一种致密储层压注驱采一体化储层改造方法

技术领域

本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种致密储层压注驱采(“压注驱采”即“压-注-驱-采”，为“压裂、注水、驱替、采油”的缩写，“压注驱采”对于本领域技术人员来说是清楚的)一体化储层改造方法。

背景技术

准噶尔盆地玛湖致密砂砾岩油藏属低孔、特低渗油藏，天然裂缝不发育、非均质性强，需水平井大规模体积压裂实现有效开发。该区水平井体积压裂一次采收率低，仅为10～12％，井间、缝间剩余油难以有效动用，平均缝网波及率仅有63％。因此，该区提高采收率需求十分迫切。

玛湖致密砂砾岩油藏提高采收率困难，常规注水提高采收率方法面对注不进、驱不到、采不出的难题，油藏品质越差，驱动压力越高。目前，对于改造不充分的老井，可以进行重复压裂来提高采收率，对于井距较大的水平井，可采用钻探加密井+体积改造的方法提高油藏整体采收率，但都存在改变该区地应力场，影响老井生产的风险，且目前玛湖水平井平均单井压裂及钻探费用高。

因此亟需研究一次压裂提高采收率技术，在非常规开发新模式下，可采储量主要由缝网控制，鉴于支撑剂成本已占压裂费用的约30％，支撑缝网密集程度增加意味着单井成本的骤升，若仅增加注入流体体积，流体进入无支撑人造裂缝，可增加流体与油藏基质的接触面积，可补充地层能量，可不断形成新的微裂缝，亦可通过渗吸作用将油采出，提高采收率。

现有技术中公开的储层改造方法较多，如CN201710078828.2的专利申请公布了一种拉链式布缝的双压裂水平井异井异步注水采油方法。异井异步注采方法通过拉链式布缝，能够有效的驱替井间、缝间及死油区中的残余油，提高了波及体积。该专利为压裂后开采一段时间后注水，不能实现“压-注-驱-采”一体化改造，且难以克服致密储层注水压力大的问题。

申请公布号CN201610253550.3的专利公布了一种多级压裂水平井缝间间隔同时注水采油方法。包括以下步骤分段压裂水平井形成多条裂缝生产初期利用天然能量开采，直至井底压力下降至泡点压力取出油管，在每一条奇数级裂缝的位置分别安装注采分隔装置，在每一条偶数级裂缝的位置分别安装配注阀，在油管上对应于奇数级裂缝的位置开设射孔，将油管放回原位关闭井口采油阀，开启配注阀，向油套环形空间内注水，注入水流经导流管进入偶数级裂缝打开井口采油阀，原油从奇数级裂缝产出进入导流管与套管和油管形成的环空内，继而通过油管采出，此时继续保持向偶数级裂缝注水。该专利为压裂后开采一段时间后注水，不能实现一体化“压-注-驱-采”，且难以克服致密储层注水压力大的问题。

本发明旨在研究一种“压-注-驱-采”一体化储层改造方法，解决玛湖致密砂砾岩油藏水平井体积压裂一次采收率低，井间、缝间剩余油难以有效动用，常规注水提高采收率方法注不进、驱不到、采不出现状的技术问题。

发明内容

为克服以上技术问题，本发明提供了一种致密储层压注驱采一体化储层改造方法，基于地质特征差异化分析及再认识，进行油藏数值模拟和裂缝数值模拟，优化压裂注水工艺和配套工艺流程，通过人造缝网驱替，形成新裂缝，扩大注水波及体积，降低水驱压力，提高缝网控制储量及动用程度，最终达到一次压裂大幅提高采收率的目的。

为实现以上目的，本发明提供的技术方案如下：

一种致密储层压注驱采一体化储层改造方法，包括以下步骤：

(1)根据地质特征差异化分析，确定砂砾岩的水驱流动方向和“甜点”区；确定布置井的位置，压裂方式，水平段长度和方向；

(2)油藏工程一体化设计：通过检测压裂注水施工工程中三维形象化的裂缝实时扩展规律，确定目的层覆盖范围，优化调整注水的规模和井网布局；

(3)工程设计：构建基于边界元位移不连续法、有限体积法和隐式水平集法，进行完全流固耦合的二维、拟三维和三维多水力裂缝扩展数值模拟，综合考虑缝间应力干扰、裂缝入口压裂液流量变化、射孔孔眼压降和孔眼磨蚀、缝内固体颗粒运移，实现压裂过程的裂缝动态模拟，优化设计施工工艺和注水改造参数；

