CN105134158A - 一种补充致密油储层地层能量的压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种补充致密油储层地层能量的压裂方法。该方法包括：结合致密油储层的特点，考虑非达西渗流的特征，利用CMG油藏数值模拟软件模拟计算细分切割和复杂缝网模式下考虑启动压力梯度的单条裂缝控制泄流区域；结合缝间力学干扰理论，对致密油储层体积压裂改造的水平井改造段间距、簇间距和射孔参数进行优化；利用非达西渗流方程和CMG油藏数值模拟软件，确定致密油储层改造参数；根据储层润湿性和敏感性确定压裂液的原料组成；注入压裂液和支撑剂，压裂液的单个吸液射孔孔眼流速为0.25-0.4m³/min，注入强度为10-15m³/m；利用CMG油藏数值模拟软件，确定关井时间，按照确定的关井时间进行关井，实现压-注-驱-采一体化的压裂方法。

Description

一种补充致密油储层地层能量的压裂方法

技术领域

本发明涉及一种致密油储层的压裂方法，特别涉及一种补充致密油储层地层能量的压裂、注水及驱油一体化的压裂方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

页岩气、致密油等非常规油气藏蕴含着丰富的油气资源，通过水平井分段压裂改造获得最大的改造体积(SRV)、改造体积内裂缝与储层最大的接触面积(Contact)、适度的导流能力(Conductivity)以及如何实现地层能量的保持(Pressure)是实现此类资源经济有效开发的关键。

致密油储层补充能量困难，依靠天然能量衰竭式开采的采出程度一般小于10％。目前，国内外采用水平井分段压裂结合注水开发模式基本解决了低渗、特低渗透油藏保压、驱油的问题。如“特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价”(曾保全，程林松，李春兰等，石油学报，2010.31(5)：791-796)，分析了了压裂水平井驱油联合直井注水对特低渗透油藏开发的可行性；公开号为CN1789661A的中国专利申请“一种适于特低渗透油藏开采模式的产量控制方法”，建立了一套适合于特低渗透储层人工裂缝与矩形井网一体化的开采方式；“分段压裂水平井注水开发电模拟实验”(明玉坤，油气地质与采收率，2013.20(6)：91-94)通过水电相似原理研究了分段压裂水平井注水开发对压力场以及对产能的影响。

但对于致密油储层采用注水保持地层压力的方式存在系列问题。首先，致密油基质渗透率极低(地面气测渗透率小于2×10^-3μm²，覆压渗透率小于0.2×10^-3μm²)，地层吸液困难；其次，致密油储层裂缝发育，大规模体积压裂改造形成裂缝体系后，注入水容易沿裂缝快速突进，生产井发生爆性水淹，而基质孔隙原油难以有效动用，驱油效果以及注水保压效果差(杜金虎、刘合、马德胜等试论中国陆相致密油有效开发技术，石油勘探与开发，2014,41(2)：198-205)；最后水平井压裂改造后存在天然裂缝、人工裂缝、地层潜在缝等多种渗流介质，一旦水平井见水其造水、堵水更是世界级难题。因此，对于致密油储层采用低渗透、特低渗透的注水保压、驱油的开发模式可能获得适得其反的效果。

另一种保持能量方式是注气，Hoffman(Hoffman,ComparisonofVariousGasesforEnhancedRecoveryfromShaleOilReservoirs,SPE154329,2012)、Shoaib(ShoaibS,B.T.Hoffman2009,CO₂huff-n-puffintheElmCouleeField,SPE123176,2009)研究了连续混相注气、循环注气、气水交替段塞注气对致密油储层采收率的影响，认识到注气是致密油储层保持地层能量提高采收率的有效技术。国内“基于数值模拟的致密油油藏注气开发技术研究”(付应坤、李志平、来枫鹏等，科学技术与工程，2014,14(4)：37-41)，研究认识到近混相驱注气能够维持地层压力稳定，提高采收率，混响程度越差，气窜发生越早，压力衰减越快、开发效果越差。但是，对致密油储层采用注气保压、驱油的开发方式存在成本高、气源短缺、气窜严重等系列问题，限制了该技术在油田的广泛的应用。

