技術(shù)領(lǐng)域：

本發(fā)明屬于油田開(kāi)發(fā)技術(shù)領(lǐng)域，具體涉及一種油井壓裂提高采收率新方法。

背景技術(shù)：
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油層壓裂是一種改造儲(chǔ)層物性、提高油藏開(kāi)發(fā)效果的重要增產(chǎn)技術(shù)，在儲(chǔ)層巖石物性較差的油田中被廣泛應(yīng)用。常規(guī)壓裂過(guò)程中，通常先將前置液大排量注入，造成注入壓力迅速升高，當(dāng)注入壓力大于儲(chǔ)層巖石破裂壓力時(shí)，儲(chǔ)層發(fā)生破裂，后續(xù)過(guò)程再分別注入攜砂液和頂替液，最終完成整個(gè)壓裂施工。實(shí)際壓裂過(guò)程中，為減少壓裂液用量和降低藥劑費(fèi)用，通常要求壓裂液具有良好造壁性，即在裂縫表面形成暫堵層，用以降低濾失量。所以，常規(guī)壓裂過(guò)程中對(duì)裂縫壁面附近油相驅(qū)替作用較弱，難以在裂縫壁面附近以及裂縫前緣形成高含油區(qū)域。壓裂施工結(jié)束開(kāi)始生產(chǎn)后，井壁附近儲(chǔ)層中原油在生產(chǎn)壓差作用下通過(guò)裂縫流入油井，但受儲(chǔ)層物性差及后續(xù)驅(qū)替流體有效波及范圍有限等因素影響，主要依靠生產(chǎn)壓差作用難以造成儲(chǔ)層含油飽和度較大幅度降低，因此常規(guī)壓裂施工面普遍面臨著生產(chǎn)見(jiàn)效快但見(jiàn)效周期較短的問(wèn)題。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
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本發(fā)明彌補(bǔ)和改善了上述現(xiàn)有技術(shù)的不足之處，為解決現(xiàn)有常規(guī)油井壓裂工藝難以動(dòng)用近井地帶原油、生產(chǎn)減小周期短和增油效果有限的問(wèn)題，設(shè)計(jì)了一種油井壓裂提高采收率方法，該方法提出了“先驅(qū)替后壓裂”的新工藝代替了常規(guī)直接壓裂工藝，前置驅(qū)替流程可在將常規(guī)開(kāi)采中難以動(dòng)用的近井地帶原油驅(qū)至靠近注入井的同時(shí)改善近井儲(chǔ)層中油相流動(dòng)能力，有利于提高壓裂施工后的生產(chǎn)效果，最終達(dá)到提高采收率目的。（技術(shù)原理示意圖見(jiàn)圖1）

本發(fā)明采用的技術(shù)方案為：一種油井壓裂提高采收率新方法，該方法的施工工藝為：

步驟一、根據(jù)實(shí)際儲(chǔ)層物性和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征選取壓裂施工井及壓裂層位；

步驟二、根據(jù)儲(chǔ)層物性、地層破裂壓力值和施工規(guī)模確定前置驅(qū)替液的類型、注入量和注入排量，以及壓裂液的類型、組成、注入量和注入排量；

步驟三、在低于儲(chǔ)層破裂壓力的條件下，按照設(shè)計(jì)施工參數(shù)向儲(chǔ)層注入前置驅(qū)替液；

步驟四、注完前置驅(qū)替液后，按照設(shè)計(jì)施工參數(shù)注入壓裂液進(jìn)行壓裂施工；

步驟五、壓裂施工完成后，進(jìn)行后續(xù)開(kāi)井生產(chǎn)，并監(jiān)測(cè)油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。

所述壓裂液的類型包括前置液、攜砂液和頂替液的類型，壓裂液的組成包括前置液、攜砂液和頂替液的組成比例。

所述的前置驅(qū)替液的類型針對(duì)實(shí)際壓裂儲(chǔ)層物性進(jìn)行選擇，驅(qū)油體系包括清水、表面活性劑溶液、普通聚合物溶液、二元體系和三元體系，其中二元體系為聚合物/表面活性劑復(fù)合體系，三元體系為堿/表面活性劑/聚合物復(fù)合體系。

