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专利名称：一种特低渗透储层井网改造-补能一体化设计方法

专利类型：发明专利

专利申请号：CN202210596415.4

专利申请（专利权）人：大庆油田有限责任公司,中国石油天然气股份有限公司
权利人地址：黑龙江省大庆市让胡路区中央大街南段233号

专利发明（设计）人：发明人:祖琳,王云龙,付志国,郑宪宝,迟博,徐粤州,张福玲,苗志国,吴宝峰,刘春枚

专利摘要：本发明涉及一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法。解决了现有技术无法有效动用特低渗储层（k≤5mD）的剩余可采储量的问题。该方法包括：1）、根据储层脆塑性分类标准及主力油层筛选标准，明确储层脆塑性特征及主力油层；2）、进行整体治理潜力区筛。叛〕稣逯卫砬绷η3）、进行不同井距井网储层改造设计及工艺优。4）、基于优选的不同井距井网的储层改造设计及工艺，进行不同排距的能量补充设计和工艺优选。本发明综合考虑储层脆塑性、主力油层分布、整体治理潜力区及井距、排距影响，及储层改造和补能方面成熟单井治理技术，开展井网?砂体?改造?补能设计，为改善特低渗储层的开发效果提供技术支撑。

主权利要求：
1.一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于：包括以下步骤：步骤（1）、根据储层脆塑性分类标准及主力油层筛选标准，明确储层脆塑性特征及主力油层；
步骤（2）、基于明确的储层脆塑性特征和主力油层，进行整体治理潜力区筛。叛〕稣逯卫砬绷η欢哉逯卫砬绷η谒杏退芯脑?补能一体化设计；
步骤（3），基于优选的整体治理潜力区，优选不同井距井网储层改造设计及工艺；所述不同井距井网储层改造包括脆性储层不同井距井网储层改造、脆塑性储层不同井距井网储层改造；
所述脆性储层不同井距井网储层改造方法，包括：当井距L≤420m时:储层改造设计为隔井缝网压裂，通过脉冲加砂实现缝网有效支撑，
3 3 3
施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度10m/m以上；
当井距L>420m时:储层改造设计为所有井缝网压裂施工，通过脉冲加砂和选用低密度
3 3 3
支撑剂实现缝网有效支撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度8～15m/m；
步骤（4），基于优选的不同井距井网的储层改造设计及工艺，优选不同排距的能量补充设计和工艺。
2.根据权利要求1所述一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于，所述步骤（1）储层脆塑性分类标准包括：①脆性指数45%以上为脆性储层；
②脆性指数30?45%为脆塑性储层；
以及/或，
所述步骤（1）主力油层筛选标准包括：
①地层系数KH＞6mD.m；②含油饱和度＞47%；③有效厚度＞2m；④砂体宽度＞300m。
3.根据权利要求1所述一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于，所述步骤（2）整体治理潜力区筛选标准包括：①开采油层为特低渗透储层，渗透率k≤5mD；②区块或井区采出程度<8%，采油速度<
0.5%；③平均单井有效厚度>10m；④平均单井初期日产油>1t/d；⑤全区综合含水<60%。
4.根据权利要求1所述一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于，所述脉冲加砂的方法：特低渗储层压开裂缝后因支撑剂密度大，在裂缝内发生沉降，为了对纵向裂缝进行有效支撑，对泵注流程进行优化；优化后的泵注程序：先泵注滑溜水+清水+滑溜水人造复杂缝网体系，泵注黏度＞35mPa·s改性胍胶压裂液，保证主缝延伸，加砂过程中，纤维阶梯加入，按照砂比7%?10%?13%?16%?19%?22%?25%?28%?30%?32%，脉冲频率3
30?40次，分段砂量0.8?1.0m 之间进行泵入纤维携砂液；通过开展脉冲方式泵入纤维携砂液，使被纤维捆绑的支撑剂在裂缝中形成低密度团状充满在裂缝中，实现主裂缝全支撑，并形成高导流能力通道，减缓压后产量递减。
5.根据权利要求1所述一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于，所述步骤（3）脆塑性储层不同井距井网储层改造方法，包括：当150m≤井距L≤250m时:储层改造设计为邻井错层或扩容，优选表活剂缝网改造，施
3 3 3 3
工井加液强度为450m/m～530m/m，加砂强度为10m/m～15m/m；
3
当250m<井距L≤350m时:储层改造设计相邻井应力干扰施工，施工井加液强度为350m /
3 3
m～150m/m，加砂强度8～15m/m；
当井距L>350m时:储层改造设计为所有井表活剂缝网压裂施工，缝网支撑剂为选用低
3 3 3
密度支撑剂，施工井加液强度为400m/m～510m/m，加砂强度设计12～18m/m。
6.如权利要求5所述的一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于：扩容治理方法：通过物质平衡和最大主应力与最小主应力差计算结果，应用支撑剂数法优化设计，优化改造裂缝体积，优化支撑剂规模，优化施工排量，确保本井改造充分的同时缝网范围超过相邻2口邻井井底，在施工过程中邻井井口压力计测量上见到压力上升的显示，压力上升后保持在某一压力5?7天，即邻井改造完成，施工后3口井同时开井，全部见到改造效果；
