CN112324413A - 一种提高注入井注入量的化学施工方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于稠油油藏开采技术领域，具体涉及一种提高注入井注入量的化学施工方法。该方法包括以下步骤：(1)选择注入情况差并满足条件的注入井作为目标改造井：(2)通过目标改造井进行油层预处理；(3)对目标改造井进行压裂施工，所述压裂施工为根据步骤(1)中目标改造井的不同按照选择原则确定压裂施工条件；(4)向注入井注入流体。本发明的提高注入井注入量的化学施工方法根据油藏特点、断层特点及生产情况建立压裂施工条件的选择原则，对目标改造井进行压裂施工改造，通过对酸液组成、前置液中交联液的比例、支撑剂的加入量和加入方式的优化选择，从而对压裂缝长优化，避免人工裂缝向断层的偏移，从而保证压裂施工有效。

Description

一种提高注入井注入量的化学施工方法
技术领域
本发明属于稠油油藏开采技术领域，具体涉及一种提高注入井注入量的化学施工方法。
背景技术
随着石油勘探和开发程度的延深，优质储量油藏的发现难度加大。随着石油资源日益减少，油价持续攀高，需要探索开发稠油油藏的采油方法，改善高含蜡、高凝固点稠油油藏的开发效果，提高其采收率是当务之急。河南油田具有丰富的稠油油藏资源，经过前期的注水开采阶段后，目前已转入注聚开采阶段，注聚后由于渗流阻力增加，导致采出井采液指数下降，又由于聚合物的滤积物堵塞近井地带油层，会使部分采油井憋压，形成高压低产，一般采用对采油井单井压裂施工改造以获得解堵增产的效果。但是，稠油油藏具有渗透率不高、储层薄、原油稠等特点，注入井注入流体不足，地层能量差，严重影响采油量的提高，如何提高注入井的注入量成为制约此类油藏经济有效开发的关键。
对于附近有断层的注入井，由于长期开发，断层高部位油层具有较为富余的原油。但受断层应力影响，人工裂缝向断层端部偏移，偏移导致压裂后人工裂缝方位与采油井方位处于不利的方位，或压裂过程中裂缝容易穿透断层，引出断层水，或压裂液沿着断层滤失，断层是制约压裂缝长的主要因素。并且，储层中粘土矿物的组成对注入井也有一定的影响，储层粘土矿物中膨胀粘土矿物含量越高储层越疏松，遇到外来流体易膨胀运移，容易造成地层堵塞，不利于长期注入流体。
申请公布号为CN108678723A的中国发明申请提供一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，包括以下步骤：S1：根据已有的测井数据解释获得关键数据，并根据测井岩性剖面中不同岩类的纵向叠置关系，明确源储配置关系；S2：根据已有的岩石力学实验、地应力测试及天然裂缝分布数据，制定不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则；S3：根据岩性剖面及云地比，划分优势岩相，并结合已有的岩心防膨实验及岩板嵌入伤害实验数据，制定优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则；S4：根据步骤S2及S3制定压裂方案，进行压裂操作。
上述压裂改造方法，可根据岩石类型、地层源储配置关系的不同，进行个性化压裂液体系优选、压裂泵注程序的优化，提高压裂改造效果，但是其针对闭塞湖盆页岩油储层，对储层构造特殊且注入井附近有断层的稠油油藏的压裂改造效果不好。并且，对于分布有多个采油井的一个井网来说，最理想的压裂改造工艺是只对一口注入井进行压裂施工即可最大程度地提高井网内采油井的总产油量，也就是说在压裂施工前需要选择一口最适宜压裂改造的井。
对于压裂井的选井方法，申请公布号为CN108952658A的中国发明专利申请公开了一种用于压裂增注的注水井选井方法，其中先确定压裂井，即其也可以作为压裂井的选井方法，包括以下步骤：(a)选取需要进行压裂增注的油田范围内的所有油井，并选定一口产油量正常的油井作为参考井，根据产出液含水率、产液量等参数对每口油井进行评分；(b)将所有油井的评分从高到低进行排序；排序越高的井越适合进行压裂。该方法依赖于采油井的多项指标，指标获取的工作量大，并且参考井的选取对结果也会造成影响，该选井方法相对繁琐，若选井的准确性不能保证，会造成改造后井网内油井产油量增加不明显，改造效果不理想等问题。
针对注入井附近有断层且储层中粘土矿物含量高的稠油油藏，现有的采油方法不能够有效提高产油量。
发明内容
本发明的目的是提供一种提高注入井注入量的化学施工方法，以提高注入井附近有断层且储层中粘土矿物含量高的稠油油藏的采油井产油量。
为实现上述目的，本发明的提高注入井注入量的化学施工方法的具体技术方案为：
一种提高注入井注入量的化学施工方法，包括以下步骤：
(1)选择井网中注入情况差并满足以下条件之一的注入井作为目标改造井：
a.注入井与临井的距离小于100m，注入井与断层的距离为30-50m，粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的60-80％；
b.注入井与临井的距离为100-200m，注入井与断层的距离为51-80m，粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的40-59％；
c.注入井与临井的距离为200-300m，注入井与断层的距离为81-100m，粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的10-39％；
