一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法与流程

[0001]
本发明属于油田开发技术领域，特别涉及一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法。


背景技术：

[0002]
非常规油藏是目前勘探开发工作的主要对象，是我国未来油气资源的重要组成部分。非常规油藏由于压力系数低、渗透率低，初期开发通常采用压裂投产，从而获得较高的初期产能，但随着储层能量降低，压裂水平井的产量递减速度较快。因此，如何有效增加非常规油藏能量以抑制产量递减并增加稳产期成为了油田开发领域亟待解决的关键问题。
[0003]
考虑到水平井压裂投产后，地层能量及产量递减速度较快，因此需要在合适的时机补充能量以控制产量递减。现有技术的能量补充时机主要集中于水平井压裂完成并衰竭开发一段时间后，即在水平井生命周期的中后期通过注入水或气体实现能量的补充。例如，在水平井衰竭开发一段时间后，采用异步吞吐方法补充地层能量并提高非常规油藏的开发效果(cn109209306a，超低渗致密油藏水平井注co2异步吞吐补充能量的方法)，该方法能够发挥开发中后期co2补充地层能量并改善原油流动能力的作用，但由于吞吐时机较晚，因此对于水平井初期产量递减无提升作用。例如，衰竭开发后co2与n2协同作用的提高采收率方法(cn108397171a，一种氮气辅助二氧化碳吞吐开采致密油的方法)则是在第一轮二氧化碳吞吐开采后，第二轮次将氮气与二氧化碳按一定比例先后注入致密油藏后进行焖井，氮气可有效保持地层能量，油井可保持较高的采油量，缓解co2的气窜现象，该方法同样存在无法改善水平井初期产量递减的不足，且由于采用单井吞吐方法进行注入，因此注入气的有效作用距离较为有限，所注入的co2及n2成本也相对较高。上述方法都是首先部署水平井压裂储层进行衰竭式开发，在储层能量降低后，注入气体补充能量来稳定生产，都属于低能再蓄能的被动开发思维。而现有的超前注入流体方法(cn111456693a，致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法)主要针对单一水平井进行同注同采，无法充分发挥井网优势，由于非常规储层渗透率较低，气体流动能力有限，所注入的气体仅集中在水平井周围很小的范围内，井间波及面积较小，限制了井间能量补充及储量动用的效果；并且该方法主要使用混合气体进行超前注入，注入气中10％-30％为co2，由于目前co2成本较高，且运输较为困难，限制了该方法的应用。此外，现有的异井注入本井开采方法(例如cn107575195a，一种天然气水合物平行水平井混相驱开采的方法)一方面所开发的对象(天然气水合物)与原油在相态、物性、流动规律等方面均存在显著差异，另一方面如cn107575195a公开的步骤5(布置注入系统，注入系统包括地面供给系统和井下注入系统)均是在目标水平井压裂后进行的补能流体注入，无法实现压裂前的能量补充，无法有效改变压前地应力条件，不利于复杂缝网的形成；还会导致水平井开井生产后初期递减速度过快，无法有效延长水平井稳产期，对于最终采收率的提高程度较为有限。
[0004]
基于此，急需研究一种基于立体井网的水平井压前能量补充方法，从而有效实现抑制水平井全生命周期产量递减、延长稳产期及提高采收率等效果。