(4)对设计的水平井实施压裂，施工过程实时监测。

(5)对压裂完成的水平井实施压驱注水，注水完成后焖井，焖井完成后开井自喷生产，施工过程实时监测。

优选地，步骤(1)中，所述压裂方式依据体积压裂改造理念进行固井桥塞分段体积压裂；

优选地，步骤(2)中，所述注水采用体积压裂后高/超高压注水；

优选地，步骤(1)和步骤(3)中，所述水平段长500m～2000m，压裂段数20-30段。

优选地，步骤(1)和步骤(3)中，所述水平段长为1500m，压裂段数为20段。

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，所述压裂过程中的施工参数包括压裂规模、压裂施工参数和压裂段、压裂簇；

优选地，压裂施工排量控制在8-10m

优选地，簇间距为25m。

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，压裂裂缝长度≤水平井井距；

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，压裂过程中的携砂液为滑溜水或纳米乳液压裂液；

优选地，所述携砂液的用液强度在20～30m

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，压裂过程中的支撑剂为承压达到抗压强度要求的石英砂。

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，压裂过程中的携砂液体积与支撑剂体积的比值15～25m

优选地，步骤(4)中，所述实时监测内容包括压裂施工曲线。

优选地，步骤(4)中，所述实时监测内容包括施工压力、瞬时排量，每一级压裂施工加砂量和入井液量。

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，所述注水排量范围为0.02-6.6m

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，所述注水的压力不能超过施工限压，若超过施工限压，立即降低注水排量，注水排量低于0.5m

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，所述焖井时间根据压裂规模而定，一般为7～20天，在焖井过程中，应及时观察井口油压的变化，待油压下降幅度趋于平稳或下降幅度≤0.1MPa时，停止焖井。

由于焖井时间越长，油水在地层中的置换时间越长，效果越好，但在经济上并不合算，因此可在第一次焖井时，尽可能延长关井时间，以得到较为全面的油压变化数据，在后期焖井时，可根据第一次焖井数据来确定焖井时间，在实际操作中需要根据现场情况进行调整，以实现油水的充分置换，进而达到最大采油量。

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，所述注水的量根据注入压力实时优化调整。

优选地，步骤(2)和步骤(3)中，所述注水为滑溜水或纳米乳液压裂液或清水。

优选地，步骤(5)中，所述实时监测的内容，包含注水压力、累计注水量、压降曲线和吸水指数曲线等。

与现有技术比，本发明的技术优势在于：

本发明针对玛湖致密砂砾岩油藏水平井体积压裂一次采收率低，井间、缝间剩余油难以有效动用，常规注水提高采收率方法注不进、驱不到、采不出现状，提供一种“压-注-驱-采”一体化储层改造方法。

本发明利用压裂后形成的裂缝网络，人造裂缝增大了驱替面积及波及体积，显著提升产能，使低渗透油藏水驱高效开发成为可能。通过在玛湖玛131井区百口泉组的应用，为玛湖低渗、超低渗砾岩油藏油井高效开发提高采收率提供了解决方案，其工艺简单，压后实施压驱注水，增加注入流体体积，流体进入无支撑人造裂缝，可增加流体与油藏基质的接触面积，可补充地层能量，可不断形成新的微裂缝，亦可通过渗吸作用将油采出，提高采收率，节省单井支撑剂使用量，降低单井开发成本，达到一次压裂大幅提高采收率的目的。

附图说明

图1：工艺流程图；

图2：生产油压曲线对比图；

现结合附图和实施例对本发明作进一步说明：

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明进行说明，以使本发明技术方案更易于理解、掌握，但本发明并不局限于此。下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。

基础实施例：

针对玛湖致密砂砾岩油藏水平井体积压裂一次采收率低，井间、缝间剩余油难以有效动用，常规注水提高采收率方法注不进、驱不到、采不出现状，提供一种“压-注-驱-采”一体化储层改造方法。该方法利用了压裂后形成的裂缝网络，人造裂缝增大了驱替面积及波及体积，显著提升油藏采收率，使低渗透油藏水驱高效开发成为可能。该方法至少包括如下步骤：

(1)地质特征差异化分析和再认识。首先是对地质进行再认识，对地质特征：沉积特征、构造特征、物性特征、微观孔喉特征、储层敏感性及润湿性、油层特征、小层砂体展布及厚度、层间隔层分布及厚度、小层物性、小层地应力及岩石力学参数、地应力方向、流体物性及温压系统、试油试采特征等进行差异化分析及再认识，然后优化井网井型、生产方式和增产工艺。砂砾岩的水驱流动方向与压裂裂缝方向不一致，找“甜点”区还有找方向。再认识包含应力场测量和天然裂缝发育情况，可确定布置井的位置，压裂方式，水平段长度和方向。

