CN114320250B - 低渗油藏的压裂、渗吸方法 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种低渗油藏的压裂、渗吸方法，属于油藏开发技术领域。该方法包括：制备第一液量的干层增能液、第二液量和第一含砂量的冻胶压裂液、目标浓度的起泡型渗吸剂，在目标油层的注入压力大于目标油层的破裂压力的条件下，向目标油层的相邻干层注入干层增能液，向目标油层依次注入冻胶压裂液和起泡型渗吸剂。本申请实施例提供的技术方案，采用干层增能液，增加了目标油层的底层能量，采用冻胶压裂液，能够改善原油在地下的流动环境，提高导流能力，采用起泡型渗吸剂，由于起泡型渗吸剂在原油剪切条件下能够由液态转变为泡沫状态，因此，能够减少对原油的驱替距离，也就降低了原油的回流难度，达到了提高采收率的目的。
Description
技术领域
本申请涉及油藏开发技术领域，特别涉及一种低渗油藏的压裂、渗吸方法。
背景技术
在国内常规能源产量的提升潜力有限的情况下，非常规能源的开发逐渐受到了石油工作的高度重视。例如，低渗油藏和致密油藏的开采。然而，由于低渗油藏和致密油藏自身渗透率低的储层物性以及目前施工工艺等条件的限制，导致低渗油藏和致密油藏的采收率一直很低。因此，针对低渗油藏和致密油藏，如何提升采收率是值得考虑的问题。
目前，提升低渗油藏采收率的方法通常为：在低渗油藏中实施体积压裂和渗吸的采油技术，也即是在低渗油藏的油层中注入水或压裂液，使油层形成裂缝，以增大渗流面积及导流能力，再向油层中注入水或普通渗吸溶液(如磺酸盐类表面活性剂)，对油层内的油进行驱替，进而提升低渗油藏的采收率。
然而，由于压裂注入过程中，注入压力通常较大，很可能将原油驱至油层深部，而且，目前所采用的普通渗吸溶液，与原油乳化后破乳较差，使得油层深部的原油因渗流阻力较大的原因，难以大量、高效的回流，影响了原油的采收率。
发明内容
本申请实施例提供了一种低渗油藏的压裂、渗吸方法，能够减少对原油的驱替距离，降低原油的回流难度，达到提高采收率的目的。该技术方案如下：
一方面，提供了一种低渗油藏的压裂、渗吸方法，该方法包括：
基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量，该第一含砂量用于表示该冻胶压裂液中压裂支撑剂的含量；
基于该目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度；
制备该第一液量的干层增能液、该第二液量和该第一含砂量的冻胶压裂液、该目标浓度的起泡型渗吸剂；
基于该目标油层的油层中垂深、油层静压、油层破裂梯度和管柱摩阻压力，确定该目标油层的注入压力；
在该目标油层的注入压力大于该目标油层的破裂压力的条件下，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液，向该目标油层依次注入该冻胶压裂液和该起泡型渗吸剂。
在一种可能的实现方式中，该目标油层的目标裂缝长度的确定过程包括：
基于该目标油层的渗透率、启动压力梯度和油井间距，确定该目标油层的目标裂缝长度。
在一种可能的实现方式中，该基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量包括：
基于该目标油层的目标裂缝长度以及该目标油层的渗透率、孔隙度、油层厚度和泥水含量，确定注入总液量、冻胶压裂液的含量占比、干层增能液的含量占比、含砂总量及压裂支撑剂的含量占比；
基于该注入总液量和该干层增能液的含量占比，确定该第一液量；
基于该注入总液量和该冻胶压裂液的含量占比，确定该第二液量；
基于该含砂总量和该压裂支撑剂的含量占比，确定该第一含砂量。
在一种可能的实现方式中，该方法还包括：
基于该目标油层的目标裂缝长度，确定滑溜水的第三液量和第二含砂量，该第二含砂量用于表示该滑溜水中石英砂的含量；
该向该目标油层依次注入该冻胶压裂液和该起泡型渗吸剂之前，该方法还包括：
向该目标油层注入该滑溜水。
在一种可能的实现方式中，该方法还包括：
基于该目标油层的目标裂缝长度，确定该干层增能液的第一注入流量和该冻胶压裂液的第二注入流量；
该干层增能液和该冻胶压裂液的注入过程包括：
