【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及一种上倾区油藏的压裂泵注方法，属于石油开采。
技术介绍
1、上倾区油藏在垂直方向上的特点是同一套砂体油藏所沉积的砂体厚度从中心富油区向边缘贫油区逐渐尖灭，且同一套砂体从中心富油区向边缘贫油区的砂体沉积深度从深到浅层逐步尖灭(消失)；整体一套砂体沉积深度呈从深向浅沉积，直至尖灭消失，故称为上倾区。平面方向上的特点：上倾区属于三角洲沉积亚相，按照砂体沉积微相分类分为：前缘席状砂沉积微相、河口坝沉积微相和水下分流道沉积微相。其砂体物性(渗透率，孔隙度，砂体厚度)一般规律为，对于渗透率、孔隙度、砂体厚度来说，水下分流道沉积微相大于河口坝沉积微相、河口坝沉积微相大于前缘席状砂沉积微相。
2、目前，某油田上倾区油藏(示意图如图1所示)普遍存在两低一难的问题，即采油速度低、储量动用低、注水困难。具体表现如下：
3、1、注水井注不进水
4、1.1注入水在纵向上注水层间干扰严重(如2个以上岩层注入量不均匀，可能是1个岩层吸水多，另1个岩层吸水少或者完全不吸水)
5、由于某ⅷⅸ油组油砂体叠合层数多、厚度大，而且层间动用状况差异大、层间干扰严重，造成部分层段和厚度动用差或没有动用。层间、层内吸水不均匀ⅷⅸ油组油层平均吸水强度为3.4m3/(d/m)，油层吸水能力较强，但其中有24.1％的井层不吸水，8.8％的井层吸水强度小于2m3/(d/m)，特别是非主力油层平面上吸水极不均匀，这势必影响层间和层内水驱储量动用状况。
6、1.2升压增注有效期短(如提升地面泵的压力，加压向地下注
7、为了减缓上倾区产量递减过快，2013年1月起对某ⅷⅸ油组上倾区37口井分批实施了提高注入压力，升压前31口注水井，86个注水层段中有77个层段欠注1961m3，升压后37口注水井中有21口井的33个层段仅欠注620m3，目前(2021年2月)有29口井的62个层段欠注1359m3，但注水井升压后，地面设备不能承受高压，无法后续增压注水。
8、1.3地层压力平面分布差异大(如注入水流动方向与对应的采油井方向相反，使得采油井无法补充到注入水所带来的能量，采油井越抽采，地下的流体越少)
9、2020年12月，ⅷⅸ油组地层压力为19.2mpa，从单井点测压情况来看：地层压力平面分布差异大、注采不平衡、存在异常高压，如h8-308井2019年9月11日压力监测显示，地层中部静压49.06mpa，总压差达到28.78mpa。分析认为异常高压产生的主要原因是储层物性差连通性差造成局部憋压。
10、2、由于关、停井点多，井网极不完善，储量动用低。(如注采井网本身损坏、作业等原因造成注采井网不完善)
11、ⅷⅸ油组上倾区已关油井达54口，大部分油井为低能、个别层高含水关井和井况问题关井，例如ⅷ73-4小层，含油面积2.46km2，钻遇油井38口、钻遇水井23口，静态油水井数比1.7，采油井由于打塞、高含水、低能等原因大面积关井，目前油井开井10口，水井开井10口，动态井网密度只有8.1口/km2。ⅷⅸ油组实际动态井网很不完善，在目前的注采结构下，注水利用率低、无效排液量大、开发效果逐渐变差。目前上倾区平均注采井距288m，局部还存在有采无注、有注无采的问题，稳产难度大，造成动用不均衡。
12、3、采油井普遍低能生产
13、根据2021年2月统计上倾区73口采油井，目前开井30口，平均动液面1737m，12口井动液面大于1800m处于低能生产状态，占开井数的40％，低能井平均单井动液面1981m，平均含水91.3％。这些井平面上主要分布在上倾部位。
14、由上述现象可以发现，油藏开发到后期时，主体区富油区的产能衰竭，采油方向逐步向油层上倾区(非主体区)转移，上倾区部位非主力油层沉积相变化(即砂体沉积颗粒不均匀，砂体纵向上沉积厚度变化大)、物性变差、油井普遍低能。针对两低一难的问题，现有的采油方法不能够有效提高井网内的产油量。
技术实现思路
1、本专利技术的目的是提供一种上倾区油藏的压裂泵注方法，解决现有技术中注水困难、储量动用低、采油速度低的问题。
2、为了实现以上目的，本专利技术的技术方案为：
3、一种上倾区油藏的压裂泵注方法，包括以下步骤：依次注入前置液、携砂液和顶替液；所述前置液包括第一交联液、滑溜水和第二交联液，所述第一交联液、第二交联液造主缝；所述滑溜水段塞式加砂形成分支缝扩大裂缝范围和支撑裂缝。
4、本专利技术的压裂泵注方法缩短了采油井和注水井的注采井距，提高了井网的完整程度，并且使得层间、层内砂体均匀吸水，避免层间干扰严重，解决了注不进水的问题，结合现有注采井距、井网布置方式，采取对应的工艺技术，解决地层局部憋压，提高注采井之间的连通性，进而提高了储量动用和采油速度。
5、本专利技术的前置液中的第一交联液、第二交联液可以将岩石壁面挤压出人工裂缝，从而形成主裂缝，在人工岩壁上开缝；滑溜水的摩擦阻力小，有利于在岩石内部流动且流动范围大，能够挤压更大范围的岩石破裂，形成分支缝，利于后期注水；携砂液支撑裂缝，为后续注入流体提供通道；顶替液清替井筒内残余的支撑剂，保持井筒干净。
