CN111219176A - 一种注水井扩容储层改造方法 - Google Patents
一种注水井扩容储层改造方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111219176A CN111219176A CN202010021997.4A CN202010021997A CN111219176A CN 111219176 A CN111219176 A CN 111219176A CN 202010021997 A CN202010021997 A CN 202010021997A CN 111219176 A CN111219176 A CN 111219176A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reservoir
- pressure
- water injection
- injection
- well
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 195
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 195
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 142
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 39
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims abstract description 29
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 50
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 35
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 26
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 25
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 21
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 19
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 18
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 9
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 5
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000010206 sensitivity analysis Methods 0.000 claims description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 abstract description 10
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 8
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 8
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 4
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003416 augmentation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 34
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000009388 chemical precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明属于石油开采领域，具体涉及一种注水井扩容储层改造方法，包括如下步骤：S100，开展地应力测试作业测取储层的最小地应力和破裂压力；S200，采用低速和压力控制的注水方式对储层进行地应力预处理，改变井筒周围储层的原始地应力和含水饱和度，增大井周储层孔隙压力；S300，通过水力震荡的注水方式，扩容储层渗透性差的区域，在井筒周围储层产生初步扩容区；S400，通过阶梯式大排量和压力控制注水的方式，进一步扩展所述初步扩容区。本发明除在机理上规避了酸化有效期短及增注效果不明显的弊端外，保护了环境、降低了成本，是目前低渗透储层渗流机理改造与增油、增注的有效途径。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，具体涉及一种注水井扩容储层改造方法。
背景技术
油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水开发。
许多注水井经过一段时间后，都会出现严重欠注的现象。这主要是因为油层物性相对较差，渗透率较低，长期注入的水质不稳定，入井流体中固含物堵塞地层孔喉所致。另外一个原因是，欠注注水井的多次酸化处理过程中易产生酸渣，集结运移堵塞孔喉，造成储层污染。
在注水过程中，引起吸水能力下降的原因可能是固体颗粒、机械杂质、化学沉淀、结垢等造成的堵塞，也有可能是油污、细菌或毛细管现象造成的堵塞。目前，已开发的降压解堵增注技术除了常规酸化和压裂外还有十几种方法，每种方法都有自己的特点和适用范围。其中酸化是主要的解堵增注手段，并且发挥了重要作用。酸化以调整酸液各组成成分和浓度实现延长酸化有效期且均匀酸化储层的目标，但酸化面临的环保问题也一直未得到解决；同时，在注水井经过多轮次酸化后，再进行酸化时其解堵效果变差且有效期逐渐缩短，层间渗透率差异也加大。和本发明类似的目前很多油田采用且有一定效果的增注方法是利用超声波进行的振荡增注技术，但由于超声波能量衰减快，声波在地层内传播距离较近，不宜用于深度堵塞水井的解堵，且施工不是非常方便。因此，迫切需要开展新型的解堵增注技术以保证油田的高效开发。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中所存在的上述不足，提供一种注水井扩容储层改造方法。