所述临井为与注入井距离最近的采油井，所述注入井与断层的距离为最大主应力方向上的距离；
(2)通过目标改造井进行油层预处理；
(3)对目标改造井进行压裂施工，所述压裂施工包括依次注入酸液、前置液、携砂液、顶替液以及举升排液的过程，所述前置液和携砂液均包括支撑剂、交联液；
所述压裂施工为根据步骤(1)中目标改造井的不同按照以下选择原则确定压裂施工条件；
A.目标改造井满足条件a，压裂施工条件为：
酸液由以下体积百分比为组分组成：盐酸12-16％、氢氟酸1.2-2.1％、氟硼酸3-3.9％、缓蚀剂2-3％、铁离子稳定剂1-2％、氯化铵1-2％、助排剂0.5-2％，过硫酸铵1-5.9％，
前置液中交联液的体积占前置液和携砂液总体积的20-25％，
前置液中支撑剂的体积为1.1m3，支撑剂的目数为20-40，
携砂液中支撑剂的体积为13.9m3，支撑剂的目数为20-40；
B.目标改造井满足条件b，压裂施工条件为：
酸液由以下体积百分比为组分组成：盐酸6-9.9％、氢氟酸2.2-4％、氟硼酸4-6％、缓蚀剂1-2％、铁离子稳定剂1％、氯化铵3-4％、助排剂0.1-0.5％，过硫酸铵6-9.9％
前置液中交联液的体积占前置液和携砂液总体积的30％，
前置液中支撑剂的体积为1.1m3，支撑剂的目数为40-70，
携砂液中支撑剂的体积为13.9m3，支撑剂的目数为20-50；
C.目标改造井满足条件c，压裂施工条件为：
酸液由以下体积百分比为组分组成：盐酸10-11.9％、氢氟酸0.8-1.0％、氟硼酸1-3％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂1％、氯化铵3％、助排剂0.5％，过硫酸铵10-11.9％
前置液中交联液的体积占前置液和携砂液总体积的40％，
前置液中支撑剂的体积为1.8m3，支撑剂的目数为20-70，
携砂液中支撑剂的体积为10.1m3，支撑剂的目数为20-70；
(4)向注入井注入流体。
本发明的提高注入井注入量的化学施工方法针对注入井附近有断层的稠油油藏，根据油藏特点、断层特点及生产情况建立压裂施工条件的选择原则，对注入井进行压裂施工改造，通过对酸液组成、前置液中交联液的比例、支撑剂加入量进行优化，从而对压裂缝长优化，避免人工裂缝向断层的偏移，从而保证压裂施工有效。
本发明的提高注入井注入量的化学施工方法区别于现有的单井压裂改造(对采油井进行压裂后再从采出井采油)的方式，通过对井网内注入井进行压裂改造，使得地层中原油能够均匀动用，从而使注入井周围的采油井能够均匀出油且采油总量提高，即通过对注入井压裂改造从而使得原油从注入井周围的采油井采出，并提高采油总量。
可以理解的是，不论井网中注入井和采油井的布置形式如何，每个注入井周围被若干采油井包围，某一注入井的注入情况差将直接导致该注入井周围的采油井的原油采出量降低，因此，需要对其进行施工改造以对地层环境进行人工改进。
进一步的，对支撑剂的加入方式进行优化以进一步提高压裂施工效果，目标改造井满足条件b的压裂施工条件中携砂液中的支撑剂的目数为30-50、20-40，支撑剂按30-50目、20-40目的顺序依次注入；目标改造井满足条件c的压裂施工条件中前置液和携砂液中支撑剂的目数为40-70、30-50、20-40，所述前置液和携砂液中支撑剂均按40-70目、30-50目、20-40目的顺序依次注入。
通过压裂改造，能够提高地层渗透率和注入井的注入量，降低压后的地面泵压、蜡的凝固点，提高注入量和注入时间，缩小注入井与采出井的受效距离，从而保证注入井的注液强度使油层保持足够压力，通过对井网中的一口注入井进行施工改造进而保证井网内所有采油井的后期开采效果，提高井网内采油井的总产油量，从而实现稠油油藏的高效开发。
一般来讲，井网内采油井产油量低时，需要对油井进行改造施工，井网内的采油井产液量低是指井网内单口注入井对应的井网内的3-6口采油井产液量平均值小于4t/d或者单井不出液或歇开采油。
优选的，所述井网的布置方式为四点法、五点法、七点法、九点法的其中一种。
进一步的，根据地震资料、测井资料确定井网内注入井所在的微沉积相对应的位置。所述微沉积相为鞭状河前缘相。
地层原油含蜡量为20-30％，析蜡点为30-40℃，凝固点为40-60℃。
目标改造井的井深为500-2000m，油层厚度＜5m，渗透率＜0.1μm2，孔隙度＜30％，含油饱和度＜60％。
注入井的粘土种类以及含量为：伊利石0-20％、蒙脱石1-40％、高岭石1-20％、绿泥石1-20％、伊/蒙混层10-20％。
优选的，伊利石、蒙脱石、高岭石、绿泥石、伊/蒙混层组成的质量百分比为：20：40：10：10：20。
所述的粘土的粒径大为1-10mm。
优选的，蒙脱石得粒径为8-9mm，伊/蒙混层的粒径为6-7mm，高岭石的粒径为4-5mm，伊利石的粒径为2-3mm，绿泥石的粒径为1mm。
考虑到部分注入井的注入层上下位置存在高含水层或生产层，注入层与含水层或射孔段之间的隔层遮挡能力差(应力差小)、距离短，压裂时若缝高失控，易压窜层，导致地层水串层或注入流体串层至其他生产层，降低对目标生产层的流体驱替效果。对于隔层应力差为2-4MPa的目标改造井，所述选择原则进一步优选为：
A.目标改造井满足条件a，压裂施工条件为：
前置液的排量为1.5-1.8m3/min，
携砂液的排量为1.5-1.8m3/min；