所述的前置驅(qū)替液注入量針對(duì)實(shí)際壓裂規(guī)模及儲(chǔ)層物性進(jìn)行設(shè)計(jì)。

所述的壓裂液的類型及注入量針對(duì)實(shí)際壓裂規(guī)模以及儲(chǔ)層物性進(jìn)行設(shè)計(jì)。

本發(fā)明的有益效果：與現(xiàn)有常規(guī)直接壓裂施工工藝相比較，本發(fā)明的“先驅(qū)替后壓裂”新工藝中的前置驅(qū)替流程一方面可在壓裂施工前將常規(guī)開(kāi)采中難以動(dòng)用的近井地帶原油驅(qū)至靠近注入井，有利于擴(kuò)大后續(xù)生產(chǎn)過(guò)程驅(qū)替流體的有效波及范圍；另一方面驅(qū)替流程在儲(chǔ)層中形成了高含油飽和度區(qū)域，增強(qiáng)了油相流動(dòng)能力，壓裂施工后在生產(chǎn)壓差作用下由裂縫壁面附近流入裂縫中的油量增加，兩方面的綜合作用可有效提高壓裂施工后的生產(chǎn)效果，最終達(dá)到提高采收率目的。

附圖說(shuō)明：

圖1是本發(fā)明的技術(shù)原理示意圖。

圖2是本發(fā)明實(shí)施例一中的巖心結(jié)構(gòu)示意圖。

圖3是本發(fā)明中實(shí)施例一中的驅(qū)替設(shè)備流程示意圖。

圖4是本發(fā)明實(shí)施例二中的反九點(diǎn)井網(wǎng)示意圖。

圖5是本發(fā)明實(shí)施例二中的地質(zhì)模型示意圖。

具體實(shí)施方式：由于實(shí)際油藏環(huán)境復(fù)雜且儲(chǔ)層物性因開(kāi)發(fā)措施不同存在差異，壓裂施工過(guò)程中較難找到物性高度相似的區(qū)塊進(jìn)行施工效果對(duì)比評(píng)價(jià)。近年來(lái)，油藏物理模擬及數(shù)值模擬技術(shù)在油田開(kāi)發(fā)效果研究過(guò)程中起到了重要作用，因此本發(fā)明采用物理模擬實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬進(jìn)行具體實(shí)施效果對(duì)比。

實(shí)施例一

采用石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)人造均質(zhì)巖心進(jìn)行壓裂施工工藝效果物理模擬評(píng)價(jià)。

1、實(shí)驗(yàn)材料

前置驅(qū)替液為聚合物溶液（質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%）和壓裂液為聚合物凝膠壓裂液(0.13％聚合物+0.12％助排劑+2.0％dz-2交聯(lián)劑+0.4％過(guò)硫酸銨)。聚合物為大慶煉化公司生產(chǎn)部分水解聚丙烯酰胺干粉（hpam），相對(duì)分子質(zhì)量分別為m=1900×10⁴，有效含量為88.0%；助排劑為大慶高新區(qū)華龍祥化工有限公司生產(chǎn)非離子型表面活性劑，交聯(lián)劑為有機(jī)鉻交聯(lián)劑，破膠劑為過(guò)硫酸銨。

實(shí)驗(yàn)用水為大慶油田現(xiàn)場(chǎng)施工所用壓裂液配制水。實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，由大慶油田原油與輕烴混合而成，45℃條件下黏度為9.8mpa·s。

實(shí)驗(yàn)裂縫巖心為石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)均質(zhì)巖心，由兩塊外觀幾何尺寸：高×寬×長(zhǎng)=2.25cm×4.5cm×60cm組成，巖心滲透率kg=150×10^-3μm²，其結(jié)構(gòu)示意圖見(jiàn)圖2。

2、儀器設(shè)備

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括isco泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除isco泵和手搖泵外，其它部分置于實(shí)驗(yàn)溫度45℃下的恒溫箱，設(shè)備及流程示意圖見(jiàn)圖3，注液流量為0.3ml/min，數(shù)據(jù)錄取時(shí)間間隔為30min。

3、實(shí)驗(yàn)方法

1）、將兩塊巖心稱干重，抽空飽和實(shí)驗(yàn)用水，稱濕重，計(jì)算孔隙體積；

2）、將兩塊巖心合并在一起，中間放入塑料隔層，并用聚四氟乙烯膠帶纏繞巖心外部（端面除外），使其保持為一個(gè)整體。隨后將巖心放入巖心夾持器中，在油藏溫度條件下飽和模擬油。之后巖心靜置24h，計(jì)算含油飽和度；

3）、水驅(qū)至含水95%，在采出端收集不同開(kāi)采階段采液量，計(jì)算含水率和采收率。

4）、“先驅(qū)替后壓裂”：從注入端以0.3ml/min注入速度注入6ml聚合物溶液后，將巖心從夾持器中取出，去掉巖心外部聚四氟乙烯生膠帶和中間塑料隔層。根據(jù)實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)裂縫穿透比，在巖心中間重新放入塑料隔層（隔層為帶縫隔層，帶縫段長(zhǎng)度為裂縫長(zhǎng)度1/4和纏繞聚四氟乙烯生膠帶，然后放入巖心夾持器。在2mpa壓差下注入壓裂液，壓裂液沿暴露裂縫壁濾失，并將流經(jīng)區(qū)域剩余油推向巖心深部。收集采出液，計(jì)算濾失量；

