CN108518210A - 一种凝析油气藏压裂排油采气方法 - Google Patents

一种凝析油气藏压裂排油采气方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种凝析油气藏压裂排油采气方法。包括：凝析油气层压裂改造储层射孔；泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝；泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系；停泵，停泵时间为所述第一压裂液体系完全破胶时间；泵入携亲中性或亲水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，所述第二压裂液体系的黏度高于所述第一压裂液体系，泵入顶置液完成压裂施工；凝析油气层未射孔位置补充射孔。根据本发明的方法，能够在人造裂缝内形成油、气双通道从而保持长期高导流能力，避免了由于气、油混相，尤其是凝析油气藏压力较低情况下，凝析气部分转化为凝析油抑制凝析气渗透率。

Description

一种凝析油气藏压裂排油采气方法
技术领域
本发明涉及油气开采领域，具体涉及一种凝析油气藏压裂排油采气方法。
背景技术
在油气资源中，凝析油气是一种非常常见的资源类型。因此，提高凝析油气藏采收率技术具有重要的实际意义和应用前景。
由于凝析油气藏特殊性，在未开发初期储层内部呈现烃类流体以单一气相存在，由于高温、高压条件下气态烃类萃取抽提作用使胶质、沥青质和蜡质等高分子烃类化合物溶解在气体中。在开发过程中由于地层压力低于露点压力时，凝析油从气相中析出，产生层内反凝析，并逐渐在近井地带凝聚，堵塞气相通道，严重影响后期凝析油气采收率。
现阶段，针对凝析油气藏主要采用保持压力注气、水开发技术，包括采用注干气(甲烷为主)单井吞入技术、注氮气、二氧化碳技术、间歇注水开发技术等，但仍然无法解决开发过程压力递减引起凝析油析出，降低凝析气有效渗透率的问题。
发明内容
本发明提供了一种凝析油气藏压裂排油采气方法，其包括如下步骤：
步骤1：凝析油气层压裂改造储层射孔；
步骤2：泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝；
步骤3：泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系；
步骤4：停泵，停泵时间为所述第一压裂液体系完全破胶时间；
步骤5：泵入携亲中性或亲水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，所述第二压裂液体系的黏度高于所述第一压裂液体系。
在一实施例中，在所述步骤1中，射孔位置选择储层顶部至中部二分之一处。
在一实施例中，所述第一压裂液体系和第二压裂液体系为聚丙烯酰胺类滑溜水、植物胶类的线性胶和/或交联植物胶压裂液，其特征在于：
所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度50-100mPa.s，在添加破胶剂后10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内；
所述第二压裂液体系性能按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度100mPa.s以上。
在一实施例中，所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度50-80mPa.s。
在一实施例中，所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，在添加破胶剂后20-30min压裂液粘度降至5mPa.s以内。
在一实施例中，所述第二压裂液体系性能按照储层温度条件，在添加破胶剂后40-60min压裂液粘度降至5mPa.s以内。
在一实施例中，所述第一压裂液体系的疏水支撑材料为疏水改性陶粒、疏水改性石英砂和/或疏水改性核桃壳，其中，所述第一压裂液体系的疏水支撑材料为：
粒径范围为10目-100目；
视密度0.9g/cm3以上。
在一实施例中，所述第二压裂液体系的中性或亲水支撑材料为中性或亲水性陶粒、石英砂和/或核桃壳，其中，所述第二压裂液体系的支撑材料为：
粒径范围为10-100目；
视密度0.9g/cm3以上。
在一实施例中，所述第一压裂液体系配方为：
羟丙基胍胶为稠化剂，浓度为0.2％-0.4％；
硼砂为交联，浓度为质量比0.1％-0.4％；
过硫酸铵为破胶剂，浓度为质量比0.005％-0.1％；
甲醛为杀菌剂，浓度为质量比0.01％-0.1％；
氟碳类表面活性剂为助排剂，浓度为质量比0.01-0.5％；
粘土稳定剂为氯化钾，浓度为1％-2％。
在一实施例中，在所述步骤3中，所述第二压裂液体系配方为：
羟丙基胍胶为稠化剂，浓度为0.4％-1.0％；
