CN112627792A - 孤立井点压裂驱油后补液增产方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及石油开采领域，具体涉及一种孤立井点压裂驱油后补液增产方法。本发明通过优选补液时机，引入以砂体厚度折算、砂体控制面积计算值、注入PV数、孔隙度为主要设计参数的单砂体液量优化方法，改变了传统压裂单卡段多层笼统规模设计的缺陷性，提高了单砂体施工规模与砂体发育的合理匹配。以压裂驱油井邻井转注补液、采取撬装设备分层段差异化注入的灵活补液方式，有效适用于压裂驱油井二次增能增效。通试验井组有效期内累计增油已达2452吨。按单井地质储量2.2万吨计算，补液后单井采收率可进一步提高5%以上。如果在油田同类孤立井点推广使用，原油采出量增加带来很大的经济效益。相比传统的再次压裂驱油，本发明提出的压裂驱油后补液增产方法，作业成本明显下降。

Description

孤立井点压裂驱油后补液增产方法

技术领域

本发明涉及油田石油开采领域，具体涉及一种对于孤立井点压裂驱油后通过多轮次补液增产方法。

背景技术

压裂驱油工艺是在常规压裂基础上发展起来的一种压裂和驱油相结合的新型增产工艺，该工艺可大幅度提高波及体积、补充地层能量，从而使油井达到增产的目的。近些年孤立井点如何有效动用一直是困扰油田开发的重大难题，此类井的主要特点是周围没有注入井，或有注水井，但受砂体展布、断层等地质原因影响，无法建立连通关系，由于地层没有能量补充，长期处于亏空状态，导致油井低产低效。目前常规压裂裂缝单一、施工规模小、无法有效补充地层能量，仅能实现对近井地带的改造，为此孤立井点采用常规压裂后，初期增产幅度低、有效期短，多次重复压裂改造仍难以有效动用。针对以上问题近几年尝试在孤立井点上试验应用压裂驱油工艺，初步见到较好的增产效果及效益，实现了对地层能量的补充，但随着生产时间的延长、地层流体的不断采出，压裂驱油后若无后续能量补充，地层能量仍然会下降。如果再次以压裂驱油形式开展补液，单井投入平均350万，投入高、效益差，为此需要一种经济有效持续补充地层能量的方法。

发明内容

本发明要解决的问题：针对压裂驱油后孤立井点，找到一种比现有技术更经济的持续补充地层能量、提高产量的方法。

本发明公开了一种孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于,包括以下步骤：

步骤一：确定补液时机，所述补液时机为孤立井点压驱液全部采出后，产量递减并流压持续下降且低于3Mpa时；

步骤二：选取相邻油井中连通性最好的油井转注作为补液井；

步骤三：以砂体厚度折算值、砂体控制面积计算值、注入PV数、孔隙度为参数确定补液量；

步骤四：根据室内的提高采收率试验结果确定补液液性；

步骤五：实施注入，根据压裂驱油卡段的划分采取分层注入；注入压力控制在破裂压力下并保持连续注入。

进一步地，所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，所述实施注入步骤采用压裂驱油阶段已钻水源井供水，选择移动式撬装柱塞泵注入系统实施注入。

进一步地，所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，补液量按照下面公式计算：

Q=（H×0.25+He×0.75）×S×P×PV

其中：

Q：补液量；

H：砂岩厚度；

He：有效厚度；

S：砂体控制面积；

P：孔隙度；

PV：注入PV值。

进一步地，所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，所述注入PV值为0.3～0.4。

进一步地，所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于：按照要求1所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法对孤立井点实施补液后，在所述孤立井点再出现产量递减，同时流压持续下降且低于3Mpa，再次按照所述步骤二到步骤五进行补液。

本发明的有益效果：按照本发明公开的方法对压裂驱油后孤立井点进行补液，实现了持续补充地层能量和持续增产；相比传统的再次压裂驱油的方法，节省了作业成本。实验表明，采用本发明公开的孤立井点压裂驱油后补液增产方法可提高采收率；如果在油田同类孤立井点推广使用，原油采出量增加带来很大的经济效益。