技术实现要素：

[0005]
本发明的目的在于提供一种能够有效实现抑制水平井全生命周期产量递减、延长稳产期、提高采收率的开发方法。
[0006]
为了实现上述目的，本发明提供了一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法，其中，该方法包括：
[0007]
步骤1：在油层中部署目标水平井在注入补能流体前暂不对目标水平井进行压裂改造；在目标水平井水平段上部部署与目标水平井平行的第一水平井，并且对第一水平井进行压裂形成垂直于目标水平井水平段方向的裂缝；在目标水平井周围部署直井，并且对直井进行压裂形成走向平行于目标水平井水平段方向、位置低于目标水平井水平段的裂缝；
[0008]
步骤2：-在目标水平井未压裂不生产(不进行油气开采)状态下，以所述第一水平井以及所述直井作为注入井，向地层注入补能流体；
[0009]
步骤3：完成地层补能流体注入后，对目标水平井进行压裂并开井生产；同时作为注入井的所述第一水平井和/或所述直井转为采油井开井生产。
[0010]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，首先完成井网部署，并在目标水平井进行压裂、投产前，利用部署井网先进行地层注入补能流体，之后再进行目标水平井进行压裂、投产并进行井网中其他井的注转产。
[0011]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，所述目标水平井水平井段距油层顶端距离应为油层厚度的1/2-2/3。
[0012]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，所述第一水平井水平井段与目标水平井水平井段位于同一油层中；更优选地，所述第一水平井水平井段与目标水平井水平井段的垂向距离不超过50m。
[0013]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，所述直井的裂缝与所述目标水平井的水平井段位于同一油层中；更优选地，所述直井与所述目标水平井的水平段距离不超过200m。
[0014]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，所述补能流体包括气体和水；更优选地，所述补能流体采用气体-水交替注入方式，气体-水交替注入方式能够更好的抑制气窜、扩大注入气、水的波及体积从而更好的发挥气体效应。其中，所述气体进一步优选烃类气体。在一具体实施方式中，所述气体包括甲烷、乙烷、丁烷、戊烷及己烷中的一种或两种以上的组合。在一具体实施方式中，所述水选用纯水、地表水或地层水。采用水气混合物进行地层能量相较于单纯使用气体进行地层能量补充，能够更好的满足目标井减产前超前注入地层补能流体的需要，有助于充分发挥气体效应有效提高地层气油比同时控制气窜、增加有效波及体积。当选用烃类气体与水作为注入补能流体时效果更佳，一方面纯烃类气体及水的成本均相对较低，获取较为方便；另一方面烃类气在原油中的溶解率更高，能够更好的降低原油粘度及界面张力，改变储层润湿性，从而提升原油流动能力，增产效果更为显著。
[0015]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，直井注气速度为12000-35000m3/d。
[0016]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，第一水平
井注气速度为20000-80000m3/d。
[0017]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，直井注水速度为10-200m3/d。
[0018]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，第一水平井注水速度为50-1000m3/d。
[0019]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，完成地层补能流体注入后，焖井不少于3个月时间再对目标水平井进行压裂。
[0020]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，所述目标水平井进行压裂后，以1.2-4.8mpa的生产压差进行衰竭开发建产。
[0021]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，作为注入井的所述第一水平井以及所述直井转为采油井开井生产后，第一水平井以及所述直井的生产压差为1.2-6mpa。
[0022]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，优选地，当地层压力系数达到原始地层压力的120％以上时完成补能流体注入。
[0023]
在上述基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法中，所述目标水平井可以采用体积压裂的方式进行压裂。
[0024]
发明人从致密油藏实际开发过程中高气油比井压裂后稳产期远高于低气油比井出发提出了一种全新的基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法。该方法使用混合压裂井网进行目标井压裂前地层能量补充：一方面充分发挥现有裂缝的高导流能力，并充分利用重力差异，促使所注入地层的补能流体向水平井附近地层快速扩散以及降粘后原油向目标井方向流动，从而在目标井开发前即形成驱替效应，充分发挥注入补能流体的增产效果；另一方面可以改变地层应力条件，开启天然裂缝，并为目标水平井充能后压裂裂缝与原有压裂缝网的沟通提供可能，有助于在目标水平井水力压裂后形成更为复杂的缝网；最终实现了有效控制目标水平井全生命周期递减速度。
[0025]
本发明提供的技术方案克服了传统超前注气技术单井注入的劣势，充分发挥缝网中高导流能力裂缝及重力的作用，增强地层能量、改善原油流动能力、形成更为复杂的裂缝网络，最终实现抑制水平井投产后全生命周期产量递减、延长稳产期、提高采收率。