B.目标改造井满足条件b，压裂施工条件为：
前置液的排量为1.5-1.6m3/min，
携砂液的排量为2.4-2.6m3/min；
C.目标改造井满足条件c，压裂施工条件为：
前置液的排量为1.8-2.4m3/min，
携砂液的排量为2.0-2.3m3/min；
以上所述压裂施工条件中前置液中砂液比为3-6％，携砂液的砂液比为12-35％。
上述优选的压裂施工条件通过优化施工排量、砂液比(支撑剂与前置液或携砂液中的液体的体积比)，能够优化缝高延伸程度，既能够有效地改造目的层，又能够防止压窜隔层造成注入井水淹的目的。
步骤(1)中所述注入情况差根据井网中注入井的生产情况确定。
注入井的生产情况包括注水量和对应时间及地面泵压、注液量和对应时间及地面泵压。
步骤(1)中所述注入情况差为施工失效，或者工程监测资料解释为差。
施工失效包括采用注入酸液施工、注入分子膜增注施工的方法在30-360天内，施工后与施工前相比，注入井的地面泵压的压力降低值低于施工前的25％。
酸液施工、注入分子膜增注施工分别是两种提高地下岩石渗透率的采掘方式，分子膜增注剂(作用机理：不腐蚀岩石表面，只是在岩石表面粘有一种改变岩石润湿性的药剂)、酸液(HCL、HF等混合成的药水，作用机理：酸液腐蚀岩石，岩石表面形成裂缝)分别为两种化学药剂。单次施工向地下注入酸液，用分子膜增注剂向地下注入，两种方法失效后，再进行压裂改造。
工程监测资料解释为差具体指注入井吸水指数资料解释为差。进一步的，所述注入井的储层的吸水指数＜3m3/m·d。
步骤(3)中所述预处理的时间在24h以内。所用的预处理液由以下质量百分比的组分组成：70℃净化污水88-90％、地层清洗剂1-5％、助排剂0.2％、粘土稳定剂1-5％。优选的，预处理液由以下质量百分比的组分组成：70℃净化污水93.8％、地层清洗剂5％、助排剂0.2％、粘土稳定剂1％。
优选的，步骤(4)中所述流体为水或聚合物溶液。进一步的，所述聚合物溶液分阶段注入，包括前置段塞、主段塞、后续保护段塞，所述聚合物溶液由聚合物和粘弹性颗粒(PPG)组成，所述聚合物溶液的注入速度为0.11PV/a。
本发明从油井区块油藏特点入手，通过对该区块油井的断层特点、储层物性、生产情况、油注入井注水情况分析，对断层附近注入井的压裂缝长、加砂量优化，严格精细设计，优化施工排量和压裂规模，采用缝高控制技术，提高注入井的注液量，从而提高采采油井的产油量。
附图说明
图1为某井区构造图；
图2为实施例1中的目标改造井的小层平面图；
图3为实施例2中的目标改造井的小层沉积相图；
图4为实施例2中的目标改造井的小层平面图；
图5为实施例2中的压裂参数模拟图；
图6为实施例2中的压裂管柱图；
图7为实施例3中的目标改造井的小层平面图。
具体实施方式
下面结合具体实施例具体说明本发明所述方法的应用。特别需要指出的是，本发明说明书所举实施例只是为了帮助理解本发明，它们不具任何限制作用，即本发明除说明书所举实施例外，还可以有其他实施方式。因此，凡是采用等同替换或等效变换形式形成的任何技术方案，均落在本发明要求的保护范围中。
实施例中涉及的井区位于某油田的中心部位，如图1所示，主要受f7、f8号断层控制，呈北东走向，油藏类型为构造-岩性油藏，含油面积2.3km2，地质储量183.23×104t。主要含油层位为H3Ⅱ12、H3Ⅲ1、2、4、5、6小层。主要地质参数如表1所示。
表1某井区地质参数表
Figure BDA0002756519500000061
Figure BDA0002756519500000071
上述井区内注入井，经过先期注水开采阶段后，转入注聚的三次采油阶段。目前开采过程中的不利因素主要有：
1)该地区稠油油藏储层条件差，油层多且薄，平面上的连通情况复杂，动用程度差或未动用，天然能量严重不足，需注入井注入流体补充地层能量才能提高产能。
2)该井区所在油田原油具有高凝固点、高含蜡的特征。当外来流体注入地层时由于降低地层流体温度，造成原油凝固、结蜡等问题，易对地层造成冷伤害，冷伤害堵塞地层，造成后续外来流体注不进。
3)该井区所在油田储层粘土矿物中膨胀粘土矿物含量高，疏松，遇到外来流体易膨胀运移，措施前，先期注水造成地层因粘土矿物膨胀运移而堵塞，地层的小孔隙，后期注入聚合物裹挟粘土颗粒堵塞地层大孔道，不利于长期注入流体，无法均匀的开采平面上井网内的石油。
4)注入井附近有断层，由于长期开发，断层高部位油层具有较为富余的原油。但受断层应力影响，人工裂缝向断层端部偏移，偏移导致压裂后人工裂缝方位与采油井方位处于不利的方位，或压裂过程中裂缝容易穿透断层，引出断层水，或压裂液沿着断层滤失，断层是制约压裂缝长的主要因素。
5)上述井区长期开采后，部分井注入层上下位置存在高含水层或生产层，注入层与含水层或射孔段之间的隔层遮挡能力差(应力差小)、距离短，压裂时若缝高失控，易压窜层，导致地层水串层或注入流体串层至其他生产层，降低对目标生产层的流体驱替效果。
6)注入井层薄，其砂岩储层厚度小。常规泵注施工方法致使支撑剂沉降在非储层位置，不利于后期流体对储层的有效注入。
7)为了提高注入井的注入驱油效果，需要根据井网分布状态，优选聚合物驱配方和用量，提高压后聚合物驱油效率。
实施例1
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，针对上述井区的某一井网，井网布置方式为四点法，井网所对应的沉积相为鞭状河前缘相。井网内的注入井通过注酸液、注分子膜增注施工，四点法井网下，一口注入井对应的3口采采油井产液量平均值为0.9t/d，注入井投产后实注液量低于配注量，需要进行改造施工。