以及/或，
应力干扰的方法：针对特低渗已开发区，最大主应力与最小主应力差较大，缝网改造后最大主应力方向延伸长度长，最小主应力方向缝带宽度。焱丛映潭鹊，压窜风险高的特征，设计应力干扰施工，在井组内相邻两口井施工的过程中，两个压裂车组同时同层位同规模施工，两口井同时向地层泵注液体，提高地层压力，平衡两口井井间最大主应力方向压力差，降低施工井井底的应力差Δσ，迫使岩石在最小主应力方向破裂，形成较大的缝带宽度，从而实现缝网复杂程度高和施工压窜风险小的目的；
以及/或，
表活剂缝网改造方法，包括：
首先，针对特低渗储层地层能量保持水平低、基质动用差的情况，从界面张力、界面张力稳定性、乳化性能、渗吸能力、表活剂损耗、与压裂液配伍性方面针对不同类型表活剂进行室内评价与优。范ㄏ从湍芰η、界面张力低、压裂液配伍性好的石油磺酸盐表面活性剂作为驱油剂；
其次，室内实验优化表活剂用量，设计清水压裂液中加入0.35%石油磺酸盐表活剂；
最后，以前置段塞的方式超前注入地层中，实现储层基质置换和超前补充地层能量的效果。
7.如权利要求1所述的一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于：所述步骤（4）不同排距井网能量补充设计及工艺优选中，包括井网排距及天然裂缝发育程度的影响，具体优选方法包括：（1）、天然裂缝发育较少储层：
当50m≤排距H<80m时:能量补充设计为水井常规压裂注水补能，补能井工艺采用常规3
压裂施工，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度≤1.0m/d·m；
当80m≤排距H<200m时:能量补充设计为水井缝网注水补能，补能井工艺采用水井滑溜3
水携砂压后不返排方法，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度为0.9m /d·m～3
1.2m/d·m；
当排距H≥200m时:能量补充设计为井网重构；原井网排间加密油井，新油井缝网压裂，3
老水井缝网压裂压后注水，南北向原井网边井压驱补能，注水强度<1.0m /d·m，压驱井单3
井注入压裂液5000m以上；
不规则井网:能量补充设计为水井转抽结合中心井补能，补能井工艺采用压驱，压驱井3
单井注入压裂液5000m以上；
（2）、天然裂缝较发育储层
能量补充设计为隔井压裂、邻井补能方式，补能井工艺为压驱，压驱井单井注入压裂液3
5000m以上。
8.如权利要求7所述的一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于：所述水井滑溜水携砂压后不返排方法：对于水井缝网压裂改造后继续注水的情况，优化压裂液体系，选用对储层伤害最小的滑溜水压裂介质，在泵注初期滑溜水中增加增黏剂组分，30s内达到最大粘度来增强携砂能力；加砂过后调整滑溜水体系，添加过硫酸钾和亚硫酸钠增强破胶效果，使地层中的压裂液对储层伤害最。┕ず蟛环蹬牛唤垦沽岩罕４嬗诖⒉阒，补充地层能量。
9.如权利要求7所述的一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，其特征在于：井网重构的方法：通过加密油井和老油井转为压驱补能井，将原有井排距接近的正方形井网调整为井距大排距小的矩形井网，实现井网转换。 说明书 : 一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法技术领域[0001] 本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法。背景技术[0002] 对于特低渗透储层（k≤5mD）采出程度低且油井长关?低产比例高的区块，目前普遍适用的治理方式是单井缝网压裂改造，但单井缝网压裂改造仅优选厚度大、含水低的油井开展治理，治理后区块仍存在大量的剩余可采储量没有动用，并且对于不同井网形式，单井缝网压裂改造技术的针对性差，没有将井网、缝控砂体和能量补充统一考虑，并且缺少切实有效的能量补充手段，产量递减快，累增油量少，无法规模有效动用特低渗储层（k≤5mD）的剩余可采储量，现有技术适应性差。发明内容[0003] 本发明在于克服背景技术中存在的现有技术无法有效动用特低渗储层（k≤5mD）的剩余可采储量的问题，而提供一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法。该特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，以现有井网为基。酆峡悸谴⒉愦嗨苄、主力油层分布、整体治理潜力区及井距、排距影响，储层改造和补能方面成熟单井治理技术，开展井网?砂体?改造?补能设计，为改善特低渗储层的开发效果，提高采收率提供技术支撑。[0004] 本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，包括以下步骤：[0005] 步骤（1）、根据储层脆塑性分类标准及主力油层筛选标准，明确储层脆塑性特征及主力油层；[0006] 步骤（2）、基于明确的储层脆塑性特征和主力油层，进行整体治理潜力区筛。叛〕稣逯卫砬绷η欢哉逯卫砬绷η谒杏退芯脑?