其中，步骤(1)中所述的井的位置、水平段长度和方向主要是根据油藏发育情况和剩余油分布情况确定，具体方法可通过该区块地质建模确定。

步骤(1)中所述的压裂方式为依据体积压裂改造理念固井桥塞分段体积压裂。

(2)油藏工程一体化设计。通过检测压裂注水施工工程中三维形象化的裂缝实时扩展规律，确定目的层覆盖范围，优化调整注水的规模和井网布局；常规注水压力无法建立有效驱替，宜采用体积压裂后高/超高压注水；水驱过程中以渗吸为主的油水置换需要一定的渗吸时间，宜延长注水和焖井时间。

其中，步骤(2)三维形象化的研究裂缝实时扩展规律是通过数值模拟技术实现，需要优化的内容主要包括注水方式、注水时机、单井注水量、焖井时间、开井时间。

(3)工程设计。构建基于边界元位移不连续法、有限体积法和隐式水平集法，进行完全流固耦合的二维、拟三维和三维多水力裂缝扩展数值模拟，综合考虑缝间应力干扰、裂缝入口压裂液流量变化、射孔孔眼压降和孔眼磨蚀、缝内固体颗粒运移，实现压裂过程的裂缝动态模拟，优化设计施工工艺和注水改造参数。

(4)对设计的水平井实施压裂。施工过程实时监测。

其中，步骤(4)中对压裂施工参数优化，包括压裂规模、压裂施工参数、段簇组合优化设计等，源自步骤(2)、步骤(3)中的模拟优化和步骤(1)中的地质再认识。具体优选适用条件和要求如下：

所述水平段长500m～2000m，优选为1500m，压裂段数20段。

压裂施工排量控制在8m

簇间距在25m。

模拟设计的裂缝长度不能大于水平井井距。

旨在配合下一步压驱注水，最大化发挥携砂液的补充地层能量和渗吸驱油的作用，携砂液优选为滑溜水或纳米乳液压裂液，携砂液的用液强度在20～30m

旨在配合形成一定长度的支撑缝，优选支撑剂为承压达到抗压强度要求的石英砂。

压裂过程中的携砂液体积与支撑剂体积的比值15～25m

实时监测内容，包含压裂施工曲线。进一步的，要求包含施工压力、瞬时排量，每一级压裂施工加砂量和入井液量，以为后续优化设计提供参考。

(5)对上述压裂完成的水平井实施压驱注水，注水完成后焖井，焖井完成后开井自喷生产。施工过程实时监测。

其中，步骤(4)中对注水施工参数优化，包括注水方式注水排量、注入水量、注入压力、焖井时间等，源自步骤(2)、步骤(3)中的模拟和步骤(1)中的地质再认识。具体优选适用条件和要求如下：

注水排量范围为0.02～6.6m

以下针对某一具体区块的油藏来说明本发明“压-注-驱-采”一体化储层改造方法在该区块油藏的应用，以及采用本发明方法与不采用本发明方法的开发效果对比。

实施例1

区块信息：1319井属于玛湖区块，油藏埋深2500-3100m，岩性以砂砾岩为主，油层孔隙度平均7.87％，渗透率平均1.03mD，油层跨度平均12.17m。油层厚度平均厚度8.24m，最大水平主应力方向为近东西向，水平最小主应力系数为1.4-1.7，油藏类型为岩性-构造油藏，微裂缝不发育，微地震监测结果显示人工裂缝的方向为接近东西方向。该区块2013年投入水平井开发，2016-2020年“水平井+体积压裂”开发模式取得突破，但单井一次压裂采收率低。

水平井1319为采用本发明“压-注-驱-采”一体化储层改造方法的水平井，开发方式及改造参数符合该区水平井开发模式与开发理念；步骤如下：

(1)地质特征差异化分析和再认识。首先是对地质进行再认识，对地质特征：沉积特征、构造特征、物性特征、微观孔喉特征、储层敏感性及润湿性、油层特征、小层砂体展布及厚度、层间隔层分布及厚度、小层物性、小层地应力及岩石力学参数、地应力方向、流体物性及温压系统、试油试采特征等进行差异化分析及再认识，然后优化井网井型、生产方式和增产工艺。砂砾岩的水驱流动方向与压裂裂缝方向不一致，找“甜点”区还有找方向。再认识包含应力场测量和天然裂缝发育情况，可确定布置井的位置，压裂方式，水平段长度和方向。

其中，步骤(1)中所述的井的位置、水平段长度和方向主要是根据油藏发育情况和剩余油分布情况确定，具体方法可通过该区块地质建模确定。

步骤(1)中所述的压裂方式为依据体积压裂改造理念固井桥塞分段体积压裂，旨在通过密切割尽可能提升该井缝控储量。步骤(1)中所述的水平段方向为近南北向，旨在尽量垂直于最大水平主应力方向，有利于人造主裂缝的起裂和扩展。步骤(1)中所述的水平段长度优化为1880m。