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，包括以下步骤：
(1)收集井网内注入井的生产情况，选择注入情况差的注入井作为目标改造井
如图2所示的井网内，注入井王203X1对应采油井王侧318、王66、王63井，注入井的生产情况具体如下表2所示。
表2措施前注入井的生产情况
指标 王203X1
酸化或分子膜增注施工前注入流体地面泵压(MPa) 19
酸化或分子膜增注施工后注入流体地面泵压(MPa) 17
酸化或分子膜增注施工后注入流体泵压降低量(％) 11
酸化或分子膜增注施工后注入流体有效天数(d) 29
压裂改造之前射孔段吸水指数(m<sup>3</sup>/m·d) 2.9
隔层应力差(MPa) 2
隔层与水层/射孔段距离(m) 5
单井注入流体耗电量(度电/方流体) 14
单井注入流体量(t/d) 20
由上表可知，对于王203X1井，酸化或分子膜增注施工后与施工前相比，注入井的地面泵压的压力降低值为施工前的11％；并且，该注入井吸水指数差的储层的吸水指数为＜3m3/m·d，隔层应力差为1.8MPa，并且该层段与水层或射孔段的距离为5m，因此将其确定为目标改造井。
(2)收集井网内注入井地下情况资料
该注入井与临井的直线距离为30m，在最大主应力方向上，注入井与断层的距离为30m。
录井资料显示粘土矿物的种类以及含量：伊利石(10％)、蒙脱石(30％)、高岭石(20％)、绿泥石(20％)、伊/蒙混层(20％)，粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的50％。各粘土矿物的粒径为：伊利石2mm；蒙脱石9mm；高岭石4mm；伊/蒙混层6mm；绿泥石1mm。
该注入井的原油含蜡量20％，析蜡点30℃，凝固点40℃，储层物性资料为：井深500m；油层厚度5m；渗透率0.1μm2；孔隙度30％；含油饱和度60％，施工改造前的生产情况为：施工前注水量5000m3，对应时间3个月，地面泵压14MPa，聚合物注入量900m3，对应时间1个月，地面泵压19MPa。
(3)通过目标改造井进行油层预处理
在压裂施工改造的前一天进行油层预处理，将预处理液以排量0.5m3/min泵入地层，泵注液量为10m3后，关井反应时间为24h。预处理液由以下质量百分比的组分组成：70℃净化污水90％、地层清洗剂5％、助排剂0.2％、高温粘土稳定剂4.8％。
(4)化学施工改造地层
化学施工改造地层为按照常规方法替井筒、喷砂射孔，然后依次注入酸液、前置液、携砂液、顶替液以及举升排液的过程，通过水力喷射管柱施工，具体泵注参数如表3所示。
表3实施例1水力喷射施工参数
Figure BDA0002756519500000091
注：支撑剂为石英砂；砂液比为支撑剂与前置液或携砂液中的液体的体积比(下同)。
酸液阶段，酸液用量为一个油管管柱体积，酸液排量为1m3/min，酸液由以下体积百分数的组分组成：盐酸12％、氢氟酸1.2％、氟硼酸3％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂1％、氯化铵1％、助排剂0.5％，过硫酸铵5％。
其中，缓蚀剂，是市售品，购自北京宝丰春石油技术有限公司，适用于温度不超过90℃的油气井、注水井酸化施工工艺中的管线、设备及地面设施的腐蚀防护，减少酸液泵注过程中对管壁的腐蚀；助排剂，是市售品，购自北京宝丰春石油技术有限公司，用于降低液体的表界面张力，有助于液体由地下排出到井筒内。
前置液阶段，前置液中的交联液体积为前置液与携砂液总体积的25％，前置液总体积为31m3，共分为7个阶段。在前置液的阶段2、阶段4、阶段6分别打入1个段塞砂浆，共3个段塞砂浆，阶段2、阶段4、阶段6的支撑剂体积比为0.2：0.4：0.5，段塞支撑剂总体积为1.1m3，段塞所用支撑剂为20/40目石英砂。前置液阶段油管排量为1.8m3/min，同时以0.6m3/min的排量进行套管补液。
携砂液阶段，携砂液共分7个阶段，交联比恒定，胶排量为9L/min。支撑剂为20/40目的石英砂，各阶段的体积比为0.7：1.0：1.6：2.4：2.8：2.6：2.8，支撑剂总体积15.2m3，最高砂液比35％，携砂液阶段排量为1.8m3/min，同时以0.6m3/min的排量进行套管补液。
前置液和携砂液阶段中所用的交联液由原胶液和有机硼交联剂按质量比100：0.25组成，其中原胶液由以下重量百分比的组分组成：羟丙基胍胶0.30％、杀菌剂0.2％、氯化钾1％、压裂助排剂0.2％、氢氧化钠0.01％、余量为水。
顶替液与现有的压裂工艺中的相同，不再赘述。
举升排液阶段，施工结束后从井口向油管内下入小管至目标层位，从小管口泵入液态CO2，浓度为99％的液态CO2在井底内变为气态，帮助返排液从井底向地面小管和油管之间的环空举升，减少返排液残渣对储层的伤害。举升液态气体的体积为油管体积与油套环空体积之和的1.2倍。
活性水用于在替井筒阶段冲洗地层污垢，由以下重量份的组分组成：氯化钾1份、压裂助排剂0.2份、清水98份。
(5)注入地层水进行采油
举升结束后，下入注水管柱，按照配注量，以油套分注或油套合注的方式注入地层水，注入地层水的配注量为30吨/天。