综上所述，解决致密油储层现有保持地层压力、驱油技术中存在的问题，是本领域亟待解决的问题。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种补充致密油储层地层能量的压裂方法，该压裂方法在短时间内高强度地向地层注入大量压裂液，一方面增加地层能量，另一方面起到“注水替油”的功效，该方法属于一种致密油储层的水平井“裂-注水-驱油-采油”一体化的体积压裂改造方法。

为了达到上述目的，本发明提供了一种补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，该方法包括以下步骤：

结合致密油储层的特点，考虑存在启动压力梯度的非达西渗流特征，利用CMG油藏数值模拟软件模拟细分切割或复杂裂缝条件下单条裂缝的泄流范围；

对致密油储层体积压裂改造的水平井段间距、簇间距进行优化，同时对射孔的簇长度和和射孔参数进行优化；

在上述优化结果的基础上，利用非达西渗流方程和CMG油藏数值模拟软件，计算不同裂缝参数和不同改造规模下的改造效果以及地层能量的增加趋势，确定体积压裂改造的单段改造规模，包括确定压裂液和支撑剂的注入量，其中，体积压裂改造后平均地层压力增加至原始地层压力的1.05-1.3倍；

根据地层润湿性测试结果以及敏感性测试结果，确定压裂液的原料组成，所述压裂液与致密油储层特性相匹配且改造结束后压裂液破胶液具有驱油或渗吸置换能力；

注入压裂液和支撑剂，压裂液的单个吸液射孔孔眼的流动速率为0.25m³/min-0.4m³/min，压裂液的注入强度为10m³/m-15m³/m；

利用CMG油藏数值模拟软件，确定关井时间，按照确定的关井时间进行关井，完成所述补充密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法。

在本发明的上述补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，裂缝参数包括：段间距、簇间距、簇数、裂缝半缝长；不同改造规模是指压裂液、支撑剂总用量不同的情况。

在本发明的上述补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，利用缝间力学干扰理论对致密油储层体积压裂改造的水平井段间距、簇间距进行优化，同时结合限流压裂原理对射孔的簇长度和和射孔参数进行优化。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，根据非达西渗流方程计算不同裂缝参数和不同改造规模下的改造效果以及地层能量的增加趋势。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，优选地，非达西渗流方程为 $Q=\[\left(K_{(\▿P)}A\right)/\left(\mathrm{\Δ}L\mathrm{\μ}\right)\](\mathrm{\Δ}P-\mathrm{\λ}),K_{(\▿P)}=K\[1-1/(a+b$ $\▿P)\],$ Q为产量，单位为m³/d；L为渗流距离，单位为m；K为原始渗透率，单位为10^-3×μm²；μ为流体黏度，MPa·s；ΔP为生产压差，单位为MPa；a，b为实验系数；λ为启动压力，单位为MPa；为实验视渗透率单位为，10^-3×μm²；为压力梯度，单位为MPa/m，A为泄流面积，单位为m²，ΔL为流动距离，单位为m。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，优选地，所述压裂液包括滑溜水、瓜胶压裂液基液、瓜尓胶压裂液冻胶和表面活性剂压裂液中的一种或几种的组合。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，优选地，所述压裂液还包括具有驱油功能的添加剂。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，优选地，具有驱油功能的添加剂包括纳米颗粒、表面活性剂、分子膜形式的具有驱油功能的添加剂。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，优选地，所述支撑剂包括石英砂和/或超低密度陶粒。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，优选地，所述超低密度陶粒的密度1250kg/m³或1410kg/m³。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法中，优选地，其中，所述支撑剂的粒径包括70目-100目、40目-70目、30目-50目和20目-40目中的至少两种。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法是一种体积压裂工艺，针对部分致密油储层衰竭式开采产量递减快的特点，提供减少裂缝伤害的高效低成本压裂液，探索“压-注-采”一体化新型改造技术，将低渗透及非常规储层改造与后期开采补充地层能量，提高开采效果为一体，通过在体积压裂过程中大量注入压裂液补充地层能量，通过体积压裂后人工裂缝增加渗流通道，弥补了低渗透及非常规致密油储层压裂改造衰竭式开采能量不足的技术缺点，进而合理优化体积压裂中的各种施工参数、液体性能等，利于提高压裂后的整体效果，实现了油藏开发与储层改造技术一体化的有机结合。