附图说明

图1为本发明孤立井点压裂驱油后补液增产方法实施例井组动态生产曲线；

图2为本发明孤立井点压裂驱油后补液增产方法实施例井组及地层情况平面图。

图中，1-补液井；2-第一压驱井；3-第二压驱井。

具体实施方式

某采油厂是国内首创在孤立井点上试验压裂驱油工艺的采油厂，基于对大量压裂驱油井动态生产规律认识基础上，具有一手分析数据资料，对于指导压裂驱油后多轮次补液具有重要意义。该厂有一个孤立井点压裂驱油井区开展了多轮次补液试验。下面就以该井区的两口压驱后油井为例说明本发明技术方案的实施过程。

如图2所示，上述两口压裂驱油后油井，第一压驱井2和第二压驱井3，分布在河流结构的油藏地层带中，相对孤立，与周围注水井没有连通，无法动用这个结构内的油藏。

第一步，确定补液时机，该井区的这两口油井于2017年10月进行了压裂驱油，压裂驱油后初期井组日增油13.2吨，随着开发时间延长，当这两口孤立井点油井压驱液被全部采出后，产量逐渐递减，同时流压也持续下降。截至到补液前，两口井平均流压下降至2.9MPa，已低于3MPa的补液界限，因此决定对这两口井开展压裂驱油后补液试验。这次补液后，经过一段时间的开发采出，如果补液后的孤立井点再出现产量递减，同时流压呈持续下降且低于3Mpa，可再次进行下一轮补液，即多轮补液。

第二步，选择补液井：如图2 所示，上述两口压裂驱油井，第一压驱井2和第二压驱井3，周围无连通注水井，仅有2口连通油井，通过优选选择其中一口连通最好的油井，将油井转注水井作为补液井1进行补液。

第三步，确定补液量：补液量的确定是增产效果的关键因素，也是多轮补液增产工艺设计中的难点。我们厂国内首次引入通过砂体厚度折算、砂体控制面积计算、注入PV数优选、孔隙度分级为主要设计参数的单砂体液量优化方法，改变了传统压裂单卡段多层笼统规模设计的缺陷性，提高了单砂体施工规模与砂体发育的合理匹配。最终以砂体厚度折算值、砂体控制面积计算值、注入PV数、孔隙度为参数确定补液量。按照上述补液量设计原则，根据砂体发育及动用情况进行个性化设计，经过反复试验总结得到计算下面补液量的计算公式：

Q=（H×0.25+He×0.75）×S×P×PV

其中：

Q：补液量；

H：砂岩厚度；

He：有效厚度；

S：砂体控制面积；

P：孔隙度；

PV：注入PV值。

经过反复的实验室岩心测试实验和油井实际注入实验，根据砂体动用状况，累计采出程度及注入PV值提高采收率实验结果，最后确定最佳注入PV值为0.3～0.4；

对于上述两口油井，砂体平均折算厚度为2.85m，平均砂体控制面积为77269m²，注入PV数选择0.3～0.4，平均孔隙度为19%，计算后俩个层段设计总液量为24323m³。

第四步，确定补液液性：针对试验区块特点，结合储层发育、考虑经济效益，优选清水、驱油液、液化气体等可提高地层能量流体，具体根据室内的提高采收率试验结果确定补液液性；试验和评价结果表明：成熟在用的弱碱+石油磺酸盐二元体系、无碱表活剂降低界面张力效果好于一元石油磺酸盐体系，无碱表活剂在低浓度下仍具有较好驱油效果、效益更优，为此最终优选无碱表活剂作为驱油液。

第五步，实施注入步骤，首先确定注入原则：根据压裂驱油卡段的划分分层段注入，分层控制注入量，根据不同砂体发育情况差异化补液的原则，同时将注入压力控制在破裂压力下，保持连续注入。上述补液井1共有两个储层与压驱井连通较好，为此将两个储层分别分层段控制注入，便于随时调整不同储层注入量，注入时控制注入压力，确保注入压力在地层破裂压力以下，并保持连续注入，以避免对现有地层结构破坏。