措施后注入井的生产情况及措施前后井网内采油情况对比分别见表4、表5。
表4措施后注入井的生产情况
指标 王203X1
实施前注入流体地面泵压(MPa) 19
实施后注入流体地面泵压(MPa) 14
注入流体泵压降低量(％) 27
注入流体有效天数(d) 380
单井注入流体耗电量(度电/方流体) 6
单井注入流体量(t/d) 60
表5措施前后井网内采油情况对比
Figure BDA0002756519500000111
实施例2
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，针对前述井区的某一井网，井网布置方式为五点法，井网所对应的沉积相为前缘沉积相，小层沉积相图如图3所示，小层平面图如图4所示。井网内的注入井通过注酸液、注分子膜增注施工，五点法井网下，一口注入井对应的4口采油井产液量平均值为0.8t/d，注入井投产后实注液量低于配注量，需要进行改造施工。
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，包括以下步骤：
(1)收集井网内注入井的生产情况，选择注入情况差的注入井作为目标改造井
如图4所示的井网内，注入井王315F对应采油井王68、王61、王311、王17，注入井的生产情况具体如下表6所示。
表6措施前注入井的生产情况
Figure BDA0002756519500000112
Figure BDA0002756519500000121
由上表可知，对于井王315F，酸化或分子膜增注施工后与施工前相比，注入井的地面泵压的压力降低值为施工前的12％；并且，该注入井吸水指数差的储层的吸水指数为＜3m3/m·d，隔层应力差为2MPa，并且该层段与水层或射孔段的距离为4m，因此将其确定为目标改造井。
(2)收集井网内注入井地下情况资料
该注入井与临井的直线距离为100m，在最大主应力方向上，注入井与断层的距离为51m，录井资料显示粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的50％。储层上部或下部有水层或射孔段，隔层应力差2MPa，距离4m。
该注入井的原油含蜡量10％，凝固点40℃，储层物性资料为：井深1500m；油层厚度6m；渗透率0.01μm2；孔隙度18％；含油饱和度20％，施工改造前的生产情况为：施工前注水量1000m3，对应时间1个月，地面泵压15MPa，聚合物注入量1000m3，对应时间1个月，地面泵压17MPa。
(3)通过目标改造井进行油层预处理
在压裂施工改造的前一天进行油层预处理，将预处理液以排量0.5m3/min泵入地层，泵注液量为20m3后，关井反应24小时。预处理液的组成与实施例1中的相同，不再赘述。
(4)化学施工改造地层
化学施工改造地层为按照常规方法替井筒、喷砂射孔，然后依次注入酸液、前置液、携砂液、顶替液以及举升排液的过程，通过水力喷射管柱施工，压裂参数模拟图如图5所示，压裂管柱图如图6所示，具体泵注参数如表7所示。
表7实施例2水力喷射施工参数
Figure BDA0002756519500000122
Figure BDA0002756519500000131
注：支撑剂：携砂液阶段使用陶粒，其他阶段使用石英砂。
酸液阶段，酸液用量为一个油管管柱体积，酸液排量为1m3/min，酸液由以下体积分数的组分组成：盐酸10％、氢氟酸2.2％、氟硼酸4％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂1％、氯化铵3％、助排剂0.5％，过硫酸铵6％。其中，缓蚀剂、助排剂与实施例1中的相同。
前置液阶段，前置液中的交联液体积为前置液与携砂液总体积的32％，前置液总液量60m3，共分为7个阶段。在前置液的阶段2、阶段4、阶段6分别打入1个段塞砂浆，共3个段塞砂浆，阶段2、阶段4、阶段6的支撑剂体积比为0.2：0.4：0.5，段塞支撑剂总体积为1.1m3，段塞所用支撑剂为40/70目、30/50目、20/40目石英砂。前置液阶段油管排量为1.6m3/min，同时以0.6m3/min的排量进行套管补液。
携砂液阶段，携砂液共分7个阶段，交联比恒定，排胶量为13L/min.支撑剂为依次泵入30/50目、20/40目的陶粒，各阶段的体积比为0.7：1：1.6：2.4：2.8：2.6：2.8，支撑剂的总体积为13.8m3，最高砂液比为35％，携砂液阶段排量为2.6m3/min，同时以0.6m3/min(阶段1-2)、0.9m3/min(阶段3-7)的排量进行套管补液。
前置液和携砂液阶段中所用的交联液由以下重量百分比的组分组成：羟丙基胍胶0.30％、杀菌剂0.2％、氯化钾1％、压裂助排剂0.2％、氢氧化钠0.01％、有机硼交联剂100:0.25。
顶替液与现有的压裂工艺中的相同，不再赘述。举升排液阶段，施工结束后从井口向油管内下入小管至目标层位，从小管口泵入浓度为98％的液态CO2，液态CO2在井底内变为气态，帮助返排液从井底向地面小管和油管之间的环空举升，减少返排液残渣对储层的伤害。举升液态气体的体积为油管体积与油套环空体积之和的1.2倍。
活性水的组成与实施例1中的相同，不再赘述。
(5)注入聚合物进行采油
举升结束后，下入注水管柱，按照配注量，以油套分注或油套合注的方式注入聚合物。聚合物的总注入量为0.50PV，注入速度为0.11PV/a，分为前置段塞、主段塞、后续保护段塞三个部分，其中：
