本發(fā)明涉及油田開發(fā)領(lǐng)域，特別涉及一種裂縫性油藏水平井注采異步開采方法。

背景技術(shù)：

隨著世界石油供需矛盾的日益突出和優(yōu)質(zhì)石油資源的逐漸匱乏，超低滲致密油資源的開發(fā)已成為我國石油工業(yè)發(fā)展的主體對象，國內(nèi)外致密油藏生產(chǎn)實(shí)踐已經(jīng)顯示壓裂水平井是開發(fā)該類油藏的一種有效開發(fā)方式。而大部分低滲透致密油藏天然裂縫、微裂縫發(fā)育，水平井多段壓裂改造后人工壓裂縫復(fù)雜，注水開發(fā)過程中更容易形成壓裂縫與注水井間的天然裂縫溝通，最終導(dǎo)致水平井的裂縫性水淹。裂縫發(fā)育油藏壓裂水平井注水開發(fā)過程中，裂縫性見水現(xiàn)象比較普遍，如何實(shí)現(xiàn)裂縫性見水水平井控制區(qū)域內(nèi)原油的有效動(dòng)用，挖潛剩余油，提高采收率是裂縫性油藏水平井注水開發(fā)面臨的問題。

當(dāng)前國內(nèi)外有關(guān)注采異步的研究，主要針對于開發(fā)直井，現(xiàn)有的裂縫性油藏壓裂水平井裂縫性見水后采用的方法及存在的問題：

（1）注水井停注后地層能量不足，水平井產(chǎn)液量快速下降，不能實(shí)現(xiàn)剩余油的有效動(dòng)用。

（2）壓裂水平井裂縫條數(shù)多，目前技術(shù)條件下，找水周期長，且很難判斷具體出水點(diǎn)。

（3）目前應(yīng)用于水平井的堵水調(diào)剖工藝技術(shù)不成熟，措施后效果不顯著或堵水時(shí)效性短，措施后含水會(huì)再次快速上升。找堵水工藝在壓裂水平井裂縫性見水治理上還需攻關(guān)探索。

國內(nèi)外對于注采異步采油研究較少，更沒有裂縫發(fā)育油藏多段壓裂水平井注采異步采油的研究。目前裂縫性見水水平井主要采用自然能量衰竭式開發(fā)方式，該方法地層能量降低快、產(chǎn)量遞減迅速、最終采收率低。因此對于壓裂水平井見水后采油方法，需進(jìn)一步深入的探尋。此外，針對于注采異步技術(shù)，在注水量、注水速度、采油時(shí)間、采油速度等影響注水注采有效果的理論研究分析和試驗(yàn)也需要進(jìn)一步論證。

因此本發(fā)明提出針對裂縫性油藏壓裂水平井注水開發(fā)見水后采油方法的新思路。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

為了克服現(xiàn)有采油方法地層能量降低、產(chǎn)量遞減迅速、最終采收率低的問題，本發(fā)明提供一種裂縫性油藏水平井注采異步開采方法。該采油方法利用了注入水在以裂縫為媒介與儲(chǔ)層巖石內(nèi)的原油發(fā)生滲吸置換的作用，其增產(chǎn)機(jī)理主要是通過周期性注水吞吐，充分發(fā)揮基質(zhì)的毛管逆向滲吸作用，將基質(zhì)巖塊中的原油置換到裂縫中加以開采，從而實(shí)現(xiàn)常規(guī)注水開發(fā)難以動(dòng)用的裂縫性低滲透油藏的有效開發(fā)。

本發(fā)明采用的技術(shù)方案為：

一種裂縫性油藏水平井注采異步開采方法，具體步驟為：

1）選區(qū)選井，選取儲(chǔ)層天然微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)多段壓裂水平井生產(chǎn)過程中裂縫性見水，當(dāng)含水量平均每天上升大于等于1.5%時(shí)，水平井控制區(qū)域內(nèi)的剩余油作為注采異步采油水平井；

