直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法與流程

本發明是關于一種超低滲透油藏的開發方法，尤其涉及一種直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法。

背景技術：

超低滲透油藏是指儲層的地面空氣滲透率小于1.0mD的油藏。隨著新發現的中、高滲透油藏(地面空氣滲透率大于50mD)數量的減少，超低滲透油藏已經逐漸成為主要的油氣資源。由于超低滲透儲層具有孔隙度低、滲透率低、孔喉細小、驅替難度大等特點，造成該類油藏開發難度大、能量補充困難、動用程度低、經濟效益差等問題。目前超低滲透油藏開發普遍采用菱形反九點注采的直井井網結構。參見圖3，菱形反九點注采井網的一個單元包括有九口井，其中有八口井形成一個菱形，另一口井位于菱形的中心；位于菱形中心的一口井為注水井，位于菱形四個角點位置的四口井為角井(采油井)，位于菱形邊上的四口井為邊井(采油井)。采油井采用常規人工壓裂方式，注水井不壓裂的開發方式；常規人工壓裂方式是采用小排量(小于4m³/min)和小液量(小于100m³)壓裂的油藏改造方式，只能沿著最大水平主應力方向(由油藏的地質條件所確定)形成單一方向的裂縫(參見圖4A)。使用現有的開采方式，采油井初期年均日產量小于2t/d，開發十年采油井的累積產油量僅2000～3000噸，采油速度較低。因此，急需探索一種適用于超低滲透油藏經濟的、合理的開發方式。

而體積壓裂是采用大液量(單段壓裂入地液量大于1000m³)、大排量(大于6m³/min)、大砂量(單段加砂量大于50m³)的人工壓裂方式，目的是形成復雜的、導流能力比基質高上百倍的裂縫網絡系統，增加油藏改造體積(參見圖4B)。

另外，一般意義上的直線排狀注水方式，是指采油井排和注水井排平行排列且交錯部署。注水井與采油井之間的流線為“紡錘形”(參見圖5)。韓德金等人(大慶外圍低滲透油藏注水開發調整技術研究.石油學報,2007年,28(1):83-87)公開了將裂縫性低滲透的反九點井網加密調整為直線排狀注水方式的研究(參見圖6)，由于人工壓裂方式為常規壓裂，規模比較小，裂縫單一且未形成網絡，故注水井與采油井之間的流線與“紡錘形”基本類似，該開采方式中直線排狀注水方式的缺點是油井單井產量不高，很難建立注水井與邊井的有效驅動系統，水驅控制的程度不高，注水波及的體積較低，采油速度偏低，最終采收率較低。

由此，本發明人憑借多年從事相關行業的經驗與實踐，提出一種直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法，以克服現有技術的缺陷。

技術實現要素：

本發明的目的在于提供一種直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法，在注水井排和采油井排間建立高效的驅動體系，增強注水能力，大幅提高油井單井產量，提高采油速度和最終水驅采收率。

本發明的目的是這樣實現的，一種直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法，該方法至少包括如下步驟：

步驟S1，形成矩形五點注采井網，所述矩形五點注采井網中形成有采油井排和注水井排，并使所述采油井排和所述注水井排的延伸方向平行于最大水平主應力方向；

步驟S2，依次對采油井和注水井實施體積壓裂，使所述采油井排和所述注水井排之間的流線在水平面上的投影形成直線。

在本發明的一較佳實施方式中，在步驟S1中，在已開發的菱形反九點注采井網基礎上形成所述矩形五點注采井網。

在本發明的一較佳實施方式中，所述菱形反九點注采井網的采油井排和注水井排的延伸方向平行于最大水平主應力方向，將所述菱形反九點注采井網中的角井轉變為注水井，形成所述矩形五點注采井網。

在本發明的一較佳實施方式中，所述菱形反九點注采井網的采油井排和注水井排的延伸方向與最大水平主應力方向成一定夾角，在與最大水平主應力方向平行的方向上增設相應的采油井或注水井，并將所述菱形反九點注采井網中的角井轉變為注水井，形成所述矩形五點注采井網。