附图说明
[0026]
图1为本发明实施例1提供的基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法的流程示意图。
[0027]
图2为本发明实施例1中井网部署示意图。
[0028]
图3为本发明实施例1以及对比例1中目标水平井产量递减曲线对比图。
[0029]
图4为常规水平井直接压裂衰竭开发产量递减曲线图。
[0030]
图5为油藏产出气油比不同的井的日产油曲线对比。
具体实施方式
[0031]
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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的描述。显然，所描述的实施例是本
发明的一部分实施例，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它实施例，都属于本发明的保护范围。
[0032]
发明人发现随着致密油藏衰竭开发的进行，单井初期年产递减率大，稳产期较短，油田效益上产和稳产面临巨大挑战；如图4所示，某单井初期年产递减率高达29.1％。发明人经过大量研究发现，高气油比井压裂后稳产期远高于低气油比井，如图5所示。由此发明人认为，如果转变低能再蓄能的被动思维，实现目标井建产前地层有效储能可以有效降低单井产量递减，增加稳产期。然而受限于致密油藏储层条件复杂、渗透率低、连通性差以及目标井建产前尚未形成有效流动通道的劣势，很难使用常规单井直接注入方式实现目标井建产前地层有效储能。基于此，发明人提出了本发明中基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法。下面参考本发明的若干代表性实施方式，详细阐述本发明的原理和精神。
[0033]
实施例1
[0034]
本实施例提供了一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法，用来进行某油藏开发生产。
[0035]
该油藏为致密油藏，孔隙度0.12，渗透率0.13md，油层厚度30m，原油体积系数0.7。
[0036]
按照图1所示流程，本实施例提供的基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法包括：
[0037]
步骤1：在油层中部署目标水平井，在注入补能流体前暂不对目标水平井进行压裂改造；在目标水平井水平段上部部署与目标水平井平行的第一水平井；在目标水平井周围部署4口直井；
[0038]
目标水平井距油层上端距离为18m；第一水平井与目标水平井位于同一油层内并且第一水平井水平井段位于目标水平井水平井段正上方8m(垂向距离)处；直井距目标水平井的水平段的最小距离均为150m；井网部署如图2所示。
[0039]
步骤2：对第一水平井进行水力压裂形成垂直于目标水平井水平段方向的裂缝；
[0040]
第一水平井共计压裂20段，其主裂缝走向基本垂直于目标水平井水平段方向，角度误差小于5％。
[0041]
步骤3：对直井进行水力压裂形成走向平行于目标水平井水平段方向、位置低于目标水平井水平段的裂缝；
[0042]
直井裂缝与目标水平井水平段在同一油层内，且距油层上端距离为24m，裂缝走向基本平行于目标水平井水平段方向，角度误差小于5％。
[0043]
步骤4：在目标水平井未压裂不生产(不进行油气开采)状态下，以所述第一水平井以及所述直井作为注入井，向地层注入烃类气体；直井注气速度为20000m3/d，第一水平井注气速度为50000m3/d，共计注入10天。
[0044]
步骤5：完成步骤4后，在目标水平井不生产(不进行油气开采)状态下，改为从第一水平井及直井向地层中注入水；直井注水速度为20m3/d，第一水平井注水速度为80m3/d，共计注入10天。
[0045]
步骤6：重复步骤4-步骤5，共实施步骤4步骤5注气注水5个轮次，实现压前气-水交替注入，5轮次完成后停止注入。
[0046]
步骤7：完成地层气-水交替注入6个月后(地层压力约为原始地层压力的120％)，对目标水平井进行密切割体积压裂，然后保持3.5mpa的生产压差进行衰竭式开发；同时作
为注入井的所述第一水平井以及所述直井转为采油井开井生产，且生产压差控制在1.2-6mpa范围内。
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对比例1
[0048]
本对比例提供了一种水平井直接压裂投产的开发方法，用来进行某油藏开发生产，该油藏与实施例1的油藏条件完全一致。
[0049]
本对比例提供的水平井直接压裂投产的开发方法包括：
[0050]
步骤1：在油层中部署目标水平井；目标水平井距油层上端距离为18m；本对比例部署的目标水平井与实施例1中部署的目标水平井完全一致。
[0051]
步骤2：对目标水平井进行密切割体积压裂(与实施例1中对目标水平井进行的压裂完全一致)，然后保持3.5mpa的生产压差进行衰竭式开发。
[0052]
对实施例1以及对比例1中的致密油藏，基于eclipse数值模拟软件，使用有限差分方法，分别构建相应的油藏数值模拟模型，采用数值模拟实现实施例1提供的基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法、实现对比例2提供的水平井直接压裂投产的开发方法。实施例1、对比例1中的目标水平井投产的数值模拟结果如图3所示。通过对比分析两种开发方式的开发初期的日产油曲线(如图3)可知：非常规油藏开发过程中，相比于水平井直接体积压裂投产的开发方式，采用本发明提供的基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法能有效减少水平井生产初期的产量递减，增加稳产期。相比于直接压裂生产的开发方式，本发明的方法初期产量递减率明显减小，稳产期大大增加，累产油可提高45％。