按照该第一注入流量，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液；
按照该第二注入流量，向该目标油层注入该冻胶压裂液。
在一种可能的实现方式中，该基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量之前，该方法还包括：
基于该目标油层的目标裂缝宽度，选取该目标裂缝宽度对应的粒径，作为该压裂支撑剂的目标粒径，其中，粒径与裂缝宽度正相关。
在一种可能的实现方式中，该基于该目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度包括：
基于不同浓度的起泡型渗吸剂，对该目标油层的岩心样品，进行渗吸实验和驱替实验，得到该不同浓度的起泡型渗吸剂对应的原油采收率；
确定最大的原油采收率对应的浓度，作为该起泡型渗吸剂的目标浓度。
在一种可能的实现方式中，该起泡型渗吸剂为起泡型表面活性剂，或，起泡型表面活性剂和非起泡型表面活性剂的复合液。
在一种可能的实现方式中，该基于该目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度之前，该方法还包括：
基于不同类型的起泡型渗吸剂，对该目标油层的岩心样品，进行渗吸实验和驱替实验，得到该不同类型的起泡型渗吸剂对应的原油采收率；
确定最大的原油采收率对应的类型，作为该起泡型渗吸剂的类型。
在一种可能的实现方式中，该在该目标油层的注入压力大于该目标油层的破裂压力的条件下，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液，向该目标油层依次注入该冻胶压裂液和该起泡型渗吸剂之前，该方法还包括：
对该目标油层的压裂施工井，依次进行洗井、压井、提原井管柱、通井、刮削、验套、井口换装采油树四通、下试压塞和加固井口的处理。
本申请实施例提供的技术方案，采用干层增能液为储层增能，增加了目标油层的底层能量，在后续开采过程中若地层压力降低，则能够有效实现压力补给，进而增大原油的流动压差，提升了原油的采收率。采用冻胶压裂液来进行压裂，由于冻胶压裂液具有增粘能力强、携砂性好、摩阻低、冻胶水破胶后残渣少等优点，因此，能够改善原油在地下的流动环境，提高导流能力，进而提升油井的产量。采用起泡型渗吸剂来进行渗吸，由于起泡型渗吸剂在原油剪切条件下能够由液态转变为泡沫状态，因此，能够减少对原油的驱替距离，也就降低了原油的回流难度，达到了提高采收率的目的。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请实施例提供的一种低渗油藏的压裂、渗吸方法的流程图；
图2是本申请实施例提供的一种低渗油藏的压裂、渗吸方法的流程图；
图3是本申请实施例提供的一种实验设备示意图；
图4是本申请实施例提供的一种实验岩心样品的结构示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
本申请实施例提供了一种低渗油藏的压裂、渗吸方法，可以应用在油藏开发技术领域，具体的用于深层低渗油藏或致密油藏的的增能、压裂、渗吸和开发。在实施过程中，技术人员根据实际油藏的储层物性和生产动态特征，选取该油藏的压裂施工井、油层层位及压裂干层，并利用采样铲、尖头钢锹及采样桶等采样工具，在该压裂施工井下方采集岩心样品，再利用本申请实施例提供的低渗油藏的压裂、渗吸方法，通过该压裂施工井，对该油层层位及压裂干层进行压裂渗吸的作业，以提高该油藏的采收率。
图1是本申请实施例提供的一种低渗油藏的压裂、渗吸方法的流程图。参见图1，该实施例包括：
101、基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量，该第一含砂量用于表示该冻胶压裂液中压裂支撑剂的含量。
102、基于该目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度。
103、制备该第一液量的干层增能液、该第二液量和该第一含砂量的冻胶压裂液、该目标浓度的起泡型渗吸剂。
