CN105422068A - 水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法 - Google Patents

水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，首先在油藏底部和中上部分别部署一口注汽井和一口生产井；然后根据两口水平井孔隙度和渗透率分布情况分段进行体积压裂或压裂充填作业；再利用蒸汽吞吐的方式使两口井形热连通后转入连续注汽生产，当油汽比降低到0.1时停止生产。上述方法是利用体积压裂在致密区域形成缝网系统改善油藏渗流能力，在高孔高渗区域利用压裂充填工艺对地层进行压实降低地层出砂现象，将低渗区域油藏渗流模式从单一渗流转变为渗流和裂缝层流的同时，在高渗区域充填小粒径砂砾填充疏松油藏砂岩颗粒孔隙降低了生产井附近的渗透率，从而降低油藏非均质性，整个油藏得到均匀的动用和开发。

Description

水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法
技术领域
本方法属于油田采油技术领域，具体涉及一种水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法。
背景技术
稠油油藏是指在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s的油藏，目前国内稠油油田开发中广泛应用水平井技术，采油方式包括：蒸汽辅助重力泄油，蒸汽吞吐，蒸汽驱等技术。蒸汽辅助重力泄油技术要求油层厚度必须大于15m，油藏性质比较均匀，隔夹层不连续，为促进两口井之间的热连通和流体的流动，要求在油藏底部近距离平行部署两口水平井(间距5m左右)，而且在操作中要求密切监控生产井状况，随时调整工作制度，避免蒸汽的直接产出。水平井蒸汽驱技术要求油藏条件下原油粘度不能过高(低于5000mPa·s)，油藏渗透性较好，水平井之间井距不能过大等条件。水平井汽驱也存在适用范围小，对油藏要求高，而且容易汽窜，开采效果差等特点。水平井蒸汽吞吐可以广泛应用于不同条件的稠油油藏，但是存在的问题是吞吐动用范围小，采收率低，不能补充地层能量等问题。
国外于20世纪70年代末期开始研究稠油开采中用在直井中进行压裂(利用地面高压泵组，将高粘液体以高过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，便在井底附近地层产生裂缝)改造地层实现增产的技术(FAST)，如SPE10707-PA。国内辽河油田于1997年在杜84块建立了一个试验井组。该方法首先压裂生产井和注汽井使其产生沟通的水平裂缝，再高压注入蒸汽保持注汽井和生产井的裂缝连通，然后进入生产阶段以注汽井稳定注汽，充分发挥了水平缝作为热流体运移的通道。由于FAST只是在直井井组进行的压裂，其裂缝的控制范围远低于水平井，未充分利用水平井采油速度快和井控程度高的特点。
水平井常规压裂技术也应用到了稠油油藏的开发中，即在水平井所在位置制造一条水平裂缝，扩大蒸汽带扩展范围。但是应用单裂缝辅助稠油油藏开发的过程中，单裂缝促进了两井之间的热连通速度，但也使热采过程更加不稳定，容易出现汽窜。上述方法由于对油藏的改造程度不足，所以易引起动用程度低和采出程度低的问题。
由于稠油油藏多为高孔高渗油藏，油藏中存在的泥质夹层和低渗透区域对于蒸汽腔的扩展具有非常明显的影响作用，蒸汽腔往往在高渗透区域扩展较快而在低渗区域难于扩展。同时高孔高渗部位多为交接比较疏松的砂岩油藏，在高强度的注汽和采油操作条件下容易形成垮塌和出砂现象。在这种油藏中实施蒸汽驱或者SAGD操作。低渗区域蒸汽腔难于扩展，容易形成较大死油区，而在生产井附近容易形成砂埋和空洞，进一步加剧非均质性，使开发效果变差。
发明内容
为解决上述问题，本发明的目的是提供一种水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，该方法可提高稠油开采水平井控制范围，进而提高油藏的采收率和开发效率。
为达到上述目的，本发明提供了一种水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，该方法包括以下步骤：
第一步：部署两口水平井，一口水平井位于油藏底部作为生产井，另一口水平井位于油藏中上部作为注汽井；
第二步：分析两口水平井井筒长度范围内储层孔渗性质变化趋势，所述孔渗性质包括孔隙度和渗透率；
第三步：根据孔隙度和渗透率分布情况对双水平井分段，对注汽井中渗透率小于500mD、孔隙度小于20％的储层段进行体积压裂改造，对生产井中渗透率大于500mD、孔隙度大于20％的储层段进行压裂充填降渗透率作业；