2）采油水平井關(guān)井，注水井注水80-100方，采油水平井關(guān)井；

3）注水井關(guān)井，注水井關(guān)井后采油水平井開井采油，進(jìn)入基質(zhì)巖塊中的注入水被滯留下來，替換出等量的原油進(jìn)入裂縫系統(tǒng)，流入井筒采出；

4）進(jìn)入下一輪次注水，重復(fù)步驟2-3，注采異步8-10個(gè)周期。

每次注水周期為60天,采油周期為180天。

所述步驟2）中，注水過程中，注入水在注水壓力和毛管壓力的雙重作用下，沿著開啟的天然裂縫和水平井壓裂縫進(jìn)入到水平井周圍基質(zhì)巖塊的含油孔隙中。

所述注水過程中地層壓力逐步恢復(fù)，壓力保持在原始地層壓力的90-100%，水平井區(qū)域油水重新分布。

所述注水過程中地層壓力逐步恢復(fù)，壓力保持在原始地層壓力的95%，水平井區(qū)域油水重新分布。

所述步驟3）中，注水井關(guān)井后采油水平井開井采油，通過裂縫與基質(zhì)巖塊間存在的壓差加速毛管滲吸的排油作用，在驅(qū)替壓差和毛管滲吸作用下，使進(jìn)入基質(zhì)巖塊中的注入水被滯留下來，替換出等量的原油進(jìn)入裂縫系統(tǒng)，流入井筒采出。

所述步驟2）中采油水平井關(guān)井，注水井注水90方。

所述步驟4）中注采異步為9個(gè)周期。

本發(fā)明的有益效果為：

1、本發(fā)明的裂縫性油藏水平井周期注水采油方法利用了注入水在以裂縫為媒介與儲(chǔ)層巖石內(nèi)的原油發(fā)生滲吸置換的作用，其增產(chǎn)機(jī)理主要是通過周期性注水吞吐，充分發(fā)揮基質(zhì)的毛管逆向滲吸作用，將基質(zhì)巖塊中的原油置換到裂縫中加以開采，從而降低見水水平井的含水率、提高單井產(chǎn)量、補(bǔ)充地層能量，實(shí)現(xiàn)常規(guī)注水開發(fā)難以動(dòng)用的裂縫性低滲透油藏的有效開發(fā)。

2、與叢式井相比，多段壓裂水平井縫網(wǎng)體系發(fā)育，增大了儲(chǔ)層人工裂縫和天然裂縫中的油水接觸面積，更有利于提高低滲透油藏裂縫與基質(zhì)交滲能力，能夠進(jìn)一步提高油藏整體的滲吸增產(chǎn)效果，大幅度提高單井產(chǎn)量，增加原油的采出程度。

3、地質(zhì)工程工藝簡單，能夠滿足實(shí)現(xiàn)長期能量補(bǔ)充及穩(wěn)產(chǎn)的要求。

以下將結(jié)合附圖進(jìn)行進(jìn)一步的說明。

附圖說明

圖1多段壓裂水平井注采異步注水過程流體流動(dòng)示意圖。

圖2多段壓裂水平井注采異步采油過程流體流動(dòng)示意圖。

圖3 注采異步注水井及采油井開、關(guān)井過程圖。

圖中，附圖標(biāo)記：1—注水井，2—水平井，3—人工壓裂裂縫，4—注采井間溝通的天然裂縫，5—注入水流體，6—注入水，7—地層油水混相流體，8—油水混相流體。

具體實(shí)施方式

實(shí)施例1：

為了克服現(xiàn)有方法地層能量降低快、產(chǎn)量遞減迅速、最終采收率低的問題，本發(fā)明提供如圖1、圖2所示的一種裂縫性油藏水平井注采異步開采方法，本發(fā)明利用了注入水在以裂縫為媒介與儲(chǔ)層巖石內(nèi)的原油發(fā)生滲吸置換的作用，其增產(chǎn)機(jī)理主要是通過周期性注水吞吐，充分發(fā)揮基質(zhì)的毛管逆向滲吸作用，將基質(zhì)巖塊中的原油置換到裂縫中加以開采，從而實(shí)現(xiàn)常規(guī)注水開發(fā)難以動(dòng)用的裂縫性低滲透油藏的有效開發(fā)。