104、基于该目标油层的油层中垂深、油层静压、油层破裂梯度和管柱摩阻压力，确定该目标油层的注入压力。
105、在该目标油层的注入压力大于该目标油层的破裂压力的条件下，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液，向该目标油层依次注入该冻胶压裂液和该起泡型渗吸剂。
本申请实施例提供的技术方案，采用干层增能液为储层增能，增加了目标油层的底层能量，在后续开采过程中若地层压力降低，则能够有效实现压力补给，进而增大原油的流动压差，提升了原油的采收率。采用冻胶压裂液来进行压裂，由于冻胶压裂液具有增粘能力强、携砂性好、摩阻低、冻胶水破胶后残渣少等优点，因此，能够改善原油在地下的流动环境，提高导流能力，进而提升油井的产量。采用起泡型渗吸剂来进行渗吸，由于起泡型渗吸剂在原油剪切条件下能够由液态转变为泡沫状态，因此，能够减少对原油的驱替距离，也就降低了原油的回流难度，达到了提高采收率的目的。
图2是本申请实施例提供的一种低渗油藏的压裂、渗吸方法的流程图。参见图2，该实施例包括：
201、基于目标油层的目标裂缝宽度，选取该目标裂缝宽度对应的粒径，作为压裂支撑剂的目标粒径，其中，粒径与裂缝宽度正相关。
其中，目标油层用于表示待进行压裂、渗吸作业的油层。目标裂缝宽度用于表示目标油层经本次压裂作业后所要达到的裂缝宽度。目标粒径是指压裂支撑剂的直径。应理解地，目标裂缝宽度越大，则采用的压裂支撑剂的粒径越大，目标裂缝宽度越小，则采用的压裂支撑剂的粒径越小。压裂支撑剂用于油层的压裂支撑，使油层中油气畅通，以增加产量。
可选地，压裂支撑剂的目标粒径的确定过程包括下述任一项：
一种可能的实现方式中，基于目标油层的目标裂缝宽度以及裂缝宽度和粒径的对应关系，确定该目标裂缝宽度对应的粒径，作为该压裂支撑剂的目标粒径。在该过程中，通过选取裂缝宽度对应的粒径，能够快速确定压裂支撑剂的目标粒径，提高了确定目标粒径的效率。
另一种可能的实现方式中，根据目标裂缝宽度，选取该目标裂缝宽度对应多个粒径的组合，作为该压裂支撑剂的目标粒径。例如，选取40/70目、30/50目、20/40目等粒径中的两种或两种以上的粒径。应理解地，若目标裂缝宽度较大，则该多个粒径的组合中以大粒径为主，若目标裂缝宽度较小，则该多个粒径的组合中以小粒径为主。需要说明的是，粒径采用目数来表示，目数用于表示压裂支撑剂每平方英尺所包含的筛孔，如20目、40目等。通过换算，20目对应直径0.85毫米，40目对应直径0.425毫米，该20/40目是指粒径在0.425至0.85之间。在该过程中，通过多种粒径的组合的方式，便于后续压裂支撑剂的选取和组合，进而能够确保裂缝具有长期稳定的导流能力。
可选地，压裂支撑剂的类型的确定过程包括：根据目标油层的裂缝净压力和油层深度，确定该目标油层的闭合压力，进而根据目标油层的闭合压力，来选择压裂支撑剂的类型。其中，该闭合压力是指作用在油层的裂缝壁面上使油层闭合的地层压力。可选地，本申请实施例选用陶瓷颗粒作为压裂支撑剂，陶瓷颗粒具有很高的压裂强度，陶瓷颗粒随压裂液进入目标油层后，填充在在目标油层的裂缝中，能够起到支撑裂缝、不因闭合压力的原因造成裂缝闭合的作用，从而保持较高的导流能力。
另外，对于复杂裂缝，还可以采用多级多缝的压裂支撑方法，也即是对目标油层进行分段，将物性相近的多段油层合并为一段，进而对相同物性的油层裂缝选用相同粒径的压裂支撑剂进行压裂支撑，对不同物性的油层裂缝选用不同粒径的压裂支撑剂进行压裂支撑。通过多级多缝的压裂支撑方法，在节约施工成本的同时，也大大提高了压裂效果。
202、基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量，该第一含砂量用于表示该冻胶压裂液中压裂支撑剂的含量。
其中，目标裂缝长度用于表示目标油层经本次压裂作业后所要达到的裂缝长度。干层增能液用于为目标油层的相邻干层增能，干层是指油层中不含石油、天然气及其它气体，也不含地层水的储层。第一液量用于表示干层增能液的液量。冻胶压裂液用于对目标油层进行裂缝改造，以产生裂缝。第二液量用于表示冻胶压裂液的液量。