第四步：采用蒸汽吞吐的方式对双水平井进行预热，在预热形成热连通和压力连通后转入连续生产；
第五步：在连续生产阶段，连续注汽生产至油汽比降低到0.1时停止生产。
本发明提供的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法是在注汽井的低渗透区域进行体积压裂形成缝网系统，可明显改善油藏渗透性，其直接将油藏渗流模式从单一渗流转变为渗流和裂缝层流同时存在，大大提高了流体运移速度；同时部署在油藏底部的水平井作为生产井可采取重力泄油的模式操作，将加热后受重力作用流动到油藏底部的原油和冷凝液体采出，可提高油藏的采收率和开发效果。同时在生产井的高渗透区域进行压裂充填降渗作业，对地层进行充填压实，起到防砂作用和一定的降低储层渗透性作用，改善了地层的非均质性。这样低渗透区域的流动性得到较强改善，高渗区域也有一定降低，油藏整体非均质性得到改善。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填开发稠油油藏的方法中，分析两口水平井井筒长度范围内储层孔渗性质变化趋势时，优选为将两口水平井的测井数据结合取芯资料进行综合分析。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，在第三步的体积压裂中，对注汽井的低物性段进行压裂时的流量大于3m3/min。对于体积压裂，由于相对于稀油油藏来说，500mD已经属于较好渗透率范围，所以在对体积压裂过程中应采取高速度(＞3m3/min)，大液量的注入方式对注汽井的低物性段进行压裂。进一步优选地，在第三步的压裂充填降渗透率作业中，满足流量小于<1m3/min、砂砾直径小于目的层砂砾粒径中值D50、携砂比大于30％的注入条件。对于压裂充填降渗透率作业，主要是通过低速度(<1m3/min)，小粒径(砂砾直径小于目的层砂砾粒径中值D50)，高携砂比(>30％)，的注入方式，以填充疏松砂岩颗粒之间的空隙，达到略降低油藏渗透率，改善油藏均质性的目的。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，所述蒸汽吞吐为进行5-6个周期的蒸汽吞吐作业，每个周期的蒸汽吞吐作业包括以下步骤：大排量注入蒸汽之后，进行10天到40天的焖井，使裂缝内原油充分受热流动到油藏底部，随后开底部的生产井生产，当日产油量降低到10t/d时关井，完成一个周期的蒸汽吞吐作业。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，所述预热阶段蒸汽吞吐持续进行至周期油汽比降低至0.2左右。也可以通过温度监测井连续监测井筒周围的温度场发育情况，如果温度监测井显示吞吐井周围30m范围内油藏温度都升高在30℃以上，就可以结束蒸汽吞吐，转入汽驱或者是重力泄油操作。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，所述蒸汽吞吐作业的周期注汽量为40-120t/m。以400m水平井长度为例，周期注汽量在16000t到48000t之间。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，在所述连续生产中，先对两口水平井进行独立吞吐生产，在吞吐生产结束后两口水平井组成一对注采井组，按照汽驱方式或重力泄油方式进行生产。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，在所述注采井组中，注汽井的注汽速度为200-400t/d，干度保持0.75以上；生产井的产液速度为300-500t/d，操作压力为2-4MPa。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，两口水平井之间的垂直距离为5m-50m，两口井水平距离为油藏厚度的1-3倍，最大可以达到30m左右；进一步优选地，两口水平井之间为平行或成一定角度部署；更优选地，两口水平井之间的水平夹角度为0°-90°。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，两口水平井按照与最大或者最小主应力方向成30°-60°角的方式进行部署。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，低渗透区域体积压裂裂缝产生一般根据最大主应力原理，裂缝总是产生于强度最弱、阻力最小的方向，即岩石破裂面平行于最大主应力轴方向。