本发明提供的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，通过压裂、注水及驱油的一体化的体积压裂方法，提高了低渗透及非常规储层改造后的效果，最终提高致密油气开发的采收率。该方法通过在同井同层中采用体积压裂改造模式，短时间内大排量、大规模的注入兼具携砂和驱油性能的多功能压裂液，打碎储层形成复杂缝网降低渗流距离的同时，充分利用渗吸作用和排采制度使压裂液滞留于地层中，一方面起到补充地层能量，降低地层能量衰竭速度的作用，另一方面通过改变岩石润湿性，使岩石转变为水湿，将毛细管力由阻力变为动力，实现驱油的目的。本发明的方法把储层改造、补充能量以及驱油融为一体，实现压裂、注水与驱油一体化作业目的。具体而言，本发明提供的补充致密油储层地层能量的压裂方法包括以下步骤：

结合致密油储层的特点，考虑存在启动压力梯度的非达西渗流特征，利用CMG油藏数值模拟软件模拟细分切割或复杂裂缝条件下单条裂缝的可动用的泄流范围；

利用缝间干扰理论和限流原理，对致密油储层结构进行改造；优化致密油储层改造参数，其中，包括优化水平井段间距、簇间距和射孔参数；具体优化时，可以参照公开号为CN103527163A的中国专利申请“一种致密储层水平井体积压裂工艺”，以及《非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键》(吴奇，胥云，等.非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键.石油学报，2014.07,35(4)：706-714)中公开的方式进行优化；

在上述优化结果的基础上，利用CMG油藏数值模拟软件，计算不同裂缝参数和不同改造规模下的改造效果以及地层能量的增加趋势，确定体积压裂改造的单段改造规模，包括确定压裂液和支撑剂的注入量，其中，体积压裂改造后平均地层压力增加至原始地层压力的1.05-1.3倍；这里是以改造体积、产能、成本等评价因素作为优化目标，进一步优化储层改造规模；

根据地层润湿性测试结果以及敏感性测试结果，确定与致密油储层特性相匹配且改造结束后压裂液破胶液具有一定驱油或渗吸置换能力的压裂液；具体是进行室内实验评价，进行不同温度、不同润湿反转剂下的渗吸、接触角、表面张力等评价实验，确定与储层特性相匹配的压裂液的组成；

注入压裂液，压裂液的单个吸液射孔孔眼的流动速率为0.25m³/min-0.4m³/min，压裂液注入强度为10m³/min-15m³/m；可以按照公开号为CN102606126的中国专利申请中提到的提高裂缝复杂化压裂方式进行现场实施，向储层中注入压裂液，以使储层形成缝网系统，降低渗流距离，补充地层能量，改变地层润湿性，实现油水置换、驱油的目的，将储层改造、补充能量以及驱油融为一体；

利用CMG油藏数值模拟软件，确定关井时间，按照确定的关井时间进行关井，完成所述补充密油储层地层能量的压裂方法，具体确定关井时间时，是以确定的压裂液的注入量为基础，利用CMG油藏数值模拟软件计算不同关井时间对日产量、累计产量、含水饱和度等参数的影响，选择最优的关井时间作为最终的关井时间。

本发明提供的补充致密油储层地层能量的压裂方法具有以下优点：

本发明的压裂方法属于一种衰竭式开发致密油储层的压裂、注水及驱油一体化压裂技术，原理可靠，通过体积压裂提高整体储层渗流能力的同时，将大量需要返排的压裂液滞留于地层中，实现地层增能、驱油的目的，将压裂、注水及驱油融为一体；

在本发明提供的压裂方法中使用了一种兼具携砂、驱油多功能压裂液，将大量压裂液返排液“变废为宝”使其滞留于地层中，实现了同井同层压裂、注水一体化施工作业，提高作业效率的同时极大的降低了作业成本；