补能一体化设计；[0007] 步骤（3），基于优选的整体治理潜力区，优选不同井距井网储层改造设计及工艺；所述不同井距井网储层改造包括脆性储层不同井距井网储层改造、脆塑性储层不同井距井网储层改造；[0008] 步骤（4），基于优选的不同井距井网的储层改造设计及工艺，优选不同排距的能量补充设计和工艺。[0009] 优选的，所述步骤（1）储层脆塑性分类标准包括：[0010] ①脆性指数45%以上为脆性储层；[0011] ②脆性指数30?45%为脆塑性储层；[0012] 以及/或，[0013] 所述步骤（1）主力油层筛选标准包括：[0014] ①地层系数（KH）＞6mD.m；②含油饱和度＞47%；③有效厚度＞2m；④砂体宽度＞300m。[0015] 优选的，所述步骤（2）整体治理潜力区筛选标准包括：[0016] ①开采油层为特低渗透储层（k≤5mD）；②区块或井区采出程度<8%，采油速度<0.5%；③平均单井有效厚度>10m；④平均单井初期日产油>1t/d；⑤全区综合含水<60%。[0017] 优选的，所述步骤（3）脆性储层不同井距井网储层改造方法，包括：[0018] 当井距L≤420m时:储层改造设计为隔井缝网压裂，通过脉冲加砂实现缝网有效支3 3 3撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度10m/m以上；[0019] 当井距L>420m时:储层改造设计为所有井缝网压裂施工，通过脉冲加砂和选用低3 3 3密度支撑剂实现缝网有效支撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度8～15m/m。[0020] 优选的，所述脉冲加砂的方法：特低渗储层压开裂缝后因支撑剂密度大，在裂缝内发生沉降，为了对纵向裂缝进行有效支撑，对泵注流程进行优化；优化后的泵注程序：先泵注滑溜水+清水+滑溜水人造复杂缝网体系，泵注黏度＞35mPa·s改性胍胶压裂液，保证主缝延伸，加砂过程中，纤维阶梯加入，按照砂比7%?10%?13%?16%?19%?22%?25%?28%?30%?332%，脉冲频率30?40次，分段砂量0.8?1.0m进行泵入纤维携砂液；通过开展脉冲方式泵入纤维携砂液，使被纤维捆绑的支撑剂在裂缝中形成低密度团状充满在裂缝中，实现主裂缝全支撑，并形成高导流能力通道，减缓压后产量递减。[0021] 优选的，所述步骤（3）脆塑性储层不同井距井网储层改造方法，包括：[0022] 当150m≤井距L≤250m时:储层改造设计为邻井错层或扩容治理（也可称为“1带2”3 3 3治理），优选表活剂缝网改造，施工井加液强度为450m /m～530m/m，加砂强度为10m /m～315m/m；[0023] 当250m<井距L≤350m时:储层改造设计相邻井应力干扰施工，施工井加液强度为3 3 3350m/m～150m/m，加砂强度8～15m/m；[0024] 当井距L>350m时:储层改造设计为所有井表活剂缝网压裂施工，缝网支撑剂为选3 3 3用低密度支撑剂，施工井加液强度为400m/m～510m/m，加砂强度设计12～18m/m。[0025] 优选的，所述“1带2”治理方法：通过物质平衡和最大最小主应力差计算结果，应用“支撑剂数法”优化设计，优化改造裂缝体积，优化支撑剂规模，优化施工排量，确保本井改造充分的同时缝网范围超过相邻2口邻井井底，在施工过程中邻井井口压力计测量上见到压力上升的显示，压力上升后保持在某一压力5?7天，即邻井改造完成，施工后3口井同时开井，全部见到改造效果；[0026] 以及/或，[0027] 所述应力干扰的方法：针对特低渗已开发区，最大最小主应力差较大，缝网改造后最大主应力方向延伸长度长，最小主应力方向缝带宽度。焱丛映潭鹊，压窜风险高的特征，设计应力干扰施工，在井组内相邻两口井施工的过程中，两个压裂车组同时同层位同规模施工，两口井同时向地层泵注液体，提高地层压力，平衡两口井井间最大主应力方向压力差，降低施工井井底的应力差Δσ，迫使岩石在最小主应力方向破裂，形成较大的缝带宽度，从而实现缝网复杂程度高和施工压窜风险小的目的；[0028] 以及/或，[0029] 所述表活剂缝网改造方法，包括：[0030] 首先，针对特低渗储层地层能量保持水平低、基质动用差的情况，从界面张力、界面张力稳定性、乳化性能、渗吸能力、表活剂损耗、与压裂液配伍性方面针对不同类型表活剂进行室内评价与优。范ㄏ从湍芰η、界面张力低、压裂液配伍性好的石油磺酸盐表面活性剂作为驱油剂；[0031] 其次，室内实验优化表活剂用量，设计清水压裂液中加入0.35%石油磺酸盐表活剂；[0032] 最后，以前置段塞的方式超前注入地层中，实现储层基质置换和超前补充地层能量的效果；[0033] 优选的，所述步骤（4）不同排距井网能量补充设计及工艺优选中，包括井网排距及天然裂缝发育程度的影响，具体优选方法包括：[0034] （1）、天然裂缝发育较少储层：[0035] 当50m≤排距H<80m时:能量补充设计为水井常规压裂注水补能，补能井工艺采用3常规压裂施工，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度≤1.0m/d·m；[0036] 当80m≤排距H<200m时:能量补充设计为水井缝网注水补能，补能井工艺采用水井3滑溜水携砂压后不返排方法，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度为0.9m /d·m3～1.2m/d·m；[0037] 当排距H≥200m时:能量补充设计为井网重构；原井网排间加密油井，新油井缝网3压裂，老水井缝网压裂压后注水，南北向原井网边井压驱补能，注水强度<1.0m/d·m，压驱3井单井注入压裂液5000m以上；[0038] 不规则井网:能量补充设计为水井转抽结合中心井补能，补能井工艺采用压驱，压3驱井单井注入压裂液5000m以上；[0039] （2）、天然裂缝较发育储层[0040] 对于任何排距井网，均不考虑水井补能方式；能量补充设计为隔井压裂、邻井补能3方式，补能井工艺为压驱，压驱井单井注入压裂液5000m以上。