CN115492561B - 一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，包括确定注入二氧化碳的页岩气井分布区域和注入二氧化碳页岩气井、确定第一次二氧化碳注入量和施工排量、确定焖井时间、恢复页岩气生产井生产方法、循环间歇性注入二氧化碳方式。能够实现中后期页岩气井或者报废页岩气井多元化利用，提高页岩气井单井产量，提高页岩储层采收率。实现页岩气井增产增效和地质封存一体化，减少温室气体，达到了碳中和的效果。
Description
技术领域
本发明应用于页岩气增产及二氧化碳封存技术领域，具体涉及一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法。
背景技术
目前，如何提高清洁能源使用和减少二氧化碳排放是控制全球温室气体排放的重要事项。页岩气是一种高效清洁能源，相对于煤炭资源，可大幅度降低二氧化碳排放量和对环境的污染。但开采页岩气的方法主要是采用衰竭式开采，其采收率有限或者是页岩储层中吸附的大量吸附气未采出，仍然吸附在页岩储层中，这大大降低了页岩气资源开采效率。二氧化碳相对于页岩气(主要成分为甲烷)在页岩中具有更强的吸附性，当两者共同与页岩作用时，二氧化碳可通过竞争性吸附置换出吸附在页岩中甲烷气体。根据这项特性，我们可以通过注入二氧化碳提高页岩气采收率，置换出吸附在页岩中甲烷气体。在置换的同时在页岩储层中封存注入的二氧化碳达到即可实现页岩气井增产增效，又可实现二氧化碳地质封存，实现减少温室气体目的。
在提高原油采收率中，已大量推广了通过注入二氧化碳来降低原油粘度和驱替原油，从而提高原油采收率，实现原油开采增产和地质封存部分二氧化碳的目的。在二氧化碳增能压裂中，有利用注入前置二氧化碳来提高储层能量，实现更高效率的储层压裂，达到油气生产井增产的目的。但针对页岩气井，常规方法注入二氧化碳压裂增产效果受限，注入二氧化碳置换甲烷并实现地质封存难度大，存在生产井注入大量的二氧化碳会随着甲烷气体一起采出，大幅度降低了二氧化碳地质封存效果。特别是中后期页岩气生产井储层应力环境改变较大、页岩储层中井眼轨迹错综复杂、不同页岩气井生产制度不同、前期水力压裂改造生成缝网复杂等，要实现页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存难度大。此外，当前的相关研究和专利成果，主要集中于页岩气开采初期，采用二氧化碳来压裂改造页岩储层，兼顾二氧化碳地质封存，针对已经完成压裂改造并正在生产的中后期页岩气井增产增效和地质封存较少。
因此，针对中后期页岩气生产井，在提高页岩储层采收率，实现页岩气井增产增效，同时实现二氧化碳地质封存，减少温室气体。本发明提供了一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法。
发明内容
本发明针对现有技术中存在的上述问题，提供一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，以实现中后期页岩气生产井增产增效和二氧化碳地质封存的目的，指导开采中后期的页岩气生产井增产以及即将废弃的页岩气生产井综合利用，实现二氧化碳地质封存。
本发明解决其技术问题是采用以下技术方案实现的：
一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，其特征在于，包括：
步骤S1，根据页岩储层断层分布、地质模型特征、储层物性参数、区域单位面积，采用主因素分析法优选出适合能注入二氧化碳的页岩气井分布区域；在分布区域内，根据页岩气井水平井段方位、水平井段长度、分布特征、生产曲线特征、前期压裂改造缝网发育特征，采用因次分析法确定可以注入二氧化碳的页岩气井顺序；