本发明提供的压裂方法通过渗吸作用和关井制度联合促使液体滞留于地层中，起到补充地层能量的作用；

本发明的压裂方法中采用的压裂液中还包括具有驱油功能的添加剂，可以改变岩石润湿性能使岩石转变为水湿，起到提高驱油效率的作用。

附图说明

图1为体积改造理念下复杂缝网示意图；

图2为润湿反转示意图；

图3为体积改造后驱油示意图；

图4为不同改造规模增加地层能力对比结果图；

图5为不同地层能力增加趋势对产油总量影响结果图；

图6为支撑剂用量优化结果图；

图7为润湿反转剂优选实验结果图；

图8为润湿反转压裂液与滑溜水驱油效率对比结果图；

图9为压后关井时间优化结果示意图。

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补充致密油储层地层能量的压裂方法，该方法包括以下步骤：

步骤一：结合致密油储层的特点，考虑存在启动压力梯度的非达西渗流特征，利用CMG油藏数值模拟软件模拟细分切割或复杂裂缝条件下单条裂缝的可动用的泄流范围，体积改造形成的复杂缝网示意图如图1所示；

步骤二：利用缝间力学干扰理论对致密油储层体积压裂改造的水平井段间距、簇间距进行优化，同时结合限流压裂原理对射孔的簇长度和射孔参数进行优化；

步骤三：在上述优化结果的基础上，利用CMG油藏数值模拟软件，计算不同裂缝参数和不同改造规模下的改造效果以及地层能量的增加趋势，确定体积压裂改造的单段改造规模，包括确定压裂液和支撑剂的注入量，要求压后平均地层压力增加至原始地层压力的1.05-1.3倍；

步骤四：根据地层润湿性测试结果以及敏感性测试结果，确定与致密油储层特性相匹配且改造结束后压裂液破胶液具有一定驱油或渗吸置换能力的压裂液，润湿反转机理及压后驱油机理示意图如图2、图3所示；

步骤五：注入压裂液和支撑剂，压裂液的单个吸液射孔孔眼的流动速率为0.3m³/min，压裂液的注入强度为12m³/m；

步骤六：利用CMG油藏数值模拟软件，确定关井时间，按照确定的关井时间进行关井，完成所述补充密油储层地层能量的压裂方法。

本实施例中，所述步骤一、三中所需要的基础参数如表1所示，计算确保压后平均地层能力增加至原始地层压力的1.05-1.3倍，并综合考虑成本优化最终注入量。计算不同注入量下地层能力增加趋势如图4和图5所示。可以看出，泵入压裂液量越大，地层压力提高越高，注入5000m³，平均地层压力上升1.0MPa(原始地层压力增加1.04倍)；注入10000m³，平均地层压力上升2.0MPa(原始地层压力增加1.08倍)；注入15000m³，平均地层压力上升3.0MPa(原始地层压力增加1.12倍)。综合压裂液、工具成本优化注入压裂液液量为10000m³。受到缝内净压力、多裂缝缝间干扰的影响和限制，裂缝网络中主缝和分支缝的裂缝宽度逐渐变窄，优选100目、40/70目和30/50目粒径组合。

表1

埋藏深度，m	2236	原始地层压力，MPa	25
				渗透率，mD	0.06	粘度，MPa·s	60
孔隙度，％	16	水平段长度，m	800
				层厚，m	20	模型大小，m×m	1000×400

所述步骤二中关于段间距、簇间距和射孔参数的优化，可以参照公开号为CN103527163A的中国专利申请“一种致密储层水平井体积压裂工艺”，以及《非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键》(吴奇，胥云，等.非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键.石油学报，2014.07,35(4)：706-714)中公开的方式进行优化；利用段间距、裂缝半长和裂缝高度等参数，模拟计算支撑剂用量与有效支撑油藏改造体积之间关系，优化支撑剂用量，例如若想实现80m×380m×30m储层的有效支撑，则单段支撑剂体积用量为60m³，优化结果如图6所示。