在一种可能的实现方式中，基于目标油层的渗透率、启动压力梯度和油井间距，确定该目标油层的目标裂缝长度，再根据目标裂缝长度以及该目标油层的渗透率、孔隙度、油层厚度和泥水含量，确定注入总液量、冻胶压裂液的含量占比、干层增能液的含量占比、含砂总量及压裂支撑剂的含量占比。基于该注入总液量和该干层增能液的含量占比，确定该第一液量。基于该注入总液量和该冻胶压裂液的含量占比，确定该第二液量。基于该含砂总量和该压裂支撑剂的含量占比，确定该第一含砂量。
可选地，目标裂缝长度的确定过程为：利用压裂优化设计软件(如StimPlan软件)，计算目标裂缝长度，也即是将目标油层的渗透率、启动压力梯度和油井间距输入该压裂优化设计软件，则该压裂优化设计软件通过运算，能够输出目标油层的目标裂缝长度，进而根据该目标裂缝长度，进行后续液量和砂量的计算过程。
可选地，液量和砂量的确定过程为：利用压裂软件，来计算液量和砂量，也即是将该目标油层的目标裂缝长度、渗透率、孔隙度、油层厚度和泥水含量输入该压裂软件，则该压裂软件通过运算，能够输出目标油层的注入总液量、冻胶压裂液的含量占比、干层增能液的含量占比、含砂总量及压裂支撑剂的含量占比，进而能够计算出干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量。
可选地，步骤202计算得到的注入总液量和含砂总量，可以是注入总液量的最小值和含砂总量的最小值，也就是说，实际注入总液量和实际含砂总量需大于或等于对应的最小值。例如，本申请实施例通过步骤202，能够计算得到注入总液量＞6000m3，含砂总量＞300m3。可选地，步骤202计算得到的含量占比，可以是含量占比区间，也即是实际含量占比需处于该含量占比区间内。例如，根据上述示例，能够计算得到干层增能液的含量占比为5％-15％，冻胶压裂液的含量占比为10％-30％，压裂支撑剂的含量占比为40％-70％。以注入总液量为6000m3，含砂总量为300m3为例，进行相乘运算，能够得到干层增能液的第一液量为300m3-900m3，冻胶压裂液的第二液量为600m3-1800m3，第一含砂量为120m3-210m3。
本申请实施例中，采用干层增能液为储层增能，增加了目标油层的底层能量，在后续开采过程中若地层压力降低，则能够有效实现压力补给，进而增大原油的流动压差，提升了原油的采收率，且延长了高效生产的周期。采用冻胶压裂液来改造裂缝，由于冻胶压裂液具有增粘能力强、携砂性好、摩阻低、冻胶水破胶后残渣少等优点，能够改善原油在地下的流动环境，提高导流能力，进而提升油井的产量。另外，通过上述计算过程，能够精确地计算出干层增能液和冻胶压裂液的液量以及携砂量，为后续油层的压裂、渗吸作业提供了理论基础，能够提升后续的压裂效果和渗吸效果。
203、基于该目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度。
其中，起泡型渗吸剂也可称为剪切相变渗吸剂或剪切相变驱油剂。起泡型渗吸剂用于蓄能驱替和渗吸。可选地，该起泡型渗吸剂为起泡型表面活性剂，或，起泡型表面活性剂和非起泡型表面活性剂的复合液。其中，非起泡型表面活性剂包括常规阴离子型、阳离子型、非离子型及两性离子型表面活性剂。
在一种可能的实现方式中，基于不同浓度的起泡型渗吸剂，对该目标油层的岩心样品，进行渗吸实验和驱替实验，得到该不同浓度的起泡型渗吸剂对应的原油采收率，确定最大的原油采收率对应的浓度，作为该起泡型渗吸剂的目标浓度。
可选地，起泡型渗吸剂的类型的确定过程包括：基于不同类型的起泡型渗吸剂，对该目标油层的岩心样品，进行渗吸实验和驱替实验，得到该不同类型的起泡型渗吸剂对应的原油采收率，确定最大的原油采收率对应的类型，作为该起泡型渗吸剂的类型。
另外，还能够根据实际油层的储层物性，来选择起泡型渗吸剂的类型。例如，对于高温高盐的油层，选用起泡型表面活性剂和非离子型表面活性剂的复合液，对于常规温度的油层，选用起泡型表面活性剂和常规阴离子型表面活性剂的复合液。上述过程以起泡型渗吸剂为起泡型表面活性剂和一种非起泡型表面活性剂的复合液。在另一种可能的实现方式中，起泡型渗吸剂也可以为起泡型表面活性剂和多种非起泡型表面活性剂的复合液。例如，对于高温高盐的油层，选用起泡型表面活性剂、非离子型表面活性剂和两性离子型表面活性剂的复合液，应理解地，该复合液中非离子型表面活性剂的含量大于两性离子型表面活性剂的含量，也即是非起泡型表面活性剂中以非离子型表面活性剂为主。
