一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法

摘要

本发明提供了一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法，油藏压力降低至某优化的压力时将水平井冲砂洗井后，以规定的日注水量向油藏注水，当注水期末压力保持水平为100％时停止注水，此时的累计注水量等于本井前一个生产阶段累计采液量；注水结束后将水平井进行关井，进入闷井阶段依靠渗吸置换等作用，使储层原油进入高渗透通道；采油时当水平井控制面积内地层压力下降至额定压力时关井进行第二轮吞吐。本发明的致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率方法使天然裂缝发育的致密储层岩石基质孔隙中的原油得以进一步采出，综合利用地层能量提升、注入水与储层原油渗吸置换等原理提高油井单井产量，为致密油储层提高原油采收率开辟了新的途径。

权利要求

1.一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法，其特征在于：具体步骤为：

1）当油藏压力降低至10MPa，首先将水平井冲砂洗井后，以规定的日注水量向油藏注水，提高水平井周围的地层压力，当注水期末压力保持水平为100%时停止注水，此时的累计注水量等于本井前一个生产阶段累计采液量；其中在注水阶段，日注水量为单段日注水量

10-20m3，单井日注水量为各段日注水量之和；累计注入量是地层中孔隙的弹性变化体积，当压力保持水平从吞吐前的低水平上升到100％时计算的累计注水量为一个吞吐周期的累计注水量；

2）注水结束后将水平井进行关井，开始油藏水平井吞吐过程，进入闷井阶段，依靠渗吸置换作用，使储层原油进入高渗透通道；在油藏水平井吞吐过程中，闷井时间为30天；

3）开井生产阶段，采油时当水平井控制面积内地层压力下降至额定压力时关井进行第二轮注水、闷井和采油的过程；采油结束时压力为10MPa，压力保持水平为59%，开井采油初3

期含水高，初期控液生产，液量不超过15m ；所述油藏为单层的油藏，厚度2-100m；储层基质平均渗透率小于0.3mD，平均孔隙度为9%，平均裂缝密度0.29条/m；所述的油藏的油井为水平段为850m、井排距为600m的水平井；所述油井在完井时，采用套管固井后，进行分段体积压裂改造的油井，平均压裂施工排量>6m3/min，平均压裂段间距80-100m；注水、闷井和采油过程重复次数为1-5次。

说明书

一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法

技术领域

[0001] 本发明属于从井中采油的领域，特别涉及一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法。

背景技术

[0002] 致密油是致密储层油的简称，主要赋存空间为致密砂岩、泥灰岩、白云岩、页岩等非常规储层。目前致密油在北美地区得到了商业性的开发，给世界油气勘探开发带来了重大变革，正逐渐影响着世界能源供需的格局。我国致密油主要以陆相为主，资源潜力大、分布广，主要分布于松辽、柴达木、鄂尔多斯及四川盆地。当前，随着新发现常规油田数量的减少和油气资源可采储量的逐步降低，致密油将是未来主要油气资源之一。但是，致密油储层具有低孔、低渗、低压的特征，并伴有天然微裂缝发育，开发难度大、能量补充困难、动用程度低。目前致密油开发普遍采用体积压裂水平井采油工艺，由于天然微裂缝的存在，常规的注水开发易造成水平井发生水淹，其它开发方式如气驱、化学驱的操作成本昂贵、开发效果较差，因而亟需探寻出一种经济的、合理的油藏开发方式。

[0003] 吞吐采油技术是一种在同井同油层既注入又采油的生产方式，其具有两种重要的采油机理，一是提升采油井周围的地层能量，二是利用注入剂的驱油特性降低储层微小孔隙中的原油饱和度。吞吐技术作为一种有效的提高采收率方法，目前广泛被应用于试验性开发。然而吞吐技术类型多种多样，包括CO2吞吐、微生物吞吐、蒸汽吞吐和注水吞吐等，其适应的储层特征和作用机理也不尽相同，因而必须寻找出一种适合于致密油开发的吞吐采油方法。