与最大或者最小主应力方向成30°-60°角的方式部署一口水平井位于油层底部，裂缝延伸净压力大于两个水平主应力差值和岩石抗张强度之和时，容易产生分叉缝。在体积压裂形成一条或者多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔，并以高排量，大液量注入低粘度液体以及转向材料和技术等方法在体积压裂中的应用，使天然裂缝不断扩展和脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝，岩石层理的共同压裂，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，最终形成主裂缝和次级裂缝和天然裂缝组合的裂缝网络，将可以进行渗流的有效储层打碎，使裂缝壁面与基质的接触面积最大，使油气从任意方向从基质向裂缝的渗流距离最短，极大提高储层整体渗透率。
本发明提供的开发稠油油藏的方法在特定井段使用了分段压裂，由于体积压裂形成的裂缝网络将油藏分割成基质-裂缝系统，蒸汽可以通过裂缝系统迅速扩展到全油藏，使蒸汽带扩展范围和波及效率大大提高，增大稠油油藏开发注采井距，提高热采井组有效控制储量，可利用体积压裂辅助热采开发技术经济有效开发稠油油藏；在本发明提供的方法中，原油受热后可受驱替力和重力的作用，从基质系统中流动到裂缝系统中，然后流动到水平井中产出；本发明提供的方法对于油藏中存在隔夹层的情况也具有较好的改造作用，体积压裂同时可以改造夹层和储层，可促进了渗流通道的改善，有效扩大开发动用范围。
压裂充填技术是针对中高渗透油藏开发中因地层出砂导致由井减产或停产而研究的一种新型措施，具有防砂和增产的双重作用。其综合利用了裂缝的防砂作用、裂缝的解堵导流作用和绕丝筛管砾石充填的防砂作用，防砂效果好，增油显著。压裂充填技术的实质就是采用端部脱砂技术使携砂液在裂缝端部脱砂，膨胀与充填裂缝，形成短而宽的高导流能力渗流通道。因此在压裂充填实施过程中，可形成“短宽裂缝”的“尖端脱砂压裂”技术就成为了关键。压裂充填作业分为两个阶段，一是裂缝尖端脱砂(TSO)阶段；二是裂缝膨胀变宽和支撑剂充填(FIP)阶段。尖端脱砂压裂与常规压裂的要求不同，在泵注携砂液过程中，尖端脱砂压裂要求缝内砂浆前缘必须提前到达裂缝周边，以限制裂缝长度的进一步增长，而增加缝隙的宽度。压裂充填技术的实施与缝端脱砂压裂、选井选层、压裂液、支撑剂的选择及作业的优化设计与施工紧密相关。因此在进行技术实施前要充分考虑施工的经济效益、近井地层的伤害程度、地层出砂历史以及储层的物理状态等相关参数。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，所述稠油油藏满足以下条件：油藏深度<1500m，油层厚度>20m；
进一步优选地，所述油藏的油层平面渗透率>500md，油层垂向渗透率>200md；
进一步优选地，所述油藏为天然裂缝较发育，岩石硅质含量高的储层，更优选为硅质含量大于35％的储层；
进一步优选地，所述油藏的原油粘度>2000mPa·s；
进一步优选地，所述油藏的含油饱和度>50％；
进一步优选地，所述油藏的净毛比>0.7。
在上述方法中，优选地，在所述连续注汽生产中，注入的气体除可使用蒸汽外，还可以为氮气、烟道气、CO2、H2、氨气中的一种或者多种的组合与蒸汽混合形成的气体。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，开发稠油油藏的整个操作过程应该满足以下条件，注汽压力不超过油藏破裂压力，压裂过程中裂缝半长不超过0.5倍井距。
在上述水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法中，优选地，在所述体积压裂形成一条或者多条主裂缝的同时，控制裂缝不要压开盖层近处5m范围内的地层，减少热采过程中的热损失。
本发明提供的方法将体积压裂增产技术和压裂充填组合技术水平井稠油开采技术结合，充分发挥了体积压裂改善油藏渗流性质，扩大油藏产液供给能力和压裂充填减少油藏出砂并增产的优势，使双水平井分段作业后可经济高效地开发油层厚度大于20m的稠油油藏。
本发明提供的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法扩大了热力采油技术适用范围，提高了稠油油藏开发效率。与常规SAGD相比，上下两口水平井之间可以部署在较远的相对距离，体积压裂后重力泄油方式更易操作控制，生产更稳定；同时使用体积压裂技术极大增加了稠油油藏热交换面积，降低了蒸汽的超覆现象和提高了波及体积，明显提高了驱油效率。