前置段塞的注入量为0.05PV，由浓度为1200mg/L的聚合物和浓度为800mg/L的PPG组成；
主段塞的注入量为0.4PV，具体为依次注入0.12PV的聚合物、0.02PV的调驱体系、0.12PV的聚合物、0.02PV的调驱体系、0.12PV的聚合物，其中，聚合物的浓度为1500mg/L，调驱体系由浓度为1200mg/L的聚合物和800mg/L的PPG组成；
后续保护段塞注入量为0.05PV，由浓度为1200mg/L的聚合物和800mg/L的PPG组成。
上述PPG的产品性质：粒径150-300μm；固含量88.3％；悬浮性；粘度52.4mPa·s；弹性模量1200mPa。
措施后注入井的生产情况及措施前后井网内采油情况对比分别见表8、表9。
表8措施后注入井的生产情况
指标 王315F
实施前注入流体地面泵压(MPa) 15
实施后注入流体地面泵压(MPa) 10
注入流体泵压降低量(％) 34
注入流体有效天数(d) 301
单井注入流体耗电量(度电/方流体) 6
单井注入流体量(t/d) 77
表9措施前后井网内采油情况对比
Figure BDA0002756519500000141
实施例3
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，针对前述井区的某一井网，井网布置方式为七点法，井网所对应的沉积相为前缘沉积相。井网内的注入井通过注酸液、注分子膜增注施工，七点法井网下，一口注入井对应的6口采油井产液量平均值为0.7t/d，注入井投产后实注液量低于配注量，需要进行改造施工。
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，包括以下步骤：
(1)收集井网内注入井的生产情况，选择注入情况差的注入井作为目标改造井
如图7所示的井网内，注入井王50对应采油井王47、王78、泌133、泌279、王59、王54，注入井的生产情况具体如下表10所示。
表10措施前注入井的生产情况
指标 王50
酸化或分子膜增注施工前注入流体地面泵压(MPa) 14
酸化或分子膜增注施工注入流体地面泵压(MPa) 12
注入流体泵压降低量(％) 15
注入流体有效天数(d) 17
单井注入流体耗电量(度电/方流体) 12
单井注入流体量(t/d) 10
由上表可知，对于井王50，酸化或分子膜增注施工后与施工前相比，注入井的地面泵压的压力降低值为施工前的15％；并且，该注入井吸水指数差的储层的吸水指数为＜3m3/m·d，隔层应力差为2.5MPa，并且该层段与水层或射孔段的距离为5m，因此将其确定为目标改造井。
(2)收集井网内注入井地下情况资料
该注入井与临井的直线距离为300m，在最大主应力方向上，注入井与断层的距离为100m，录井资料显示粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的40％。储层上部或下部有水层或射孔段，隔层应力差2MPa，距离5m。
该注入井的原油含蜡量26％，凝固点14℃，储层物性资料为：井深1800m；油层厚度6.5m；渗透率0.05μm2；孔隙度20％；含油饱和度20％，施工改造前的生产情况为：施工前注水量2000m3，对应时间2个月，地面泵压13MPa，聚合物注入量500m3，对应时间3个月，地面泵压14MPa。
(3)通过目标改造井进行油层预处理
在压裂施工改造的前一天进行油层预处理，将预处理液以排量0.6m3/min泵入地层，泵注液量为19m3后，关井反应24小时。预处理液的组成与实施例1中的相同，不再赘述。
(4)化学施工改造地层
化学施工改造地层为按照常规方法替井筒、喷砂射孔，然后依次注入酸液、前置液、携砂液、顶替液以及举升排液的过程，通过水力喷射管柱施工，具体泵注参数如表11所示。
表11实施例3水力喷射施工参数
Figure BDA0002756519500000161
注：支撑剂：喷砂射孔阶段使用石英砂，其他阶段使用陶粒
酸液阶段，酸液用量为一个油管管柱体积，酸液排量为1m3/min，酸液由以下体积百分数的组分组成：盐酸10％、氢氟酸1.0％、氟硼酸3％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂1％、氯化铵3％、助排剂0.5％，过硫酸铵10％。其中，缓蚀剂、助排剂与实施例1中的相同。
前置液阶段，前置液中的交联液体积为前置液与携砂液总体积的37％，前置液总体积为120m3，共分为7个阶段。在前置液的阶段2、阶段4、阶段6分别打入1个段塞砂浆，共3个段塞砂浆，阶段2、阶段4、阶段6的支撑剂体积比为0.2：0.4：0.5，段塞支撑剂总体积为1.1m3，段塞所用支撑剂依次为40/70目、30/50目、20/40目陶粒。前置液阶段油管排量为1.8m3/min(阶段1、3、5、7)、2.4m3/min(阶段2、4、6)，同时以0.6m3/min的排量进行套管补液。
携砂液阶段，携砂液共分7个阶段，交联比恒定，胶排量为13L/min。支撑剂为40/70目、30/50目、20/40目的陶粒，各阶段的体积比为0.7：0：1.6：2.4：0：2.6：2.8，支撑剂总体积10.1m3，最高砂液比为35％，携砂液阶段排量为2.6m3/min，同时以0.9m3/min的排量进行套管补液。
前置液和携砂液阶段中所用的交联液由以下重量百分比的组分组成：羟丙基胍胶0.30％、杀菌剂0.2％、氯化钾1％、压裂助排剂0.2％、氢氧化钠0.01％、有机硼交联剂100:0.25。