[0004] 采用体积压裂工艺进行改造后的致密油储层，在大排量(>6m3/min)条件下将大量的压裂液(单段压裂入地液量>800m3)压入储层，并加入高导流的支撑剂进行裂缝支撑，形成了复杂的、缝网型的、导流能力比基质高上百倍的人工裂缝。同时水平井水平段采用多段压裂后形成的复杂人工裂缝沟通了储层中大量的天然裂缝，使的储层原油流入井底的有效裂缝渗流通道数量增加，扩大了渗流区域的面积。在该种储层渗流特征条件下，在相邻注入井进行注气或者注水，非常容易形成气窜或者水淹，降低油井的产油能力。然而，采用水平井本井吞吐采油的提高采收率方法，有效的解决了气窜或水淹的难题，同时依靠储层中复杂的缝网型裂缝，极大的扩大了吞吐有效作用面积，增加了吞吐作用效果。

[0005] 黄大志.(注水吞吐采油机理研究.油气地质与采收率，2004，11(5)：39-41)介绍了注水吞吐采油是指将水注入产层，注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位，关井后，在毛细管力的作用下，使注入水与中、小孔喉或基质中的原油产生置换，导致产层中的油水重新分布，然后开井降压，使被置换出来的油与注入水一起被采出的采油方法(参见图1)。

[0006] 注水吞吐的优势在于：可以有效改善裂缝性油藏注水开发过程中出现的裂缝水淹，同时充分利用油水渗吸置换、地层能量补充原理提高原油采收率，此外注入剂(注入水)价格低廉、资源充足，操作成本较低。针对致密油高投入成本开发，在体积压裂水平井中实施注水吞吐，可充分依靠缝网型的裂缝，扩大注入水与裂缝的接触面积，进一步增加油水置换量，同时经过反复的注水、采油过程的交替，增大了洗油波及面积和驱替倍数，提高了驱油效率，从而提高原油采收率。

[0007] 当前国内外有关注水吞吐的研究，主要针对于开发直井，对于水平井注水吞吐采油研究较少，更没有针对致密油这种非常规油藏储层中体积压裂后的水平井吞吐采油。目前该类储层主要采用自然能量衰竭式开发方式，该方法地层能量降低快、产量递减迅速、最终采收率低，无法实现油藏的经济效益开发。因此对于压裂水平井的致密油油藏开发方式，需进一步深入的探寻更优的开发方式。此外，针对于注水吞吐技术，在注水量、注水速度、关井时间、采油时间、采油速度等影响注水吞吐采油效果的理论研究分析和试验也未得到清晰的认识。

发明内容

[0008] 为了克服现有的致密油储层压裂水平井开发中自然能量衰竭式开发方式采收率低的问题，本发明提供了一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法，本发明改善裂缝性致密油油藏的渗吸驱油效果，提高低渗透油藏裂缝与基质交渗能力，增加了原油的采出程度，利用体积压裂后的水平井进行吞吐采油开发致密油油藏，充分的增大了储层人工裂缝和天然裂缝中的油水接触面积，进一步提高了油藏整体的渗吸增产效果。

[0009] 实现本发明目的的技术方案为：

[0010] 一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法，具体步骤为：

[0011] 1)当油藏压力降低至10MPa，首先将水平井冲砂洗井后，以规定的日注水量向油藏注水，提高水平井周围的地层压力，当注水期末压力保持水平为100％时停止注水，此时的累计注水量等于本井前一个生产阶段累计采液量；

[0012] 2)注水结束后将水平井进行关井，开始油藏水平井吞吐过程，进入闷井阶段，依靠渗吸置换作用，使储层原油进入高渗透通道；

[0013] 3)开井生产阶段，采油时当水平井控制面积内地层压力下降至额定压力时关井进行第二轮注水、闷井和采油的过程。

[0014] 所述油藏为单层的油藏，厚度2-100m；所述油藏为致密、天然微裂缝发育的油藏，储层基质平均渗透率一般小于0.3mD，平均孔隙度为9％，平均裂缝密度0.29条/m；所述油藏类型为无边底水/气顶的未饱和、低压油藏。

[0015] 所述的油藏的油井为水平段为850m、井排距为600m的水平井；所述油井在完井时，采用套管固井后，进行分段体积压裂改造的油井，平均压裂施工排量>6m3/min，平均压裂段间距80-100m。

