CN113882844A - 一种提高采收率的压裂采油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种提高采收率的压裂采油方法。该压裂采油方法包括先注入增能流体完成压裂，然后注入增能流体与地层原油混相、提高储层能量并降低原油粘度，生产，完成采油；其中，所述增能流体包括气体和/或含有气体的液体；在完成压裂之后，所述增能流体的注入压力小于储层岩石裂缝延伸压力。本发明提供的上述压裂采油方法利用增能流体进行压裂，对地层损伤小、能够向储层输入大量能量，实现采收率的明显提高。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种提高采收率的压裂采油方法。
背景技术
常规压裂开采油田的过程一般是压裂、返排压裂液和采出油藏中的油，所用的压裂液多半是水(水基压裂)。由于水不易回流，因此水力压裂对地层具有破坏作用。也有研究提出无水(油基)压裂的方式提高采油量，但油基压裂对环境保护要求高，成本高，因此很少应用。无论哪种压裂，对强化采油(EOR)潜力没有定量分析；更重要的是，现有方法错误地认为，所注入的流体量(体积)可以达到增产的目的。然而根据实际计算，压裂过程中注入流体的量是远远不足以实现增产。
发明内容
为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种提高采收率的压裂采油方法，该压裂采油方法利用增能流体进行压裂，对地层损伤小、能够向储层输入大量能量，实现采收率的明显提高。
为了达到上述目的，本发明提供了一种提高采收率的压裂采油方法，该方法包括先注入增能流体完成压裂，然后以小于储层岩石裂缝延伸压力的注入压力注入增能流体与地层与原油混相、提高储层能量并降低原油粘度，生产，完成采油；其中，所述增能流体包括气体和/或含有气体的液体。
在本发明的具体实施方案中，完成压裂是指裂缝能够达到压裂设计的长度。
上述压裂采油方法是一种增能压裂工艺，也就是利用增能流体进行压裂以实现采收率提高的工艺。其中，所述增能流体是用于提高石油采收率的高能流体，一般为气体和/或含有气体的液体。气体作为高压缩性流体，在注入地层之后能够在回流期间膨胀以提供驱动能量产出储层中的水、油、气等流体；并且，增能流体注入地层后能够与地层原油混相或部分混相，降低原油粘度、进一步提高油藏能量。此外，增能流体更容易回流，相对于水作为压裂液对地层伤害更小。在本发明的具体实施方案中，所述增能流体可以包括天然气、二氧化碳、氮气、烃类液体、泡沫中的一种或两种以上的组合。其中，所述泡沫中的气体可以包括二氧化碳、氮气和天然气中的一种或两种以上；所述泡沫中的液体可以包括烃基液体和/或水。
在本发明的具体实施方案中，所述压裂采油方法包括在完成压裂(形成生产所需裂缝)之后继续注入增能流体，该方式能够利用已在现场的压裂设备，经济有效地提高增能流体的注入量、进而使增能流体向地层补充更多能量、并使增能流体与原油混相(包括部分混相和完全混相)降粘、促进原油采出。如果等压裂设备移走，或等开采一段时间，再注入增能流体，会增加更换设备的开支，减少采油时间。上述方法通过增加增能流体的注入量，能够提高压裂施工后原油的采出程度、获得比常规水力压裂更高的采收率。
在本发明的具体实施方案中，完成压裂后所述增能流体的注入量一般是指注入压力小于压裂延伸下注入的最大体积。所述增能流体的注入量通常可以先用数值模拟方法得出增油量和注入量关系，再加入经济分析过程确定。在一些具体的实施方案中，完成压裂后，用于与地层原油混相、提高储层能量并降低原油粘度而注入的增能流体的注入量一般在0.01PV以上，例如可以是0.01PV-0.06PV。
在本发明的具体实施方案中，所述增能流体的总注入时间可以为200天以上，即，压裂阶段注入增能流体的时间与完成压裂后注入增能流体的时间之和可以为200天以上。
在本发明的具体实施方案中，在完成压裂之前，即形成裂缝的过程中，所述增能流体的注入压力大于储层岩石裂缝延伸压力(压裂延伸压力)。