[0041] 优选的，所述水井滑溜水携砂压后不返排方法：对于水井缝网压裂改造后继续注水的情况，优化压裂液体系，选用对储层伤害最小的滑溜水压裂介质来替代胍胶液，在泵注初期滑溜水中增加增黏剂组分，快速增黏，30s内达到最大粘度来增强携砂能力；加砂过后调整滑溜水体系，添加过硫酸钾和亚硫酸钠增强破胶效果，使地层中的压裂液对储层伤害最。┕ず蟛环蹬牛唤垦沽岩罕４嬗诖⒉阒，补充地层能量，改造后继续注水远端油层的渗流能力也不会影响。[0042] 优选的，所述井网重构的方法：通过加密油井和老油井转为压驱补能井，将原有井排距接近的正方形井网调整为井距大排距小的矩形井网，实现井网转换。[0043] 本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：[0044] 本发明特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，结合储层类型、井网形式、注采系统、改造工艺优选及参数设计，确定了特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，可以实现特低渗储层（k≤5mD）长关?低产比例高的区块整体复产，单井产液量和产油量提高23?41个百分点，降低了压窜和储层污染的风险，提高了储层缝网改造复杂程度，措施井由无效益井提升为效益I类或效益II类井，储层地层能量得到补充，可保持3?10年的有效期，区块采收率提高3.6?8.4个百分点。[0045] 采用脉冲加砂方法，实现人工裂缝有效支撑：由于特低渗储层压开裂缝后因支撑剂密度大，在裂缝内发生沉降，不能对纵向裂缝进行有效支撑，因此优化泵注流程。通过开展脉冲方式泵入纤维携砂液，使被纤维捆绑的支撑剂在裂缝中形成低密度团状充满在裂缝中，实现主裂缝全支撑，并形成高导流能力通道，减缓压后产量递减。应用后单井产油量可提高23.5%，产液量可提高41.2%，施工井井底供液能力强。[0046] 采用“1带2”治理方法，实现技术经济双达标：对于井距较小井网，整体改造中存在相邻两井缝网压裂施工压窜，隔井缝网压裂施工损失储量的情况，创新设计“1带2”治理方法。应用后可节省措施费用150%，投入产出比由原来的1:0.83上升到1:1.42，提高措施的经济有效性。[0047] 采用应力干扰方法，针对特低渗已开发区，最大最小主应力差较大，缝网改造后最大主应力方向延伸长度长，最小主应力方向缝带宽度。焱丛映潭鹊，压窜风险高的特征，创新设计应力干扰施工。与两口井先后施工相比，地层压力保持水平提高12.9个百分点，压窜风险降低为0，缝网宽度由原来的43m增加到49m。[0048] 采用表活剂缝网改造方法，实现基质中原油置换和地层能量的补充：针对特低渗储层地层能量保持水平低、基质动用差的情况，首先，从界面张力、界面张力稳定性、乳化性能、渗吸能力、表活剂损耗、与压裂液配伍性等方面针对不同类型表活剂进行了室内评价与优。范讼从湍芰η、界面张力低、压裂液配伍性好等性能的石油磺酸盐表面活性剂作为驱油剂，其次，室内实验优化表活剂用量，设计清水压裂液中加入0.35%石油磺酸盐表活剂，最后，以前置段塞的方式超前注入地层中，实现储层基质置换和超前补充地层能量的效果。与常规缝网压裂相比，施工70天后日产液量为常规缝网压裂井的1.5?2倍，见油3个月后仍保持日产液15t，日产油量在施工后一年内产量不递减，地层得到有效的补充，置换作用也有很好的体现，施工井采出程度提高7.8个百分点。[0049] 采用水井滑溜水携砂压后不返排的方法，实现补能和保护油层一体化：对于水井缝网压裂改造后继续注水的情况，在压裂液体系优化的过程中需考虑造缝效果和后期注水推进压裂液深入地层的油层污染问题，因此选用对储层伤害最小的滑溜水压裂介质来替代胍胶液，在泵注初期滑溜水中增加增黏剂组分，快速增黏，30s内可达最大粘度来增强携砂能力，加砂过后调整滑溜水体系，添加过硫酸钾和亚硫酸钠增强破胶效果，使地层中的压裂液对储层伤害最。┕ず蟛环蹬，可将全部压裂液保存于储层中，补充地层能量，改造后继续注水远端油层的渗流能力也不会影响。施工后7个月内地层能量保持水平为措施前的1.67倍，注水后储层注入能力没有影响，相邻油井水质检测全部为注入水，压裂液体系对储层损害。椴墒章侍岣2.6个百分点。附图说明[0050] 此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，这些附图示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于说明本发明的技术方案。[0051] 通过以下参考附图对本发明进行描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优点更为清楚：[0052] 图1为本发明一体化设计方法的流程图；[0053] 图2为本发明实施例中“1带2”治理方法示意图；[0054] 图3为本发明实施例中油水井对应缝网压裂方法示意图；[0055] 图4为本发明实施例中井网重构方式示意图；[0056] 图5 为本发明实施例中隔井压裂、邻井补能方法示意图。