本发明提供了一种稠油开发的新技术，该方式明显改善油藏的渗流特性，扩大注入介质的作用范围，提高注入流体的作用效率，采油速度高，投资回收快，降低了资金投入的风险；在使用重力泄油模式生产时，其沿水平井筒方向汽窜很少，生产操作稳定安全，现场实施控制难度低。
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
本实施例提供了某油田区块数值模拟研究试验，在试验中通过模型做了裂缝网络和有水平裂缝的对比。
油藏基本参数：油藏埋深600m，孔隙度30％，含油饱和度75％，净毛比0.8，水平渗透率2000md，垂向渗透率1200md，油层厚度55m，油藏温度下原油粘度230000mPa·s。
蒸汽吞吐预热阶段注采参数：井底干度75％，蒸汽最大注入压力10.0MPa。
连续注汽生产阶段参数：井底注入蒸汽温度260℃，日注蒸汽量400m3。
井网基本参数：水平段长度400m，井距70m，水平井之间夹角10°，油藏中部水平井与最大主应力方向夹角40°。
裂缝基本参数：研究表明，裂缝的渗透率一般为几百到几千达西，缝宽一般为4-10mm，考虑到数值模拟模型网格最小0.2m，本次模拟裂缝的渗透率设为300000md(300达西)，模拟最大裂缝半径40m(井距0.4倍)。
裂缝网络设置：设置裂缝在油藏中均匀分布，沿水平井方向分布2条水平主裂缝，垂直于水平井方向分布6条裂缝，不考虑油藏基质内天然裂缝，裂缝渗透性和扩展长度均与单裂缝模拟的参数相同。
(1)当模型只考虑水平裂缝时，最大注汽量只有100m3/d左右，最大日产油只有20m3/d，采收率为50％左右；
(2)当模型考虑体积压裂裂缝网络时，最大日注汽量可以达到400m3/d，最大日产油81m3/d，采收率为70％。考虑到未设计油藏基质内的次级裂缝，可以认为实际体积压裂改造该油藏的效果要好于模拟的结果。
实施例2
本实施例提供了某稠油油藏通过水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的过程。
新疆某油藏深度200m，油层厚度10m，净毛比0.8，油层平面渗透率1500md，垂向渗透率1000md，油层温度18℃；油藏温度下原油粘度50000mPa·s，含油饱和度75％，油层倾角8°。
蒸汽吞吐预热阶段注采参数：井底干度75％，蒸汽最大注入压力3.5MPa。
1)根据油藏特征进行筛选，上述油藏符合体积压裂水平井稠油开采技术的筛选标准：油藏深度<1000m；油层厚度>10m；油层平面渗透率>500md，油层垂向渗透率>200md；原油粘度>2000mPa·s；含油饱和度>50％；净毛比>0.7。
2)水平井段长设计为260m，按照与最大或者最小主应力方向45°部署一口水平井位于油藏底部之上5m处(生产井)；距离该水平井水平方向100m处油藏底部上方5m处平行部署另一口水平井(注汽井)。
3)根据两口水平井测井曲线和取芯资料判断，低渗透储层区域主要分布在水平井脚趾的1/4长度区域，该区域渗透率大概在500md左右，孔隙度26％-30％，而其他大部分区域都是渗透率在4Darcy左右，孔隙度在30％左右，只是在脚跟部位上部有零星分布的泥岩夹层。
4)设计分两段对水平井进行压裂操作，对油藏中上部的水平井进行压裂体积改造，改善低渗透储层区域的物性；而对油藏底部的水平井脚跟部位进行压裂充填，略微降低高渗透区域的渗透性，从而改善整个油藏的均质性，降低注入流体不均匀扩散的趋势。
5)在油藏中部的水平井(注汽井)脚趾1/4区域实行体积压裂改造，压裂液注入速度为3.5m3/min；注入时间32min；实现水平缝缝宽为4-10mm，最大裂缝半径50mm，沿水平井方向压裂2条水平主裂缝，垂直于水平井方向压裂4条裂缝，继续缓慢泵入200方压裂液，充分使油藏内部的天然裂缝扩展。
6)对油藏底界水平井(生产井)的脚跟部位的180m地层进行压裂充填施工，加砂粒径0.03mm，加砂浓度90kg/m3，注入速度0.5m3/min，注入时间178min；裂缝宽度10mm，长度160m，延伸范围10m。此时提高加砂浓度至150kg/m3，并增大注入量到1m3/min，连续注入95min，充填裂缝和筛管之外的环空区域。
7)蒸汽吞吐预热阶段，水平井采用蒸汽吞吐的预热方式，进行了6个周期的蒸汽吞吐作业。每个周期的作业过程为：在向两口水平井大排量注入蒸汽之后，进行45天时间焖井，使裂缝内原油充分受热流动到油藏底部，随后开井生产，日产油降低至10t时关井，开始注汽进入下蒸汽吞吐作业；经6个周期的蒸汽吞吐作业，加热水平井附近裂缝、采出裂缝系统内原油，形成蒸汽扩展的有利条带，形成了有效的热连通和压力连通。
8)连续生产阶段注汽井连续注汽，蒸汽干度0.85，注入温度236℃，注入速度最高达到350m3/d，生产井连续生产，产液速度为450m3/d。