[0016] 所述步骤3)中采油结束时压力为10MPa，压力保持水平为59％。

[0017] 所述步骤1)基于数值模拟研究和矿产试验分析得出，在注水阶段，日注水量为单段日注水量10-20m3，单井日注水量为各段日注水量之和。

[0018] 所述步骤1)依据物质平衡原理，累计注入量是地层中孔隙的弹性变化体积，当压力保持水平从吞吐前的低水平上升到100％时计算的累计注水量为一个吞吐周期的累计注水量。

[0019] 所述步骤2)在致密油藏水平井吞吐过程中，闷井时间为30天。

[0020] 所述步骤3)开井采油初期含水较高，为减少能量损失，初期控液生产，液量不超过15m3。

[0021] 所述注水、闷井和采油过程重复次数为1-5次。

[0022] 本发明的有益效果为：

[0023] 本发明通过对致密油压裂水平井注水吞吐开发试验的研究，为致密油开发提高采收率提供了一种有效的增产方式。同时致密油压裂水平井吞吐采油方法增产效果明显，投资成本低，经济效益好，技术经济风险也远远低于注气吞吐、微生物吞吐或化学吞吐。

[0024] 以下将结合附图进行进一步的说明。

附图说明

[0025] 图1吞吐过程中储层裂缝与基质之间置换过程示意图。

[0026] 图2多轮吞吐后采出程度与采油期末压力关系曲线图。

[0027] 图3累积产油量与压力保持水平关系图。

[0028] 图4累积产油量递增率与压力保持水平关系图。

[0029] 图5安平19井吸水剖面图。

[0030] 图6累积产量与闷井时间关系图。

[0031] 图7累积产油增量与闷井时间增量关系图。

[0032] 图8安83致密油区块初期采油速度与年递减关系图。

[0033] 图9安平19井注水吞吐生产曲线图。

[0034] 图10安平19井地层压力变化曲线图。

[0035] 图11安平19井单井产量、含水率曲线图。

[0036] 图12安平19井累产油、采出程度曲线图。

[0037] 图13安平21井组注水吞吐生产曲线图。

具体实施方式

[0038] 实施例1：

[0039] 为了克服现有的致密油储层压裂水平井开发中自然能量衰竭式开发方式采收率低的问题，本发明提供了如图1所示的一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法，本发明改善裂缝性致密油油藏的渗吸驱油效果，提高低渗透油藏裂缝与基质交渗能力，增加了原油的采出程度，利用体积压裂后的水平井进行吞吐采油开发致密油油藏，充分的增大了储层人工裂缝和天然裂缝中的油水接触面积，进一步提高了油藏整体的渗吸增产效果。

[0040] 一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率方法，具体步骤为：

[0041] 1)当油藏压力降低至10MPa，首先将水平井冲砂洗井后，以规定的日注水量向油藏注水，提高水平井周围的地层压力，当注水期末压力保持水平为100％时停止注水，此时的累计注水量等于本井前一个生产阶段累计采液量；

[0042] 2)注水结束后将水平井进行关井，开始油藏水平井吞吐过程，进入闷井阶段，依靠渗吸置换作用，使储层原油进入高渗透通道；

[0043] 3)开井生产阶段，采油时当水平井控制面积内地层压力下降至额定压力时关井进行第二轮注水、闷井和采油的过程。

[0044] 本发明中，当油藏压力降低至10MPa，作为水平井吞吐最佳注水时机，首先将水平井冲砂洗井后，以规定的日注水量向油藏注水，提高水平井周围的地层压力，当注水期末压力保持水平为100％时停止注水，此时的累计注水量约等于本井前一个生产阶段累计采液量；注水结束后将水平井进行关井，进入闷井阶段，时间长短以根据不同致密油储层特征优化结果为准，依靠渗吸置换等作用，使储层原油进入高渗透通道；

