一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法与流程

本发明涉及油田开发领域，特别涉及一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法。

背景技术：

随着世界石油供需矛盾的日益突出和优质石油资源的逐渐匮乏，超低渗致密油资源的开发已成为我国石油工业发展的主体对象，国内外致密油藏生产实践已经显示压裂水平井是开发该类油藏的一种有效开发方式。而大部分低渗透致密油藏天然裂缝、微裂缝发育，水平井多段压裂改造后人工压裂缝复杂，注水开发过程中更容易形成压裂缝与注水井间的天然裂缝沟通，最终导致水平井的裂缝性水淹。裂缝发育油藏压裂水平井注水开发过程中，裂缝性见水现象比较普遍，如何实现裂缝性见水水平井控制区域内原油的有效动用，挖潜剩余油，提高采收率是裂缝性油藏水平井注水开发面临的问题。

当前国内外有关注采异步的研究，主要针对于开发直井，现有的裂缝性油藏压裂水平井裂缝性见水后采用的方法及存在的问题：

（1）注水井停注后地层能量不足，水平井产液量快速下降，不能实现剩余油的有效动用。

（2）压裂水平井裂缝条数多，目前技术条件下，找水周期长，且很难判断具体出水点。

（3）目前应用于水平井的堵水调剖工艺技术不成熟，措施后效果不显著或堵水时效性短，措施后含水会再次快速上升。找堵水工艺在压裂水平井裂缝性见水治理上还需攻关探索。

国内外对于注采异步采油研究较少，更没有裂缝发育油藏多段压裂水平井注采异步采油的研究。目前裂缝性见水水平井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。因此对于压裂水平井见水后采油方法，需进一步深入的探寻。此外，针对于注采异步技术，在注水量、注水速度、采油时间、采油速度等影响注水注采有效果的理论研究分析和试验也需要进一步论证。

因此本发明提出针对裂缝性油藏压裂水平井注水开发见水后采油方法的新思路。

技术实现要素：

为了克服现有采油方法地层能量降低、产量递减迅速、最终采收率低的问题，本发明提供一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法。该采油方法利用了注入水在以裂缝为媒介与储层岩石内的原油发生渗吸置换的作用，其增产机理主要是通过周期性注水吞吐，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，从而实现常规注水开发难以动用的裂缝性低渗透油藏的有效开发。

本发明采用的技术方案为：

一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法，具体步骤为：

1）选区选井，选取储层天然微裂缝发育，注水开发多段压裂水平井生产过程中裂缝性见水，当含水量平均每天上升大于等于1.5%时，水平井控制区域内的剩余油作为注采异步采油水平井；

2）采油水平井关井，注水井注水80-100方，采油水平井关井；

3）注水井关井，注水井关井后采油水平井开井采油，进入基质岩块中的注入水被滞留下来，替换出等量的原油进入裂缝系统，流入井筒采出；

4）进入下一轮次注水，重复步骤2-3，注采异步8-10个周期。

每次注水周期为60天,采油周期为180天。

所述步骤2）中，注水过程中，注入水在注水压力和毛管压力的双重作用下，沿着开启的天然裂缝和水平井压裂缝进入到水平井周围基质岩块的含油孔隙中。

所述注水过程中地层压力逐步恢复，压力保持在原始地层压力的90-100%，水平井区域油水重新分布。

所述注水过程中地层压力逐步恢复，压力保持在原始地层压力的95%，水平井区域油水重新分布。

所述步骤3）中，注水井关井后采油水平井开井采油，通过裂缝与基质岩块间存在的压差加速毛管渗吸的排油作用，在驱替压差和毛管渗吸作用下，使进入基质岩块中的注入水被滞留下来，替换出等量的原油进入裂缝系统，流入井筒采出。

所述步骤2）中采油水平井关井，注水井注水90方。

所述步骤4）中注采异步为9个周期。

本发明的有益效果为：

1、本发明的裂缝性油藏水平井周期注水采油方法利用了注入水在以裂缝为媒介与储层岩石内的原油发生渗吸置换的作用，其增产机理主要是通过周期性注水吞吐，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，从而降低见水水平井的含水率、提高单井产量、补充地层能量，实现常规注水开发难以动用的裂缝性低渗透油藏的有效开发。