有机硼为交联，浓度为质量比0.4％-2％；
破胶剂为胶囊破胶剂，浓度为质量比0.005％-0.1％；
甲醛为杀菌剂，浓度为质量比0.01-0.1％；
氟碳类表面活性剂为助排剂，浓度为质量比0.01-0.5％；
粘土稳定剂为氯化钾，浓度为1％-2％。
根据本发明的方法，能够在人造裂缝内形成油、气双通道从而保持长期高导流能力，避免了由于气、油混相，尤其是凝析油气藏压力较低情况下，凝析气部分转化为凝析油抑制凝析气渗透率。
本发明的其它特征或优点将在随后的说明书中阐述。并且，本发明的部分特征或优点将通过说明书而变得显而易见，或者通过实施本发明而被了解。本发明的目的和部分优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的步骤来实现或获得。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是根据本发明一实施例的方法流程图；
图2是根据本发明一实施例的施工铺置油、气双通道剖面图；
图3是根据本发明一实施例的第一压裂液体系流变性能示意图；
图4是根据本发明一实施例的第二压裂液体系流变性能示意图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此本发明的实施人员可以充分理解本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程并依据上述实现过程具体实施本发明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
在油气资源中，凝析油气是一种非常常见的资源类型。因此，提高凝析油气藏采收率技术具有重要的实际意义和应用前景。
由于凝析油气藏特殊性，在未开发初期储层内部呈现烃类流体以单一气相存在，由于高温、高压条件下气态烃类萃取抽提作用使胶质、沥青质和蜡质等高分子烃类化合物溶解在气体中。在开发过程中由于地层压力低于露点压力时，凝析油从气相中析出，产生层内反凝析，并逐渐在近井地带凝聚，堵塞气相通道，严重影响后期凝析油气采收率。
现阶段，针对凝析油气藏主要采用保持压力注气、水开发技术，包括采用注干气(甲烷为主)单井吞入技术、注氮气、二氧化碳技术、间歇注水开发技术等，但仍然无法解决开发过程压力递减引起凝析油析出，降低凝析气有效渗透率的问题。
针对上述问题，本发明提出了一种凝析油气藏压裂排油采气方法。
凝析油气藏开发过程中，不可避免由于储层压力变化，引起油、气分离现象，因此提高油、气两相在储层内部渗流能力是提高凝析油气藏开发有效手段。基于上述分析，在本发明的方法中，依靠储层改造方法在储层内部铺置油、气双相通道排油采气，依靠重力分相和疏水亲油选择性通道铺置，实现储层内部气、油两相分离开采，避免了混相后引起渗透率降低，限制采出程度的弊端。根据的本发明的方法依靠重力和疏水性作用使得油、气储层内部分离、并形成气、油双通道导流，可以有效避免了混相引起的气相渗透率下降。
接下来基于附图详细描述根据本发明实施例的方法的详细流程，附图的流程图中示出的步骤可以在包含诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。虽然在流程图中示出了各步骤的逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
如图1所示，在一实施例中，本发明的方法包括以下步骤
步骤1：凝析油气层压裂改造储层射孔(S110)；
步骤2：泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝(S120)；
步骤3：泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系(S130)；
步骤4：停泵，停泵时间为第一压裂液体系完全破胶时间(待上一级压裂液完成破胶)(S140)；
步骤5：泵入携中性或亲水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，第二压裂液体系的黏度高于第一压裂液体系(S150)。
进一步的，在一实施例中，本发明所述的方法步骤还包括：步骤6：泵入顶置液完成压裂施工。
进一步的，在一实施例中，本发明所述的方法可以既可以在全新的油气井中实施也可以在现有的老油气井中实施。
进一步的，在一实施例中，当气井存在未射孔位置时，例如，老井射孔不完善或者新井没有射孔时，本发明所述的方法步骤还包括：步骤7：凝析油气层未射孔位置补充射孔。
进一步的，在一实施例中，当气井不存在未射孔位置时，不需要对凝析油气层未射孔位置补充射孔。
根据本发明的方法，能够在人造裂缝内形成油、气双通道从而保持长期高导流能力。如图2所示，气油混相资源分离为气相以及油体资源分别从人造裂缝中的双通道(中性支撑气相通道以及疏水支撑油相通道)导出，从而避免了由于气、油混相，尤其是凝析油气藏压力较低情况下，凝析气部分转化为凝析油抑制凝析气渗透率。