在实施注入步骤时，选择注入实施系统：为使单井短时间内总注入液量达到24323m³，这一注入量相当于同类型区块水井年注水量的近5倍，现有常规的注入系统无法满足这么大的单井注水量；而且，一般的孤立井点相对孤立偏远，周边都缺少现成可用的注入设施；再者现有的注入设备很难实现分层段注入，分层控制注入量，根据不同砂体发育情况差异化补液的要求。为此，注入实施系统选择特殊的移动式撬装柱塞泵注入系统，同时，为了降低成本，供水水源利用前期压裂驱油施工阶段已钻的水源井供水。本实施例选用的移动式撬装柱塞泵注入系统可方便地移动，就近安置，并且补液压力、液量和补液液性调整简便灵活。其额定压力38MPa，日注入量500～1000m³可调，可同时为5～7口油井进行补液，并且可以根据需要补液液性的要求配置注入液。

图1为上述实施例井点的压裂驱油后多轮次补液井组动态生产曲线。可以看出，2017年10月实施压裂驱油后日产油量从1吨左右提高到最高的14.2吨；将近一年后的2018年7月，平均流压下降到2.9Mpa，流压下降意味着地层能量不足，是产量下降的前奏；此时如果不采取措施补充地层能量，产量就会逐渐下降。2018年8月实施大液量补液，计算液量=（砂岩厚度×0.25+有效厚度×0.75）×砂体控制面积×孔隙度×PV数，其中砂体平均折算厚度为2.85m，平均砂体控制面积为77269m²，注入PV数选择0.3～0.4，平均孔隙度为19%，计算后俩个层段设计总液量为24323m³。补液后平均流压最高升高至4.9Mpa，并一直维持在3.1Mpa以上；补液后日产油量超过了2017年10月实施压裂驱油后14.2吨的日产油量，并且2020年7月日产油量仍保持在7吨以上，实现了增产。如果经过一段时间的开发，补液后的孤立井点再出现产量递减且流压呈持续下降且低于3Mpa，可进行再次进行下一轮次补液周期；如此进行，即多轮次补液。实现了持续补充地层能量和持续增产；

本发明的有益效果：按照上述实施方案，对选择的两口压裂驱油后的油井进行了补液施工。补液后，有效提高了井区地层能量，井组初期日均增油14.5吨；有效期井组内累计增油已达2452吨。按50美元每桶计算，累计增收609万元。井组的补液施工作业费需60万元，投入产出比提高至1：10.1。如果采用再次压裂驱油补液，单井费用在350万元左右；相比之下，达到同样的增产效果，本发明的补液方法经济效益明显。

本发明的应用前景：从上述试验效果看，经过本发明公开的方法进行补液，单井一轮补液周期增产1226吨；按某油田目前平均单井地质储量2.2万吨计算，采收率可提高5%以上。目前某油田以孤立井点为主要特点的注采不完善井总储量近1亿吨，常规压裂改造工艺难以实现有效动用。如果全油田推广使用本发明公开的方法进行补液，单一个轮次的补液就可增加约500万吨的原油采出量，具有很高的经济效益。

Claims (5)

1.一种孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一：确定补液时机，所述补液时机为孤立井点压驱液全部采出后，产量递减并流压持续下降且低于3Mpa时；

步骤二：选取相邻油井中连通性最好的油井转注作为补液井（1）；

步骤三：以砂体厚度折算值、砂体控制面积计算值、注入PV数、孔隙度为参数确定补液量；

步骤四：根据室内的提高采收率试验结果确定补液液性；

步骤五：实施注入，根据压裂驱油卡段的划分采取分层注入；注入压力控制在破裂压力下并保持连续注入。

2.根据权利要求1所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，所述实施注入步骤采用压裂驱油阶段已钻水源井供水，选择移动式撬装柱塞泵注入系统实施注入。

3.根据权利要求1所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，补液量按照下面公式计算：

Q=（H×0.25+He×0.75）×S×P×PV

其中：

Q：补液量；

H：砂岩厚度；

He：有效厚度；

S：砂体控制面积；

P：孔隙度；

PV：注入PV值。

4.根据权利要求3所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，所述注入PV值为0.3～0.4。

5.根据权利要求1所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法，其特征在于，按照要求1所述的孤立井点压裂驱油后补液增产方法对孤立井点实施补液后，如果所述孤立井点再出现产量递减，同时流压持续下降且低于3Mpa，再次按照所述步骤二到步骤五进行补液。

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