本发明属于油气藏开发领域，尤其是涉及一种将压裂和增能注水结合起来的油藏增注方法。
背景技术：
注水开发油藏到中后期普遍存在注水困难，注水效果不佳的问题，导致地层能量得不到及时有效的补充，油井产量下降快，储层动用状况差。针对这一难点，目前注水工艺上主要采用分层注水、压裂、酸化等常规措施来增注。其中，分层注水工艺应用比较广泛，主要解决了由于各层系的不均质性带来的吸水能力差异的问题，但无法从根本上解决低渗透地层自身注水难的问题。近年来一些油田通过在注水井中实施水力压裂的技术来提高注水效果，但实践结果表明，压裂后短期内注水井能满足配注要求，随着裂缝闭合，导流能力变差，注水困难，地层能量仍然无法得到有效的补充。同时加砂压裂增加近井地带的导流能力会导致注水波及体积下降，从而降低原油的采出程度。酸化技术短期效果较好，但存在着操作复杂，成本高，对地层污染大等缺点。
由此可见，目前现有的工艺方法存在缺陷，亟待改进。
技术实现要素：
有鉴于此，本发明旨在提出一种注水开发油藏的増注方法，以克服现有技术的缺陷，将压裂和增能注水结合起来，能有效解决现有低渗透油藏注水效果差导致地层能量得不到及时有效的补充，油井产量下降快的问题。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：
一种注水开发油藏的増注方法，包括以下步骤：
(1)根据待压井储层特征，优选压裂工艺；
(2)取待压井井场附近水源水样与降阻剂进行配伍性试验，若配伍性良好，将防膨剂、降阻剂和水源水样的混合溶液进行岩心伤害实验和防膨性能实验，实验方法参照《sy/t5107-2016水基压裂液性能评价方法》，要求岩心伤害率≤30％，岩屑防膨率≥85％；
(3)根据井组亏空量优化注入液量；
(4)计算预计施工压力，选择进液方式：若油管排量≤2m3/min时，预计施工压力<50mpa，采用油管进液或油套混进；若油管排量≤2m3/min时，预计施工压力>50mpa，采用套管进液，施工压力<套管抗内压强度的80％；
(5)现场施工，同井组邻井全部关井并安装压力表；
(6)根据井组压力变化、水样分析结果和/或岩心实验结果确定焖井时间，优化油井开井顺序。注水井完成注水后压力开始下降，连续3天水井24h压力变化≤0.1mpa，再根据水样分析结果确定每口井的开井时间。
优选的，步骤(1)中，所述储层特征包括压裂井段跨度、各小层油层厚度、顶界和底界位置、固井质量、测井解释成果图、渗透率、孔隙度以及含油饱和度。
优选的，步骤(1)中，优选压裂工艺的方法为：
当油层跨度<30m时，采用合压工艺；
当30m<油层跨度<50m时，若最大小层隔层厚度<10m，采用合压工艺；
当30m<油层跨度<50m时，若最大小层隔层厚度>10m，采用分层压裂工艺；
当油层跨度>50m时，若地层系数差异大，固井质量好，采用投球分层压裂工艺或化学剂分层压裂工艺；
当油层跨度>50m时，若地层系数差异小，固井质量好，采用机械分层压裂工艺。
地层系数等于油层厚度与渗透率的乘积。
优选的，步骤(2)中，混合溶液中防膨剂、降阻剂和水源水样的质量比为0.3～2.0：0.1～0.5：97.5～99.6。
优选的，步骤(3)中，井组亏空量按以下公式计算：
a＝(b+c)*n-d
式中：a——井组亏空量，m3；
b——累积产出油，m3；
c——累积产出水，m3；
n——原油体积系数；
d——累积注入水m3。
原油体积系数为原油在地下的体积与其在地面脱气后体积的比值。
优选的，步骤(4)中，预计施工压力的计算公式为：
pk＝h×kp-ph+pf
式中，h——油层中垂深，m；
kp——油层破裂梯度，mpa/m；
ph——油层静压，mpa；
pf——管柱摩阻压力，mpa；
pk——预计施工压力，mpa。
优选的，步骤(5)中，现场施工分两种情况：
当若采用套管进液时，洗、压井，现场施工步骤为：提原井管柱；通井；刮削；验套；井口换装采油(气)树四通，提出管柱；下试压塞；井口用700型或1000型采油(气)树并加固井口，用压裂车组在高于破裂压力的条件下将液体连续注入地层；
若采用油管进液或油套混进，现场施工步骤为：井口用700型或1000型采油(气)树并加固井口，用压裂车组在高于破裂压力的条件下将液体连续注入地层。
