％。

4.3，合理流压：一般情况下依据油藏工程理论，通过IPR曲线，建立不同含水阶段产量与流压的图版确定合理流压，如图9所示；借鉴定向井生产流压的取值经验，注水见效后水平井2合理生产流压保持不低于饱和压力的2/3，在生产过程中应结合水平井2动液面、生产气油比等动态参数及时调整。

4.4，生产压差：地层压力与流压之差即合理生产压差。在实际开发过程中，由于超低渗透油藏压力恢复慢，在地层压力在未恢复到合理压力之前时，应该控制采液量保持流压，同时保持注水量，稳步提升地层压力至合理水平。

4.5，单缝最大注水量：

在缝间驱替过程中，可以将每一条注水缝当成一口压裂的定向井注水井1，将每一条采油缝当成1口压裂的定向井采油井，因此，可以用考虑压裂缝14的定向井渗流模型来研究缝间驱替问题。先分别确定单缝的合理注水量，再根据缝的条数，确定单井的合理注水量。

单缝最大注水量：将上述计算确定的最大注水压力代入以下公式，考虑了启动压力梯度，注水井1和采油井两端压力梯度最大，注采井中间的位置压力梯度最小，如图10，要确保注采井间能建立有效驱替压力系统，就必须保证注采井间最小的压力梯度大于油藏启动压力梯度，计算单缝最大注水量。

公式中，Q_i为单缝最大注水量，单位为m³；h为油层有效厚度，单位为m；K为油层渗透率，单位为mD；K_rw为水相渗透率；

为地层压力，单位为MPa；p_i为最大注水压力，单位为MPa；λ为启动压力梯度，单位为MPa/m；A为泄油面积，单位为km²；B_w为水体积系数，单位为1；μ_w为水粘度，单位为mpa.s；r_w为井筒半径，单位为m。

4.6，采油量：一般可以通过数值模拟方法和矿场统计法确定单缝采油量，由于每条缝的改造规模不同、注水受效程度不同，导致单缝产量很难精确，在实际生产过程中应该依据油藏动态及时优化油井产量。

步骤3，进行注采。

根据裂缝指示参数法结合裂缝的缝高、缝长和宽度，判断油藏裂缝发育程度，若为裂缝不发育油藏，采用同井同步注采；若为裂缝发育油藏，采用同井异步注采；

采用同井同步注采，先进行一段注多段采，如图5所示，根部射孔段注水，趾部射孔段采油，趾部段水淹后封隔点逐次向趾部射孔段下移，直至所有射孔段全部水淹结束；待油井日产液、油增加和综合含水稳定后，即一段注多段采成功后，进行多段注多段采，如图6-7所示，奇数段裂缝注水，同时偶数段裂缝采油，直至所有射孔段全部水淹结束，完成同井同步注采。

采用同井异步注采，在同一口井注水段9注水完成后，关井闷井一段时间，待压力上升至合理压力保持水平，然后开井在采油段10进行采油，直至所有射孔段全部水淹结束，完成同井异步注采。

实例1：

安83区长7油藏属三角洲前缘——半深湖亚相沉积，以水下分流河道微相为主，油藏主要受岩性、物性变化控制，属于典型的岩性油藏。砂层平面分布稳定，厚度约15m～20m，层内夹层发育，平面上油层连片性好。储层砂岩平均孔隙度8.9％，渗透率0.17mD。储层岩石类型为岩屑长石砂岩和长石碎屑砂岩，细砂岩为主，分选较好，物性差。填隙物以铁方解石、绿泥石、高岭石、水云母和硅质为主。储层原生粒间孔、次生粒间孔及次生溶孔都比较发育，次生溶蚀孔主要发育长石溶孔，粒间孔与溶孔含量相当，其中粒间孔占总孔隙的48.2％，溶孔占总孔隙的50％，总面孔率2.74％。储层排驱压力和中值压力均偏高，中值半径偏小，分选较好，中喉道及粗喉道基本不发育，孔隙结构组合属于小孔微细喉型。储层总体上表现为弱亲水-亲水性。长7油层组天然裂缝8发育，主要为高角度构造缝，约有80％的井在砂岩、泥岩中见到了高角度裂缝，天然裂缝8方向以北东60°～85°为主，其次为北西35-45°。储层最大主应力方向北东60°～80°，如图11所示，人工压裂缝4沿最大主应力方向延伸。

采用常规五点、七点水平井2井网注水开发，如图1-2所示，端部注采排距3过大则水平井2不易见效，同时腰部注采排距7过小则水平井2易见水，油井体积压裂改造，平均水平段长度6为800m，压裂段数8-10段，段间距70-80m。由于天然裂缝8多向发育，常规注采井网适应性差，如图3-4所示，注入水沿天然裂缝8窜流，无法有效补充地层能量，导致水平井2见水快、地层能量不足、递减大。