在本发明的具体实施方案中，在完成压裂之后，所述增能流体的注入压力一般控制为小于储层岩石裂缝延伸压力，以免注入压力过高导致已形成的裂缝延长、引起井间干扰问题，同时避免生成的新缝增加地层非均质性、导致注入的增能流体不能和地层原油充分接触混相。在一些具体实施方案中，在完成压裂后，所述增能流体的注入压力是储层岩石裂缝延伸压力(岩石破裂后地压力)的80％以下。
在本发明的具体实施方案中，在完成压裂之前和完成压裂之后，注入增能流体时的BHP(bottom-hole pressure，井底压力)一般远高于泡点压力。
在本发明的具体实施方案中，在完成压裂之前和完成压裂之后，注入增能流体的BHP可以为30-50MPa。
在本发明的具体实施方案中，由于在所述压裂施工中，所述增能流体的注入压力可以满足以下条件：在设定的注入压力条件下，增能流体的平均压缩系数是同体积的水的平均压缩系数的50倍以上，以使增能流体的注入量大于同等压力条件下水的注入量，进而利用增能流体的体积可压缩性有效提高采收率。
在本发明的具体实施方案中，在相同注入条件和生产条件的情况下，以水力压裂获得的采收率(即，用水替代增能流体、其他注入条件和生产条件不变的情况下获得的采收率)为100％计，本发明提供的压裂采油方法能够将采收率提高40％以上、优选为260％以上。例如，假设水力压裂的采收率为10％，则以增能流体代替水以相同注入条件和生产方式获得的采收率一般为14％以上。
在上述压裂采油方法中，所述生产过程中的BHP一般高于泡点压力，例如，所述生产过程中的BHP可以控制为泡点压力的120％。
本发明的有益效果在于：
相比于常规的水力压裂，本发明通过采用增能流体进行压裂、并在压裂完成后继续注入增能流体，能够进一步提高原油采收率。相比于水基压裂液，本发明采用的增能流体更容易回流，对地层伤害更小，并能通过向储层输送能量以及与原油混相降粘，有效驱动储层流体采出。
附图说明
图1为实施例1的基础地质模拟模型图。
图2、图3为实施例1中相对渗透率数据图。
图4为实施例1中油率与一年生产历史匹配数据情况。
图5为实施例1中水率与一年生产历史匹配数据情况。
图6为本发明中二氧化碳注入量与1年采收率的对应关系图。
具体实施方式
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。
实施例1
本实施例提供了一种压裂采油方法，其包括以下步骤：
1、建立基础预测模拟模型：
1)建立基础地质模拟模型：
使用单个裂缝井(A井)建立模拟模型，该井为多级压裂水平井，假设每个裂缝中的流动是对称的，半裂缝的参数和半裂缝的生产历史数据用于构建基础模拟模型。段距(stage spacing)为47m，油藏平均渗透率(average reservoir permeability)约0.048mD，平均孔隙度(average porosity)11％，平均原始含油饱和度(average original oilsaturation)76.5％，油藏原油粘度(oil viscosity at reservoir)40cP，气油比(gas-oilratio,GOR)17m3/m3。原储层压力(original reservoir pressure)为40.84MPa，储层温度(original reservoir pressure)为92.63℃，泡点压力(bubble-point pressure)为7.58MPa，平均储层厚度(average reservoir thickness)约为44m。基于这些储层数据，结合原油PVT实验数据，利用Computer Modeling Group(CMG,2019a)GEM建立基础地质模拟模型(compositional simulation model)。图1为该基础地质模拟模型图。
2)建立基础预测模拟模型：
使用双渗透率模型用于模拟天然和水力压裂致密储层，所用模型中的基质渗透率为0.096mD，其他基质和裂缝数据见表1。这些数据来自历史匹配模型。
表1
根据报告的储层流体成分定义8个拟组分。表2为地层原油Peng-Robinson状态方程的参数。表2中的Pc、Tc和Vc分别是临界压力(critical pressure)、临界温度(criticaltemperature)和临界体积(critical volume)，MW是分子量。相对渗透率曲线如图2和图3所示。使用CMG的WinProp(CMG,2019b)调整表2中显示的Peng-Robinson状态方程参数以拟合测量的PVT数据。