为了实现上述发明目的，本发明提供了以下技术方案：
一种注水井扩容储层改造方法，包括如下步骤：
S100，开展地应力测试作业测取储层的最小地应力和破裂压力；
S200，采用低速和压力控制的注水方式对储层进行地应力预处理，改变井筒周围储层的原始地应力和含水饱和度，增大井周储层孔隙压力；
S300，通过水力震荡的注水方式，扩容储层渗透性差的区域，在井筒周围储层产生初步扩容区；
S400，通过阶梯式大排量和压力控制注水的方式，进一步扩展所述初步扩容区。
进一步的，步骤S100中，选择同一区块，地质条件相对稳定的区域，通过对地震数据、测井数据以及地质模型的研究，避开天然裂隙发育区、断层发育区和区块边缘区域，通过小型水力压裂方法测取该区域盖层、储层、底层岩石的最小地应力和破裂压力。所述最小地应力和破裂压力是后续扩容作业进行压力控制的重要参数。
进一步的，步骤S200中低速范围介于0.2m3/min～2.0m3/min；所述压力控制是根据无线流量传感器测得的瞬时注入排量和无线压力传感器测得的瞬时注入压力，通过控制阀控制液体的注入压力，使得所述注入压力保持在地层最小主应力之上且小于储层破裂压力之下。
注水井井筒周围储层地应力的预处理主要通过两个原理：1)多孔弹性原理，注入的水在储层中的扩散，可以改变井筒周围的孔隙压力；2)热弹性原理，如果是注热水，注入的热水可以加热储层，使井筒周围的储层产生热应力。
进一步的，在步骤S200对储层进行地应力预处理之前还采用有限元分析软件开展数模敏感性分析，优化包括注入压力、注入排量和注液量在内的工艺参数，具体包括：
S201，构建考虑了应力场、温度场和渗流场的热流固三相全耦合有限元模拟；
S202，根据储层岩石的力学性质选择合适的岩石强度模型、非线性弹性关系和模拟储层岩石扩容用的弹塑性本构模型；
S203，根据储层地质条件和完井结构参数在有限元分析软件构件储层单元及模拟的注水井，并施加边界条件进行储层扩容改造模拟；
S204，在有限元分析的结果基础之上优化目标井扩容改造的工艺参数。
进一步的，开展多次瞬态流体压力测试，测试注水井井周的表皮因子和近井地带的渗透性作为评价储层地应力预处理成功的标准。
进一步的，步骤S300中水力震荡是指在地面利用管汇系统的分流和回流管线，在一定时间高排量注入液体，快速增加注液压力，持续一定时间后停止注入，已注入的液体通过回流管线高排量回流至地面，降低储层压力；此过程重复进行，通过注入压力的快速升降在注水井口产生压力波并传导进地层，调整吸水剖面的均匀性。
水力震荡作业通过震荡波在井周或者附近地层中对岩石、特别是岩石中的微观裂隙产生循环荷载。在循环荷载的作用下，岩石或者微观裂隙的岩石力学参数发生变化，有利于剪切裂缝的发育。
由于软岩储层或固结力较弱的砂岩储层的地层孔喉较大，压力水容易进入其中改变储层孔隙压力。因此，针对软岩储层常常采用持续注水增压，进行水力扩容。而在致密岩层中，持续注水增压方法难以改变储层孔隙压力，这是由于致密储层孔隙度较低，压力水在低压条件下难以进入孔隙内，改变储层孔隙压力。若持续增压可能会导致注液压力高于储层破裂压力，从而产生宏观的张拉裂缝。在步骤S300中，采用水力震荡的注水方式产生压力波：一方面，该压力波能够有效进入到致密储层微小孔隙中，提高孔隙压力，使得孔隙体积膨胀，清除储层孔喉堵塞物；另一方面，压力波造成储层岩石颗粒发生错动，产生新的孔隙体积；通过以上两方面的作用，在注水井周围储层中产生均匀的扩容区。
进一步的，通过岩石力学有限元计算软件计算地表震荡对井底储层的改造作用，从而确定水力震荡的频率和幅度。频率和震荡的幅度是水力震荡作业的核心施工参数，直接影响水力震荡作业储层扩容改造的效果，通过有限元分析方法确定优选的水力震荡频率和幅度，有利于提高水力震荡作业的改造效率以及整个扩容储层改造效率。具体的，所述有限元软件采用热-流-固耦合的比奥方程并考虑井筒流体的伯努利方程，通过井筒流体的伯努利方程模拟水力震荡过程中压力波从井口到地层的传播，保证井口的压力波能传到地层，通过岩石力学的热-固-流耦合模拟孔隙介质岩石的扩容和裂缝过程，从而确定水力震荡的频率和幅度。
进一步的，进行水力震荡作业过程中，每隔一段时间进行一次压降测试，根据压降数据反演注水井井周储层扩容区半径和平均渗透率，若注水压力达到最大设计压力而注液量未达到设计值，这说明储层扩容区和渗透性还未达到设计要求，则返回S200地应力预处理步骤，并根据岩石力学扩容施工实时分析软件计算包括注入压力、注入排量和注液量在内的地应力预处理作业施工参数。本领域技术人员能够理解，采用已有的诸如非线性反演、迭代反演、最优化反演或全局寻优类反演算法均能够实现通过地表观测的压降数据反演得到注水井井周储层扩容区半径和平均渗透率等参数。
进一步的，步骤四中采用阶梯式大排量注水，具体是指逐步提高或降低注入排量并保持一段时间的注水过程，即以不同的排量，稳定一段时间的注水过程，通常分为阶梯升排量和阶梯降排量。阶梯式大排量注水与岩石的力学物理特性充分适应，旨在不超过岩层破裂压力的前提下最大限度地扩大储层扩容效果。
进一步的，在阶梯式大排量注水过程中，每隔一段时间进行一次压降测试，根据压降数据反演注水井井周储层扩容区半径和平均渗透率，若注液量达到设计要求而储层扩容半径未达到设计标准，则返回S300水力震荡作业步骤，并根据岩石力学扩容施工实时分析软件计算包括注入压力、注入排量和注液量在内的水力震荡作业施工参数。
本发明通过注水井井周的表皮因子和近井地带的渗透性作为评价储层地应力预处理成功的标准；通过注水压力达到最大设计压力后注液量是否达到设计值评价水力震荡作业成功；通过注液量达到设计要求后储层扩容半径是否达到设计标准评价阶梯大排量注水作业是否成功；三级注水模式与扩容进度效果依次匹配，实现注水井储层扩容改造的效果可控和程序最优。
进一步的：步骤S200～S400中的注入压力均大于储层最小主应力，且小于储层破裂压力。
可以选择的，所述注水井为水平井、竖直井或者斜井。
可以选择的，注入的液体选自常温条件或者高于常温条件下的清水、盐水、油田注入水或者其他对储层无伤害的液体。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
1、本发明通过地应力预处理、水利震荡扩容和大排量阶梯扩容相结合的扩容储层改造工艺对地层扩容改造的半径远大于酸化改造半径，扩容改造的岩石有效孔隙体积远大于压裂造缝的孔隙体积；技术工艺无需化学药剂、不用加沙，更有利于环境保护及降低作业成本。因此，该技术除在机理上规避了酸化有效期短及增注效果不明显的弊端外，保护了环境、降低了成本，是目前低渗透储层渗流机理改造与增油、增注的有效途径；