具体实施方式[0057] 为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。[0058] 下面将结合附图及具体实施例对本发明作进一步说明：为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所获取的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。[0059] 如图1所示，一种特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法，包括如下步骤：[0060] （1）根据储层脆塑性分类标准及主力油层筛选标准，明确储层脆塑性特征及主力油层；[0061] 储层脆塑性特征为不同井网形式改造方式提供设计依据，主力油层为施工的主要层位。[0062] 储层脆塑性分类标准：[0063] ①脆性指数45%以上为脆性储层；[0064] ②脆性指数30?45%为脆塑性储层。[0065] 主力油层筛选标准：[0066] ①地层系数（KH）＞6mD.m；[0067] ②含油饱和度＞47%；[0068] ③有效厚度＞2m；[0069] ④砂体宽度＞300m。[0070] （2）进行整体治理潜力区筛。叛〕稣逯卫砬绷η鳾0071] 在明确储层脆塑性特征和主力油层的基础上，进行整体治理潜力区筛。逯卫砬绷η谒杏退枰咕脑?补能一体化设计。[0072] 整体治理潜力区筛选标准：[0073] ①开采油层为特低渗透储层（k≤5mD）；[0074] ②区块或井区采出程度<8%，采油速度<0.5%；[0075] ③平均单井有效厚度>10m；[0076] ④平均单井初期日产油>1t/d；[0077] ⑤全区综合含水<60%。[0078] （3）优选不同井距井网储层改造设计及工艺（L代表井距）[0079] 所述不同井距井网储层改造包括脆性储层不同井距井网储层改造、脆塑性储层不同井距井网储层改造。[0080] 在整体治理潜力区优选的基础上，首先进行不同井距井网的储层改造。本发明在集成现有改造类采油工艺技术的基础上，创新脉冲加砂、扩容治理（即“1带2”治理）、应力干扰、表活剂缝网改造等技术，突出设计的灵活性、组合性和创新性。[0081] 脉冲加砂：由于特低渗储层压开裂缝后因支撑剂密度大，在裂缝内发生沉降，不能对纵向裂缝进行有效支撑，因此优化泵注流程。改进后泵注程序：先泵注滑溜水+清水+滑溜水人造复杂缝网体系，泵注黏度＞35mPa·s改性胍胶压裂液，保证主缝延伸，加砂过程中，纤维阶梯加入，按照砂比7%?10%?13%?16%?19%?22%?25%?28%?30%?32%，脉冲频率30?40次，3分段砂量0.8?1.0m之间。通过开展脉冲方式泵入纤维携砂液，使被纤维捆绑的支撑剂在裂缝中形成低密度团状充满在裂缝中，实现主裂缝全支撑，并形成高导流能力通道，减缓压后产量递减。[0082] “1带2”治理：对于井距较小井网，整体改造中存在相邻两井缝网压裂施工压窜，隔井缝网压裂施工损失储量的情况，创新“1带2”治理，通过物质平衡和最大最小主应力差计算结果，应用“支撑剂数法”优化设计，优化改造裂缝体积，优化支撑剂规模，优化施工排量，确保本井改造充分的同时缝网范围超过相邻2口邻井井底，在施工过程中邻井井口压力计测量上见到压力上升的显示，压力上升后保持在某一压力5?7天，即邻井改造完成，施工后3口井同时开井，全部见到改造效果。[0083] 应力干扰：针对特低渗已开发区，最大最小主应力差较大，缝网改造后最大主应力方向延伸长度长，最小主应力方向缝带宽度。焱丛映潭鹊，压窜风险高的特征，创新设计应力干扰施工，在井组内相邻两口井施工的过程中，两个压裂车组同时同层位同规模施工，两口井同时向地层泵注液体，提高地层压力，平衡两口井井间最大主应力方向压力差，降低施工井井底的应力差Δσ，迫使岩石在最小主应力方向破裂，形成较大的缝带宽度，从而实现缝网复杂程度高和施工压窜风险小的目的。[0084] 表活剂缝网改造：针对特低渗储层地层能量保持水平低、基质动用差的情况，首先，从界面张力、界面张力稳定性、乳化性能、渗吸能力、表活剂损耗、与压裂液配伍性等方面针对不同类型表活剂进行了室内评价与优。范讼从湍芰η、界面张力低、压裂液配伍性好等性能的石油磺酸盐表面活性剂作为驱油剂，其次，室内实验优化表活剂用量，设计清水压裂液中加入0.35%石油磺酸盐表活剂，最后，以前置段塞的方式超前注入地层中，实现储层基质置换和超前补充地层能量的效果。[0085] ①脆性储层[0086] L≤420m:储层改造设计为隔井缝网压裂，通过脉冲加砂实现缝网有效支撑，施工3 3 3井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度10m/m以上。[0087] L>420m:储层改造设计为所有井缝网压裂施工，通过脉冲加砂和选用低密度支撑3 3 3剂实现缝网有效支撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度8～15m/m。[0088] ②脆塑性储层[0089] 当150m≤井距L≤250m时:储层改造设计为邻井错层或“1带2”治理，优选表活剂缝3 3 3 3网改造，施工井加液强度为450m/m～530m/m，加砂强度为10m/m～15m/m；[0090] 当250m<井距L≤350m时:储层改造设计相邻井应力干扰施工，施工井加液强度为3 3 3350m/m～150m/m，加砂强度8～15m/m；[0091] 当井距L>350m时:储层改造设计为所有井表活剂缝网压裂施工，缝网支撑剂为选3 3 3用低密度支撑剂，施工井加液强度为400m/m～510m/m，加砂强度设计12～18m/m。