表2
使用上述数据和压裂液量，拟合一年的生产历史(水、油和气)，匹配结果如图4至图5所示。在历史拟合期间，地面水、油和气速率被强加以拟合。图4和图5表明油率(oilrate)和水率(water rate)与一年生产历史的数据合理拟合，证明以上建立的基础预测模拟模型能够合理地代表油井性能。
2、进行模拟压裂施工：
(1)基于步骤1获得的基础预测模拟模型，采用不同压裂液进行压裂施工。表3为以水和增能流体为压裂液压裂后生产一年的采收率效果。其中，WATER-BHP7是指在注水压裂3小时后，生产BHP为7MPa，生产一年的案例。CO2-BHP7是指在注CO2压裂3小时后，生产BHP为7MPa，生产一年的案例。CO2的注入质量与WATER-BHP7中水的注入质量相同，在地下高压的情况下，二者体积接近。
表3
| 施工方案编号 | 一年的采收率,％ |
| WATER-BHP7 | 11 |
| CO<sub>2</sub>-BHP7 | 11.13 |
表3数据显示，两种压裂施工方法在一年末的采收率比较接近。
(2)基于步骤1获得的基础预测模拟模型，以水和CO2压裂液进行压裂施工。表4为不同方式压裂施工3小时后生产一年的采收率效果。其中，Gas-frac-1year-puff是指初级生产(primary production)10年后，以7000psi的BHP(小于裂缝延伸压力)注入天然气压裂3小时，然后以2500psi的生产BHP生产一年；Water-frac-1year-puff是指初级生产10年后，以7000psi的BHP(小于裂缝延伸压力)注水压裂，然后以2500psi的生产BHP生产一年；Non是指初级生产10年后，不注水也不注入气体，以2500psi的生产BHP生产一年。
从表4结果可以看出，注水进行压裂和注天然气进行压裂的一年采收率相近，即3小时内注入不同压裂液对采收率的影响不明显。
表4
| 施工方案编号 | 一年的采收率,％ |
| Non | 5.874 |
| Gas-frac-1year-puff | 5.888 |
| Water-frac-1year-puff | 5.893 |
(3)基于步骤1获得的基础预测模拟模型，采用不同压裂液进行压裂施工。
案例号WATER-BHP7-200d-frac为先注入水形成指定长度的裂缝(注入压力大于裂缝延伸压力)；再以50MPa的BHP注入压力(小于裂缝延伸压力)注入水，水的总注入时间为200天；然后保持生产BHP为7MPa(接近泡点压力)生产一年(365天)，生产一年后的采收率见表5。
案例号CO2-BHP7-200d-frac为先注入CO2形成指定长度的裂缝(注入压力大于裂缝延伸压力)；再以50MPa的BHP注入压力(小于裂缝延伸压力)CO2，此时注入的CO2可以与地层原油混相、提高储层能量并降低原油粘度，CO2的总注入时间为200天；然后保持生产BHP为7MPa(接近泡点压力)生产一年(365天)，生产一年后的采收率见表5。
表5
从表5可以看出，注CO2压裂的一年石油采收率比注水压裂的一年石油采收高5.219％。这可能是由于在相同的BHP注入压力(50MPa)下，注入的气体量比水量多。因此，注入气体带来更多的能量，会产生更多的石油。
从能量的角度来看，流体可压缩性引起的体积变化等于c×V×Δp，其中，c为平均压缩系数，V为注入体积，Δp为压降。CO2在30-50MPa的平均压缩系数为0.02192MPa-1，而水的平均压缩系数为0.000419MPa-1。如果压降Δp和注入体积V相同，则CO2和水的体积变化比为0.02192/0.000419＝51.32。如果注入体积相同，数据显示CO2体积变化高于(膨胀)水体积变化。表5中注入地面CO2 0.5525MMm3，相当于1090吨CO2。与542.7吨的注水量相比，油藏条件下的注气量约为注水量的2倍。因此，气体注入量增加促使向地层注入的能量增加，注气情况可以回收更多的油。对于表5的案例，通过数值模拟进行计算，施工区域所需的压裂液量约为0.02倍孔隙体积水或0.04倍孔隙体积CO2。按照BHP注入压力为50MPa、注入时间200天的条件注入的二氧化碳和水的体积分别为0.040285PV和0.01998PV。