2、本发明具有扎实的理论基础和实验室数据支撑，能够针对各种不同储层采用针对性的预处理、水力震荡和阶梯式大排量施工参数，提出形成均匀扩容区的解决方案；
3、本发明通过水力震荡作业产生震荡波在井周或者附近地层中对岩石、特别是岩石中的微观裂隙产生循环荷载。在循环荷载的作用下，岩石或者微观裂隙的岩石力学参数发生变化，有利于剪切裂缝的发育。此外，对于致密岩层，一方面，压力波能够有效进入到致密储层微小孔隙中，提高孔隙压力，使得孔隙体积膨胀，清除储层孔喉堵塞物；另一方面，压力波造成储层岩石颗粒发生错动，产生新的孔隙体积；通过以上两方面的作用，在注水井周围储层中产生均匀的扩容区。
4、本发明便于现场实施，配合精细化的硬件系统和实时软件分析，能够根据注水压力、注水排量及使用液量等压降相关参数结合地层压力、渗透系数等地层特性参数实时计算在注水井周围产生的扩容区半径和平均渗透率，操作人员根据扩容区半径进行判断下一步的操作，从而在注水井周产生大体积，均匀，高孔隙度，高渗透性的扩容区，从而达到注水井增注的目的；
5、本发明提供的三级注水扩容模式尤其适用于解决注水井由于机杂固含物堵塞地层孔喉，及近井地带储层结构疏松产生微粒运移，造成地层堵塞问题；
6、本发明不需要下入井底工具，无卡钻等井控风险；
7、该发明的施工液体对储层无伤害，比如水，盐水等，不会造成储层污染；
8、该发明采用井口人为控制的精细泵注，严格控制注入压力小于地层破裂压力，不会对井筒产生破坏也不会出现压串等现象。
附图说明：
图1：本发明注水井扩容储层改造方法流程图；
图2：有封隔器的注水井完井结构示意图；
图3：无封隔器的注水井完井结构示意图；
图4：采用笼统注水的注水井完井结构示意图；
图5：注水井扩容储层改造后形成的扩容区示意图。
具体实施方式
下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。
实施例1
如图2所示，由于储层固有的非均质性影响，以及注入水质的不稳定性，储层的渗透性会发生较大程度的波动，这就造成储层吸液能力也具有较大的差异。
图3和图4分辨为无封隔器的注水井完井结构示意图和采用笼统注水的注水井完井结构示意图。根据储层的地质情况，注水井的方向和完井方式可能发生变化，本发明不限制注水井的钻井和完井方式。
本实施例提供一种注水井扩容储层改造方法，如图1所示，包括如下步骤：
S100，开展地应力测试作业测取储层的最小地应力和破裂压力；
S200，采用低速和压力控制的注水方式对储层进行地应力预处理，改变井筒周围储层的原始地应力和含水饱和度，增大井周储层孔隙压力；
S300，通过水力震荡的注水方式，扩容储层渗透性差的区域，在井筒周围储层产生初步扩容区；
S400，通过阶梯式大排量和压力控制注水的方式，进一步扩展所述初步扩容区。
步骤S100中，选择同一区块，地质条件相对稳定的区域，通过对地震数据、测井数据以及地质模型的研究，避开天然裂隙发育区、断层发育区和区块边缘区域，通过小型水力压裂方法测取该区域盖层、储层、底层岩石的最小地应力和破裂压力。所述最小地应力和破裂压力是后续扩容作业进行压力控制的重要参数，例如若注入压力高于地层破裂压力，扩容作业会对井筒产生破坏甚至会出现压串等现象。
地应力测试作业结束后，开始进行注水井井筒周围的地应力预处理。地应力预处理的目的是，改变井筒周围储层的原始地应力和含水饱和度，以有利于扩容时形成较大范围的均匀的扩容区，进而清除井周堵塞，实现调整长射孔段吸液剖面及油藏动用均匀性。步骤S200中低速范围介于0.2m3/min～2.0m3/min；所述压力控制是根据无线流量传感器测得的瞬时注入排量和无线压力传感器测得的瞬时注入压力，通过控制阀控制液体的注入压力，使得所述注入压力保持在地层最小主应力之上且小于储层破裂压力之下。
注水井井筒周围储层地应力的预处理主要通过两个原理：1)多孔弹性原理，注入的水在储层中的扩散，可以改变井筒周围的孔隙压力；2)热弹性原理，如果是注热水，注入的热水可以加热储层，使井筒周围的储层产生热应力。
进一步的，在步骤S200对储层进行地应力预处理之前还采用有限元分析软件开展数模敏感性分析，优化包括注入压力、注入排量和注液量在内的工艺参数，具体包括：
S201，构建考虑了应力场、温度场和渗流场的热流固三相全耦合有限元模拟；
S202，根据储层岩石的力学性质选择合适的岩石强度模型、非线性弹性关系和模拟储层岩石扩容用的弹塑性本构模型；
S203，根据储层地质条件和完井结构参数在有限元分析软件构件储层单元及模拟的注水井，并施加边界条件进行储层扩容改造模拟；
S204，在有限元分析的结果基础之上结合施工经验优化目标井扩容改造的工艺参数。
进一步的，开展多次瞬态流体压力测试，测试注水井井周的表皮因子和近井地带的渗透性作为评价储层地应力预处理成功的标准。
进一步的，步骤S300中水力震荡是指在地面利用管汇系统的分流和回流管线，在一定时间高排量注入液体，快速增加注液压力，持续一定时间后停止注入，已注入的液体通过回流管线高排量回流至地面，降低储层压力；此过程重复进行，通过注入压力的快速升降在注水井口产生压力波并传导进地层，调整吸水剖面的均匀性。例如，以1.5m3/min的排量先注入10min，紧接着以1.0m3/min回流8min，再以2m3/min的排量注入15min，接着以1.5m3/min回流10min。注入以及回流的排量以及时间是根据分析软件实时确定，目的是产生足够强的压力差，传导至改造储层，形成均匀的扩容区。
水力震荡作业通过震荡波在井周或者附近地层中对岩石、特别是岩石中的微观裂隙产生循环荷载。在循环荷载的作用下，岩石或者微观裂隙的岩石力学参数发生变化，有利于剪切裂缝的发育。
由于软岩储层或固结力较弱的砂岩储层的地层孔喉较大，压力水容易进入其中改变储层孔隙压力。因此，针对软岩储层常常采用持续注水增压，进行水力扩容。而在致密岩层中，持续注水增压方法难以改变储层孔隙压力，这是由于致密储层孔隙度较低，压力水在低压条件下难以进入孔隙内，改变储层孔隙压力。若持续增压可能会导致注液压力高于储层破裂压力，从而产生宏观的张拉裂缝。在步骤S300中，采用水力震荡的注水方式产生压力波：一方面，该压力波能够有效进入到致密储层微小孔隙中，提高孔隙压力，使得孔隙体积膨胀，清除储层孔喉堵塞物；另一方面，压力波造成储层岩石颗粒发生错动，产生新的孔隙体积；通过以上两方面的作用，在注水井周围储层中产生均匀的扩容区。