(2)油藏工程一体化设计。通过检测压裂注水施工工程中三维形象化的裂缝实时扩展规律，确定目的层覆盖范围，优化调整注水的规模和井网布局；常规注水压力无法建立有效驱替，宜采用体积压裂后高/超高压注水；水驱过程中以渗吸为主的油水置换需要一定的渗吸时间，宜延长注水和焖井时间。

其中，步骤(2)三维形象化的研究裂缝实时扩展规律是通过数值模拟技术实现，需要优化的内容主要包括注水方式、注水时机、单井注水量、焖井时间、开井时间。

步骤(2)中所述的注水方式优化为连续注水，若注水压力过高转为间歇注水，间歇注水周期为注一天停一天，旨在尽量缩短注水时间，节省时间成本，但注水时间越长，油水在地层中的置换时间越长，效果越好，故第二选择方案为间歇注水。步骤(2)中所述的注水时机优化为压裂后，7.5h后立即注水，旨在等待部分裂缝闭合，避免注入水分布位置

距离支撑缝网过远，驱替渗吸距离过长。步骤(2)中所述的单井注水量优化为30000m

(3)工程设计。构建基于边界元位移不连续法、有限体积法和隐式水平集法，进行完全流固耦合的二维、拟三维和三维多水力裂缝扩展数值模拟，综合考虑缝间应力干扰、裂缝入口压裂液流量变化、射孔孔眼压降和孔眼磨蚀、缝内固体颗粒运移，实现压裂过程的裂缝动态模拟，优化设计施工工艺和注水改造参数。

(4)对设计的水平井实施压裂且施工过程实时监测。

其中，步骤(4)中对压裂施工参数优化，包括压裂规模、压裂施工参数、段簇组合优化设计等，源自步骤(2)、步骤(3)中的模拟优化和步骤(1)中的地质再认识。具体优选适用条件和要求如下：

步骤(3)和步骤(4)中所述的压裂段数优化为20段，簇数优化为60簇，簇间距优化为30m，施工排量优化为11m

步骤(4)中压裂参数设计旨在实现大液量密切割体积压裂，形成缝网以便步骤(5)的实施。

(5)对上述压裂完成的水平井实施压驱注水，注水完成后焖井，焖井完成后开井自喷生产。施工过程实时监测。

其中，步骤(4)中对注水施工参数优化，包括注水方式注水排量、注入水量、注入压力、焖井时间等，源自步骤(2)、步骤(3)中的模拟和步骤(1)中的地质再认识。具体优选适用条件和要求如下：

注水过程中监测压力变化改变排量，在施工限压允许范围内，尽可能的提高排量，以降低注水时间，提高施工效率。注水压力不能超过施工限压，若超过施工限压，立即降低注水排量，注水排量低于0.5m

对比例1

1317井同属于玛湖区块，地层层位、油藏物性参数与1319井均相似，且同样采用水平井分段压裂改造，区别在于1317未采用“压-注-驱-采”一体化储层改造。

对比例2

1318井同属于玛湖区块，地层层位、油藏物性参数与1319井均相似，且同样采用水平井分段压裂改造，区别在于1318未采用“压-注-驱-采”一体化储层改造。

改造效果对比

对比三口井开采后的生产数据，能够直观的反映施工工艺的区别对压裂改造效果的影响。

(1)压力对比

“压-注-驱-采”一体化储层改造方法的特点在于压后注水能够极大的补充地层压力，1317、1318以及1319三口井开井生产过程中油压对比(附图2)。

1318初始压力较高，而开始生产后压力快速下降，生产100天压力下降为三口井中最低；1317与1319两口井生产初期压力接近，而1319井压力降低幅度小，压力为维持稳定，且为三口井中最高。

压力对比表明“压-注-驱-采”一体化储层改造方法能够极大的补充地层能量，并维持较高生产压力。

(2)生产数据对比

对比1317、1318以及1319历史生产数据(表1)，最直观的反映压裂改造对油井产能提高效果。

表1 1317、1318以及1319三口井生产数据对比

结果显示，1319井采用压后注水，入井液量最大，累积产油量最高，最近一个月的日产油量高，表明“压-注-驱-采”一体化压裂储层改造方法能明显提高产能，维持稳定的采油效率。

上述详细说明是针对本发明其中之一可行实施例的具体说明，该实施例并非用以限制本发明的专利范围，凡未脱离本发明所为的等效实施或变更，均应包含于本发明技术方案的范围内。