2、与丛式井相比，多段压裂水平井缝网体系发育，增大了储层人工裂缝和天然裂缝中的油水接触面积，更有利于提高低渗透油藏裂缝与基质交渗能力，能够进一步提高油藏整体的渗吸增产效果，大幅度提高单井产量，增加原油的采出程度。

3、地质工程工艺简单，能够满足实现长期能量补充及稳产的要求。

以下将结合附图进行进一步的说明。

附图说明

图1多段压裂水平井注采异步注水过程流体流动示意图。

图2多段压裂水平井注采异步采油过程流体流动示意图。

图3 注采异步注水井及采油井开、关井过程图。

图中，附图标记：1—注水井，2—水平井，3—人工压裂裂缝，4—注采井间沟通的天然裂缝，5—注入水流体，6—注入水，7—地层油水混相流体，8—油水混相流体。

具体实施方式

实施例1：

为了克服现有方法地层能量降低快、产量递减迅速、最终采收率低的问题，本发明提供如图1、图2所示的一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法，本发明利用了注入水在以裂缝为媒介与储层岩石内的原油发生渗吸置换的作用，其增产机理主要是通过周期性注水吞吐，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，从而实现常规注水开发难以动用的裂缝性低渗透油藏的有效开发。

一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法，具体步骤为：

1）选区选井，选取储层天然微裂缝发育，注水开发多段压裂水平井2生产过程中裂缝性见水，当含水量平均每天上升大于等于1.5%时，水平井2控制区域内的剩余油作为注采异步采油水平井；

2）采油水平井关井，注水井1注水80-100方，采油水平井关井；

3）注水井1关井，注水井1关井后采油水平井开井采油，进入基质岩块中的注入水6被滞留下来，替换出等量的原油进入裂缝系统，流入井筒采出；

4）进入下一轮次注水，重复步骤2-3，注采异步8-10个周期。

本发明中中，选区选井，选取储层天然微裂缝发育，注水开发多段压裂水平井生产过程中裂缝性见水，当含水量平均每天上升大于等于1.5%时，水平井2控制区域内的剩余油作为注采异步采油水平井；

采油水平井关井，注水井1注水80-100方，采油水平井关井，注水过程中，注入水6在注水压力和毛管压力的双重作用下，沿着开启的天然裂缝和水平井2压裂缝进入到水平井2周围基质岩块的含油孔隙中，注水过程中地层压力逐步恢复，压力保持在原始地层压力的90-100%，水平井2区域油水重新分布；

注水井1关井，注水井1关井后采油水平井开井采油，裂缝与基质岩块间存在的压差加速了毛管渗吸的排油作用，在驱替压差和毛管渗吸作用下，使进入基质岩块中的注入水6被滞留下来，替换出等量的原油进入裂缝系统，流入井筒采出。为防止地层严重脱气，采油期末的地层压力应略高于饱和压力；

进入下一轮次注水，重复步骤2-3，注采异步8-10个周期。

注采异步的注水过程中注水井1最佳注水时间60天左右，井组日注水量80-100方，周期井组累计注水量5500方左右，注水结束时地层压力水平保持在90-100%；

图1、图2显示了裂缝性油藏多段压裂水平井注采异步的注水过程和采油过程中流体流动示意图。注水井1，水平井2上横向有多个人工压裂裂缝3和注采井间沟通的天然裂缝4，注水井1分布在水平井2的四周，四个注水井1进行注水，注入水流体5进入裂缝内，注入水6进入基质内，则裂缝内的为地层油水混相流体7，基质内的为油水混相流体8。

在注水已经发生水窜、基质原油被水封锁的情况下，为扩大基质岩块的注水波及体积，提高原油采收率而开展的一种周期注水方式。

注采异步的主要原理是：注水井1注水时关停油井，防止注入水6沿裂缝水窜，在注水压力和毛管压力的双重作用下，使注入水6进入基质岩块较深部位的含油孔隙中；地层压力恢复后注水井1停注，平衡压力场，使整个区域油水重新分布；油水分异一段时间后油井复产，裂缝与基质岩块间存在的压差加速了毛管渗吸的排油作用，在驱替压差和毛管渗吸作用下，使更多进入基质岩块中的注入水6被滞留下来，从而替换出等量的原油进入裂缝系统。其实质是充分发挥裂缝系统作为供水和油流通道的有利因素，利用驱替压差、基质岩块压缩和膨胀、毛管渗吸作用等，促使原油从基质岩块流向裂缝系统，从而扩大基质岩块的注水波及体积，提高驱油效率。

实施例2：

基于上述实施例的基础上，本实施例中，每次注水周期为60天,采油周期为180天。

水平采油井开井生产阶段，采油周期180天左右，单井产量30方左右，采油期末地层压力略高于饱和压力，周期累计产液量5500方左右，周期注采基本平衡。

所述步骤2）中，注水过程中，注入水6在注水压力和毛管压力的双重作用下，沿着开启的天然裂缝和水平井2压裂缝进入到水平井2周围基质岩块的含油孔隙中。

所述注水过程中地层压力逐步恢复，压力保持在原始地层压力的90-100%，水平井2区域油水重新分布。

注水井1关井后采油水平井开井采油，通过裂缝与基质岩块间存在的压差加速毛管渗吸的排油作用，在驱替压差和毛管渗吸作用下，使进入基质岩块中的注入水6被滞留下来，替换出等量的原油进入裂缝系统，流入井筒采出。

水平井2裂缝性见水后含水快速上升至50%以上，甚至接近100%，注入水6大部分为无效注水，直接从水平井2产出，而产油量快速下降，开发效果变差。所以，水平井2见水后越早转注采异步开采效果越好，建议含水率>60%即转为注采异步采油。

采用本发明提供的裂缝性油藏水平井注采异步开采方法，能有效提高采油率，本发明通过对裂缝性见水压裂水平井采油方法的研究，为裂缝性油藏水平井开发提高采收率提供了一种有效的增产方式。同时裂缝性油藏压裂水平井见水后注采异步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调剖或堵水。

实施例3：

基于上述实施例的基础上，本实施例中，所述步骤2）中采油水平井关井，注水井1注水90方。所述注水过程中地层压力逐步恢复，压力保持在原始地层压力的95%，水平井2区域油水重新分布。重复步骤2）和步骤3）的注水、采油的过程，整个周期选为9个周期。

注采异步第一个周期单井日产量及累计产油量最高、含水最低，后面随着含水的上升、剩余油的减少、产量逐步递减、含水逐步上升，最佳注采异步周期为9个周期。注采异步过程中注水井1及采油井开井、关井过程如图3。

模拟预测结果表明，注采异步可以大幅度降低裂缝性见水井的含水率，由于注水地层能量充足，在渗吸置换作用下单井液量、产油量大幅度提高，单井累计产油量及阶段采出程度也大幅度提高，预计有效注采异步周期在8个周期以上，采出程度可提高2%以上。

裂缝性油藏压裂水平井裂缝性见水后注采异步开发的优势在于：可以有效降低水淹井的含水率，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6）价格低廉、资源充足，操作成本较低。可充分依靠缝网型的裂缝，扩大注入水6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。

本发明通过对裂缝性见水压裂水平井采油方法的研究，为裂缝性油藏水平井开发提高采收率提供了一种有效的增产方式。同时裂缝性油藏压裂水平井见水后注采异步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调剖或堵水。

实施例4：

基于上述实施例的基础上，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15.8MPa。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，该储层天然裂缝发育，整体含油性很差，孔、渗条件均处于常规开发下限，该区部分水平井2采用五点、七点井网开展注水开发试验，试验结果表明该区裂缝性见水现象突出，如何补充地层亏空能量、实现降水增油是该注水开发试验区面临的问题。

该区典型水平井于2012年3月完钻，完钻层位长7₂储层，水平段长度650m，油层钻遇率93.5%，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4.5m³/min，平均单段加砂量41m³，2012年8月投产，投产初期产油2.0t/d，含水87.7%；水平井配套注水井1三口，平均超前注水10天，累计超前注水量286m。由于天然裂缝发育，水平井投产后即见注入水6，堵水及周期注水效果较差。由于注水井1停住，地层能量逐步下降，水平井产液量、产油量及动液面呈快速下降趋势，开发效果差。该井组于2014年5月关井开始实施注采异步注水，单井日配注水量30方，注水时间60天，水平井投产日产液量达到21.2m³/d，日产油达到8.6t/d，含水快速降至53.5%左右。可以看出采油注采异步开发补充了地层能量，提高了单井产量、降低了含水。

现以下列最佳实施例来说明本发明，但不用来限制本发明的范围。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。