步骤S2，根据前期压裂改造缝网规模和分布情况、压裂施工曲线特征、加砂量以及裂缝有效支撑分布情况、压力波及区域，结合室内二氧化碳注入裂缝扩展实验结果以及数值模拟结果，确定第一次二氧化碳注入量和施工排量，达到重复压裂改造效果；
步骤S3，利用页岩储层的等温吸附数据、TOC值、泥质含量、矿物成分、孔隙度、储层温度、渗透率数据，采用叠加分析法和分子动力学模拟手段，确定置换甲烷气体量和焖井时间，实现二氧化碳与页岩储层充分接触和置换页岩中吸附的甲烷气体；
步骤S4，达到80％及以上焖井时间后，恢复邻近页岩气井生产，根据二氧化碳注入前的原生产压差确定恢复后的页岩气生产井压差，按照距离第一次注入热氧化碳页岩气井来调整页岩气生产井压差，距离注入二氧化碳页岩气井最近的页岩气生产井生产压差提高30-50％，更远的页岩气生产井在距离最近的页岩气生产压差基础上每隔100m降低10％，直到完全抵消提高的30-50％生产压差；
步骤S5，根据二氧化碳重复压裂改造体积、二氧化碳压裂用量、页岩储层二氧化碳最大吸附量、理论埋存量、井口压力，确定持续间歇性注入二氧化碳量和排量。
进一步的，所述步骤S1包括：
采用主因素分析法选择可注入二氧化碳的页岩气井分布区域，根据主因素分析结果排序，摈弃不适合区域；赋予剩余不同影响因素权重值，叠加区域单位面积进行加权平均，确定加权平均值，对页岩气分布区域内各可注入二氧化碳的页岩气井分布区域排序；其加权平均值计算公式为：
其中，Y为加权平均值，Pi为单因素权重值，m为因素个数；P为权重值矩阵，X为影响因素矩阵，C为影响因素占比矩阵。
进一步地，所述步骤S1包括：
采用因次分析法获得分布区域内页岩气井各因素对注入二氧化碳增产增效和地质封存的影响程度，并不同赋予权重值和排序，获得评价结果，从高到低确定注入二氧化碳的页岩气井先后顺序；其评价结果计算公式为：
其中，N为每口井评价结果，k为影响因子数目；Ti为第i个影响因子影响程度，mi为第 i个影响因子权重占比；Si为第i个影响因子权重值，Wi为第i个影响因子比重。
进一步地，所述步骤S2包括：利用裂缝扩展模拟软件，采用裂缝扩展实验结果数据和重复压裂裂缝扩展模型，按照注入二氧化碳量形成的有效裂缝支撑区域扩大30-60％，形成的流动波及区域与相邻最近的页岩气裂缝有效支撑叠加重合，计算第一次二氧化碳注入量和施工排量。
进一步地，所述步骤S3包括：
步骤S31，根据页岩等温吸附数据和步骤S2中确定的流动波及区域计算获得注入二氧化碳页岩气井最大吸附气量，并按照20-40％最大吸附气量确定初步置换的甲烷气体量；
步骤S32，根据页岩储层TOC值、泥质含量、矿物成分、孔隙度值，采用叠加分析法，修正初步置换的甲烷气体量；
步骤S33，根据储层温度、储层渗透率和修正后置换的甲烷气体量，采用分子动力学模拟手段，计算获得完成初步置换需要的焖井时间。
进一步地，所述步骤S5包括：第二次注入二氧化碳的时间点为注入二氧化碳的页岩气井井口压力降为第一次注入二氧化碳结束后的井口压力20-40％，第三次注入二氧化碳的时间点为第二次注入二氧化碳结束后的井口压力下降1-5MPa，并依次进行后续二氧化碳注入，直至井口压力恢复至第一次施工结束井口压力的30-50％，单次注入结束。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1、本发明所述的二氧化碳注入区域和注入二氧化碳页岩气井确定方法，可实现中后期页岩气井或者即将报废页岩气井多元化重复利用，达到页岩气开采增效的效果。
2、本发明确定的第一次二氧化碳注入量和施工排量，能够起到一次重复压裂改造页岩储层效果，提高页岩气井单井产量，进而提高页岩储层采收率。
3、本发明确定焖井时间、邻井恢复生产方式和循环间隙性注入二氧化碳方法可实现最大限度的把吸附在页岩储层中的甲烷气体置换出，进一步提高储层采收率，也能更有效地提高页岩储层二氧化碳封存量。