6、优选地，所述段塞式加砂所使用的支撑剂大小为70～140目。通过段塞式加入小粒径的支撑剂，实现边造分支缝边远距离的支撑。
7、为了扩大岩石破裂范围，使得裂缝更复杂，优选地，所述滑溜水为低粘滑溜水，粘度为21-27mpa·s。
8、为了解决油水井之间距离较远、地下岩石物性差的问题，优选地，本专利技术的压裂泵注方法还包括在第一交联液之后，滑溜水之前注入解堵增注液。通过压裂方式缩短注水井与采油井之间的距离，缩短距离的基础上，注入解堵增注液，解堵增注液可以酸化裂缝范围以外的岩石，降低流体流动阻力，让增注液流动的更远，给采油井提供能量。
9、进一步优选地，解堵增注液由水和以下重量份的组分组成：1～3份防膨缩膨剂、5～10份洗油剂、0.5～2份解水锁剂、0.5～2份表面活性剂、3～9份乙酸甲酯、3～9份氯化铵、5～10份氟化氢铵。解堵增注液产生的酸液制造微裂缝，通过微裂缝向地层深部流动，解除地层污染、改变岩石润湿性。
10、优选地，在注入解堵增注液后，第一次注入滑溜水时投暂堵剂封堵主裂缝。本专利技术通过封堵主裂缝，使得后续注入的滑溜水在主裂缝封堵后向周围流动，在主裂缝周围形成分支裂缝。
11、对于上倾区注水井位于中心，对应的采油井位于其周围的井网，注水井的两个以上注入岩层吸水不均匀时，优选地，本专利技术的压裂泵注方法还包括在注入顶替液后，注入解堵增注液。
12、为了更好地支撑裂缝，优选地，所述携砂液为依次注入第一携砂液、第二携砂液；第一携砂液中支撑剂的粒径小于第二携砂液中支撑剂的粒径。
13、优选地，所述第一携砂液中支撑剂的目本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，包括以下步骤：依次注入前置液、携砂液和顶替液；所述前置液包括第一交联液、滑溜水和第二交联液，所述第一交联液、第二交联液造主缝；所述滑溜水段塞式加砂形成分支缝扩大裂缝范围和支撑裂缝。
2.根据权利要求1所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，所述段塞式加砂所使用的支撑剂大小为70～140目。
3.根据权利要求1所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，所述滑溜水为低粘滑溜水，粘度为21-27mPa·s。
4.根据权利要求1-3任一项所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，还包括在第一交联液之后，滑溜水之前注入解堵增注液。
5.根据权利要求4所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，在注入解堵增注液后，第一次注入滑溜水时投暂堵剂封堵主裂缝。
6.根据权利要求1-3任一项所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，还包括在注入顶替液后，注入解堵增注液。
7.根据权利要求1所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，所述携砂液为依次注入第一携砂液、第二携砂液；
8.根据权利要求7所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，所述第一携砂液中支撑剂的目数为40～70目，所述第一携砂液中支撑剂的目数为30～40目。
...【技术特征摘要】
1.一种上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，包括以下步骤：依次注入前置液、携砂液和顶替液；所述前置液包括第一交联液、滑溜水和第二交联液，所述第一交联液、第二交联液造主缝；所述滑溜水段塞式加砂形成分支缝扩大裂缝范围和支撑裂缝。
2.根据权利要求1所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，所述段塞式加砂所使用的支撑剂大小为70～140目。
3.根据权利要求1所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，所述滑溜水为低粘滑溜水，粘度为21-27mpa·s。
4.根据权利要求1-3任一项所述的上倾区油藏的压裂泵注方法，其特征在于，还包括在第一交联液之后，滑溜水之前注入解...
【专利技术属性】
技术研发人员：宋俊玲，卢丹阳，李梦楠，崔连可，郑壮，程志炜，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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