顶替液与现有的压裂工艺中的相同，不再赘述。
举升排液阶段，施工结束后从井口向油管内下入小管至目标层位，从小管口泵入浓度为97％的液态CO2，液态CO2在井底内变为气态，帮助返排液从井底向地面小管和油管之间的环空举升，减少返排液残渣对储层的伤害。举升液态气体的体积为油管体积与油套环空体积之和的1.2倍。
活性水的组成与实施例1中的相同，不再赘述。
(5)注入聚合物进行采油
举升结束后，下入注水管柱，按照配注量，以油套分注或油套合注的方式注入聚合物，具体过程与实施例2中的相同，不再赘述。
措施后注入井的生产情况及措施前后井网内采油情况对比分别见表12、表13。
表12措施后注入井的生产情况
指标 王50
实施前注入流体地面泵压(MPa) 15
实施后注入流体地面泵压(MPa) 10
注入流体泵压降低量(％) 34
注入流体有效天数(d) 301
单井注入流体耗电量(度电/方流体) 6
单井注入流体量(t/d) 77
表13措施前后井网内采油情况对比
Figure BDA0002756519500000171
Figure BDA0002756519500000181
实施例4
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，针对前述井区的某一井网，井网布置方式为九点法，井网所对应的沉积相为三角洲前缘沉积相。井网内的注入井通过注酸液、注分子膜增注施工，九点法井网下，8口油井产液量平均值为0.6t/d，注入井投产后实注液量低于配注量，需要进行改造施工。
本实施例的提高注入井注入量的化学施工方法，包括以下步骤：
(1)收集井网内注入井的生产情况，选择注入情况差的注入井作为目标改造井
注入井王42对应采油井王43、王44、王45、王46、王47、王48的生产情况具体如下表14所示。
表14井网内各注入井的生产情况
指标 王42
酸化或分子膜增注施工前注入流体地面泵压(MPa) 20
酸化或分子膜增注施工后注入流体地面泵压(MPa) 18
注入流体泵压降低量(％) 10
注入流体有效天数(d) 19
单井注入流体耗电量(度电/方流体) 17
单井注入流体量(t/d) 18
由上表可知，对于井王42，酸化或分子膜增注施工后与施工前相比，注入井的地面泵压的压力降低值为施工前的10％；并且，该注入井吸水指数差的储层的吸水指数为＜3m3/m·d，隔层应力差为2MPa，并且该层段与水层或射孔段的距离为5m，因此将其确定为目标改造井。
(2)收集井网内注入井地下情况资料
该注入井与临井的直线距离为300m，在最大主应力方向上，注入井与断层的距离为100m，录井资料显示粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的40％。储层上部或下部有水层或射孔段，隔层应力差2MPa，距离5m。
该注入井的原油含蜡量25％，凝固点40℃，储层物性资料为：井深1000m；油层厚度9m；渗透率0.1μm2；孔隙度20％；含油饱和度35％，施工改造前的生产情况为：施工前注水量3000m3，对应时间1个月，地面泵压10MPa，聚合物注入量5000m3，对应时间2个月，地面泵压20MPa。
(3)通过目标改造井进行油层预处理
在压裂施工改造的前一天进行油层预处理，将预处理液以排量0.5m3/min泵入地层，泵注液量为20.5m3后，关井反应24小时。预处理液的组成与实施例1中的相同，不再赘述。
(4)化学施工改造地层
本实施例的化学施工改造与实施例3的区别仅在于携砂液阶段的砂液比不同，具体泵注参数如表15所示。
表15实施例4水力喷射施工参数
Figure BDA0002756519500000191
注：支撑剂：喷砂射孔阶段使用石英砂，其他阶段使用陶粒
(5)注入聚合物进行采油
举升结束后，下入注水管柱，按照配注量，以油套分注或油套合注的方式注入聚合物，具体过程与实施例2中的相同，不再赘述。
措施后注入井的生产情况及措施前后井网内采油情况对比分别见表16、表17。
表16措施后注入井的生产情况
指标 王42
实施前注入流体地面泵压(MPa) 20
实施后注入流体地面泵压(MPa) 12
注入流体泵压降低量(％) 40
注入流体有效天数(d) 390
单井注入流体耗电量(度电/方流体) 9
单井注入流体量(t/d) 50
表17措施前后井网内采油情况对比
Figure BDA0002756519500000201
综合实施例1-4的数据可知，对注入井改造施工后，注入量显著提升，最高提升7倍，井网内采油井日产油最大提高4倍以上，注入井耗电降低50％以上，解决了因为注水井造成粘土矿物膨胀，粘稠聚合物包裹吸附粘土矿物，向地层深部运移而造成的堵塞。压前预处理打入高浓度的氧化剂过硫酸铵，既可以起到氧化解堵地下的聚合物的作用，又可以氧化解堵注入地下的胍胶压裂液的作用。同时利用压裂液将先期注入的氧化剂，推向地层更深部位，在压裂和返排压裂液的时间过程中，解除了地层深部的聚合物堵塞又对压裂液起到降低粘度的作用，使得冻胶状压裂液水化，利于其返排至地面。提高了井网内油井的产量，使得地下的原油在平面上可以均匀的开采，避免了某个方向的油井地下石油开采程度高，其他方向的油井地下开采程度低的问题。可见，本发明的提高注入井注入量的化学施工方法效果显著，适合大规模推广应用。

Claims (8)

