直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法

摘要

本发明为一种直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法，该方法至少包括以下步骤：步骤S1，形成矩形五点注采井网，矩形五点注采井网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错部署，并使采油井排和注水井排的延伸方向平行于最大水平主应力方向。步骤S2，依次对采油井和注水井实施体积压裂，使采油井排和注水井排之间的流线在水平面上的投影形成直线。流线是指在注水井排和采油井排之间形成的水驱流线，也即水驱通道。本发明的方法在注水井排和采油井排间建立高效的驱动体系，增强注水能力，大幅提高油井单井产量，提高采油速度和最终水驱采收率。

说明书

技术领域

本发明是关于一种超低渗透油藏的开发方法，尤其涉及一种直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法。

背景技术

超低渗透油藏是指储层的地面空气渗透率小于1.0mD的油藏。随着新发现的中、高渗透油藏(地面空气渗透率大于50mD)数量的减少，超低渗透油藏已经逐渐成为主要的油气资源。由于超低渗透储层具有孔隙度低、渗透率低、孔喉细小、驱替难度大等特点，造成该类油藏开发难度大、能量补充困难、动用程度低、经济效益差等问题。目前超低渗透油藏开发普遍采用菱形反九点注采的直井井网结构。参见图3，菱形反九点注采井网的一个单元包括有九口井，其中有八口井形成一个菱形，另一口井位于菱形的中心；位于菱形中心的一口井为注水井，位于菱形四个角点位置的四口井为角井(采油井)，位于菱形边上的四口井为边井(采油井)。采油井采用常规人工压裂方式，注水井不压裂的开发方式；常规人工压裂方式是采用小排量(小于4m³/min)和小液量(小于100m³)压裂的油藏改造方式，只能沿着最大水平主应力方向(由油藏的地质条件所确定)形成单一方向的裂缝(参见图4A)。使用现有的开采方式，采油井初期年均日产量小于2t/d，开发十年采油井的累积产油量仅2000～3000吨，采油速度较低。因此，急需探索一种适用于超低渗透油藏经济的、合理的开发方式。

而体积压裂是采用大液量(单段压裂入地液量大于1000m³)、大排量(大于6m³/min)、大砂量(单段加砂量大于50m³)的人工压裂方式，目的是形成复杂的、导流能力比基质高上百倍的裂缝网络系统，增加油藏改造体积(参见图4B)。

另外，一般意义上的直线排状注水方式，是指采油井排和注水井排平行排列且交错部署。注水井与采油井之间的流线为“纺锤形”(参见图5)。韩德金等人(大庆外围低渗透油藏注水开发调整技术研究.石油学报,2007年,28(1):83-87)公开了将裂缝性低渗透的反九点井网加密调整为直线排状注水方式的研究(参见图6)，由于人工压裂方式为常规压裂，规模比较小，裂缝单一且未形成网络，故注水井与采油井之间的流线与“纺锤形”基本类似，该开采方式中直线排状注水方式的缺点是油井单井产量不高，很难建立注水井与边井的有效驱动系统，水驱控制的程度不高，注水波及的体积较低，采油速度偏低，最终采收率较低。

由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法，以克服现有技术的缺陷。

发明内容

本发明的目的在于提供一种直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法，在注水井排和采油井排间建立高效的驱动体系，增强注水能力，大幅提高油井单井产量，提高采油速度和最终水驱采收率。

本发明的目的是这样实现的，一种直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法，该方法至少包括如下步骤：

步骤S1，形成矩形五点注采井网，所述矩形五点注采井网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应力方向；

步骤S2，依次对采油井和注水井实施体积压裂，使所述采油井排和所述注水井排之间的流线在水平面上的投影形成直线。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤S1中，在已开发的菱形反九点注采井网基础上形成所述矩形五点注采井网。

在本发明的一较佳实施方式中，所述菱形反九点注采井网的采油井排和注水井排的延伸方向平行于最大水平主应力方向，将所述菱形反九点注采井网中的角井转变为注水井，形成所述矩形五点注采井网。