对表3常规压裂施工案例中，施工区域压裂液的注入量约为0.0087倍孔隙体积水或CO2。而对表4常规压裂施工案例中，施工区域压裂液的注入量约为0.00000882倍孔隙体积水或0.0001962倍孔隙体积CO2。可以看出，表3、表4案例中的水、天然气二氧化碳的注入量明显低于表5中二氧化碳的注入量。
以上表3、表4、表5中水、CO2和天然气的注入量由CMG GEM.通过数值模拟模型算得。
结合表3、表4、表5的结果可知，虽然不同的案例所需注入的增能流体体积不同，但随着增能流体的注入体积的增大，各案例的采出油均有所增高。本发明提供的压裂采油方法可以通过控制增能流体的注入量，有效提高压裂施工对采收率的提升效果。
表4的实验中，采用增能流体压裂与水力压裂的注入量几乎相同，两种压裂液各自的注入量约为孔隙体积的0.0087倍、相比于储层体积非常小。因此，利用增能流体压裂或水力压裂对储层能量的提升作用不明显，对原油采收率作用不显著。进一步计算注水期间的压力数据发现，注水0.25天时模拟BHP为109MPa、接近实际施工时的平均BHP110MPa，这证明步骤1建立的基础预测模型可以合理地代表储层流动。因此。采用步骤1的基础预测模拟模型对注入压裂液前后的油藏压力进行计算，得到注入天然气后、生产前的平均油藏压力为41.19MPa；注入水后、生产前的平均油藏压力为41.21MPa，可知在注入量相同且都处于较小水平时，注增能流体与注水对地层产生的平均压力相同。在生产3.5个月后，注入天然气的模拟平均压力为41.11MPa，注水的模拟平均压力为41.13MPa，即在表4的注入量下，注水与注增能流体的产量相近、平均压力也相近。以上结果说明，在注入量较小的情况下，增能流体与水作为压裂液对原油采收率的作用相近。
按照表5中CO2-BHP7-200d-frac案例对应的注入参数，注入0.01-0.06PV CO2，通过数值模拟模型不同注入量对应的1年采收率，结果如图6所示。从图6中可以看出，CO2注入量为0.01-0.06PV时能够达到10％-20％的采收率。并且，采收率与CO2注入量基本呈正相关的线性关系。这一结果证明，本发明提供的方法能够通过控制增能流体的注入量实现压裂过程对采收率提高的促进作用，进而获得油田增产的效果。
Claims (10)
1.一种提高采收率的压裂采油方法，包括：
先注入增能流体完成压裂；
然后以小于储层岩石裂缝延伸压力的注入压力注入增能流体，用于与地层原油混相、提高储层能量并降低原油粘度；
生产，完成采油；
其中，所述增能流体包括气体和/或含有气体的液体。
2.根据权利要求1所述的压裂采油方法，其中，在完成压裂后，所述增能流体的注入量为0.01PV以上，优选为0.01PV-0.06PV。
3.根据权利要求1或2所述的压裂采油方法，其中，所述增能流体的总注入时间为200天以上。
4.根据权利要求1所述的压裂采油方法，其中，所述增能流体包括天然气、二氧化碳、氮气、烃类液体、泡沫中的一种或两种以上的组合。
5.根据权利要求4所述的压裂采油方法，其中，所述泡沫中的气体包括二氧化碳、氮气和天然气中的一种或两种以上；所述泡沫中的液体包括烃基液体和/或水。
6.根据权利要求1所述的压裂采油方法，其中，在完成压裂之前，所述增能流体的注入压力大于储层岩石裂缝延伸压力；
完成压裂后，所述增能流体的注入压力是所述储层岩石裂缝延伸压力的80％以下。
7.根据权利要求1或6所述的压裂采油方法，其中，注入增能流体时的BHP高于泡点压力。
8.根据权利要求1、6-7任一项所述的压裂采油方法，其中，注入增能流体的BHP为30-50MPa。
9.根据权利要求1、6-8任一项所述的压裂采油方法，其中，所述增能流体的注入压力满足以下条件：增能流体的平均压缩系数是同体积的水的平均压缩系数的50倍以上。
10.根据权利要求1-9任一项所述的压裂采油方法，其中，所述生产过程中的BHP高于泡点压力；
优选地，所述生产过程中的BHP为泡点压力的120％。
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