[0092] （4）不同排距井网能量补充设计及工艺优。℉代表排距）[0093] 在完成不同井距井网的储层改造设计及工艺优选的基础上，开展不同排距的能量补充设计和工艺优选。现场试验效果分析表明，可以得到天然裂缝发育较少储层，压后注水见到能量补充效果，但是对于天然裂缝较发育储层，压后注水经常出现油井含水上升快，产量迅速递减等情况。因此，能量补充设计及工艺优选中，既要考虑井网排距的影响，又要考虑天然裂缝发育程度的影响。创新水井滑溜水携砂压后不返排工艺和井网重构设计，实现能量补充的多样性和针对性。[0094] 水井滑溜水携砂压后不返排的方法：对于水井缝网压裂改造后继续注水的情况，在压裂液体系优化的过程中需考虑造缝效果和后期注水推进压裂液深入地层的油层污染问题，因此选用对储层伤害最小的滑溜水压裂介质来替代胍胶液，在泵注初期滑溜水中增加增黏剂组分，快速增黏，30s内可达最大粘度来增强携砂能力，加砂过后调整滑溜水体系，添加过硫酸钾和亚硫酸钠增强破胶效果，使地层中的压裂液对储层伤害最。┕ず蟛环蹬，可将全部压裂液保存于储层中，补充地层能量，改造后继续注水远端油层的渗流能力也不会影响。[0095] 井网重构：通过加密油井和老油井转为压驱补能井，将原有井排距接近的正方形井网调整为井距大排距小的矩形井网，实现井网转换。[0096] ①天然裂缝发育较少储层[0097] 50m≤H<80m:能量补充设计为水井常规压裂注水补能，补能井工艺采用常规压裂3施工，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度≤1.0m/d·m。[0098] 80m≤H<200m:能量补充设计为水井缝网注水补能，补能井工艺采用缝网压裂滑溜3水携砂改造，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度为0.9m /d·m～31.2m/d·m。[0099] H≥200m:能量补充设计为井网重构。原井网排间加密油井，新油井缝网压裂，老水3井缝网压裂压后注水，南北向原井网边井压驱补能，注水强度<1.0m/d·m，压驱井单井注3入压裂液5000m以上。[0100] 不规则井网:能量补充设计为水井转抽结合中心井补能，补能井工艺采用压驱，压3驱井单井注入压裂液5000m以上。[0101] ②天然裂缝较发育储层[0102] 对于任何排距井网，均不考虑水井补能方式。能量补充设计为隔井压裂、邻井补能3方式，补能井工艺为压驱，压驱井单井注入压裂液5000m以上。[0103] 下面通过具体实施例对本发明特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法（如附图1所示）进行具体说明。[0104] 实施例1：本发明特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法在肇源油田Y121?3区块的应用，包括以下步骤：[0105] 步骤一：明确储层脆塑性特征及主力油层[0106] 储层脆塑性分类标准：①脆性指数45%以上为脆性储层；②脆性指数30?45%为脆塑性储层。主力油层筛选标准：①地层系数（KH）＞6mD.m；②含油饱和度＞47%；③有效厚度＞2m；④砂体宽度＞300m。[0107] Y121?3区块为特低渗储层（K=1.0mD），动用地质储量218×104t，含油面积4.3Km2，开发层系脆性指数为40%左右，发育FⅠ11、FⅠ12、FⅠ13、FⅠ14、FⅠ15、FⅠ21、FⅠ22、FⅠ31、FⅠ32、FⅠ4、FⅠ51、FⅠ52、FⅠ61、FⅠ62、FⅠ71、FⅠ72、FⅡ1、FⅡ21和FⅡ22层，共16个小层。根据分类及筛选标准综合确定Y121?3区块发育脆塑性储层，主力油层为FI22、FI32、FI4、FI52、FI71和FII1。[0108] 步骤二：优选整体治理潜力区[0109] 整体治理潜力区筛选标准：①开采油层为特低渗透储层（K≤5mD）；②区块或井区采出程度<8%，采油速度<0.5%；③平均单井有效厚度>10m；④平均单井初期日产油>1t/d；⑤全区综合含水<60%。[0110] Y121?3区块为特低渗储层（K=1.0mD），平均单井有效厚度12.9m，采出程度5.23%，区块长关?低产井比例为82.7%，采油速度0.1%，综合含水43.7%，投产初期单井日产油为1.5t，根据筛选标准综合确定Y121?3区块具备整体治理潜力。[0111] 步骤三：不同井距井网储层改造设计及工艺优选[0112] Y121?3区块发育为脆塑性储层：[0113] 150m≤L≤250m:储层改造设计为邻井错层或“1带2”治理，优选表活剂缝网改造，3 3 3 3施工井加液强度为450m/m～530m/m，加砂强度为10m/m～15m/m。[0114] 250m150m/m，加砂强度8～15m/m。[0115] L>350m:储层改造设计为所有井表活剂缝网压裂施工，缝网支撑剂为选用低密度3 3 3支撑剂，施工井加液强度为400m/m～510m/m，加砂强度设计12～18m/m。[0116] Y121?3区块共有两套井网，350m×100m矩形井网和175m×50m矩形井网。根据储层改造设计原则，350m井距井网优选储层改造设计相邻井应力干扰施工，施工井加液强度为3 3 3350m/m～150m/m，加砂强度10m/m左右；175m井距井网储层改造设计为邻井错层或“1带2”3 3治理（如附图2所示），优选表活剂缝网改造，施工井加液强度为450m/m～530m /m，加砂强度3 3为10m/m～15m/m。