通过岩石力学有限元计算软件计算地表震荡对井底储层的改造作用，从而确定水力震荡的频率和幅度。频率和震荡的幅度是水力震荡作业的核心施工参数，直接影响水力震荡作业储层扩容改造的效果，通过有限元分析方法确定优选的水力震荡频率和幅度，有利于提高水力震荡作业的改造效率以及整个扩容储层改造效率。所述有限元软件采用热-流-固耦合的比奥方程并考虑井筒流体的伯努利方程，通过井筒流体的伯努利方程模拟水力震荡过程中压力波从井口到地层的传播，保证井口的压力波能传到地层，通过岩石力学的热-固-流耦合模拟孔隙介质岩石的扩容和裂缝过程，从而确定水力震荡的频率和幅度。
进行水力震荡作业过程中，每隔一段时间进行一次压降测试，根据压降数据反演注水井井周储层扩容区半径和平均渗透率，若注水压力达到最大设计压力而注液量未达到设计值，这说明储层扩容区和渗透性还未达到设计要求，则返回S200地应力预处理步骤，并根据岩石力学扩容施工实时分析软件计算包括注入压力、注入排量和注液量在内的地应力预处理作业施工参数。
步骤四中采用阶梯式大排量注水，具体是指逐步提高或降低注入排量并保持一段时间的注水过程，即以不同的排量，稳定一段时间的注水过程，通常分为阶梯升排量和阶梯降排量。例如，比如采取阶梯升排量注水，一开始以0.5m3/min的排量先注入20min，然后以1.0m3/min的排量注入20min，继续以1.5m3/min的排量注入20min，以此类推，继续增加排量。在进行大排量阶梯注水的同时，需要控制注入压力小于储层破裂压力，防止出现宏观的张拉裂缝和井串现象，关键是时刻注意压力监控，不能超出地层的破裂压力。
在阶梯式大排量注水过程中，每隔一段时间进行一次压降测试，根据压降数据反演注水井井周储层扩容区半径和平均渗透率，若注液量达到设计要求而储层扩容半径未达到设计标准，则返回S300水力震荡作业步骤，并根据岩石力学扩容施工实时分析软件计算包括注入压力、注入排量和注液量在内的水力震荡作业施工参数。
步骤S200～S400中的注入压力均大于储层最小主应力，且小于储层破裂压力。
可以选择的，所述注水井为水平井、竖直井或者斜井。
液体选择因地制宜，以方便施工及适合储层条件为标准灵活选取热水或者冷水。注入的液体选自常温条件或者高于常温条件下的清水、盐水、油田注入水或者其他对储层无伤害的液体。
如图5所示，按照上述步骤，可在注水井井筒周围产生均匀的高渗透性的扩容区，从而达到注水井增注的目的。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (13)
1.一种注水井扩容储层改造方法，其特征在于，包括如下步骤：
S100，开展地应力测试作业测取储层的最小地应力和破裂压力；
S200，采用低速和压力控制的注水方式对储层进行地应力预处理，改变井筒周围储层的原始地应力和含水饱和度，增大井周储层孔隙压力；
S300，通过水力震荡的注水方式，扩容储层渗透性差的区域，在井筒周围储层产生初步扩容区；
S400，通过阶梯式大排量和压力控制注水的方式，进一步扩展所述初步扩容区。
2.根据权利要求1所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：步骤S100中，选择同一区块，地质条件相对稳定的区域，通过对地震数据、测井数据以及地质模型的研究，避开天然裂隙发育区、断层发育区和区块边缘区域，通过小型水力压裂方法测取该区域盖层、储层、底层岩石的最小地应力和破裂压力。
3.根据权利要求1所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：步骤S200中低速范围介于0.2m3/min～2.0m3/min；所述压力控制是根据无线流量传感器测得的瞬时注入排量和无线压力传感器测得的瞬时注入压力，通过控制阀控制液体的注入压力，使得所述注入压力保持在地层最小主应力之上且小于储层破裂压力之下。
4.根据权利要求3所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：在步骤S200对储层进行地应力预处理之前还采用有限元分析软件开展数模敏感性分析，优化包括注入压力、注入排量和注液量在内的工艺参数，具体包括：
S201，构建考虑了应力场、温度场和渗流场的热流固三相全耦合有限元模拟；
S202，根据储层岩石的力学性质选择合适的岩石强度模型、非线性弹性关系和模拟储层岩石扩容用的弹塑性本构模型；
S203，根据储层地质条件和完井结构参数在有限元分析软件构建储层单元及模拟的注水井，并施加边界条件进行储层扩容改造模拟；
S204，在有限元分析的结果基础之上优化目标井扩容改造的工艺参数。
5.根据权利要求4所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：开展多次瞬态流体压力测试，测试注水井井周的表皮因子和近井地带的渗透性作为评价储层地应力预处理成功的标准。
6.根据权利要求1所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：步骤S300中水力震荡是指在地面利用管汇系统的分流和回流管线，在一定时间高排量注入液体，快速增加注液压力，持续一定时间后停止注入，已注入的液体通过回流管线高排量回流至地面，降低储层压力；此过程重复进行，通过注入压力的快速升降在注水井口产生压力波并传导进地层，调整吸水剖面的均匀性。
7.根据权利要求6所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：通过岩石力学有限元计算软件计算地表震荡对井底储层的改造作用，从而确定水力震荡的频率和幅度；所述有限元软件采用热-流-固耦合的比奥方程并考虑井筒流体的伯努利方程，通过井筒流体的伯努利方程模拟水力震荡过程中压力波从井口到地层的传播，保证井口的压力波能传到地层，通过岩石力学的热-固-流耦合模拟孔隙介质岩石的扩容和裂缝过程，从而确定水力震荡的频率和幅度。
8.根据权利要求7所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：进行水力震荡作业过程中，每隔一段时间进行一次压降测试，根据压降数据反演注水井井周储层扩容区半径和平均渗透率，若注水压力达到最大设计压力而注液量未达到设计值，则返回S200地应力预处理步骤，并根据岩石力学扩容施工实时分析软件计算包括注入压力、注入排量和注液量在内的地应力预处理作业施工参数。
9.根据权利要求1所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：步骤四中采用阶梯式大排量注水，具体是指逐步提高或降低注入排量并保持一段时间的注水过程。