下面对渗吸实验和驱替实验的过程进行说明：
可选地，渗吸实验和驱替实验可以采用图3示出的实验设备来实现，如图3所示，实验设备包括平流泵(ISCO泵)、手摇泵、压力传感器、中间容器、岩心夹持器和烧杯1、烧杯2、烧杯3等中间容器。其中，平流泵和手摇泵置于室温环境下，其它实验设备置于实验温度为75℃的恒温箱内。烧杯1用于放置压裂液，手摇泵用于为压裂液的注入提供动力。烧杯2用于放置渗吸剂，平流泵用于为渗吸剂的注入提供动力。压力传感器用于控制压裂液和渗吸剂的注入压力。烧杯3用于收集实验结束后所采集到的油水混合液。中间容器用于模拟现场的油井内的套管。岩心夹持器用于模拟地下油层的岩石基质部分。需要说明的是，在渗吸实验和驱替实验的注入过程中，该中间容器相当于注入井，而在渗吸实验和驱替实验结束后采集时，该中间容器相当于生产井。
相应地，渗吸实验和驱替实验的过程为：对该目标油层的岩心样品，抽真空饱和水和饱和油，控制压力传感器处于恒压且高压的条件下(如10MPa)，通过手摇泵，将烧杯1中的压裂液注入岩心夹持器中的岩心样品。再通过平流泵，将烧杯2中的起泡型渗吸剂注入中间容器，则该起泡型渗吸剂通过中间容器，进入岩心夹持器中的岩心样品，模拟出了现场施工时渗吸剂在高压条件下，进入目标油层的岩石基质部分的过程。随后关闭岩心夹持器注入端，在焖井一段时间后，将注入井转换为生产井，模拟现场关井后返排的过程，利用烧杯3收集开采出的油水混合液。根据该油水混合液，进行含油率的测定，进而根据含油率能够确定出起泡型渗吸剂对应的原油采收率。
需要说明的是，上述实验过程仅以一次渗吸实验和驱替实验为例进行说明，而在确定目标浓度的实验过程中，需要进行多次渗吸实验和驱替实验，每次都在烧杯2中注入不同浓度的起泡型渗吸剂，进而通过上述实验过程，能够得到不同浓度的起泡型渗吸剂的原油采收率，再选取原油采收率最大的浓度即可。另外，在确定起泡型渗吸剂的类型时，也需要进行多次渗吸实验和驱替实验，每次都在烧杯2中注入不同类型的起泡型渗吸剂，进而通过上述实验过程，能够得到不同类型的起泡型渗吸剂的原油采收率，再选取原油采收率最大的类型即可。
通过上述实验过程，上述起泡型渗吸剂，根据目标油层的岩心样品的渗吸实验和驱替实验选取得到，综合考虑了驱替效率和渗吸效率，能够实现起泡型渗吸剂的优选，且能够准确地确定出起泡型渗吸剂的浓度和类型，确保后续油层的渗吸效果。采用起泡型渗吸剂，一方面能够改善油层的润湿性、降低油水间界面张力，提高压裂驱替和开采驱替过程中的驱油效率，另一方面还具有适度起泡乳化的作用，能够保证在提高采油效率的同时，原油不会因过度驱替而远离裂缝，同时乳化期间有利于保持压裂改造范围内的压力，提高渗吸效果，且由于起泡型渗吸剂经过剪切后能够转变为泡沫状态，使得最终破乳比较彻底，开采过程中原油回流至裂缝的渗流阻力降低，也就降低了返排难度，改善了起泡型渗吸剂的渗吸置换作用，综合改善了压裂效果和渗吸效果，达到了提高低渗油藏采收率的目的。
204、基于该目标粒径、该第一液量、该第二液量、该第一含砂量和目标浓度，制备第一液量的干层增能液、第二液量和第一含砂量的冻胶压裂液、目标浓度的起泡型渗吸剂。
在一种可能的实现方式中，确定出压裂支撑剂的目标粒径、干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量、起泡型渗吸剂的目标浓度后，选取第一含砂量的、目标粒径的压裂支撑剂，将该压裂支撑剂融入冻胶压裂液中，得到含砂的冻胶压裂液，并制备得到第一液量的干层增能液和目标浓度的起泡型渗吸剂。
205、基于该目标油层的油层中垂深、油层静压、油层破裂梯度和管柱摩阻压力，确定该目标油层的注入压力。
其中，油层中垂深是指油层顶深和油层底深的平均值。油层静压是指油层的压力恢复到稳定状态时所测得的油层压力。油层破裂梯度是指油层破裂压力与油层深度的比值，油层破裂压力是指油层破裂时的压力极限值。管柱摩阻压力是指注入液沿油井的井管沿程阻力。
在一种可能的实现方式中，基于该目标油层的油层中垂深、油层静压、油层破裂梯度、管柱摩阻压力和公式(1)，确定该目标油层的注入压力。