优选的，步骤(6)中，根据井组压力变化确定油井开井顺序的方法为：注水井完成注水后压力开始下降，连续3天水井24h压力变化≤0.1mpa，按注水见效快慢的顺序开井生产，注水受效最不明显的井首先开井，注水见效最明显的井最后开井。
优选的，步骤(6)中，所述的水样分析结果是指在施工前分别取邻井油井及水源水样测矿化度；根据水样分析结果确定开井时机的方法为：施工后闷井阶段，每天取邻井油井水样测矿化度，若矿化度发生明显的变化，说明地层流体之间发生了置换，直到矿化度不再变化时，可开井投产。
本发明所述的一种注水开发油藏的増注方法的工作原理为：压裂时注入大量增能压裂液，全过程不加砂大幅降低了压裂成本；在压裂的同时，将地层亏空能量一次性补足，压完后焖井，待地层中的流体发生了有效置换后再开井，为注水开发油藏补充地层能量，提高产量提供了新的途径。
相对于现有技术，本发明所述的一种注水开发油藏的増注方法具有以下优势：
(1)压裂时注入大量增能压裂液，与普通的交联压裂液相比，成本大幅度降低。
(2)全过程不加砂，不仅节约加砂成本，而且对设备损害小，可有效的降低作业费用。
(3)在压裂的同时，将地层亏空能量一次性补足，解决了低渗油藏注不进，地层能量得不到及时补充的难题。
(4)压完后焖井，待地层中的流体发生了有效置换后再根据受益情况开井，为提高产油量提供了新的途径。
附图说明
图1为本发明实施例所述的注水开发油藏的増注方法中河水水源和配制的滑溜水物理状态的比较图。
具体实施方式
除有定义外，以下实施例中所用的技术术语具有与本发明所属领域技术人员普遍理解的相同含义。以下实施例中所用的试验试剂，如无特殊说明，均为常规生化试剂；所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法。
下面结合实施例及附图来详细说明本发明。
一种注水开发油藏的増注方法，包括以下步骤：
(1)根据现有待压井储层特征，优选压裂工艺；
储层特征包括压裂井段跨度、各小层油层厚度、顶界和底界位置、固井质量、测井解释成果图、渗透率、孔隙度以及含油饱和度。
优选压裂工艺的方法为：
当油层跨度<30m时，采用合压工艺；
当30m<油层跨度<50m时，若最大小层隔层厚度<10m，采用合压工艺；
当30m<油层跨度<50m时，若最大小层隔层厚度>10m，采用分层压裂工艺；
当油层跨度>50m时，若地层系数差异大，固井质量好，采用投球分层压裂工艺或化学剂分层压裂工艺；
当油层跨度>50m时，若地层系数差异小，固井质量好，采用机械分层压裂工艺。
地层系数等于油层厚度与渗透率的乘积。
(2)取待压井井场附近水源水样，水源与降阻剂配制的滑溜水配伍性良好，无沉淀、无絮凝。将防膨剂、降阻剂和水源水样按照0.3～2.0、0.1～0.5、97.5～99.6的质量比混合均匀形成水溶液，进行岩心伤害实验和防膨性能实验，实验方法参照《sy/t5107-2016水基压裂液性能评价方法》，要求岩心伤害率≤30％，岩屑防膨率≥85％。
(3)根据井组亏空量优化注入液量；井组亏空量按以下公式计算：
a＝(b+c)*n-d
式中：a——井组亏空量，m3；
b——累积产出油，m3；
c——累积产出水，m3；
n——原油体积系数；
d——累积注入水m3。
原油体积系数为原油在地下的体积与其在地面脱气后体积的比值。
(4)计算预计施工压力，选择进液方式：若油管排量≤2m3/min时，预计施工压力<50mpa，采用油管进液或油套混进；若油管排量≤2m3/min时，预计施工压力>50mpa，采用套管进液，施工压力<套管抗内压强度的80％；
预计施工压力的计算公式为：
pk＝h×kp-ph+pf
式中，h——油层中垂深，m；
kp——油层破裂梯度，mpa/m；
ph——油层静压，mpa；
pf——管柱摩阻压力，mpa；
pk——预计施工压力，mpa。
(5)现场施工，同井组邻井全部关井并安装压力表；
现场施工分两种情况：
当若采用套管进液时，洗、压井，现场施工步骤为：提原井管柱；通井；刮削；验套；井口换装采油(气)树四通，提出管柱；下试压塞；井口用700型或1000型采油(气)树并加固井口，用压裂车组在高于破裂压力的条件下将液体连续注入地层；