10.根据权利要求9所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：在阶梯式大排量注水过程中，每隔一段时间进行一次压降测试，根据压降数据反演注水井井周储层扩容区半径和平均渗透率，若注液量达到设计要求而储层扩容半径未达到设计标准，则返回S300水力震荡作业步骤，并根据岩石力学扩容施工实时分析软件计算包括注入压力、注入排量和注液量在内的水力震荡作业施工参数。
11.根据权利要求1-10任一项所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：步骤S200～S400中的注入压力均大于储层最小主应力，且小于储层破裂压力。
12.根据权利要求1-10任一项所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：所述注水井为水平井、竖直井或者斜井。
13.根据权利要求1-10任一项所述的注水井扩容储层改造方法，其特征在于：步骤S200～S400中，注入的液体选自清水、盐水、油田注入水或者其他对储层无伤害的液体。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010021997.4A CN111219176B (zh) | 2020-01-09 | 2020-01-09 | 一种注水井扩容储层改造方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010021997.4A CN111219176B (zh) | 2020-01-09 | 2020-01-09 | 一种注水井扩容储层改造方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111219176A true CN111219176A (zh) | 2020-06-02 |
| CN111219176B CN111219176B (zh) | 2020-09-04 |
Family
ID=70809769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010021997.4A Active CN111219176B (zh) | 2020-01-09 | 2020-01-09 | 一种注水井扩容储层改造方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111219176B (zh) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113266333A (zh) * | 2021-06-29 | 2021-08-17 | 西北大学 | 一种通过挤入饱和co2盐水改善油砂储层渗透率的方法 |
| CN114135265A (zh) * | 2021-10-19 | 2022-03-04 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种海上油田低渗储层低成本高效改造工艺方法 |
| CN114458281A (zh) * | 2021-01-05 | 2022-05-10 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种岩石扩容深部酸化实施方法 |
| CN114458274A (zh) * | 2021-04-19 | 2022-05-10 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种岩石扩容方法 |
| CN114893162A (zh) * | 2022-03-15 | 2022-08-12 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN115163022A (zh) * | 2022-07-14 | 2022-10-11 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于优选油井增产改造区域的系统扩容方法 |
| CN115288647A (zh) * | 2022-07-22 | 2022-11-04 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 |
Citations (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2517497A1 (en) * | 2005-06-02 | 2006-04-23 | Sanjel Corporation | Well product recovery process |
| US20100218954A1 (en) * | 2007-09-28 | 2010-09-02 | Yale David P | Application of Reservoir Conditioning In Petroleum Reservoirs |
| CN102979473A (zh) * | 2012-11-28 | 2013-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田注水井分层脉冲增压解堵装置及其方法 |
| US20150075787A1 (en) * | 2013-09-17 | 2015-03-19 | Brett C. Davidson | Method for determining regions for stimulation along a wellbore within a hydrocarbon formation, and using such method to improve hydrocarbon recovery from the reservoir |
| CN105089562A (zh) * | 2014-05-04 | 2015-11-25 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 预加热变频注入注水井解堵工艺体系 |
| CN105114050A (zh) * | 2015-09-15 | 2015-12-02 | 中国石油大学(北京) | 一种新型压裂泵注方法 |