Pk＝H×Kp-Ph+Pf (1)
式中，Pk为目标油层的注入压力，单位为MPa，H为目标油层的油层中垂深，单位为m，Kp为目标油层的油层破裂梯度，单位为MPa/m，Ph为目标油层的油层静压，单位为MPa，Pf为目标油层的管柱摩阻压力，单位为MPa。
206、对该目标油层的压裂施工井，依次进行洗井、压井、提原井管柱、通井、刮削、验套、井口换装采油树四通、下试压塞和加固井口的处理。
其中，压井是指通过注入压井液的方式来平衡地层压力的作业，防止井喷的现象。提原井管柱是指提出原井管柱，以进行后续的注入作业。通井是指利用携带通井工具的钻杆(或直接利用钻杆)，在油井中进行通井，确保油井的井眼规则，为后续注入作业提供良好的通道环境。刮削是指利用套管刮削器，清除残留在油井套管内壁上的水泥块、硬蜡、各种盐类结晶或沉淀物以及套管锈蚀后产生的氧化铁等污物，以便顺畅的注入液体。验套是指对油井内的套管进行检查。井口换装采油树四通是指在油井内的套管头上安装采油树四通，用于悬挂下入井中的套管，承托井内套管的重量，保证后续的注入作业。下试压塞是指对井控设备的检查和定期试压，保证井控设备处于正常工作状态，保证井控设备的可靠性和安全性。
207、在该目标油层的注入压力大于该目标油层的破裂压力的条件下，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液，向该目标油层依次注入该冻胶压裂液和该起泡型渗吸剂。
在一种可能的实现方式中，在该目标油层的注入压力大于该目标油层的破裂压力且小于压力阈值的条件下，利用压裂车组，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液，向该目标油层依次注入该冻胶压裂液和该起泡型渗吸剂。其中，压力阈值是指油井内的套管抗内压强度的80％。需要说明的是，在现场施工时，根据井控要求，注入压力需低于套管抗内压强度的80％。
还需要说明的是，步骤202至步骤207仅以干层增能液和冻胶压裂液为例进行说明，又一种可能的实现方式中，还能够基于该目标油层的目标裂缝长度，确定滑溜水的第三液量和第二含砂量，该第二含砂量用于表示该滑溜水中石英砂的含量。进而，在该目标油层的注入压力大于该目标油层的破裂压力的条件下，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液，向该目标油层依次注入该滑溜水、该冻胶压裂液和该起泡型渗吸剂。其中，滑溜水是一种较低粘性的含砂溶液，用于对目标油层进行裂缝改造，以产生裂缝。确定滑溜水的第三液量和第二含砂量的过程参见步骤202中基于压裂软件的计算过程，在此不再赘述。例如，根据步骤202中的示例，能够计算得到滑溜水的含量占比为70％-80％，石英砂的含量占比为30％-60％。在压裂过程中，先注入粘性较小的滑溜水，再注入粘性较大的冻胶压裂液，压裂效果更好。
还需要说明的是，另一种可能的实现方式中，还能够基于该目标油层的目标裂缝长度，确定该干层增能液的第一注入流量和该冻胶压裂液的第二注入流量，进而，按照该第一注入流量，向该目标油层的相邻干层注入该干层增能液，按照该第二注入流量，向该目标油层注入该冻胶压裂液。其中，确定第一注入流量和第二注入流量的过程参见步骤202中基于压裂软件的计算过程。例如，根据步骤202中的示例，能够计算得到干层增能液的第一注入流量为2-4m3/min，冻胶压裂液的第二注入流量为8-12m3/min。通过该过程，能够准确的确定出现场施工的注入流量，提高了油层压裂、渗吸作业的精确性。
208、注入后关井，在目标油层的油井压力小于目标阈值时开井。
其中，目标阈值为预先设定的固定阈值，如0.1MPa。
在一种可能的实现方式中，在注入该干层增能液、冻胶压裂液和起泡型渗吸剂后，将目标油层的油井关闭，焖井一段时间，此时目标油层的油井压力开始下降，在目标油层的油井压力小于目标阈值时，打开油井，开始放喷原油。
可选地，目标油层的油井压力在目标时间段内小于目标阈值时，打开油井，开始放喷原油。例如，目标时间段为7天，目标阈值为0.1MPa，则目标油层的油井压力连续7天均小于或等于0.1MPa时，表明压裂液、渗吸剂与目标油层的渗吸置换已达到平衡，可以开井放喷原油。