1.一种提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)选择井网中注入情况差并满足以下条件之一的注入井作为目标改造井：
a.注入井与临井的距离小于100m，注入井与断层的距离为30-50m，粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的60-80％；
b.注入井与临井的距离为100-200m，注入井与断层的距离为51-80m，粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的40-59％；
c.注入井与临井的距离为200-300m，注入井与断层的距离为81-100m，粘土中蒙脱石、伊/蒙混层质量之和占粘土总质量的10-39％；
所述临井为与注入井距离最近的采油井，所述注入井与断层的距离为最大主应力方向上的距离；
(2)通过目标改造井进行油层预处理；
(3)对目标改造井进行压裂施工，所述压裂施工包括依次注入酸液、前置液、携砂液、顶替液以及举升排液的过程，所述前置液和携砂液均包括支撑剂、交联液；
所述压裂施工为根据步骤(1)中目标改造井的不同按照以下选择原则确定压裂施工条件；
A.目标改造井满足条件a，压裂施工条件为：
酸液由以下体积百分比为组分组成：盐酸12-16％、氢氟酸1.2-2.1％、氟硼酸3-3.9％、缓蚀剂2-3％、铁离子稳定剂1-2％、氯化铵1-2％、助排剂0.5-2％，过硫酸铵1-5.9％，前置液中交联液的体积占前置液和携砂液总体积的20-25％，
前置液中支撑剂的体积为1.1m3，支撑剂的目数为20-40，
携砂液中支撑剂的体积为13.9m3，支撑剂的目数为20-40；
B.目标改造井满足条件b，压裂施工条件为：
酸液由以下体积百分比为组分组成：盐酸6-9.9％、氢氟酸2.2-4％、氟硼酸4-6％、缓蚀剂1-2％、铁离子稳定剂1％、氯化铵3-4％、助排剂0.1-0.5％，过硫酸铵6-9.9％，前置液中交联液的体积占前置液和携砂液总体积的30-32％，
前置液中支撑剂的体积为1.1m3，支撑剂的目数为40-70，
携砂液中支撑剂的体积为13.9m3，支撑剂的目数为20-50；
C.目标改造井满足条件c，压裂施工条件为：
酸液由以下体积百分比为组分组成：盐酸10-11.9％、氢氟酸0.8-1.0％、氟硼酸1-3％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂1％、氯化铵3％、助排剂0.5％，过硫酸铵10-11.9％，前置液中交联液的体积占前置液和携砂液总体积的37-40％，
前置液中支撑剂的体积为1.8m3，支撑剂的目数为20-70，
携砂液中支撑剂的体积为10.1m3，支撑剂的目数为20-70；
(4)向注入井注入流体。
2.根据权利要求1所述的提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，目标改造井满足条件b的压裂施工条件中携砂液中的支撑剂的目数为30-50、20-40，支撑剂按30-50目、20-40目的顺序依次注入；目标改造井满足条件c的压裂施工条件中前置液和携砂液中支撑剂的目数为40-70、30-50、20-40，所述前置液和携砂液中支撑剂均按40-70目、30-50目、20-40目的顺序依次注入。
3.根据权利要求1所述的提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，步骤(1)所述目标改造井的隔层应力差为2-4MPa，所述选择原则为：
A.目标改造井满足条件a，压裂施工条件为：
前置液的排量为1.5-1.8m3/min，
携砂液的排量为1.5-1.8m3/min；
B.目标改造井满足条件b，压裂施工条件为：
前置液的排量为1.5-1.6m3/min，
携砂液的排量为2.4-2.6m3/min；
C.目标改造井满足条件c，压裂施工条件为：
前置液的排量为1.8-2.4m3/min，
携砂液的排量为2.0-2.3m3/min；
以上所述压裂施工条件中前置液中砂液比为3-6％，携砂液的砂液比为12-35％。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，步骤(1)中所述注入情况差为施工失效，或者工程监测资料解释为差。
5.根据权利要求4所述的提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，所述施工失效是施工30-360天内，施工后与施工前相比，注入井的地面泵压的压力降低值低于施工前的25％。
6.根据权利要求4所述的提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，所述工程监测资料为注入井吸水指数资料。
7.根据权利要求1所述的提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，步骤(4)中所述流体为水或聚合物溶液。
8.根据权利要求7所述的提高注入井注入量的化学施工方法，其特征在于，所述聚合物溶液分阶段注入，包括前置段塞、主段塞、后续保护段塞，所述聚合物溶液由聚合物和粘弹性颗粒组成，所述聚合物溶液的注入速度为0.11PV/a。
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