4、本发明可利用二氧化碳的强吸附性置换页岩储层中的甲烷，提高页岩储层采收率，实现了页岩气井增产增效的效果。同时采用二氧化碳压裂还能够实现二氧化碳地质封存，减少温室气体。
附图说明
图1为本发明一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法的流程示意图；
图2为本发明一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法中S3的流程示意图；
图3为本发明一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法中页岩气井日产量-时间变化曲线图；
图4为本发明一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法中页岩气井裂缝分布和注入二氧化碳井压力波分布图；
图5为本发明一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法中页岩气生产井井底压力变化曲线图；
图6为本发明一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法中注入二氧化碳页岩气井井口压力变化曲线图。
附图中，21—产量快速递减阶段，22—产量稳定递减阶段，221—产量稳定递减阶段中后期，23—不可开采阶段，31—页岩气井井口，32—页岩气井井眼轨迹，321—页岩气井1，322 —页岩气井2，323—页岩气井3，324—页岩气井4，33—前期压裂改造形成的有效支撑裂缝区域(虚线范围内)，34—二氧化碳重复压裂改造流动波及区域(点画线范围内)，35—二氧化碳重复压裂改造形成的有效支撑裂缝区域(实线范围内)，41—二氧化碳重复压裂前井底压力变化，42—二氧化碳重复压裂期间井底压力变化，43—二氧化碳重复压裂后焖井阶段井底压力，44—页岩气井1(远离二氧化碳注入井)重新生产后井底压力变化，45—页岩气井2和页岩气井3(靠近二氧化碳注入井)重新生产后井底压力变化，51—二氧化碳重复压裂前井口压力变化，52—重复压裂期间井口压力变化，53—重复压裂后焖井阶段井口压力变化，54—邻近页岩气生产井开始生产后井口压力变化，55—第二次注入二氧化碳井口压力变化，56—第二次停止二氧化碳注入后井口压力变化，57—第三次注入二氧化碳井口压力变化。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例对本发明技术方案作进一步详细说明。应当理解，下列实施例仅为示例性地说明和解释本发明，而不应被解释为对本发明保护范围的限制。凡基于本发明上述内容所实现的技术均涵盖在本发明旨在保护的范围内。
附图1为本发明实施例提供的流程示意图，该一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，包括：
步骤S1，根据页岩气储层断层分布、地质模型特征、储层物性参数、区域单位面积，采用主因素分析法优选出适合能注入二氧化碳的页岩气井分布区域；在分布区域内，根据页岩气井水平井段方位、水平井段长度、分布特征、生产曲线特征、前期压裂改造缝网发育特征，采用因次分析法确定可以注入二氧化碳的页岩气井顺序；
表1
采用主因素分析法选择可注入二氧化碳的页岩气井分布区域，根据主因素分析结果排序，摈弃不适合区域；赋予剩余不同影响因素权重值，叠加区域单位面积进行加权平均，确定加权平均值，对页岩气分布区域内各可注入二氧化碳的页岩气井分布区域排序；其加权平均值计算公式为：
其中，Y为加权平均值，Pi为单因素权重值，m为因素个数；P为权重值矩阵，X为影响因素矩阵，C为影响因素占比矩阵。
如表1所示，根据各区域页岩气储层断层分布、地质模型特征、储层物性参数、区域单位面积等因素，采用主因素分析法进行分析，并加权平均后计算得到区域一-区域四的加权平均值，并根据加权平均值进行排序，首选区域三注入二氧化碳。
采用因次分析法获得分布区域内页岩气井各因素对注入二氧化碳增产增效和地质封存的影响程度，并不同赋予权重值和排序，获得评价结果，从高到低确定注入二氧化碳的页岩气井先后顺序；其评价结果计算公式为：
其中，N为每口井评价结果，k为影响因子数目；Ti为第i个影响因子影响程度，mi为第 i个影响因子权重占比；Si为第i个影响因子权重值，Wi为第i个影响因子比重。
表2
如表2所示，将区域三内的页岩气井按照位置顺序命名为页岩气井1、页岩气井2、页岩气井3、页岩气井4，采用因次分析法对区域三内的页岩气井进行排序，将页岩气井水平井段方位、水平井段长度、分布特征、生产曲线特征、前期压裂改造缝网发育特征等因素代入上述公式进行计算，得到评价结果，从高到低确定注入二氧化碳的页岩气井先后顺序，确定首先注入二氧化碳的页岩气井为页岩气井3。参见附图3，将页岩气井日产量根据变化曲线分为产量快速递减阶段21、产量稳定递减阶段22和不可开采阶段23，选择页岩气井需要位于产量稳定递减阶段22和不可开采阶段23，能起到更明显的增产增效和地质封存效果。
步骤S2，根据前期压裂改造缝网规模和分布情况、压裂施工曲线特征、加砂量以及裂缝有效支撑分布情况、压力波及区域，结合室内二氧化碳注入裂缝扩展实验结果以及数值模拟结果，确定第一次二氧化碳注入量和施工排量，达到重复压裂改造效果；
利用裂缝扩展模拟软件，采用裂缝扩展实验结果数据和重复压裂裂缝扩展模型，按照注入二氧化碳量形成的有效裂缝支撑区域扩大30-60％，形成的流动波及区域与相邻最近的页岩气裂缝有效支撑叠加重合，计算第一次二氧化碳注入量和施工排量。
参见附图4，为采用Meyer软件页岩气压裂模块，按照第一次注入二氧化碳形成的有效裂缝支撑区域扩大45％的原则，确定二氧化碳最大注入排量为7m3/min。页岩气井3新形成有效支撑裂缝35不能与页岩气井2和页岩气井4重叠，需维持不小于20m的水平间距。此外，注入二氧化碳量需保障页岩气井3流体流动波及区域与页岩气井2和页岩气井4重叠或者接近重合，重叠水平长度不大于10m或者水平间距不大于5m。水平段长度为1500m的页岩气井3第一次最大注入液态二氧化碳量不大于2000m3。
步骤S3，利用页岩储层的等温吸附数据、TOC值、泥质含量、矿物成分、孔隙度、储层温度、渗透率数据，采用叠加分析法和分子动力学模拟手段，确定置换甲烷气体量和焖井时间，实现二氧化碳与页岩储层充分接触和置换页岩中吸附的甲烷气体；
步骤S31，根据页岩等温吸附数据和步骤S2中确定的流动波及区域计算获得注入二氧化碳页岩气井最大吸附气量，并按照20-40％最大吸附气量确定初步置换的甲烷气体量；本实施例中，页岩气井3中页岩最大吸附气量10m3/t。按照20％最大吸附气量，流动波及最大区域体积600万方，确定初步置换甲烷气体量为1200万方。
步骤S32，根据页岩储层TOC值、泥质含量、矿物成分、孔隙度值，采用叠加分析法，修正初步置换的甲烷气体量；在本实施例中根据页岩储层TOC值1.2-3.5、泥质含量占70％以上、矿物成分以高岭石、石英占40％以上、孔隙度值1-3％，采用三角图版，叠加页岩储层各物性特征数据，选择重叠区域，修正初步置换的甲烷气体量为1050万方。
步骤S33，根据储层温度、储层渗透率和修正后置换的甲烷气体量，采用分子动力学模拟手段，计算获得完成初步置换需要的焖井时间。在本实施例中，根据储层温度80℃、储层渗透率改造后综合渗透率250mD和修正后置换的甲烷气体量，采用分子动力学模拟软件基于等温等压吸附扩散，计算获得完成初步置换需要的焖井时间为50天。
步骤S4，达到焖井时间80％后，恢复邻近页岩气井生产，根据二氧化碳注入前的原生产压差确定恢复后的页岩气生产井压差，按照距离第一次注入热氧化碳页岩气井来调整页岩气生产井压差，距离注入二氧化碳页岩气井最近的页岩气生产井生产压差提高30-50％，更远的页岩气生产井在距离最近的页岩气生产压差基础上每隔100m降低10％，直到完全抵消提高的30-50％生产压差；