[0045] 开井生产阶段，采油时当水平井控制面积内地层压力下降至额定压力时关井进行第二轮注水、闷井和采油的过程。

[0046] 步骤1)中，最佳注水时机的优化取值主要基于数值模拟研究结果(参见图2)。随着末期压力降低，单次吞吐采油量增加，但长时间低压低产累积产量不高，而在末期压力较高时进行下一轮吞吐，由于采油时间短，考虑到注水和闷井时间影响及开井后一阶段含水较高，单次吞吐实际有效采油量较低。进行多轮吞吐数值模拟结果表明随着采油期末压力的增加，安平19和安平21井注水吞吐的采出程度先增加后减小，当采油期末地层压力为10MPa时，压力保持水平为59％时，采出程度最高，即当地层压力降至10MPa时开始下一轮注水吞吐试验，多次吞吐效果最好，根据范子菲水平井产能公式，地层压力为10MPa时水平井日产3
液量为4.0m。

[0047] 步骤1)中，注水期末压力保持水平和累计注水量优化取值分别为100％和与之相对应的前一周期累计采出液量。基于数值模拟结果显示，随着累计注入量的增大，压力保持水平升高，采油阶段单井产量减小，含水率增大，单周期采油时间增长，20年内的吞吐周期数减少(参见图3、图4)。随着累计注水量增加，开井前压力保持水平增加，采油期内可生产时间更长，单次吞吐油量和含水也都增加，但吞吐次数减少，当注水期末压力保持水平为100％时，累计产油量最高，开发效果最好。累计注水量大小可以根据物质平衡原理，注入量是地层中孔隙的弹性变化体积，当压力保持水平从吞吐前的59％上升到100％时计算的累计注水量为一个吞吐周期的累计注水量。

[0048] ΔV＝Ct·V·ΔP  (1)

[0049] 体积压裂大量滞留液是地层升压的过程，能使地层压力提高到原始的110-120％，准自然能量开发，是压力下降的过程，当下降到保持水平为59％时，累计产量最高，因此累计注水量为考虑滞留液之后的亏空量。

[0050] 步骤1)中，单井日注水量最优取值主要结合前期矿产试验得出。前期注水吞吐试验显示，安平21井注水强度较大，平均单段日注水量30m3，4～5天注入水突进到邻井，油水置换效果差；安平19井注水强度较小，平均单段日注水量8.9m3，邻井27天后才见水，压力保持水平较高(92.3％)。为避免注入水扩散，结合安平19和安平21井注水动态特征，单段日注3
水量应为10-20m ，单井日注水量为各段日注水量之和。由于储层的非均质性，各段吸水能力不同，从安平19井的吸水剖面上看，靠入窗点的前200m吸水量为全井的94.2％，后200m吸水量仅为5.8％(参见图5)，因此需要分段注水，实现全井段均匀注水。

[0051] 步骤2)中，闷井时间主要结合现场操作的生产时率进行确定。基于数值模拟研究的结果显示，在毛细管力的作用下，基质与裂缝之间发生油水置换，井筒附近裂缝含油饱和度由上升，关井30天后含油饱和度基本达到平衡。虽然随着闷井时间的增长，油水置换更充分，注水吞吐的累积产油量逐渐增加，但增幅较小。考虑现场采油井的生产时率，优化出闷井时间为30天(参见图6、图7)。

[0052] 步骤3)中，开井进行采油生产时，需要采用合理的生产参数。主要的生产参数包括采油期末压力、累计采液量、合理日采液量和采油天数。

[0053] ①合理的采油末期压力。论证方法与注水吞吐时机相同，随着末期压力降低，单次吞吐采油量增加，但长期低压低产会导致累积产量不高，而在末期压力过高时进行下一轮吞吐，由于采油时间短，考虑到注水和闷井时间影响及开井后一阶段含水较高，单次吞吐实际有效采油量较低。因此要有一个合理的末期压力，据注水吞吐时机论证，合理压力为10MPa，压力保持水平为59％。

[0054] ②在合理的采油末期压力下，对应着相应的周期出，即累计采液量。开井采油初期压力为原始地层压力16.9MPa，下降到末期压力10MPa，根据物质平衡原理，累计采出量与压差的关系，可以计算累计采液量。多周期注水吞吐采油累积产液量等于累积注水量。