一種裂縫性油藏水平井注采異步開采方法，具體步驟為：

1）選區(qū)選井，選取儲(chǔ)層天然微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)多段壓裂水平井2生產(chǎn)過程中裂縫性見水，當(dāng)含水量平均每天上升大于等于1.5%時(shí)，水平井2控制區(qū)域內(nèi)的剩余油作為注采異步采油水平井；

2）采油水平井關(guān)井，注水井1注水80-100方，采油水平井關(guān)井；

3）注水井1關(guān)井，注水井1關(guān)井后采油水平井開井采油，進(jìn)入基質(zhì)巖塊中的注入水6被滯留下來，替換出等量的原油進(jìn)入裂縫系統(tǒng)，流入井筒采出；

4）進(jìn)入下一輪次注水，重復(fù)步驟2-3，注采異步8-10個(gè)周期。

本發(fā)明中中，選區(qū)選井，選取儲(chǔ)層天然微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)多段壓裂水平井生產(chǎn)過程中裂縫性見水，當(dāng)含水量平均每天上升大于等于1.5%時(shí)，水平井2控制區(qū)域內(nèi)的剩余油作為注采異步采油水平井；

采油水平井關(guān)井，注水井1注水80-100方，采油水平井關(guān)井，注水過程中，注入水6在注水壓力和毛管壓力的雙重作用下，沿著開啟的天然裂縫和水平井2壓裂縫進(jìn)入到水平井2周圍基質(zhì)巖塊的含油孔隙中，注水過程中地層壓力逐步恢復(fù)，壓力保持在原始地層壓力的90-100%，水平井2區(qū)域油水重新分布；

注水井1關(guān)井，注水井1關(guān)井后采油水平井開井采油，裂縫與基質(zhì)巖塊間存在的壓差加速了毛管滲吸的排油作用，在驅(qū)替壓差和毛管滲吸作用下，使進(jìn)入基質(zhì)巖塊中的注入水6被滯留下來，替換出等量的原油進(jìn)入裂縫系統(tǒng)，流入井筒采出。為防止地層嚴(yán)重脫氣，采油期末的地層壓力應(yīng)略高于飽和壓力；

進(jìn)入下一輪次注水，重復(fù)步驟2-3，注采異步8-10個(gè)周期。

注采異步的注水過程中注水井1最佳注水時(shí)間60天左右，井組日注水量80-100方，周期井組累計(jì)注水量5500方左右，注水結(jié)束時(shí)地層壓力水平保持在90-100%；

圖1、圖2顯示了裂縫性油藏多段壓裂水平井注采異步的注水過程和采油過程中流體流動(dòng)示意圖。注水井1，水平井2上橫向有多個(gè)人工壓裂裂縫3和注采井間溝通的天然裂縫4，注水井1分布在水平井2的四周，四個(gè)注水井1進(jìn)行注水，注入水流體5進(jìn)入裂縫內(nèi)，注入水6進(jìn)入基質(zhì)內(nèi)，則裂縫內(nèi)的為地層油水混相流體7，基質(zhì)內(nèi)的為油水混相流體8。

在注水已經(jīng)發(fā)生水竄、基質(zhì)原油被水封鎖的情況下，為擴(kuò)大基質(zhì)巖塊的注水波及體積，提高原油采收率而開展的一種周期注水方式。