进一步的，在一实施例中，在步骤1中，射孔位置为储层底部至中部二分之一处。
进一步的，在一实施例中，在步骤2中，前置液为聚丙烯酰胺类滑溜水、植物胶类的线性胶和/或交联植物胶压裂液。具体的，在一实施例中，前置液优选为聚丙烯酰胺类滑溜水。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系性能按照储层温度条件，未添加破胶剂流变仪测试170s-1剪切120min后粘度50-100mPa.s；第二压裂液体系性能按照储层温度条件，未添加破胶剂流变仪测试170s-1剪切120min后粘度100mPa.s以上。
具体的，在一实施例中，优选的，第一压裂液体系性能按照储层温度条件，未添加破胶剂流变仪测试170s-1剪切120min后粘度50-60mPa.s。
具体的，在一实施例中，优选的，第二压裂液体系性能按照储层温度条件，未添加破胶剂流变仪测试170s-1剪切120min后粘度150-200mPa.s。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系以及第二压裂液体系性能按照储层温度条件，添加破胶剂后10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内。
具体的，在一实施例中，优选的，第一压裂液体系性能按照储层温度条件，添加破胶剂后20-30min完全破胶。
对应的，在一实施例中，在步骤4中，停泵时间为20-30min。
具体的，在一实施例中，优选的，第二压裂液体系添加破胶剂后40-60min完全破胶。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系的疏水支撑材料为疏水改性陶粒、疏水改性石英砂、疏水改性核桃壳。具体的，在一实施例中，第一压裂液体系的疏水支撑材料为：粒径范围为10目-100目；视密度0.9g/cm3以上。
进一步优选的，在一实施例中，第一压裂液体系的疏水支撑材料的粒径范围为40/70目。
进一步优选的，在一实施例中，第一压裂液体系的疏水支撑材料的视密度为1.5g/cm3以上。进一步优选的，在一实施例中，第一压裂液体系的疏水支撑材料的视密度为1.7g/cm3-2.5g/cm3。
进一步的，在一实施例中，第二压裂液体系的支撑材料为中性或亲水性陶粒、石英砂、核桃壳。具体的，在一实施例中，第二压裂液体系的支撑材料为：粒径范围为10-100目；视密度0.9g/cm3以上。
进一步优选的，在一实施例中，第二压裂液体系的支撑材料粒径范围为40/70目。
进一步优选的，在一实施例中，第二压裂液体系的支撑材料视密度9为0.9g/cm3-1.5g/cm3。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系以及第二压裂液体系为聚丙烯酰胺类压裂液体系、胍胶及其衍生物压裂液体系、生物聚合物类压裂液体系。
具体的，优选的，在一实施例中，第一压裂液体系配方为：
羟丙基胍胶为稠化剂，浓度为0.2％-0.4％；
硼砂为交联，浓度为质量比0.1％-0.4％；
过硫酸铵为破胶剂，浓度为质量比0.005％-0.1％；
甲醛为杀菌剂，浓度为质量比0.01％-0.1％；
氟碳类表面活性剂为助排剂，浓度为质量比0.01-0.5％；
粘土稳定剂为氯化钾，浓度为1％-2％。
具体的，优选的，在一实施例中，第二压裂液体系配方为：
羟丙基胍胶为稠化剂，浓度为0.4％-1.0％；
有机硼为交联，浓度为质量比0.4％-2％；
破胶剂为胶囊破胶剂，浓度为质量比0.005％-0.1％；
甲醛为杀菌剂，浓度为质量比0.01-0.1％；
氟碳类表面活性剂为助排剂，浓度为质量比0.01-0.5％；
粘土稳定剂为氯化钾，浓度为1％-2％。
进一步优选的，在一实施例中，在第二压裂液体系的配方中，胶囊包裹过硫酸铵为破胶剂。
接下来基于具体应用实例详细描述本发明一实施例的执行效果。
以某油田凝析油气井为例，施工目的层1910.3-1952.1m，储层厚度为41.8m,储层温度65℃，杨氏模量23-26Gpa，泊松比为0.24-0.25，脆性指数72％。
采用本发明的方法实施油、气双通道压裂排油采气方法施工。
具体实施方法：
1、射开储层距顶部12m-15m处；
2、采用滑溜水压开储层。滑溜水采用聚丙烯酰胺，配方0.1％聚丙烯酰胺+2％KCl+0.05％氟碳类表面活性剂
3、泵入携疏水支撑材料和破胶液的压裂液体系(按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度50-100mPa.s)，体系配方0.3％羟丙基胍胶+0.3％硼砂+0.01％甲醛+0.2％KCl+0.1％氟碳类表面活性剂+0.01％过硫酸酸胺。体系性能测试见图3(未加过硫酸酸胺破胶)，图3为压裂液黏度随时间变化曲线示意图。疏水支撑材料为疏水陶粒。
4、停泵20min。