[0055] ③合理的日采液量及采油时间。生产时间较长的致密油体积压裂水平井动态显示，采油速度对水平井一年递减、累积产油影响较大(参见图8)。安83井区平均初期单井产量10.4t/d，采油速度为1.5％，年递减达到43％，当初期采油速度为1％时，年递减可以下降到30％。注水吞吐采油期的生产机理与体积压裂水平井初期阶段的相近，为降低递减，注水3
吞吐试验井平均采油速度控制在1％左右，平均日产液量10m。开井采油初期含水较高，为减少能量损失，初期控液生产，液量不超过15m3。

[0056] 本发明的致密油压裂水平井吞吐采油方法针对的主要矛盾是周期性的注水时井筒内高压和地面配套注水、采油管线流程切换的影响，因此要求水平井具有完善的井筒和较好的固井条件，同时地面注水设备能保证充足的注水能力和快捷切换方式。

[0057] 本发明的致密油水平井吞吐采油方法利用了吞吐时注入水与致密储层岩石内的原油发生渗吸置换的作用，其增产机理主要包括如下几个方面：

[0058] (1)常规注水开发难以动用的裂缝性低渗透油藏，通过周期性注水吞吐可充分发挥基质的毛管逆向渗吸作用，将基质岩块中的原油置换到裂缝中加以开采。

[0059] (2)室内与矿产试验研究表明，致密油油藏裂缝发育特征和储层岩石孔隙、渗流特征，均有利于改善裂缝性致密油油藏的渗吸驱油效果，提高低渗透油藏裂缝与基质交渗能力，增加了原油的采出程度。

[0060] (3)利用体积压裂后的水平井进行吞吐采油开发致密油油藏，充分的增大了储层人工裂缝和天然裂缝中的油水接触面积，进一步提高了油藏整体的渗吸增产效果。

[0061] 本发明对难以采用常规注水或者注气开发的、天然裂缝发育的致密油油藏，同时为了进一步提高增产效果，主要针对于体积压裂后易发生水淹的压裂水平井进行吞吐采油提高采收率。

[0062] 本发明通过对致密油压裂水平井注水吞吐开发试验的研究，为致密油开发提高采收率提供了一种有效的增产方式。同时致密油压裂水平井吞吐采油方法增产效果明显，投资成本低，经济效益好，技术经济风险也远远低于注气吞吐、微生物吞吐或化学吞吐。

[0063] 实施例2：

[0064] 基于上述实施例的基础上，本实施例中，所述油藏为单层的油藏，厚度2-100m；储层基质平均渗透率一般小于0.3mD，平均孔隙度为9％，平均裂缝密度0.29条/m；所述油藏类型为无边底水/气顶的未饱和、低压油藏。

[0065] 所述的油藏的油井为水平段为850m、井排距为600m的水平井；所述油井在完井时，采用套管固井后，进行分段体积压裂改造的油井，平均压裂施工排量>6m3/min，平均压裂段间距80-100m。

[0066] 所述步骤3)中采油结束时压力为10MPa，压力保持水平为59％。

[0067] 所述步骤1)基于数值模拟研究和矿产试验分析得出，在注水阶段，日注水量为单段日注水量10-20m3，单井日注水量为各段日注水量之和。

[0068] 所述步骤1)依据物质平衡原理，累计注入量是地层中孔隙的弹性变化体积，当压力保持水平从吞吐前的低水平上升到100％时计算的累计注水量为一个吞吐周期的累计注水量。

[0069] 所述步骤2)在致密油藏水平井吞吐过程中，闷井时间为30天。

[0070] 所述步骤3)开井采油初期含水较高，为减少能量损失，初期控液生产，液量不超过3
15m。

[0071] 所述注水、闷井和采油过程重复次数为1-5次。

[0072] 本发明通过对致密油压裂水平井注水吞吐开发试验的研究，为致密油开发提高采收率提供了一种有效的增产方式。同时致密油压裂水平井吞吐采油方法增产效果明显，投资成本低，经济效益好，技术经济风险也远远低于注气吞吐、微生物吞吐或化学吞吐。