注采異步的主要原理是：注水井1注水時(shí)關(guān)停油井，防止注入水6沿裂縫水竄，在注水壓力和毛管壓力的雙重作用下，使注入水6進(jìn)入基質(zhì)巖塊較深部位的含油孔隙中；地層壓力恢復(fù)后注水井1停注，平衡壓力場，使整個(gè)區(qū)域油水重新分布；油水分異一段時(shí)間后油井復(fù)產(chǎn)，裂縫與基質(zhì)巖塊間存在的壓差加速了毛管滲吸的排油作用，在驅(qū)替壓差和毛管滲吸作用下，使更多進(jìn)入基質(zhì)巖塊中的注入水6被滯留下來，從而替換出等量的原油進(jìn)入裂縫系統(tǒng)。其實(shí)質(zhì)是充分發(fā)揮裂縫系統(tǒng)作為供水和油流通道的有利因素，利用驅(qū)替壓差、基質(zhì)巖塊壓縮和膨脹、毛管滲吸作用等，促使原油從基質(zhì)巖塊流向裂縫系統(tǒng)，從而擴(kuò)大基質(zhì)巖塊的注水波及體積，提高驅(qū)油效率。

實(shí)施例2：

基于上述實(shí)施例的基礎(chǔ)上，本實(shí)施例中，每次注水周期為60天,采油周期為180天。

水平采油井開井生產(chǎn)階段，采油周期180天左右，單井產(chǎn)量30方左右，采油期末地層壓力略高于飽和壓力，周期累計(jì)產(chǎn)液量5500方左右，周期注采基本平衡。

所述步驟2）中，注水過程中，注入水6在注水壓力和毛管壓力的雙重作用下，沿著開啟的天然裂縫和水平井2壓裂縫進(jìn)入到水平井2周圍基質(zhì)巖塊的含油孔隙中。

所述注水過程中地層壓力逐步恢復(fù)，壓力保持在原始地層壓力的90-100%，水平井2區(qū)域油水重新分布。

注水井1關(guān)井后采油水平井開井采油，通過裂縫與基質(zhì)巖塊間存在的壓差加速毛管滲吸的排油作用，在驅(qū)替壓差和毛管滲吸作用下，使進(jìn)入基質(zhì)巖塊中的注入水6被滯留下來，替換出等量的原油進(jìn)入裂縫系統(tǒng)，流入井筒采出。

水平井2裂縫性見水后含水快速上升至50%以上，甚至接近100%，注入水6大部分為無效注水，直接從水平井2產(chǎn)出，而產(chǎn)油量快速下降，開發(fā)效果變差。所以，水平井2見水后越早轉(zhuǎn)注采異步開采效果越好，建議含水率>60%即轉(zhuǎn)為注采異步采油。

采用本發(fā)明提供的裂縫性油藏水平井注采異步開采方法，能有效提高采油率，本發(fā)明通過對裂縫性見水壓裂水平井采油方法的研究，為裂縫性油藏水平井開發(fā)提高采收率提供了一種有效的增產(chǎn)方式。同時(shí)裂縫性油藏壓裂水平井見水后注采異步采油方法增產(chǎn)效果明顯，投資成本低，經(jīng)濟(jì)效益好，技術(shù)經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)也遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于調(diào)剖或堵水。

實(shí)施例3：

基于上述實(shí)施例的基礎(chǔ)上，本實(shí)施例中，所述步驟2）中采油水平井關(guān)井，注水井1注水90方。所述注水過程中地層壓力逐步恢復(fù)，壓力保持在原始地層壓力的95%，水平井2區(qū)域油水重新分布。重復(fù)步驟2）和步驟3）的注水、采油的過程，整個(gè)周期選為9個(gè)周期。

注采異步第一個(gè)周期單井日產(chǎn)量及累計(jì)產(chǎn)油量最高、含水最低，后面隨著含水的上升、剩余油的減少、產(chǎn)量逐步遞減、含水逐步上升，最佳注采異步周期為9個(gè)周期。注采異步過程中注水井1及采油井開井、關(guān)井過程如圖3。

模擬預(yù)測結(jié)果表明，注采異步可以大幅度降低裂縫性見水井的含水率，由于注水地層能量充足，在滲吸置換作用下單井液量、產(chǎn)油量大幅度提高，單井累計(jì)產(chǎn)油量及階段采出程度也大幅度提高，預(yù)計(jì)有效注采異步周期在8個(gè)周期以上，采出程度可提高2%以上。