在本发明的一较佳实施方式中，所述菱形反九点注采井网的采油井排和注水井排的延伸方向与最大水平主应力方向成一定夹角，在与最大水平主应力方向平行的方向上增设相应的采油井或注水井，并将所述菱形反九点注采井网中的角井转变为注水井，形成所述矩形五点注采井网。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤S2中，先对所述采油井实施体积压裂，具体步骤如下：

细分所述采油井的压裂层段，对各个压裂层段实施体积压裂，在水平面上形成沿所述采油井排延伸并依次连接的裂缝带，所述裂缝带在水平面上具有一定宽度。

在本发明的一较佳实施方式中，所述采油井之间的井距小于或等于300m时，在两口实施体积压裂的所述采油井之间间隔一口不实施体积压裂的所述采油井。

在本发明的一较佳实施方式中，所述采油井之间的井距大于300m时，对每一口所述采油井实施体积压裂。

在本发明的一较佳实施方式中，所述采油井实施体积压裂1年-2年后，对所述注水井实施体积压裂，具体步骤如下：

细分所述注水井的压裂层段，对各个压裂层段实施体积压裂，在水平面上形成沿所述注水井排延伸并依次连接的裂缝带，所述裂缝带在水平面上具有一定宽度；在所述注水井排的裂缝带与所述采油井排的裂缝带之间形成在水平面上的投影为直线的所述流线。

在本发明的一较佳实施方式中，实施完步骤S2之后，当所述采油井的井口含水率达到80％时，或者所述采油井的日产油量小于1t/d时，将原来的所述注水井转变为采油井，将原来的所述采油井转变为注水井，反转驱替方向，实现反向的线状注水；此轮换方式进行至少一次。

在本发明的一较佳实施方式中，所述采油井之间的井距及所述注水井之间的井距均为300m-500m，所述采油井排与所述注水井排之间的排距为80m-100m；所述注水井排的裂缝带与所述采油井排的裂缝带的宽度均为50m-80m。

由上所述，本发明对超低渗透油藏的开发方法将采油井排和注水井排相互平行且交错部署；对采油井和注水井实施体积压裂；使采油井排和注水井排之间的流线在水平面上成为直线。能够增强注水能力，大幅度提高油井单井产量。通过油藏数值模拟预测，开发十五年后，采出程度提高4.4个百分点，前五年采油速度可提高0.3-0.37个百分点，区块内部收益率可大于30％以上。提高了采油速度、最终水驱采收率以及油藏开发的经济效益。

附图说明

以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：

图1：为本发明组合开发方法中形成的矩形五点注采井网的线状注水方式。

图2：为本发明组合开发方法中在菱形反九点注采井网基础上调整形成的矩形五点注采井网线状注水方式。

图3：为现有技术中菱形反九点注采的直井井网结构示意图。

图4A：为采用常规压裂形成的裂缝示意图。

图4B：为采用体积压裂形成的裂缝示意图。

图5：为现有开采方式下的直线排状注水方式示意图。

图6：为现有技术中将菱形反九点注采井网调整为直线排状注水方式的示意图。

图7：为某区块采用和未采用本发明组合开发方法的累计产油量对比图。

图8：为某区块采用和未采用本发明组合开发方法的年产油量对比图。

图9：为某区块采用和未采用本发明组合开发方法的采出程度对比图。

图10：为某区块采用和未采用本发明组合开发方法的采油速度对比图。

图11：为采用和未采用本发明组合开发方法的油井的日产油量对比图。

图中附图标记：1、角井(位于菱形顶点的采油井)；2、边井(位于菱形边上的采油井)；3、注水井；4、菱形反九点注采井网结构单元的连线；5、常规压裂形成的单一裂缝；6、体积压裂形成的具有一定裂缝带宽的裂缝带；7、井排连线；8、“纺锤形”径向流的流线；9、转注井(采油井转变成的注水井)；10、矩形五点注采井网结构单元的连线；11、平面直线流的流线；G、采油井排；W、注水井排。

其中，在部分附图中位于下部的水平向右的箭头方向为最大水平主应力方向。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。