5、泵入携带亲水或中性支撑材料和破胶剂压裂液体系(按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度100mPa.s以上)，体系配方0.5％羟丙基胍胶+0.4％有机硼交联剂+0.01％甲醛+0.2％KCl+0.1％氟碳类表面活性剂+0.05％胶囊包裹过硫酸胺。体系性能测试见图4(未加破胶剂)，图4为压裂液黏度随时间变化曲线示意图。中性支撑材料为石英砂。
6、采用清水为顶替液；
7、补孔，射开未射孔层。
按照上述步骤对该实验井进行先导实验，现场施工工艺成功，并且压后增产效果长期处于稳定，提高了凝析油气藏采出程度。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。本发明所述的方法还可有其他多种实施例。在不背离本发明实质的情况下，熟悉本领域的技术人员当可根据本发明做出各种相应的改变或变形，但这些相应的改变或变形都应属于本发明的权利要求的保护范围。

Claims (10)

1.一种凝析油气藏压裂排油采气方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1：凝析油气层压裂改造储层射孔；
步骤2：泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝；
步骤3：泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系；
步骤4：停泵，停泵时间为所述第一压裂液体系完全破胶时间；
步骤5：泵入携亲中性或亲水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，所述第二压裂液体系的黏度高于所述第一压裂液体系。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤1中，射孔位置选择储层顶部至中部二分之一处。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系和第二压裂液体系为聚丙烯酰胺类滑溜水、植物胶类的线性胶和/或交联植物胶压裂液，其特征在于：
所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度50-100mPa.s，在添加破胶剂后10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内；
所述第二压裂液体系性能按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度100mPa.s以上。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度50-80mPa.s。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，在添加破胶剂后20-30min压裂液粘度降至5mPa.s以内。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述第二压裂液体系性能按照储层温度条件，在添加破胶剂后40-60min压裂液粘度降至5mPa.s以内。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系的疏水支撑材料为疏水改性陶粒、疏水改性石英砂和/或疏水改性核桃壳，其中，所述第一压裂液体系的疏水支撑材料为：
粒径范围为10目-100目；
视密度0.9g/cm3以上。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二压裂液体系的中性或亲水支撑材料为中性或亲水性陶粒、石英砂和/或核桃壳，其中，所述第二压裂液体系的支撑材料为：
粒径范围为10-100目；
视密度0.9g/cm3以上。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系配方为：
羟丙基胍胶为稠化剂，浓度为0.2％-0.4％；
硼砂为交联，浓度为质量比0.1％-0.4％；
过硫酸铵为破胶剂，浓度为质量比0.005％-0.1％；
甲醛为杀菌剂，浓度为质量比0.01％-0.1％；
氟碳类表面活性剂为助排剂，浓度为质量比0.01-0.5％；
粘土稳定剂为氯化钾，浓度为1％-2％。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤3中，所述第二压裂液体系配方为：
羟丙基胍胶为稠化剂，浓度为0.4％-1.0％；
有机硼为交联，浓度为质量比0.4％-2％；
破胶剂为胶囊破胶剂，浓度为质量比0.005％-0.1％；
甲醛为杀菌剂，浓度为质量比0.01-0.1％；
氟碳类表面活性剂为助排剂，浓度为质量比0.01-0.5％；
粘土稳定剂为氯化钾，浓度为1％-2％。
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