裂縫性油藏壓裂水平井裂縫性見水后注采異步開發(fā)的優(yōu)勢在于：可以有效降低水淹井的含水率，同時(shí)充分利用油水滲吸置換、地層能量補(bǔ)充原理提高原油采收率，此外注入劑（注入水6）價(jià)格低廉、資源充足，操作成本較低?？沙浞忠揽靠p網(wǎng)型的裂縫，擴(kuò)大注入水6與裂縫的接觸面積，進(jìn)一步增加油水置換量，同時(shí)經(jīng)過反復(fù)的注水、采油過程的交替，增大了洗油波及面積和驅(qū)替倍數(shù)，提高了驅(qū)油效率，從而提高原油采收率。

本發(fā)明通過對裂縫性見水壓裂水平井采油方法的研究，為裂縫性油藏水平井開發(fā)提高采收率提供了一種有效的增產(chǎn)方式。同時(shí)裂縫性油藏壓裂水平井見水后注采異步采油方法增產(chǎn)效果明顯，投資成本低，經(jīng)濟(jì)效益好，技術(shù)經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)也遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于調(diào)剖或堵水。

實(shí)施例4：

基于上述實(shí)施例的基礎(chǔ)上，本實(shí)施例主要針對鄂爾多斯盆地新安邊地區(qū)致密油油藏。該地區(qū)作為長慶油田致密油試驗(yàn)區(qū)之一，致密油儲(chǔ)層為長7層，油藏埋深2190-2570m，儲(chǔ)層物性差（巖心分析獲得的平均孔隙度8.9%，平均滲透率0.12mD），原始地層壓力15.8MPa。該區(qū)長7₂儲(chǔ)層平均油層厚度10m，巖心分析孔隙度7%～9%，平均8.9%，滲透率0.1～0.2mD，平均0.12mD，儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育，平均裂縫發(fā)育密度0.29條/m，地層原油粘度1.23mPa?s、密度0.74g/cm³、氣油比為75.40m³/t、飽和壓力7.04MPa。綜合分析可知，該儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育，整體含油性很差，孔、滲條件均處于常規(guī)開發(fā)下限，該區(qū)部分水平井2采用五點(diǎn)、七點(diǎn)井網(wǎng)開展注水開發(fā)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果表明該區(qū)裂縫性見水現(xiàn)象突出，如何補(bǔ)充地層虧空能量、實(shí)現(xiàn)降水增油是該注水開發(fā)試驗(yàn)區(qū)面臨的問題。

該區(qū)典型水平井于2012年3月完鉆，完鉆層位長7₂儲(chǔ)層，水平段長度650m，油層鉆遇率93.5%，采用分段體積壓裂改造工藝，壓裂改造6段，平均單段施工排量4.5m³/min，平均單段加砂量41m³，2012年8月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期產(chǎn)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，累計(jì)超前注水量286m。由于天然裂縫發(fā)育，水平井投產(chǎn)后即見注入水6，堵水及周期注水效果較差。由于注水井1停住，地層能量逐步下降，水平井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量及動(dòng)液面呈快速下降趨勢，開發(fā)效果差。該井組于2014年5月關(guān)井開始實(shí)施注采異步注水，單井日配注水量30方，注水時(shí)間60天，水平井投產(chǎn)日產(chǎn)液量達(dá)到21.2m³/d，日產(chǎn)油達(dá)到8.6t/d，含水快速降至53.5%左右?？梢钥闯霾捎妥⒉僧惒介_發(fā)補(bǔ)充了地層能量，提高了單井產(chǎn)量、降低了含水。

現(xiàn)以下列最佳實(shí)施例來說明本發(fā)明，但不用來限制本發(fā)明的范圍。若未特別指明，實(shí)施例中所用的技術(shù)手段為本領(lǐng)域技術(shù)人員所熟知的常規(guī)手段。