改造后的井对日注汽量达到350m3/d，日产油量达到113m3/d，与周围未作业井对相比，注汽能力明显提高(由200m3/d左右提高到350m3/d)，油汽比明显提高(由0.22提高到0.35)，预测该井组最终采收率可以达到65％，而其他未作业井组采收率在57％左右。

Claims (10)

1.一种水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，该方法包括以下步骤：
第一步：部署两口水平井，一口水平井位于油藏底部作为生产井，另一口水平井位于油藏中上部作为注汽井；
第二步：分析两口水平井井筒长度范围内储层孔渗性质变化趋势，所述孔渗性质包括孔隙度和渗透率；
第三步：根据孔隙度和渗透率分布情况对双水平井分段，对注汽井沿程渗透率小于500mD、孔隙度小于20％的储层段进行体积压裂改造，对生产井中渗透率大于500mD、孔隙度大于20％的储层段进行压裂充填降渗透率作业；
第四步：采用蒸汽吞吐的方式对双水平井进行预热，在预热形成热连通和压力连通后转入连续生产；
第五步：在连续生产阶段，连续注汽生产至油汽比降低到0.1时停止生产。
2.根据权利要求1所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，在所述第三步的体积压裂中，对注汽井的低物性段进行压裂时的流量大于3m3/min；
在所述第三步的压裂充填作业中，满足流量小于<1m3/min、砂砾直径小于目的层砂砾粒径中值D50、携砂比大于30％的注入条件。
3.根据权利要求1或2所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，所述蒸汽吞吐为进行5-6个周期的蒸汽吞吐作业，每个周期的蒸汽吞吐作业包括以下步骤：大排量注入蒸汽之后，进行10天到40天的焖井，使裂缝内原油充分受热流动到油藏底部，随后开底部的生产井生产，当日产油量降低到10t/d时关井，完成一个周期的蒸汽吞吐作业。
4.根据权利要求3所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，所述蒸汽吞吐作业的周期注汽量为40-120t/m。
5.根据权利要求1或2所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，在所述连续生产中，先对两口水平井进行独立吞吐生产，在吞吐生产结束后两口水平井组成一对注采井组，按照汽驱方式或重力泄油方式进行生产。
6.根据权利要求5所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，在所述注采井组中，注汽井的注汽速度为200-400t/d，干度保持0.75以上；生产井的产液速度为300-500t/d，操作压力为2-4MPa。
7.根据权利要求1-6任意一项所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，两口水平井之间的垂直距离为5m-50m，两口井水平距离小于30m且为油藏厚度的1-3倍；优选地，两口水平井之间为平行或成一定角度部署；进一步优选地，两口水平井之间的水平夹角度为0°-90°；更优选地，两口水平井按照与最大或者最小主应力方向成30°-60°角的方式进行部署。
8.根据权利要求1-7任意一项所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，所述稠油油藏的性质为：油藏深度<1500m，油层厚度>5m；
优选地，所述油藏的油层平面渗透率>500md，油层垂向渗透率>200md；
进一步优选地，所述油藏的硅质含量大于35％；
进一步优选地，所述油藏的原油粘度>2000Pa·s；
进一步优选地，所述油藏的含油饱和度>50％；
更优选地，所述油藏的净毛比>0.7。
9.根据权利要求1或2所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，在所述连续注汽生产中，注入的气体为氮气、烟道气、CO2、H2、氨气中的一种或者多种的组合与蒸汽混合形成的气体。
10.根据权利要求1或2所述的水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法，其中，开发稠油油藏的整个过程应该满足以下条件：注汽压力不超过油藏破裂压力，压裂过程中裂缝半长不超过0.5倍井距。
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