针对超低渗透油藏开发存在的初期产量低、动用程度低、能量补充困难、经济效益差、采油速度较低、采收率低的问题，本发明提供了一种直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法，适用的超低渗透油藏类型属于陆相多层砂岩未饱和油藏，无边底水和气顶，砂体厚度2m-80m，油藏平均空气渗透率小于1.0mD-1.5mD，平均孔隙度8.0％-14.0％；最大和最小水平主应力的差值在5MPa-15MPa范围内，具有比较统一的天然裂缝或者人工裂缝方向。该方法至少包括如下步骤：

步骤S1，形成矩形五点注采井网，所述矩形五点注采井网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错部署，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应力方向(图中水平箭头所示方向)。图1和图2中只显示了矩形五点注采井网的一个完整单元，该完整单元由五口井组成，其中四口采油井分别位于矩形的四个角点位置，其中一口注水井位于矩形的中心位置；矩形五点注采井网由多个单元组成，相邻的两个单元之间共用相应的采油井。

步骤S2，依次对采油井和注水井实施体积压裂，使所述采油井排和所述注水井排之间的流线在水平面上的投影形成直线。流线是指在注水井排和采油井排之间形成的水驱流线，也即水驱通道。

本发明组合开发方法的技术优势是大幅度提高了油藏井网的水驱控制程度、水驱动用程度以及注入水的波及体积；将采油井排和注水井排间的流线形态由“纺锤形”径向流转变为直线形流转，降低油水井排间的渗流阻力和驱动压差，建立高效的注水井排和采油井排间的驱动体系；增强了注水能力，大幅度提高油井单井产量，增强油井受效后产量恢复程度，进而提高了采油速度和最终水驱采收率。

在实施步骤S1时，对于新的超低渗透油藏，可以直接部署矩形五点注采井网，沿着最大水平主应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错排列的井网结构(如图1所示)。对于已采用菱形反九点注采井网开发的超低渗透油藏，一般采油井已经实施了常规压裂，而注水井未压裂，可以通过井网加密调整或者注采系统调整，形成矩形五点注采井网形式(如图2所示)。井网加密调整是指在需要布置采油井或注水井的位置新增设相应的采油井或注水井。注采系统调整是指将菱形反九点注采井网中的角井转变为注水井。

本发明直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的方法的具体步骤包括：

第一步，形成矩形五点注采井网。

对于已开发的超低渗透油藏，若当前采用的是菱形反九点注采井网，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应力方向，将角井转变为注水井，形成矩形五点注采井网。

对于已开发的超低渗透油藏，若当前采用的是菱形反九点注采井网，但是井排方向不平行于最大水平主应力方向，而是形成了一定的角度。那么可以通过井网加密调整或者注采系统调整，形成矩形五点注采井网形式。

对于已开发的超低渗透油藏，若当前采用的就是矩形五点注采井网结构，那么可以直接实施第二步。

对于新的超低渗透油藏，可以直接部署矩形五点注采井网，沿着最大水平主应力方向部署注水井排和采油井排。

第二步，对采油井实施体积压裂。

细分采油井的压裂层段，对各个压裂层段实施体积压裂，确保与注水井连通的主力砂体层段单段压裂。对于相邻采油井之间的井距小于300m的采油井排，可以在对一口采油井实施体积压裂后间隔开一口采油井，对井排上的下一口采油井实施体积压裂，即在两口实施体积压裂的所述采油井之间间隔一口不实施体积压裂的所述采油井。对于相邻采油井之间的井距大于300m的采油井排，对每一口采油井都实施体积压裂。体积压裂时确保井排上的人工裂缝末端连接起来，在水平面上形成沿所述采油井排延伸并依次连接的裂缝带，所述裂缝带在水平面上具有一定宽度。

