CN115045643A - 一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂‑吞吐联合生产方法，涉及油气开采领域。提供一种将二氧化碳压裂、二氧化碳吞吐技术作为主要的生产开发方式，并将水平井与表面活性剂驱油技术应用其中，形成联合生产开发方法。本发明结合水平井技术，应用二氧化碳与化学剂混合的压裂方式对储层进行改造，既可以构造复杂缝网、改善原油流动性、扩大地层压裂效果；又可以有效解决低渗透稠油油藏敏感性强、原油粘度高、能量不足、油井产量递减快等问题；进行二氧化碳吞吐作业时，应用表面活性剂前置段塞注入，可以充分发挥表面活性剂的洗油降粘造腔扩容效果，有助于二氧化碳吞吐工艺的完善，有效降低油气界面张力，将波及效果最大化，提高增产效果。
Description
技术领域
本发明属于油气开采领域，具体涉及一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法。
背景技术
随着我国经济高速发展，石油需求逐年增高，对外依存度已达70％以上，严重影响能源安全。然而，国内常规主力油田已陆续进入产量递减期，稳产难度大，亟需找到具有规模的接替资源。自20世纪90年代以来，我国在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地及松辽盆地等地不断发现大型低渗透油气资源富集区。到目前为止已探明的低渗油气储量约占我国油田储量的四分之一。低渗透油气资源分布广泛，储量丰富，是我国油气资源中很重要的一环，大力发展低渗油气资源对于我国油气增产稳产、保障安全供给意义重大。
致密油区块的水平井体积压裂开发理论与技术已取得重大突破，初步实现了工业化生产。然而，压裂改造后，产量递减快，稳产困难，仅依靠地层能量弹性开发采收率低，一次采收率为5％-10％。因此，如何经济有效地提高致密油藏采收率，是摆在众多石油科技工作者面前的迫切问题。
低渗透稠油油气藏的主要特点就是渗透率极低、原油粘度高、储层敏感性强、易受污染，且这类油气藏弹性能量衰竭快、注水困难、油井产量递减快，很快就会进入低效开发阶段。研究表明二氧化碳(CO2)压裂、二氧化碳吞吐生产开发方式具有地层伤害低、返排比较容易、成本较低等优势，成为极具潜力的非常规油藏提高采收率方法，在保障我国能源安全与实现“双碳”目标方面具有重要意义。
发明内容
本发明提供了一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，构造复杂缝网，减小储层敏感性伤害，充分发挥表面活性剂与二氧化碳的洗油降粘造腔扩容效果，降低油气界面张力，有效提高增产效果。
本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，具体包括以下步骤：
步骤(1)：在目标储层钻取一口水平井用于二氧化碳压裂；
步骤(2)：对所述水平井应用二氧化碳与低渗透油藏化学剂混合压裂：依据室内试验，根据单井的实际用量需求配置化学助剂如降滤失剂、分散剂、增溶剂等。其中，降滤失剂与分散剂按照体积比2:1的比例混合泵注，泵注过程中依据限压情况提高注入排量；二氧化碳和增溶剂按照体积比大于2:1的比例、混合泵注模式进行施工；将液态二氧化碳泵入装有支撑剂的密闭混砂车，并对支撑剂进行预冷。对高压管线、井口试泵，管线试压，测试结果符合要求后，使用压裂泵车将温度为-25℃-15℃的液态二氧化碳泵入地层，进行二氧化碳前置压裂；
步骤(3)：通过水平井进行一次开采，待产量递减至较低值后，进行表面活性剂前置段塞-二氧化碳复合吞吐生产，首先应用以柠檬酸酯类(如柠檬酸异戊酯、柠檬酸异丁酯)为主的表面活性剂进行前置段塞，然后注入二氧化碳进行吞吐生产；
步骤(4)：关井进行焖井，焖井时间依据室内试验的数值模拟结果确定，在焖井期间检测井口压力降落速率，当井口压力降落速率过大，压力降低量大于焖井初期井口压力30％时，提前终止焖井；待二氧化碳与原油充分作用后，根据停泵压力和井压力情况择机开井放喷测试；
步骤(5)：优化生产制度，根据步骤4中放喷测试的情况，选择合适油嘴进行生产，并根据适时套压、流压压力变化情况，调整生产制度，控制生产流量，分离、回收产出二氧化碳用于后续吞吐生产，待生产流量过低时，结束第一轮吞吐生产。根据第一轮吞吐生产情况，优化生产参数，继续后续循环吞吐。
本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其中，所述步骤(2)中，降滤失剂与分散剂按照体积比2:1的比例混合泵注，泵注过程中依据限压情况提高注入排量。
本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其中，所述步骤(2)中，二氧化碳和增溶剂按照体积比大于2:1的比例、混合泵注模式进行施工，并对支撑剂进行预冷。
本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其中，所述步骤(3)中，表面活性剂前置段塞注入时，采用以柠檬酸酯类(如柠檬酸异戊酯、柠檬酸异丁酯)为主的表面活性剂，注入质量浓度应为0.3％-0.6％。