若采用油管进液或油套混进，现场施工步骤为：井口用700型或1000型采油(气)树并加固井口，用压裂车组在高于破裂压力的条件下将液体连续注入地层。
(6)根据井组压力变化、水样分析结果和/或岩心实验结果确定焖井时间，优化油井开井顺序。注水井完成注水后压力开始下降，连续3天水井24h压力变化≤0.1mpa，再根据水样分析结果确定每口井的开井时间。
根据井组压力变化确定油井开井顺序的方法为：注水井完成注水后压力开始下降，连续3天水井24h压力变化≤0.1mpa，按注水见效快慢的顺序开井生产，注水受效最不明显的井首先开井，注水见效最明显的井最后开井。
上述的水样分析结果是指在施工前分别取邻井油井及水源水样测矿化度；根据水样分析结果确定开井时机的方法为：施工后闷井阶段，每天取邻井油井水样测矿化度，若矿化度发生明显的变化，说明地层流体之间发生了置换，直到矿化度不再变化时，可开井投产。
下面以某区块的一个井组gs3-7井组为例，对注水开发油藏增能压裂方法进行详细说明。
gs3-7井组剩余可采储量12万吨，目前水井注不进，井组油井间开生产，日产油仅0.3t，对该井组水井gs3-7进行增能压裂，具体步骤如下：
(1)根据现有待压井储层特征，优选压裂工艺。
注水井射孔井段3887.4-4005.1，跨度117.7m，射孔厚度26.3m/7层，孔密16孔/m。油层分散，跨度大，选用投球分层压裂工艺。
(2)取gs3-7井附近河水水源及邻井gs21井同层位岩心进行室内实验。
室内用过滤后的河水水源进行了配伍性试验。从图1可以看出(图1中左侧烧杯中为河水水源，右侧烧杯中为滑溜水)，实验结果显示：水源与降阻剂配制的滑溜水无沉淀、无絮凝，配伍性良好。
室内用配置的滑溜水进行了岩心伤害实验，实验结果岩心损害率为21％低于行业标准(《sy/t5107-2016水基压裂液性能评价方法》中要求压裂液岩心损害率≤30％)。
根据表1中不同压裂液配方的防膨实验结果，综合考虑措施效果及成本，优选防膨剂配方为0.3％粘土稳定剂有机盐。岩屑防膨率为85.2％。
表1防膨实验数据表
上表中滑溜水压裂液配方中的所有“％”均为质量分数。
根据室内实验结果，优选3号注入液体体系，配方为0.3％粘土稳定剂有机盐+0.1％降阻剂+gs3-7河水。
(3)gs3-7井组累计采油1.65万吨，累计产水1.55万方。累计注水1.24万方，根据公式亏空量＝(累积产出油+累积产出水)×原油体积系数-累积注入水，原油体积系数为原油在地下的体积与其在地面脱气后体积的比值，gs3-7井组原油体积系数为1.8754，计算得gs3-7井组累计亏空3.98万方。
(4)计算施工压力，确定进液方式。若采用三寸半油管进液，排量为2m3/min时，预计施工压力为58.2mpa＞50mpa。因此，gs3-7井采用套管进液，预计施工压力为40mpa，计算方法如下：
pk＝h×kp＝3914.3×0.019＝74.8mpa
ph＝39.1mpapf＝4.3mpa
pw＝pk-ph+pf＝74.8-39.1+4.3＝40mpa。
(5)现场施工。洗、压井，提原井管柱；通井；刮削；验套；井口换装1000型采油(气)树四通，提出管柱；下试压塞；井口用1000型采油(气)树并加固井口，用压裂车组在高于破裂压力的条件下连续向地层注入液体4万方。施工时同井组采油井gs3-10、gs3-9、gs3-4井全部关井，并井口接压力表，设专人观察施工对4口井的影响，如有异常，及时通知现场施工人员。
(6)观察井组压力变化。gs3-7井注水后，邻井压力上升最快的是gs3-9井，其次是gs3-4井，压力上升最慢的是gs3-10井。初步确定开井顺序为gs3-10、gs3-4、gs3-9井。2017.12.23至2017.12.26连续3天水井24h压力变化≤0.1mpa，2017.2.24至2017.2.25化验gs3-10井水样矿化度基本不变，gs3-10井开井投产。2018.1.3至2018.1.4化验gs3-4井矿化度基本不变，gs3-4井开井投产。2018.1.9至2018.1.10化验gs3-9井矿化度基本不变时，gs3-9井开井投产。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。