在本發明的一較佳實施方式中，在步驟S2中，先對所述采油井實施體積壓裂，具體步驟如下：

細分所述采油井的壓裂層段，對各個壓裂層段實施體積壓裂，在水平面上形成沿所述采油井排延伸并依次連接的裂縫帶，所述裂縫帶在水平面上具有一定寬度。

在本發明的一較佳實施方式中，所述采油井之間的井距小于或等于300m時，在兩口實施體積壓裂的所述采油井之間間隔一口不實施體積壓裂的所述采油井。

在本發明的一較佳實施方式中，所述采油井之間的井距大于300m時，對每一口所述采油井實施體積壓裂。

在本發明的一較佳實施方式中，所述采油井實施體積壓裂1年-2年后，對所述注水井實施體積壓裂，具體步驟如下：

細分所述注水井的壓裂層段，對各個壓裂層段實施體積壓裂，在水平面上形成沿所述注水井排延伸并依次連接的裂縫帶，所述裂縫帶在水平面上具有一定寬度；在所述注水井排的裂縫帶與所述采油井排的裂縫帶之間形成在水平面上的投影為直線的所述流線。

在本發明的一較佳實施方式中，實施完步驟S2之后，當所述采油井的井口含水率達到80％時，或者所述采油井的日產油量小于1t/d時，將原來的所述注水井轉變為采油井，將原來的所述采油井轉變為注水井，反轉驅替方向，實現反向的線狀注水；此輪換方式進行至少一次。

在本發明的一較佳實施方式中，所述采油井之間的井距及所述注水井之間的井距均為300m-500m，所述采油井排與所述注水井排之間的排距為80m-100m；所述注水井排的裂縫帶與所述采油井排的裂縫帶的寬度均為50m-80m。

由上所述，本發明對超低滲透油藏的開發方法將采油井排和注水井排相互平行且交錯部署；對采油井和注水井實施體積壓裂；使采油井排和注水井排之間的流線在水平面上成為直線。能夠增強注水能力，大幅度提高油井單井產量。通過油藏數值模擬預測，開發十五年后，采出程度提高4.4個百分點，前五年采油速度可提高0.3-0.37個百分點，區塊內部收益率可大于30％以上。提高了采油速度、最終水驅采收率以及油藏開發的經濟效益。

附圖說明

以下附圖僅旨在于對本發明做示意性說明和解釋，并不限定本發明的范圍。其中：

圖1：為本發明組合開發方法中形成的矩形五點注采井網的線狀注水方式。

圖2：為本發明組合開發方法中在菱形反九點注采井網基礎上調整形成的矩形五點注采井網線狀注水方式。

圖3：為現有技術中菱形反九點注采的直井井網結構示意圖。

圖4A：為采用常規壓裂形成的裂縫示意圖。

圖4B：為采用體積壓裂形成的裂縫示意圖。

圖5：為現有開采方式下的直線排狀注水方式示意圖。

圖6：為現有技術中將菱形反九點注采井網調整為直線排狀注水方式的示意圖。

圖7：為某區塊采用和未采用本發明組合開發方法的累計產油量對比圖。

圖8：為某區塊采用和未采用本發明組合開發方法的年產油量對比圖。

圖9：為某區塊采用和未采用本發明組合開發方法的采出程度對比圖。

圖10：為某區塊采用和未采用本發明組合開發方法的采油速度對比圖。

圖11：為采用和未采用本發明組合開發方法的油井的日產油量對比圖。

圖中附圖標記：1、角井(位于菱形頂點的采油井)；2、邊井(位于菱形邊上的采油井)；3、注水井；4、菱形反九點注采井網結構單元的連線；5、常規壓裂形成的單一裂縫；6、體積壓裂形成的具有一定裂縫帶寬的裂縫帶；7、井排連線；8、“紡錘形”徑向流的流線；9、轉注井(采油井轉變成的注水井)；10、矩形五點注采井網結構單元的連線；11、平面直線流的流線；G、采油井排；W、注水井排。

其中，在部分附圖中位于下部的水平向右的箭頭方向為最大水平主應力方向。

具體實施方式

為了對本發明的技術特征、目的和效果有更加清楚的理解，現對照附圖說明本發明的具體實施方式。

針對超低滲透油藏開發存在的初期產量低、動用程度低、能量補充困難、經濟效益差、采油速度較低、采收率低的問題，本發明提供了一種直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法，適用的超低滲透油藏類型屬于陸相多層砂巖未飽和油藏，無邊底水和氣頂，砂體厚度2m-80m，油藏平均空氣滲透率小于1.0mD-1.5mD，平均孔隙度8.0％-14.0％；最大和最小水平主應力的差值在5MPa-15MPa范圍內，具有比較統一的天然裂縫或者人工裂縫方向。該方法至少包括如下步驟：