本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其中，所述步骤(4)中，在二氧化碳压裂生产后，继续采用表面活性剂-二氧化碳复合吞吐生产，焖井时间为10-15天。
本发明具有如下有益效果：
结合水平井技术，应用二氧化碳与化学剂混合的压裂方式对储层进行改造，既可以构造复杂缝网，实现对低渗透储层渗流通道的疏通、原油流动性的改善，扩大地层压裂效果；又可以有效解决低渗透稠油油藏储层敏感性强、能量不足、油井产量递减快等存在的问题，改善原油流动性；进行二氧化碳吞吐作业时，应用表面活性剂(柠檬酸酯类)段塞注入，可以充分发挥表面活性剂的洗油降粘造腔扩容效果，有效降低油气界面张力，后续二氧化碳注入进一步将表面活性剂段塞推向更远，不仅提高超临界二氧化碳对极性大分子的溶解能力，提高原油的膨胀系数，增强对原油的驱动能力，还可以降低原油与二氧化碳的混相压力，将波及效果最大化，有助于二氧化碳吞吐工艺的完善，提高增产效果。
下面结合附图对本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法作进一步说明。
附图说明
图1为本发明提供的水平井射孔简易示意图；
图2为本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产的工艺方法流程图；
图3为本发明实施例提供的化学剂与二氧化碳混合压裂工艺示意图；
图4为本发明实施例提供的表面活性剂前置段塞与二氧化碳复合吞吐示意图；
具体实施方式
下面结合附图对本发明一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法的具体实施方式做进一步说明：
(1)在目标储层钻取一口水平井用于二氧化碳压裂，井场面积应大于100m×150m。
(2)对所述水平井应用二氧化碳与低渗透油藏化学剂混合压裂：依据室内试验，根据单井的实际用量需求配置化学助剂降滤失剂、分散剂、增溶剂等。
(3)其中，降滤失剂与分散剂按照体积比2:1的比例混合泵注，泵注过程中依据限压情况提高注入排量；二氧化碳和增溶剂按照体积比大于2:1的比例、混合泵注模式进行施工；将液态二氧化碳泵入装有支撑剂的密闭混砂车，并对支撑剂进行预冷。
(4)对高压管线、井口试泵，管线进行试压，以20-30分钟为试压周期，保持5min无刺漏无压降视为合格，待测试结果符合要求后，使用压裂泵车将温度为-25℃-15℃的液态二氧化碳泵入地层，进行二氧化碳前置压裂，然后注入支撑剂。
(5)在二氧化碳压裂后进行生产，待产量下降后，进行表面活性剂前置段塞-二氧化碳复合吞吐生产，应用表面活性剂主要为柠檬酸酯类(如柠檬酸异戊酯、柠檬酸异丁酯)进行前置段塞，注入质量浓度应为0.3％-0.6％。
(6)关井进行焖井，焖井时间依据室内试验的数值模拟结果确定，一般为10-15天，在焖井期间检测井口压力降落速率，当井口压力降落速率过大，提前终止焖井；待二氧化碳与原油充分作用后，根据停泵压力和井压力情况择机开井放喷测试。
(7)优化生产制度，根据步骤4中放喷测试的情况，选择合适油嘴进行生产，并根据适时套压、流压压力变化情况，调整生产制度，控制生产流量，分离、回收产出二氧化碳用于后续吞吐生产，待生产流量过低时，结束第一轮吞吐生产。根据第一轮吞吐生产情况，优化生产参数，继续后续循环吞吐。
实施例一
本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法2020年在KL油田F区下W组低孔特低渗稠油油藏HW-1井的应用：
KL油田F区下W组储层原油的混相压力较高，平均孔隙度为8.82％，平均渗透率为6.058mD，原油粘度较高，属于低孔特低渗稠油油藏。2020年在HW-1井进行结合表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法的实践应用，取得较好的提产开发效果。该区块相同层位其他生产井在注二氧化碳压裂实施前都面临能量不足、水驱效果差、油井产量递减快、稳产难度大、采出程度低等开发问题，采用常规水力压裂方法开发效果差，提产不明显且递减较快。HW-1井依靠天然能量开发，投产后产量递减大，随着开发时间的延长，油井低能低产，随后停产关井。应用本发明方法对该井进行二氧化碳压裂吞吐增产改造：其中，二氧化碳注入速度为2×104-4×104m3/d，注入量为40.7×104m3，焖井时间为10-15天，表面活性剂段塞为400m3，累计自喷200天，累计增油净量达630t，效果明显，该技术在该区具备进一步开展应用的条件。
本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法的有益效果如下：
第一，二氧化碳压裂技术结合水平井技术，在压裂时利用二氧化碳的易扩散、零界面张力、造成复杂裂缝等特性开启应力场内的微裂隙，形成初步的复杂缝网，扩大了压裂的适用范围，进一步增加洗油面积，提高采收率。
第二，二氧化碳压裂技术相对于常规压裂而言，能降低对低渗透油气田的伤害、减少储层污染，能有效解决常规水力压裂中存在的聚合物残渣多、水敏严重、排液困难等问题；此外，二氧化碳压裂技术还具有反排快、排液时间短、施工成本低、可高效置换甲烷等优势，既可以提高单井产量，也可以将二氧化碳封存在地层中以减少温室效应。
第三，应用降滤失剂进入水平井的射孔通道和储层中较大的孔隙空间，减小后续液态二氧化碳注入地层的滤失，避免产生指进现象；分散剂可以与粘土颗粒相结合，有效减少固相颗粒沉淀导致的储层污染，减少储层敏感性伤害；降粘剂可以有效降低稠油油藏的原油粘度，增强了原油的流动能力。
第四，液态二氧化碳与增溶剂混合注入地层，利用超临界二氧化碳的强流动性和强破岩能力，制造复杂的裂缝网络，构建立体的渗透通道，沟通更多的储集空间；超临界二氧化碳具有高气液膨胀比，可以有效补充地层能量，减缓在采油过程中压力的衰减。
第五，应用表面活性剂前置段塞-二氧化碳复合吞吐生产，可以充分发挥表面活性剂的洗油降粘造腔扩容效果，有效降低油气界面张力，后续二氧化碳注入进一步将表面活性剂段塞推向更远，不仅提高超临界二氧化碳对极性大分子的溶解能力，提高原油的膨胀系数，增强对原油的驱动能力，还可以降低原油与二氧化碳的混相压力，在混相状态下，低渗储集空间中的原油更容易被置换出来；在非混相状态下，通过降低界面张力，进一步增强驱替采油效果。
总之，本发明以对低渗透、致密、高粘度、敏感性较强的岩性储层开发技术研究为基础，结合二氧化碳压裂开发能改善原油流动性、有效减少碳排放和补充渗流驱动能量等特点，选择将二氧化碳压裂、二氧化碳吞吐技术作为主要的生产开发方式，并将水平井压裂技术和表面活性剂驱油技术应用于其中，形成联合生产开发方法。应用二氧化碳与化学剂混合的压裂方式对储层进行改造，可以构造复杂缝网，改善原油流动性，扩大地层压裂效果；又可以有效解决低渗透油藏储层敏感性强，能量不足、油井产量递减快等存在的问题；在进行二氧化碳吞吐作业时，应用表面活性剂(柠檬酸酯类)段塞注入，可以充分发挥表面活性剂的洗油降粘造腔扩容效果，有效降低油气界面张力，有助于二氧化碳吞吐工艺的完善，提高增产效果。本发明应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，适合致密、渗透率低、原油粘度大、混相压力高、水敏性较强的油藏，可以有效地提高储层压后产能，实现单井采收率提高的同时能有效降低碳排放，在保障我国能源安全与实现“双碳”目标方面具有重要意义。
当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。
Claims (5)
1.一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤(1)：钻取一口水平井用于二氧化碳压裂，井场面积应大于100m×150m；
步骤(2)：对所述水平井应用二氧化碳与低渗透油藏化学剂混合压裂：依据室内试验，根据单井的实际用量需求配置化学助剂，如降滤失剂、分散剂、增溶剂等，按照比例混合泵注。对高压管线、井口试泵，管线试压，测试结果符合要求后，使用压裂泵车将温度为-25℃-15℃的液态二氧化碳泵入地层，进行二氧化碳前置压裂，然后注入支撑剂；
步骤(3)：通过水平井进行一次开采，待产量递减至较低值后，进行表面活性剂前置段塞-二氧化碳复合吞吐生产，首先应用以柠檬酸酯类(如柠檬酸异戊酯、柠檬酸异丁酯)为主的表面活性剂进行前置段塞，然后注入二氧化碳进行吞吐生产；
步骤(4)：焖井、放喷测试：关井进行焖井，焖井时间依据室内试验的数值模拟结果确定，在焖井期间检测井口压力降落速率，当井口压力降落速率过大，压力降低量大于焖井初期井口压力30％时，提前终止焖井；待二氧化碳与原油充分作用后，根据停泵压力和井压力情况择机开井放喷测试；
步骤(5)：优化生产制度：根据步骤4中放喷测试的情况，选择合适油嘴进行生产，并根据适时压力变化情况，调整生产制度，控制生产流量，分离、回收产出二氧化碳用于后续吞吐生产，待生产流量过低时，结束第一轮吞吐生产。根据第一轮吞吐生产情况，优化生产参数，继续后续循环吞吐。
2.如权利要求1所述的一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其特征在于，所述步骤(2)中，降滤失剂与分散剂按照体积比2:1的比例混合泵注，泵注过程中依据限压情况提高注入排量。
3.如权利要求1所述的一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其特征在于，所述步骤(2)中，二氧化碳和增溶剂按照体积比大于2:1的比例、混合泵注模式进行施工。
4.如权利要求1所述的一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其特征在于，所述步骤(3)中，表面活性剂前置段塞注入时，采用以柠檬酸酯类(如柠檬酸异戊酯、柠檬酸异丁酯)为主的表面活性剂，注入质量浓度应为0.3％-0.6％。
5.如权利要求1所述的一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法，其特征在于，所述步骤(4)中，在二氧化碳压裂生产后，继续采用表面活性剂-二氧化碳复合吞吐生产，且焖井时间为10-15天。
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