“直接壓裂”：將巖心從夾持器中取出，去掉巖心外部聚四氟乙烯生膠帶和中間塑料隔層。根據(jù)實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)裂縫穿透比，在巖心中間重新放入塑料隔層（隔層為帶縫隔層，帶縫段長(zhǎng)度為裂縫長(zhǎng)度1/4和纏繞聚四氟乙烯生膠帶，然后放入巖心夾持器。在2mpa壓差下注入壓裂液，壓裂液沿暴露裂縫壁濾失，并將流經(jīng)區(qū)域剩余油推向巖心深部。收集采出液，計(jì)算濾失量；

5）、重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)步驟4中裂縫模擬工藝3次，每次增加隔層帶縫段長(zhǎng)度，增加值為裂縫長(zhǎng)度1/4。

6）、后續(xù)水驅(qū)至含水95%，記錄不同時(shí)間段出液量和出油量，計(jì)算采收率。

4、實(shí)驗(yàn)結(jié)果

不同壓裂施工工藝增油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1：采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從表1中可以看出，與“直接壓裂”工藝相比較，“先驅(qū)替后壓裂”工藝壓裂施工后增油效果更好。

實(shí)施例二

采用cmg軟件建立數(shù)值模型進(jìn)行壓裂施工工藝效果數(shù)值模擬評(píng)價(jià)。

1、實(shí)驗(yàn)條件

采用理想模型進(jìn)行壓裂液類型對(duì)壓裂施工效果影響數(shù)值模擬研究。礦場(chǎng)實(shí)際井網(wǎng)為反九點(diǎn)井網(wǎng)，截取其1/4（1口注入井，3口生產(chǎn)井）建立地質(zhì)模型，見(jiàn)圖4。依據(jù)實(shí)際油藏情況，設(shè)計(jì)模型儲(chǔ)層頂深為900m，小層厚度為4m，孔隙度為0.23，油水界面深度為909m。模型水平方向網(wǎng)格尺寸為5m×5m，縱向上裂縫處網(wǎng)格尺寸最小為0.01m，由裂縫向兩側(cè)網(wǎng)格尺寸逐漸增大至1m，見(jiàn)圖5。設(shè)置900米處初始?jí)毫?1mpa，對(duì)一個(gè)初始不含氣油藏執(zhí)行重力-毛管力平衡初始化計(jì)算。依據(jù)重力-毛管力平衡對(duì)理想模型進(jìn)行初始化，束縛水飽和度為0.3257。當(dāng)井距為150m和滲透率為kg=150×10^-3μm²時(shí)，地質(zhì)儲(chǔ)量為1.410×10⁴m³。

2、方案設(shè)計(jì)

目標(biāo)井組中注入井（injector）進(jìn)行定壓（13mpa）水驅(qū)開(kāi)發(fā)，當(dāng)油井綜合含水達(dá)到60%時(shí)，對(duì)該井組3口油井（prod1、prod2和prod3）進(jìn)行壓裂。壓裂施工后，井組繼續(xù)實(shí)施定壓（13mpa）水驅(qū)開(kāi)發(fā)，計(jì)算目標(biāo)井組壓裂施工后2年內(nèi)累計(jì)增油量和采收率。

在注采井井距、儲(chǔ)層平均滲透率、壓裂時(shí)機(jī)（壓裂時(shí)油井含水率）和裂縫穿透比等參數(shù)值固定條件下，分別對(duì)比“直接壓裂”（壓裂液為聚合物凝膠壓裂液）和“先驅(qū)替后壓裂”（前置段塞為聚合物溶液，壓裂液為聚合物凝膠壓裂液）兩種工藝數(shù)值模擬增油效果，聚合物溶液、壓裂液性能與實(shí)例1物理模擬實(shí)驗(yàn)一致。

3、結(jié)果分析

壓裂方式對(duì)目標(biāo)井組聚合物壓裂增油效果影響數(shù)值模擬結(jié)果見(jiàn)表2。

表2：壓裂增油效果

從表2可以看出，壓裂濾失方式不同，采收率增幅不同，與“直接壓裂”方式相比，“先驅(qū)替后壓裂”方式的采收率增幅較高。

以上所述僅為本發(fā)明的個(gè)案實(shí)施例而已，并不用以限制本發(fā)明，凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)所作的任何修改、等同替換和改進(jìn)等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。