| CN105604534A (zh) * | 2016-01-24 | 2016-05-25 | 廊坊开发区中油化油气技术服务有限公司 | 用于煤层气储层增产的水力波及压裂工艺方法 |
| CN106321053A (zh) * | 2015-07-01 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气井增产方法 |
| CN106555576A (zh) * | 2015-09-24 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于薄层的压裂方法 |
| CN106761650A (zh) * | 2017-03-13 | 2017-05-31 | 邹积鹏 | 油、水井多微裂缝压裂解堵技术 |
| US20170370209A1 (en) * | 2016-06-28 | 2017-12-28 | University Of Louisiana At Lafayette | Method for predicting post-fracking pressure build-up in shale |
| CN107816340A (zh) * | 2017-09-22 | 2018-03-20 | 中国石油大学(华东) | 利用大功率超声波结合分支水平井热采页岩气的工艺方法 |
| CN107965305A (zh) * | 2016-10-20 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分层重复压裂方法 |
| CN108590601A (zh) * | 2018-04-08 | 2018-09-28 | 西南石油大学 | 一种注水扩容膨胀施工参数优选的实验方法 |
| CN108729891A (zh) * | 2018-05-04 | 2018-11-02 | 北京方圆天地油气技术有限责任公司 | 一种煤层气压裂堵塞井多回合压缩空气解堵方法 |
| CN108830020A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-11-16 | 西南石油大学 | 一种基于热流固耦合理论的模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 |
| CN109306860A (zh) * | 2017-07-27 | 2019-02-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于砂岩地层中的变排量压裂方法 |
| CN109763805A (zh) * | 2017-11-09 | 2019-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法 |
| CN110206520A (zh) * | 2019-04-16 | 2019-09-06 | 西南石油大学 | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 |
-
2020
- 2020-01-09 CN CN202010021997.4A patent/CN111219176B/zh active Active
Patent Citations (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2517497A1 (en) * | 2005-06-02 | 2006-04-23 | Sanjel Corporation | Well product recovery process |
| US20100218954A1 (en) * | 2007-09-28 | 2010-09-02 | Yale David P | Application of Reservoir Conditioning In Petroleum Reservoirs |
| CN102979473A (zh) * | 2012-11-28 | 2013-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田注水井分层脉冲增压解堵装置及其方法 |
| US20150075787A1 (en) * | 2013-09-17 | 2015-03-19 | Brett C. Davidson | Method for determining regions for stimulation along a wellbore within a hydrocarbon formation, and using such method to improve hydrocarbon recovery from the reservoir |
| CN105089562A (zh) * | 2014-05-04 | 2015-11-25 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 预加热变频注入注水井解堵工艺体系 |
| CN106321053A (zh) * | 2015-07-01 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气井增产方法 |
| CN105114050A (zh) * | 2015-09-15 | 2015-12-02 | 中国石油大学(北京) | 一种新型压裂泵注方法 |
| CN106555576A (zh) * | 2015-09-24 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于薄层的压裂方法 |
| CN105604534A (zh) * | 2016-01-24 | 2016-05-25 | 廊坊开发区中油化油气技术服务有限公司 | 用于煤层气储层增产的水力波及压裂工艺方法 |
| US20170370209A1 (en) * | 2016-06-28 | 2017-12-28 | University Of Louisiana At Lafayette | Method for predicting post-fracking pressure build-up in shale |