第三步，对注水井实施体积压裂。

对采油井实施体积压裂1年到2年后，细分注水井的压裂层段，对各个压裂层段实施体积压裂，确保与采油井连通的主力砂体层段单段压裂。对于相邻注水井之间的井距小于300m的注水井排，可以在对一口注水井实施体积压裂后间隔开一口注水井，对井排上的下一口注水井实施体积压裂，即在两口实施体积压裂的所述注水井之间间隔一口不实施体积压裂的所述注水井。对于相邻注水井之间的井距大于300m的注水井排，对每一口注水井都实施体积压裂。体积压裂时确保井排上的人工裂缝末端连接起来，在水平面上形成沿所述注水井排延伸并依次连接的裂缝带，所述裂缝带在水平面上具有一定宽度。在所述注水井排的裂缝带与所述采油井排的裂缝带之间形成在水平面上的投影为直线的所述流线，从而形成线状注水方式。

第四步，井别互换，反转注水驱替方向。

当所述采油井的井口含水率达到80％时，或者所述采油井的日产油量小于1t/d时，将原来的所述注水井转变为采油井，将原来的所述采油井转变为注水井，反转驱替方向，实现反向的线状注水；此轮换方式进行至少一次，可以使用多轮转换驱替。

对于以上第二步和第三步，通过数值模拟优化后，所述采油井之间的井距及所述注水井之间的井距均选取为300m-500m，所述采油井排与所述注水井排之间的排距选取为80m-100m；采油井和注水井的完井方式采用套管完井，进行细分层段体积压裂，体积压裂的施工排量为6m³/min～12m³/min,单段加砂量50m³以上，单段压裂液量1000m³以上，通过井下微地震监测，形成的所述注水井排的裂缝带与所述采油井排的裂缝带的宽度均为50m-80m。

以下针对某一具体区块的油藏来说明本发明直井体积压裂和线状注水组合开发超低渗透油藏的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。

该区块储层孔隙度10.7％，渗透率0.4mD，原始地层压力21.2MPa，最大水平主应力方向接近东西方向，微地震监测结果显示人工裂缝的方向为接近东西方向，微裂缝不发育。地层厚度100m-120m，砂体厚度35m，有效厚度8m-10m。发育两个主力小层，每个小层有效厚度2.4m-3m。2007年投入开发，采用菱形反九点注采井网，井排方向为东西方向，平行于最大水平主应力方向，井距500m，排距150m。

步骤1)形成矩形五点注采井网。对于已开发的超低渗透油藏，当前采用的是菱形反九点注采井网，并且井排方向平行于最大水平主应力方向。第一年，将角井转变为注水井，形成矩形五点注采井网。

步骤2)同时，对采油井实施体积压裂。细分采油井的压裂层段，1-3号层为第一段，5-6号层为第二段，8-10号层为第三段。施工排量在6m³/min-12m³/min，单段加砂量50m³以上，单段压裂液量1000m³以上。由于采油井井距为500m，每口井都实施体积压裂，确保井排上的人工裂缝末端连接起来，并且在水平面上形成一定宽度的裂缝带。

步骤3)采油井实施体积压裂1年-2年后，对注水井实施体积压裂。细分注水井的压裂层段，1-3号层为第一段，5-6号层为第二段，8-10号层为第三段。施工排量在6m³/min-12m³/min，单段加砂量50m³以上，单段压裂液量1000m³以上。由于注水井井距为500m，每口井都实施体积压裂，确保井排上的人工裂缝末端连接起来，并且在水平面上形成一定宽度的裂缝带，形成线状注水方式(参见图2)。

步骤4)当采油井井口含水率达到80％时，或者日产油量小于1t/d时，将注水井转为采油井，采油井转为注水井，反转驱替方向，实现反向的线状注水。此种井别的轮换方法可以使用多次。

通过油藏数值模拟研究，对比了采用本发明组合开发方法(组合的线状注水技术)和不采用本发明组合开发方法(组合的线状注水技术)的开发效果(参见图7，图8，图9和图10)。开发十五年后，累计产油量增加11.2万吨，每年的采油量可提高1万吨，采出程度提高4.4个百分点，前五年采油速度可提高0.3-0.37个百分点。经济评价结果表明，通过该技术的实施，区块内部收益率可大于30％以上。根据油田生产实例，14-14井是未采用本发明组合开发技术的油井，16-16井是采用本发明组合开发技术的油井。16-16井形成线状注水后，日产油量比14-14井高2吨/天-3吨/天，生产18个月的累计产油量多出1446吨(参见图11)。

以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。