[0117] 步骤四：不同排距井网能量补充设计及工艺优选[0118] ①天然裂缝发育较少储层[0119] 50m≤H<80m:能量补充设计为水井常规压裂注水补能，补能井工艺采用常规压裂3施工，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度≤1.0m/d·m。[0120] 80m≤H<200m:能量补充设计为水井缝网注水补能，补能井工艺采用缝网压裂滑溜3水携砂改造，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度为0.9m /d·m～31.2m/d·m。[0121] H≥200m:能量补充设计为井网重构。原井网排间加密油井，新油井缝网压裂，老水3井缝网压裂压后注水，南北向原井网边井压驱补能，注水强度<1.0m/d·m，压驱井单井注3入压裂液5000m以上。[0122] 不规则井网:能量补充设计为水井转抽结合中心井补能，补能井工艺采用压驱，压3驱井单井注入压裂液5000m以上。[0123] Y121?3区块天然裂缝发育较少，共有两套井网，350m×100m矩形井网和175m×50m矩形井网。根据补能设计原则，100m排距井网能量补充设计为水井缝网注水补能（如附图3所示），补能井工艺采用缝网压裂滑溜水携砂改造，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢3 3复注水，注水强度为0.9m /d·m～1.2m/d·m；50m排距井网能量补充设计为水井常规压裂注水补能，补能井工艺采用常规压裂施工，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，3注水强度≤1.0m/d·m。[0124] 实施效果：Y121?3区块应用特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法共试验4口井，与以往施工井相比，4口试验井措施后平均日产液强度高0.3t/d?m，平均日产油强度高0.06t/d?m，初始递减率低9.9%，单井及井组累增油量高。其中，“1带2”试验井单井节省措施费用150%，投入产出比由原来的1:0.83上升到1:1.42；应力干扰试验井地层压力保持水平提高12.9个百分点，压窜风险降低为0，缝网宽度由原来的43m增加到49m；表活剂缝网改造井，日产油量在施工后一年内产量不递减，地层得到有效的补充，置换作用也有很好的体现，施工井采出程度提高7.8个百分点；水井滑溜水携砂压后不返排的方法，施工后7个月内地层能量保持水平为措施前的1.67倍，注水后储层注入能力没有影响，相邻油井水质检测全部为注入水，压裂液体系对储层损害。椴墒章侍岣2.6个百分点。试验结果说明，应用该方法储层改造设计合理储层改造充分，缝网宽度大，能量补充设计合理地层供液能力强，措施的经济有效性高。[0125] 实施例2：本发明特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法在龙虎泡油田DG区块的应用，包括以下步骤：[0126] 步骤一：明确储层脆塑性特征及主力油层[0127] 储层脆塑性分类标准：①脆性指数45%以上为脆性储层；②脆性指数30?45%为脆塑性储层。主力油层筛选标准：①地层系数（KH）＞6mD.m；②含油饱和度＞47%；③有效厚度＞2m；④砂体宽度＞300m。[0128] 龙虎泡油田DG区块为中孔、特低渗储层（K=0.51mD），动用地质储量877万吨，含油2面积37.3Km，开发油层组为GIII层，储层脆性指数为47%，发育GIII1、GIII2、GIII3、GIII4、GIII5、GIII7、GIII8、GIII9。根据分类及筛选标准综合确定DG区块发育脆性储层，主力油层为GIII2、GIII3、GIII4、GIII5、GIII9。[0129] 步骤二：优选整体治理潜力区[0130] 整体治理潜力区筛选标准：①开采油层为特低渗透储层（K≤5mD）；②区块或井区采出程度<8%，采油速度<0.5%；③平均单井有效厚度>10m；④平均单井初期日产油>1t/d；⑤全区综合含水<60%。DG区块采用300m×300m井网开发，平均单井有效厚度5.8m，目前已投产油水井276口，油井投产初期日产油3.2t，，采油速度0.11%，采出程度8.47%，综合含水67.1%。根据筛选标准，DG区块仅主力油层厚度较大区域具备整体治理的潜力，潜力区面积219.6Km，地质储量466.6万吨，占DG区块含油面积的52.4%，共有油水井156口，占DG区块总井数的56.8%。[0131] 步骤三：不同井距井网储层改造设计及工艺优选[0132] ①脆性储层[0133] L≤420m:储层改造设计为隔井缝网压裂，通过脉冲加砂实现缝网有效支撑，施工3 3 3井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度10m/m以上。[0134] L>420m:储层改造设计为所有井缝网压裂施工，通过脉冲加砂和选用低密度支撑3 3 3剂实现缝网有效支撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度8～15m/m。