| CN107965305A (zh) * | 2016-10-20 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分层重复压裂方法 |
| CN106761650A (zh) * | 2017-03-13 | 2017-05-31 | 邹积鹏 | 油、水井多微裂缝压裂解堵技术 |
| CN109306860A (zh) * | 2017-07-27 | 2019-02-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于砂岩地层中的变排量压裂方法 |
| CN107816340A (zh) * | 2017-09-22 | 2018-03-20 | 中国石油大学(华东) | 利用大功率超声波结合分支水平井热采页岩气的工艺方法 |
| CN109763805A (zh) * | 2017-11-09 | 2019-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法 |
| CN108590601A (zh) * | 2018-04-08 | 2018-09-28 | 西南石油大学 | 一种注水扩容膨胀施工参数优选的实验方法 |
| CN108729891A (zh) * | 2018-05-04 | 2018-11-02 | 北京方圆天地油气技术有限责任公司 | 一种煤层气压裂堵塞井多回合压缩空气解堵方法 |
| CN108830020A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-11-16 | 西南石油大学 | 一种基于热流固耦合理论的模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 |
| CN110206520A (zh) * | 2019-04-16 | 2019-09-06 | 西南石油大学 | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| BOTAO LIN: "experimental investigation on dilation mechanisms of land-facies Karamay oil sand reservoirs", 《ROCK MECHANICS AND ROCK ENGINEERING》 * |
| YANFANG GAO: "an analytical model of hydraulic dilation area of Karamay oil sand reservoir under water injection in SAGD well", 《JOURNAL OF PETROLEUM SCIENCE AND ENGINEERING》 * |
| YANGUANG YUAN: "fracturing in the oil-sand reservoirs", 《CANADIAN UNCONVENTIONAL RESOURCES CONFERENCE》 * |
| 侯冰 等: "页岩气储层变排量压裂的造缝机制", 《岩土工程学报》 * |
| 汪伟英: "注水井解堵增注技术综述", 《钻采工艺》 * |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114458281A (zh) * | 2021-01-05 | 2022-05-10 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种岩石扩容深部酸化实施方法 |
| CN114458281B (zh) * | 2021-01-05 | 2024-03-12 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种岩石扩容深部酸化实施方法 |
| CN114458274A (zh) * | 2021-04-19 | 2022-05-10 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种岩石扩容方法 |
| CN114458274B (zh) * | 2021-04-19 | 2024-01-02 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种岩石扩容方法 |
| CN113266333A (zh) * | 2021-06-29 | 2021-08-17 | 西北大学 | 一种通过挤入饱和co2盐水改善油砂储层渗透率的方法 |
| CN114135265A (zh) * | 2021-10-19 | 2022-03-04 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种海上油田低渗储层低成本高效改造工艺方法 |
| CN114135265B (zh) * | 2021-10-19 | 2023-09-29 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种海上油田低渗储层低成本高效改造工艺方法 |
| CN114893162A (zh) * | 2022-03-15 | 2022-08-12 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN114893162B (zh) * | 2022-03-15 | 2023-07-28 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN115163022A (zh) * | 2022-07-14 | 2022-10-11 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于优选油井增产改造区域的系统扩容方法 |
| CN115288647A (zh) * | 2022-07-22 | 2022-11-04 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 |
| CN115288647B (zh) * | 2022-07-22 | 2023-05-19 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111219176B (zh) | 2020-09-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111219176B (zh) | 一种注水井扩容储层改造方法 | |