[0073] 实施例3：

[0074] 本实施例主要针对鄂尔多斯盆地新安边地区致密油油藏。该地区作为长庆油田致密油试验区之一，致密油储层为长7层，油藏埋深2190-2570m，储层物性差(岩心分析获得的平均孔隙度8.9％，平均渗透率0.12mD)，原始地层压力低(平均原始地层压力15.8MPa，平均压力系数0.81)，常规压裂直井产量低，无法有效开发动用。该区长72储层平均油层厚度10m，岩心分析孔隙度7％～9％，平均8.9％，渗透率0.1～0.2mD，平均0.12mD，储层天然裂缝发育，平均裂缝发育密度0.29条/m，地层原油粘度1.23mPa·s、密度0.74g/cm3、气油比为
75.40m3/t、饱和压力7.04MPa。综合分析可知，该储层整体含油性很差，孔、渗条件均处于常规开发下限，目前主要采用自然能量衰竭式开采方式的体积压裂水平井进行开发。

[0075] 安平19为该区一开发水平井，该井于2012年9月完钻，完钻层位长72储层，水平段长度435m，油层钻遇率97.2％，采用分段体积压裂改造工艺，压裂改造9段，平均单段施工排量4m3/min，平均单段加砂量40m3，2012年11月投产，投产初期产油12.3t/d，含水19.2％；于2014年4月10日关井开始实施注水吞吐，吞吐前产油量4.6t/d，含水19.5％。可以看出采油衰竭式开发，水平井的产量递减较大。

[0076] 安平19井于2014年4月17日进行冲砂洗井，4月20日开始注水，日注水量80m3，累积注水1800m3，注水天数22天；随后关井进行闷井，闷井时间为19天，实测地层压力由10.5MPa上升至15.6MPa，地层压力保持水平较高；2014年6月1日开井，开井后含水逐渐减低，第5见油，动液面从202m下降到827m，日产油从实验前4.6t上升到10.3t，有效增油时间117d(图9)，效果显著。

[0077] 为进一步分析注水吞吐开发效果，基于数值模拟技术对注水吞吐水平井进行了开3
发预测研究：安平19井在吞吐周期注入量为4663m ，压力达到原始地层压力的100％，闷井1个月的条件下，周期采油时间417天，开采27年进行20个周期的后注水吞吐的采出程度达到
11.5％，单井累计采油量2.65×104t，开发效果较好(参见图10、图11和图12)。安平19井按照注水后压力保持水平100％设计，累计注水量分别为4663m3，初期控制液量生产，最大日产液量15.0m3，有效采油时间可以达到1～2年(表1)。

[0078] 表1安平19注水吞吐参数设计与预测表

[0079]

[0080]

[0081] 实施例4：

[0082] 安平21为该区实施例2中安平19井相邻的一开发水平井，该井于2012年4月完钻，完钻层位长72储层，水平段长度636m，油层钻遇率94.7％，采用分段体积压裂改造工艺，压裂改造6段，平均单段施工排量5.9m3/min，平均单段加砂量35m3，2012年7月投产，投产初期产油11.9t/d，含水19.2％；于2014年4月2日关井开始实施注水吞吐，吞吐前产油量3.8t/d，含水20.5％。

[0083] 安平21井于2014年4月5日冲砂洗井，2014年4月9日开始注水，设计单井日注水量150m3，实际单井日注180m3，累计注水量2200m3(含冲砂洗井900m3)，闷井31天，地层压力由
8.7MPa升至12.6MPa，2014年5月18日开井，5天后见油，日产油从实验前3.8t上升到8.2t，有效增油期100天(图13)。

[0084] 由实施例2和实施例3的矿产试验研究和数值模拟预测研究分析可以看出，本发明的致密油压裂水平井吞吐采油技术是一种有效的致密油油藏开发方式。

[0085] 以上所述仅是本发明的两个致密油吞吐采油实例，应当指出，目前该种方法在安边安83致密油区进行了推广应用，推广应用井均取得了增油效果，极大的提高了致密油油藏的采收率。同时对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以针对不同的储层特征和井型做出若干的改进和替换，这些改进和替换也应视为本发明的保护范围。

[0086] 若未特别指明，实施例中所用的技术手段为本领域技术人员所熟知的常规手段。