[0135] DG区块采用300m×300m井网开发，因此储层改造设计为隔井缝网压裂，通过脉冲3 3 3加砂实现缝网有效支撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度10m/m以上。[0136] 步骤四：不同排距井网能量补充设计及工艺优选[0137] ①天然裂缝发育较少储层[0138] 50m≤H<80m:能量补充设计为水井常规压裂注水补能，补能井工艺采用常规压裂3施工，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度≤1.0m/d·m。[0139] 80m≤H<200m:能量补充设计为水井缝网注水补能，补能井工艺采用缝网压裂滑溜3水携砂改造，压后不返排，待压力下降至注水条件，恢复注水，注水强度为0.9m/d·m～31.2m/d·m。[0140] H≥200m:能量补充设计为井网重构。原井网排间加密油井，新油井缝网压裂，老水3井缝网压裂压后注水，南北向原井网边井压驱补能，注水强度<1.0m/d·m，压驱井单井注3入压裂液5000m以上。[0141] 不规则井网:能量补充设计为水井转抽结合中心井补能，补能井工艺采用压驱，压3驱井单井注入压裂液5000m以上。[0142] DG区块天然裂缝发育较少，井网排距为300m，因此能量补充设计为井网重构（如附图4所示）。原井网排间加密油井，新油井缝网压裂，老水井缝网压裂压后注水，南北向原井3 3网边井压驱补能，注水强度<1.0m/d·m，压驱井单井注入压裂液5000m以上。[0143] 实施效果：DG区块应用特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法共试验5口井，与以往施工井相比，5口试验井压裂见油70天后日产液量为以往施工井的1.5?2倍，见油3个月后仍保持日产液15t，日产油高0.5t/d。其中，脉冲加砂试验井，单井产油量提高23.5%，产液量可提高41.2%。说明应用该方法储层改造设计合理储层改造充分，能量补充设计合理地层供液能力强。[0144] 实施例3：本发明特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法在他拉哈油田Y51区块F层的应用，包括以下步骤：[0145] 步骤一：明确储层脆塑性特征及主力油层[0146] 储层脆塑性分类标准：①脆性指数45%以上为脆性储层；②脆性指数30?45%为脆塑性储层。主力油层筛选标准：①地层系数（KH）＞6mD.m；②含油饱和度＞47%；③有效厚度＞2m；④砂体宽度＞300m。[0147] 他拉哈油田Y51区块F油层脆性指数45?49%，含油4.45Km2，动用地质储量64.4万吨，发育FⅠ1、FⅠ2、FⅠ3、FⅠ4、FⅠ5、FⅠ6、FⅠ7。根据分类及筛选标准综合确定Y51区块发育脆塑性储层，主力油层为FⅠ1、FⅠ4、FⅠ5、FⅠ6、FⅠ7。[0148] 步骤二：优选整体治理潜力区[0149] 整体治理潜力区筛选标准：①开采油层为特低渗透储层（K≤5mD）；②区块或井区采出程度<8%，采油速度<0.5%；③平均单井有效厚度>10m；④平均单井初期日产油>1t/d；⑤全区综合含水<60%。[0150] Y51区块F层为特低渗储层（K=0.41mD），采油强度为0.1%，采出程度为2.86%，平均单井有效厚度12.7m，投产初期单井日产油1.2t/d，F层综合含水仅为24.3%。根据筛选标准综合确定Y51区块F层具备整体治理潜力。[0151] 步骤三：不同井距井网储层改造设计及工艺优选[0152] ①脆性储层[0153] L≤420m:储层改造设计为隔井缝网压裂，通过脉冲加砂实现缝网有效支撑，施工3 3 3井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度10m/m以上。[0154] L>420m:储层改造设计为所有井缝网压裂施工，通过脉冲加砂和选用低密度支撑3 3 3剂实现缝网有效支撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，加砂强度8～15m/m。[0155] Y51区块F层井网形式为200m×200m反九点井网，井距为200m。因此，储层改造设计3 3为隔井缝网压裂，通过脉冲加砂实现缝网有效支撑，施工井加液强度为280m/m～420m/m，3加砂强度10m/m以上。[0156] 步骤四：不同排距井网能量补充设计及工艺优选[0157] ②天然裂缝较发育储层[0158] 对于任何排距井网，均不考虑水井补能方式。能量补充设计为隔井压裂、邻井补能3方式，补能井工艺为压驱，压驱井单井注入压裂液5000m以上。[0159] Y51区块F层天然裂缝较发育，常规压裂注水开发时水淹严重。因此，能量补充设计为隔井压裂、邻井补能方式（如附图5所示），补能井工艺为压驱，压驱井单井注入压裂液35000m以上。[0160] 实施效果：Y51区块应用特低渗透储层井网改造?补能一体化设计方法共试验2口井，与以往施工井相比，2口试验井措施增油多，单井措施初期日产液12.4t，为投产初期日产液量的4.3倍，单井措施初期日产油6.8t，为投产初期日产油量的5.6倍，说明应用该方法可实现储层的有效改造和补能。以上所述为本发明的部分实施例而已，但本发明不应该局限于该实施例和附图所公开的内容。所以凡是不脱离本发明所公开的技术方案下完成的等效或修改，都落入本发明保护的范围。

专利地区：黑龙江

专利申请日期：2022-05-30

专利公开日期：2024-10-18

专利公告号：CN117189033B