| CN108830020B (zh) | 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 | |
| Tao et al. | Fluid velocity sensitivity of coal reservoir and its effect on coalbed methane well productivity: a case of Baode Block, northeastern Ordos Basin, China | |
| CN111271043B (zh) | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 | |
| CN103089228B (zh) | 一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法 | |
| Li et al. | Preliminary experimental investigation on long-term fracture conductivity for evaluating the feasibility and efficiency of fracturing operation in offshore hydrate-bearing sediments | |
| CN103089224A (zh) | 一种综合控制裂缝高度的压裂方法 | |
| CN105604534A (zh) | 用于煤层气储层增产的水力波及压裂工艺方法 | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| Ma et al. | Experimental study on hydraulic fracturing behavior of frozen clayey silt and hydrate-bearing clayey silt | |
| Li et al. | A critical review of the experimental and theoretical research on cyclic hydraulic fracturing for geothermal reservoir stimulation | |
| Zhao et al. | Modeling and field-testing of fracturing fluid back-flow after acid fracturing in unconventional reservoirs | |
| Zhong et al. | Fracture network stimulation effect on hydrate development by depressurization combined with thermal stimulation using injection-production well patterns | |
| CN109162701A (zh) | 一种煤层裸眼井破裂压力预测方法 | |
| Wang et al. | Key problems and solutions in supercritical CO 2 fracturing technology | |
| Wu et al. | Experimental investigation of crack dynamic evolution induced by pulsating hydraulic fracturing in coalbed methane reservoir1 | |
| CN116306385B (zh) | 一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法、系统、设备及介质 | |
| Cheng et al. | Experimental and numerical studies on hydraulic fracturing characteristics with different injection flow rates in granite geothermal reservoir | |
| Zhao et al. | Evaluations of the feasibility of oil storage in depleted petroleum reservoirs through experimental modelling studies | |
| Chen et al. | Experimental study on the mechanism of coupled dynamic–static fracturing on damage evolution and crack propagation in tight shale | |
| Su et al. | Low-yield genesis of coalbed methane stripper wells in China and key technologies for increasing gas production | |
| Li et al. | Modeling dynamic fracture growth induced by non-Newtonian polymer injection | |
| CN110714755B (zh) | 水驱油藏剩余油二次富集速度快速预测方法 | |
| Plummer et al. | Reservoir response to thermal and high-pressure well stimulation efforts at Raft River, Idaho | |
| Tayong et al. | Simulating yield stress variation along hydraulic fracture face enhances polymer cleanup modeling in tight gas reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |