本发明属于低渗透油藏压裂、化学吞吐采油技术领域，具体涉及一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法。
背景技术：
压裂技术作为低渗透油气田高效开发的关键技术已在国内众多油田普及应用，满足了低渗透及超低渗透油气田增产改造的需求。随着压裂技术的不断进步，近年来在压裂液体系方面涌现了大量新型的压裂液体系，如清洁压裂液、低伤害压裂液、无水压裂液等，进一步降低压裂液破胶液体系对储层造成的伤害，提高压裂改造效果。随着新形势下对油气田开发环保要求的不断提高，实现油气田绿色开发是当前油气田开发面临的新的挑战。由于压裂施工结束后，产生了大量的返排液，该压裂返排液目前并无经济有效的处理方法，因此对地面返排液处理制造了巨大的困难。
化学吞吐提高稠油油藏原油采收率技术已经在胜利油田、辽河油田开展了应用，并取得了良好的提高原油采收率效果。
最新的研究成果表明，如果压裂液破胶液具有与原油间界面张力达到超低，且能将亲油的岩石表面转变为亲水性表面等特性，则该破胶液具有自发渗吸驱油提高原油采收率的作用。
技术实现要素：
本发明的目的是克服现有技术中低渗透油藏原油采收率低，压裂作业现场地面返排液处理难的问题。
为此，本发明提供了一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，包括如下步骤：向目标井注入压裂液进行压裂施工；压裂施工结束后，压裂液所产生的压裂液破胶液不返排，关闭井口进行闷井；闷井结束后，打开井口进行开采；开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。
所述目标井为直井、定向井或水平井。
所述压裂液为水基清洁压裂液、液态二氧化碳、液化石油气压裂液、油基压裂液。
所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤25％；破胶液与原油间界面张力小于1×10-2mN/m。
所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤20％；
所述的该闷井时间取决于压裂施工结束后，关井压力与地层压力的平衡情况以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率，所述的关井压力与地层压力的平衡情况为关井后井内压力不再变化，以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率达到90％闷井结束。
所述压裂液为水基清洁压裂液，水基清洁压裂液产生的压裂液破胶液自发渗吸驱油效率达到90％的时间即为闷井时间。
本发明的有益效果：本发明提供的这种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，包括如下步骤：向目标井注入压裂液进行压裂施工；压裂施工结束后，压裂液所产生的压裂液破胶液不返排，关闭井口进行闷井；闷井结束后，打开井口进行开采；开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。该种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法发挥了破胶液降低油水间界面张力、自发渗吸驱油的作用，大幅度提高低渗透油藏原油采收率，压裂液破胶液、地层采出水与原油同时采出，油水混合物在联合站进行集中统一脱水处理，消除了压裂作业现场地面返排液处理难题。
以下结合实施例对本发明做进一步详细说明。
具体实施方式
实施例1：
一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：包括如下步骤：向目标井注入压裂液进行压裂施工；压裂施工结束后，压裂液所产生的压裂液破胶液不返排，关闭井口进行闷井；闷井结束后，打开井口进行开采；开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。本发明将压裂施工与化学吞吐作业相结合，提出了压裂施工结束后，压裂液破胶液不立即返排，而是通过关闭井口闸门进行闷井，发挥破胶液降低油水间界面张力、自发渗吸驱油的作用，来大幅度提高低渗透油藏原油采收率；闷井时间结束后，打开井口进行开采，破胶液、地层采出水与原油同时采出，进入集输管网，油水混合物在联合站进行集中统一脱水处理，消除了压裂作业现场地面返排液处理难题，实现油气田统一、高效、绿色开发的目标。
实施例2：
在实施例1的基础上，本发明所述的提高渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法在施工前，要先确定压裂液破胶液与原油、地层流体、岩石之间的各项性能符合如下性能要求：a、所述压裂液为水基清洁压裂液、液态二氧化碳、液化石油气压裂液、油基压裂液，所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤25％，优选压裂液对岩心基质渗透率损害率≤20％，绿色环保；b、所述破胶液与地层流体、岩石配伍性良好，在储层条件下不会对储层造成伤害，破胶液与原油间界面张力小于1×10-2mN/m时；破胶液能将亲油的岩石表面转变为亲水性表面，可以自发渗吸驱油，确定破胶液自发渗吸驱油效率的最佳时间；c、所述的该闷井时间取决于压裂施工结束后，关井压力与地层压力的平衡情况以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率，所述的关井压力与地层压力的平衡情况为关井后井内压力不再变化，以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率达到90％闷井结束。
1)选用的压裂液体系为水基清洁压裂液体系。水基清洁压裂液主要由表面活性剂与水组成，与传统胍胶、聚合物等水基压裂液相比，清洁压裂液分子量小(600-1000)，表面活性剂完全水溶，不含水不溶物，压裂液破胶后无残渣该压裂液破胶液与原油间的界面张力可以小于1×10-2mN/m，能将亲油的石英表面转变为弱亲水表面，同时对亲水的石英表面的润湿性影响很小，自发渗吸驱油效率达到90％的最佳时间为5天。
确定目标油藏内一口目标井，对该井进行加砂压裂施工，施工结束后压裂液不返排，关闭井口闸门，进行闷井5天后，打开井口进行开采，油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。
2)选用的压裂液体系为液态二氧化碳。液态二氧化碳全部由CO2组成，无水相、快返排、无残渣，完全避免了常规水基压裂液中的水相侵入对油气层的伤害，尤其适合强水敏、强水锁油气层的压裂增产；可使裂缝面和导流床保持清洁高效；利用超临界状态的CO2分子对储层吸附甲烷分子具有置换特性，可促进煤层气、页岩气藏中甲烷的解析，提高增产效果，该液态二氧化碳与原油可以混相，降低原油的粘度，同时当储层温度、压力发生变化时，液态二氧化碳气化，体积膨胀，将混相液体携带出油层，实现提高原油采收率的目的。
确定目标油藏内一口目标井，对该井进行加砂压裂施工，施工结束后压裂液不返排，关闭井口闸门，进行闷井。实时监测井口压力变化情况，计算井底压力，当井底压力基本恢复到油藏原始压力时，打开井口进行开采，油水二氧化碳混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水、脱气处理。
3)选用的压裂液体系为液化石油气压裂液、油基压裂液。液化石油气压裂液、油基压裂液主要由液化石油、原油组成，不含水，压裂液组分本身来源于油层，与地层配伍性好，适合强水敏、强水锁油气层。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。