所述步骤四中关于压裂液组成是指通过开展压裂液流变实验、岩芯伤害实验、加入润湿反转剂后压裂液配伍性实验以及静态渗吸实验等评价实验，优化确定压裂液组成及浓度。不同润湿反转剂情况下驱油效率差异结果如图7所示(A1为甜菜碱型两性表面活性剂；A2为聚氧乙烯型非离子型表面活性剂；A3为磺酸盐阴离子表面活性剂)，不同压裂液体系下驱油效率差异结果如图8所示，结果表明不同润湿反转剂下驱油效率与平衡时间存在较大差异，其中A3的驱油效率最高且平衡时间最短，优选A3润湿反转剂，且含润湿反转剂的压裂液获得的驱油效率远高于滑溜水压裂液。现场配液过程中将润湿反转剂与助排剂等添加剂一起加入压裂液基液。

所述步骤六中关于确定关井时间的方法为利用CMG数值模拟软件在考虑启动压力梯度以及润湿反转的条件下，模拟对比不同关井时间对产量的影响。不同关井制度下初期日产油量对比如图9所示，结果表明，随着关井时间的增加，初期日产油量呈现上升的趋势，但关井15天以后，基本趋于平衡，说明关井后期渗吸驱油速率极具降低，因此优化关井时间为15天。

采用本实施例提供的上述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，对比常规体积压裂改造效果，使用本发明的方法油气采收率提高5％-8％。

Claims (8)

1.一种补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，该方法包括以下步骤：

结合致密油储层的特点，考虑存在启动压力梯度的非达西渗流特征，利用CMG油藏数值模拟软件模拟细分切割或复杂裂缝条件下单条裂缝的泄流范围；

对致密油储层体积压裂改造的水平井段间距、簇间距进行优化，同时对射孔的簇长度和射孔参数进行优化；

在上述优化结果的基础上，利用非达西渗流方程和CMG油藏数值模拟软件，计算不同裂缝参数和不同改造规模下的改造效果以及地层能量的增加趋势，确定体积压裂改造的单段改造规模，包括确定压裂液和支撑剂的注入量，其中，体积压裂改造后平均地层压力增加至原始地层压力的1.05-1.3倍；

根据地层润湿性测试结果以及敏感性测试结果，确定压裂液的原料组成，所述压裂液与致密油储层特性相匹配且改造结束后压裂液破胶液具有驱油或渗吸置换能力；

注入压裂液和支撑剂，压裂液的单个吸液射孔孔眼的流动速率为0.25m³/min-0.4m³/min，压裂液的注入强度为10m³/m-15m³/m；

利用CMG油藏数值模拟软件，确定关井时间，按照确定的关井时间进行关井，完成所述补充密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法。

2.根据权利要求1所述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，其中，所述非达西渗流方程为Q＝[(K_(▽P)A)/(ΔLμ)](ΔP-λ)，K_{(▽ P)}＝K[1-1/(a+b▽P)]，Q为产量，单位为m³/d；L为渗流距离，单位为m；K为原始渗透率，单位为10^-3×μm²；μ为流体黏度，MPa·s；ΔP为生产压差，单位为MPa；a，b为实验系数；λ为启动压力，单位为MPa；K_(▽P)为实验视渗透率单位为，10^-3×μm²；▽P为压力梯度，单位为MPa/m，A为泄流面积，单位为m²，ΔL为流动距离，单位为m。

3.根据权利要求1所述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，其中，所述压裂液包括滑溜水、瓜胶压裂液基液、瓜尓胶压裂液冻胶和表面活性剂压裂液中的一种或几种的组合。

4.根据权利要求1所述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，其中，所述压裂液还包括具有驱油功能的添加剂。

5.根据权利要求4所述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，其中，具有驱油功能的添加剂包括纳米颗粒、表面活性剂、分子膜形式的具有驱油功能的添加剂。

6.根据权利要求1所述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，其中，所述支撑剂包括石英砂和/或超低密度陶粒。

7.根据权利要求6所述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，其中，所述超低密度陶粒的密度1250kg/m³或1410kg/m³。

8.根据权利要求6所述的补充致密油储层地层能量实现压裂-注水-驱油-采油一体化的压裂方法，其中，所述支撑剂的粒径包括70目-100目、40目-70目、30目-50目和20目-40目中的至少两种。