步驟S1，形成矩形五點注采井網，所述矩形五點注采井網中形成有采油井排和注水井排，采油井排和注水井排相互平行且交錯部署，并使所述采油井排和所述注水井排的延伸方向平行于最大水平主應力方向(圖中水平箭頭所示方向)。圖1和圖2中只顯示了矩形五點注采井網的一個完整單元，該完整單元由五口井組成，其中四口采油井分別位于矩形的四個角點位置，其中一口注水井位于矩形的中心位置；矩形五點注采井網由多個單元組成，相鄰的兩個單元之間共用相應的采油井。

步驟S2，依次對采油井和注水井實施體積壓裂，使所述采油井排和所述注水井排之間的流線在水平面上的投影形成直線。流線是指在注水井排和采油井排之間形成的水驅流線，也即水驅通道。

本發明組合開發方法的技術優勢是大幅度提高了油藏井網的水驅控制程度、水驅動用程度以及注入水的波及體積；將采油井排和注水井排間的流線形態由“紡錘形”徑向流轉變為直線形流轉，降低油水井排間的滲流阻力和驅動壓差，建立高效的注水井排和采油井排間的驅動體系；增強了注水能力，大幅度提高油井單井產量，增強油井受效后產量恢復程度，進而提高了采油速度和最終水驅采收率。

在實施步驟S1時，對于新的超低滲透油藏，可以直接部署矩形五點注采井網，沿著最大水平主應力方向部署注水井排和采油井排，形成采油井排和注水井排平行交錯排列的井網結構(如圖1所示)。對于已采用菱形反九點注采井網開發的超低滲透油藏，一般采油井已經實施了常規壓裂，而注水井未壓裂，可以通過井網加密調整或者注采系統調整，形成矩形五點注采井網形式(如圖2所示)。井網加密調整是指在需要布置采油井或注水井的位置新增設相應的采油井或注水井。注采系統調整是指將菱形反九點注采井網中的角井轉變為注水井。

本發明直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法的具體步驟包括：

第一步，形成矩形五點注采井網。

對于已開發的超低滲透油藏，若當前采用的是菱形反九點注采井網，并且井排(包括采油井排和注水井排)方向平行于最大水平主應力方向，將角井轉變為注水井，形成矩形五點注采井網。

對于已開發的超低滲透油藏，若當前采用的是菱形反九點注采井網，但是井排方向不平行于最大水平主應力方向，而是形成了一定的角度。那么可以通過井網加密調整或者注采系統調整，形成矩形五點注采井網形式。

對于已開發的超低滲透油藏，若當前采用的就是矩形五點注采井網結構，那么可以直接實施第二步。

對于新的超低滲透油藏，可以直接部署矩形五點注采井網，沿著最大水平主應力方向部署注水井排和采油井排。

第二步，對采油井實施體積壓裂。

細分采油井的壓裂層段，對各個壓裂層段實施體積壓裂，確保與注水井連通的主力砂體層段單段壓裂。對于相鄰采油井之間的井距小于300m的采油井排，可以在對一口采油井實施體積壓裂后間隔開一口采油井，對井排上的下一口采油井實施體積壓裂，即在兩口實施體積壓裂的所述采油井之間間隔一口不實施體積壓裂的所述采油井。對于相鄰采油井之間的井距大于300m的采油井排，對每一口采油井都實施體積壓裂。體積壓裂時確保井排上的人工裂縫末端連接起來，在水平面上形成沿所述采油井排延伸并依次連接的裂縫帶，所述裂縫帶在水平面上具有一定寬度。

第三步，對注水井實施體積壓裂。

對采油井實施體積壓裂1年到2年后，細分注水井的壓裂層段，對各個壓裂層段實施體積壓裂，確保與采油井連通的主力砂體層段單段壓裂。對于相鄰注水井之間的井距小于300m的注水井排，可以在對一口注水井實施體積壓裂后間隔開一口注水井，對井排上的下一口注水井實施體積壓裂，即在兩口實施體積壓裂的所述注水井之間間隔一口不實施體積壓裂的所述注水井。對于相鄰注水井之間的井距大于300m的注水井排，對每一口注水井都實施體積壓裂。體積壓裂時確保井排上的人工裂縫末端連接起來，在水平面上形成沿所述注水井排延伸并依次連接的裂縫帶，所述裂縫帶在水平面上具有一定寬度。在所述注水井排的裂縫帶與所述采油井排的裂縫帶之間形成在水平面上的投影為直線的所述流線，從而形成線狀注水方式。