本申请实施例提供的技术方案，采用干层增能液为储层增能，增加了目标油层的底层能量，在后续开采过程中若地层压力降低，则能够有效实现压力补给，进而增大原油的流动压差，提升了原油的采收率。采用冻胶压裂液来进行压裂，由于冻胶压裂液具有增粘能力强、携砂性好、摩阻低、冻胶水破胶后残渣少等优点，因此，能够改善原油在地下的流动环境，提高导流能力，进而提升油井的产量。采用起泡型渗吸剂来进行渗吸，由于起泡型渗吸剂在原油剪切条件下能够由液态转变为泡沫状态，因此，能够减少对原油的驱替距离，也就降低了原油的回流难度，达到了提高采收率的目的。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本申请的可选实施例，在此不再一一赘述。
本申请实施例还提供了基于起泡型表面活性剂和普通型表面活性剂的物理实验模拟。由于实际油藏的环境复杂，且储层物性因开发措施的不同而存在差异，在现场施工时，较难找到物性高度相似的区块进行施工效果对比评价。考虑到油藏物理模拟在油田开发效果研究过程中起着重要的作用，因此，采用物理模拟实验，也即是渗吸实验和驱替实验，来模拟渗吸剂在渗吸过程中从裂缝向岩石基质滤失驱替的过程，进而实现实施效果的对比。下面从实验材料、实验设备、实验方法和实验结果四个方面进行详细说明：
(1)实验材料
起泡型表面活性剂选用PO-FASD(有效含量35％)，普通型表面活性剂选用BHS-01A(简称为BHS，有效含量40％)。实验所用的裂缝岩心，选用石英砂环氧树脂胶结人造均质岩心(后续采用实验岩心样品来表示)。该实验岩心样品的外观几何尺寸为高×宽×长＝4.5cm×4.5cm×30cm，该实验岩心样品的岩心渗透率(Kg)为5×10-3μm2。图4是本申请实施例提供的一种实验岩心样品的结构示意图，如图4所示，该实验岩心样品为均匀的长方体结构。
(2)实验设备
需要说明的是，实验设备参见上述步骤203中实验设备的说明，在此不再赘述。
(3)实验方法
采用BHS和PO-FASD两种驱油剂进行“恒压”驱油实验，相应过程为：对实验岩心样品，抽真空饱和水和饱和油，在恒压10MPa的条件下，以注入流量0.3mL/min，向实验岩心样品注入1PV起泡型渗吸剂(CS＝0.2％)，模拟现场压裂过程中渗吸剂在高压条件下进入岩石基质部分。随后焖井(焖井时间为3d)，然后将注入井转换为生产井，模拟现场焖井后返排的过程。最后在恒压10MPa的条件下，进行水驱作业，直至岩心样品的含水率为98％。另外，由于实际油藏的干层压裂增能过程模拟难度较大，因此，基于后续开采增能机理，在进行水驱时，采用提高水驱压力的方式，来模拟干层压裂增能对产油效果的影响。例如，水驱压力可以为13MPa。
(4)实验结果
以数据录取时间间隔为30min，记录实验数据。通过对实验数据的综合分析，能够得到不同类型的渗吸剂对原油采收率(也即是驱替效率)的影响实验结果，如表1所示。
表1
从表1可以看出，在注入压力、渗吸剂浓度和岩心样品尺寸均相同的条件下，与普通型表面活性剂BHS相比，起泡型表面活性剂PO-FASD在驱替阶段和后续开采阶段(焖井+水驱)，原油采收率的增幅均较高，整体采收率的增加值为15％。并且，通过对油层的相邻干层进行压裂增能后(实验中后续水驱压力增加)，原油从基质到裂缝之间的流动压差增大，使得油相流动性增强，产油周期增加，进而原油采收率升高。因此，干层压裂增能和起泡型表面活性剂的采用，能够作为有效的深层低渗储层的增能增产工艺。
以上所述仅为本申请的可选实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种低渗油藏的压裂、渗吸方法，其特征在于，所述方法包括：
基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量，所述第一含砂量用于表示所述冻胶压裂液中压裂支撑剂的含量；
基于所述目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度；
制备所述第一液量的干层增能液、所述第二液量和所述第一含砂量的冻胶压裂液、所述目标浓度的起泡型渗吸剂；