采用异步注采方式，先在第1、3、5、7和9段注水，即奇数段注水，单段1000～1200m³，注入端压力提升2-4MPa，试验过程中偶数段没有发现串流的特征,然后第2、4、6、8和10段采油，即偶数段采油，试验后单井日产液由试验前的2.1m³/d提高到3.5m³/d，日产油1.4t/d提高到2.45t/d，含水17.3％下降到16.6％，试验有效期290天，有效期内单井日增油1.5t/d。

实例2：

木30长8油藏平均孔隙度9.8％，平均渗透率0.79mD，渗透率变异系数为0.67，渗透率突进系数为34.14，级差是245.8，为较强非均质性储层，长8储层孔隙结构较差，以小孔微细喉为主，排驱压力高，中值半径小。储层微裂缝较发育，压裂缝14方向NE70-79°。2013年大规模开发，以水平井2开发为主，以五点法(57％)及七点法(43％)注水开发。探明储量3125.92×10⁴t，动用储量2965×10⁴t，可采储量542.19×10⁴t，动用面积74km²。目前平均单井日产液6.3m³，单井日产油3.3t，含水47.2％。截止目前，满两年水平井281口，满两年79口，见效井53口，见效比例67％，见效周期平均8个月，见效以稳产型为主。见水井数27口，占比例33％，主要见注入，孔隙裂缝见水为主。

目前油藏所存在的问题是含水上升快，递减大，主要原因采用五点、七点水平井2井网注水开发，如图3-4所示，水平井2注水补充能量开发过程存在水驱和拟弹性溶解气驱两种驱替，注水井1与裂缝之间的区域主要靠注入水驱替；中间压裂缝14之间的区域由于相邻缝的屏蔽作用，主要靠拟弹性溶解气驱替，难以注水见效，有效压力驱替系统难以建立。

根据选井原则选取木平93井开展试验。该井含水上升后经过多次隔采措施无效，进行产液剖面测试后，结果显示前三段为出液段，且主要出液段在第一段。本次试验中用封隔器封堵前三段，前三段注水、后九段采油。开始试验，第23天开始注水，注水量10m³。截止第27天，日产液15m³，日产油5.1t，含水65.9％，试验效果良好，如图12所示，达到了预期效果。

以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，其特征在于，包括以下步骤；

步骤一，确定油藏裂缝是否发育，通过裂缝指示参数法结合裂缝的缝高、缝长和宽度，判断油藏裂缝发育程度；裂缝带高度根据油层有效厚度确定；裂缝带缝长根据水平井(2)试井解释确定，或根据井下微地震监测确定缝长；裂缝带宽度根据井下微地震监测确定，或在确定缝长的前提下应用数值模拟反演法确定裂缝带宽，或依据水平井(2)取芯井岩心观察确定裂缝带宽；若为裂缝不发育油藏，转步骤二；若为裂缝发育油藏，转步骤四；

进行同井同步注采或同井异步注采前，确定裂缝最大注水压力、地层压力、流压、生产压差和单缝最大注水量；

步骤二，采用同井同步注采，先进行一段注多段采，根部射孔段注水，趾部射孔段采油，根 部段水淹后封隔点逐次向趾部射孔段下移，直至所有射孔段全部水淹结束，待油井日产液、油增加和综合含水稳定后，转步骤三；

步骤三，进行多段注多段采，奇数段裂缝注水，同时偶数段裂缝采油，直至所有射孔段全部水淹结束，完成同井同步注采；

步骤四，采用同井异步注采，在同一口井注水段(9)注水完成后，关井闷井一段时间，待压力上升至合理压力保持水平，然后开井在采油段(10)进行采油，直至所有射孔段全部水淹结束，完成同井异步注采。

2.根据权利要求1所述的一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，其特征在于，裂缝最大注水压力为

其中，P_i为最大注水压力，单位为MPa；μ为岩石泊松比；H为裂缝埋藏深度，单位为m；θ为裂缝倾角；α为地层压力系数；ρ_s为岩石容重，单位为kg/m³；ρ_w为水的比重，单位为kg/m³；g为重力加速度，单位为N/kg；fσ₁为应力场的最大应力梯度，单位为MPa/m；fσ₃为应力场的最小主应力梯度，单位为MPa/m；β为应力场的最大主应力方向与裂缝走向的夹角。

3.根据权利要求2所述的一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，其特征在于，地层压力为原始地层压力的100％-110％。

4.根据权利要求3所述的一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，其特征在于，流压不低于油藏饱和压力的2/3。

5.根据权利要求4所述的一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，其特征在于，生产压差为地层压力与流压之差。

6.根据权利要求5所述的一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法，其特征在于，单缝最大注水量为

公式中，Q_i为单缝最大注水量，单位为m³；h为油层有效厚度，单位为m；K为油层渗透率，单位为mD；K_rw为水相渗透率；P为地层压力，单位为MPa；P_i为最大注水压力，单位为MPa；λ为启动压力梯度，单位为MPa/m；A为泄油面积，单位为km²；B_w为水体积系数，单位为1；μ_w为水粘度，单位为mpa.s；r_w为井筒半径，单位为m。

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