第四步，井別互換，反轉注水驅替方向。

當所述采油井的井口含水率達到80％時，或者所述采油井的日產油量小于1t/d時，將原來的所述注水井轉變為采油井，將原來的所述采油井轉變為注水井，反轉驅替方向，實現反向的線狀注水；此輪換方式進行至少一次，可以使用多輪轉換驅替。

對于以上第二步和第三步，通過數值模擬優化后，所述采油井之間的井距及所述注水井之間的井距均選取為300m-500m，所述采油井排與所述注水井排之間的排距選取為80m-100m；采油井和注水井的完井方式采用套管完井，進行細分層段體積壓裂，體積壓裂的施工排量為6m³/min～12m³/min,單段加砂量50m³以上，單段壓裂液量1000m³以上，通過井下微地震監測，形成的所述注水井排的裂縫帶與所述采油井排的裂縫帶的寬度均為50m-80m。

以下針對某一具體區塊的油藏來說明本發明直井體積壓裂和線狀注水組合開發超低滲透油藏的方法在該區塊油藏的應用，以及采用本發明方法與不采用本發明方法的開發效果對比。

該區塊儲層孔隙度10.7％，滲透率0.4mD，原始地層壓力21.2MPa，最大水平主應力方向接近東西方向，微地震監測結果顯示人工裂縫的方向為接近東西方向，微裂縫不發育。地層厚度100m-120m，砂體厚度35m，有效厚度8m-10m。發育兩個主力小層，每個小層有效厚度2.4m-3m。2007年投入開發，采用菱形反九點注采井網，井排方向為東西方向，平行于最大水平主應力方向，井距500m，排距150m。

步驟1)形成矩形五點注采井網。對于已開發的超低滲透油藏，當前采用的是菱形反九點注采井網，并且井排方向平行于最大水平主應力方向。第一年，將角井轉變為注水井，形成矩形五點注采井網。

步驟2)同時，對采油井實施體積壓裂。細分采油井的壓裂層段，1-3號層為第一段，5-6號層為第二段，8-10號層為第三段。施工排量在6m³/min-12m³/min，單段加砂量50m³以上，單段壓裂液量1000m³以上。由于采油井井距為500m，每口井都實施體積壓裂，確保井排上的人工裂縫末端連接起來，并且在水平面上形成一定寬度的裂縫帶。

步驟3)采油井實施體積壓裂1年-2年后，對注水井實施體積壓裂。細分注水井的壓裂層段，1-3號層為第一段，5-6號層為第二段，8-10號層為第三段。施工排量在6m³/min-12m³/min，單段加砂量50m³以上，單段壓裂液量1000m³以上。由于注水井井距為500m，每口井都實施體積壓裂，確保井排上的人工裂縫末端連接起來，并且在水平面上形成一定寬度的裂縫帶，形成線狀注水方式(參見圖2)。

步驟4)當采油井井口含水率達到80％時，或者日產油量小于1t/d時，將注水井轉為采油井，采油井轉為注水井，反轉驅替方向，實現反向的線狀注水。此種井別的輪換方法可以使用多次。

通過油藏數值模擬研究，對比了采用本發明組合開發方法(組合的線狀注水技術)和不采用本發明組合開發方法(組合的線狀注水技術)的開發效果(參見圖7，圖8，圖9和圖10)。開發十五年后，累計產油量增加11.2萬噸，每年的采油量可提高1萬噸，采出程度提高4.4個百分點，前五年采油速度可提高0.3-0.37個百分點。經濟評價結果表明，通過該技術的實施，區塊內部收益率可大于30％以上。根據油田生產實例，14-14井是未采用本發明組合開發技術的油井，16-16井是采用本發明組合開發技術的油井。16-16井形成線狀注水后，日產油量比14-14井高2噸/天-3噸/天，生產18個月的累計產油量多出1446噸(參見圖11)。

以上所述僅為本發明示意性的具體實施方式，并非用以限定本發明的范圍。任何本領域的技術人員，在不脫離本發明的構思和原則的前提下所作出的等同變化與修改，均應屬于本發明保護的范圍。