基于所述目标油层的油层中垂深、油层静压、油层破裂梯度和管柱摩阻压力，确定所述目标油层的注入压力；
在所述目标油层的注入压力大于所述目标油层的破裂压力的条件下，向所述目标油层的相邻干层注入所述干层增能液，向所述目标油层依次注入所述冻胶压裂液和所述起泡型渗吸剂。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标油层的目标裂缝长度的确定过程包括：
基于所述目标油层的渗透率、启动压力梯度和油井间距，确定所述目标油层的目标裂缝长度。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量包括：
基于所述目标油层的目标裂缝长度以及所述目标油层的渗透率、孔隙度、油层厚度和泥水含量，确定注入总液量、冻胶压裂液的含量占比、干层增能液的含量占比、含砂总量及压裂支撑剂的含量占比；
基于所述注入总液量和所述干层增能液的含量占比，确定所述第一液量；
基于所述注入总液量和所述冻胶压裂液的含量占比，确定所述第二液量；
基于所述含砂总量和所述压裂支撑剂的含量占比，确定所述第一含砂量。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
基于所述目标油层的目标裂缝长度，确定滑溜水的第三液量和第二含砂量，所述第二含砂量用于表示所述滑溜水中石英砂的含量；
所述向所述目标油层依次注入所述冻胶压裂液和所述起泡型渗吸剂之前，所述方法还包括：
向所述目标油层注入所述滑溜水。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
基于所述目标油层的目标裂缝长度，确定所述干层增能液的第一注入流量和所述冻胶压裂液的第二注入流量；
所述干层增能液和所述冻胶压裂液的注入过程包括：
按照所述第一注入流量，向所述目标油层的相邻干层注入所述干层增能液；
按照所述第二注入流量，向所述目标油层注入所述冻胶压裂液。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量之前，所述方法还包括：
基于所述目标油层的目标裂缝宽度，选取所述目标裂缝宽度对应的粒径，作为所述压裂支撑剂的目标粒径，其中，粒径与裂缝宽度正相关。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度包括：
基于不同浓度的起泡型渗吸剂，对所述目标油层的岩心样品，进行渗吸实验和驱替实验，得到所述不同浓度的起泡型渗吸剂对应的原油采收率；
确定最大的原油采收率对应的浓度，作为所述起泡型渗吸剂的目标浓度。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述起泡型渗吸剂为起泡型表面活性剂，或，起泡型表面活性剂和非起泡型表面活性剂的复合液。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述基于所述目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度之前，所述方法还包括：
基于不同类型的起泡型渗吸剂，对所述目标油层的岩心样品，进行渗吸实验和驱替实验，得到所述不同类型的起泡型渗吸剂对应的原油采收率；
确定最大的原油采收率对应的类型，作为所述起泡型渗吸剂的类型。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述在所述目标油层的注入压力大于所述目标油层的破裂压力的条件下，向所述目标油层的相邻干层注入所述干层增能液，向所述目标油层依次注入所述冻胶压裂液和所述起泡型渗吸剂之前，所述方法还包括：
对所述目标油层的压裂施工井，依次进行洗井、压井、提原井管柱、通井、刮削、验套、井口换装采油树四通、下试压塞和加固井口的处理。
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| 长庆上古生界气层CO_2增能压裂工艺;宋振云等;石油钻采工艺;第24卷(第4期);第50-52页 * |
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