页岩气井3焖井时间达到40天后，恢复页岩气井1、页岩气井2和页岩气井4的生产，原页岩气井1、页岩气井2和页岩气井4的生产压差分别为4MPa、4.5MPa和4.3MPa。页岩气井1和页岩气井2水平位移相距200m，按照距离注入二氧化碳页岩气井最近的页岩气生产井生产压差提高40％，页岩气井1、页岩气井2和页岩气井4的生产压差分别为4.8MPa、6.3MPa 和6.02MPa恢复生产页岩气，生产过程中井底压力变化趋势按照图5所示控制，稳定恢复生产和降低井底压力。
步骤S5，根据二氧化碳重复压裂改造体积、二氧化碳压裂用量、页岩储层二氧化碳最大吸附量、理论埋存量、井口压力，确定持续间歇性注入二氧化碳量和排量。
第二次注入二氧化碳的时间点为注入二氧化碳的页岩气井井口压力降为第一次注入二氧化碳结束后的井口压力20-40％，第三次注入二氧化碳的时间点为第二次注入二氧化碳结束后的井口压力下降1-5MPa，并依次进行后续二氧化碳注入，直至井口压力恢复至第一次施工结束井口压力的30-50％，单次注入结束。
根据二氧化碳重复压裂改造体积100万方、二氧化碳压裂用量、页岩储层二氧化碳最大吸附量10m3/t、理论埋存量6000万方、井口压力。第二次注入二氧化碳的时间点为注入二氧化碳的页岩气井井口压力降为第一次注入二氧化碳结束后的井口压力30％，即生产井开始生产20天后，第三次注入二氧化碳的时间点为第二次注入二氧化碳结束后的井口压力下降 3MPa，单次注入排量不大于10m3/h，井口压力恢复至第一次施工结束井口压力的30-50％，单次注入结束，后续注入时间点依次类推。其注入二氧化碳页岩气井井口压力变化曲线如图 6所示，后续每次保持注入结束后井口压力大约恢复至上次停止注入时井口压力。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例。对于本技术领域的技术人员来说，在不脱离本发明技术构思前提下所作任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围。
Claims (6)
1.一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，其特征在于，包括：
步骤S1，根据页岩储层断层分布、地质模型特征、储层物性参数、区域单位面积，采用主因素分析法优选出适合能注入二氧化碳的页岩气井分布区域；在分布区域内，根据页岩气井水平井段方位、水平井段长度、分布特征、生产曲线特征、前期压裂改造缝网发育特征，采用因次分析法确定可以注入二氧化碳的页岩气井顺序；
步骤S2，根据前期压裂改造缝网规模和分布情况、压裂施工曲线特征、加砂量以及裂缝有效支撑分布情况、压力波及区域，结合室内二氧化碳注入裂缝扩展实验结果以及数值模拟结果，确定第一次二氧化碳注入量和施工排量，达到重复压裂改造效果；
步骤S3，利用页岩储层的等温吸附数据、TOC值、泥质含量、矿物成分、孔隙度、储层温度、渗透率数据，采用叠加分析法和分子动力学模拟手段，确定置换甲烷气体量和焖井时间，实现二氧化碳与页岩储层充分接触和置换页岩中吸附的甲烷气体；
步骤S4，达到80％及以上焖井时间后，恢复邻近页岩气井生产，根据二氧化碳注入前的原生产压差确定恢复后的页岩气生产井压差，按照距离第一次注入二氧化碳页岩气井来调整页岩气生产井压差，距离注入二氧化碳页岩气井最近的页岩气生产井生产压差提高30-50％，更远的页岩气生产井在距离最近的页岩气生产压差基础上每隔100m降低10％，直到完全抵消提高的30-50％生产压差；
步骤S5，根据二氧化碳重复压裂改造体积、二氧化碳压裂用量、页岩储层二氧化碳最大吸附量、理论埋存量、井口压力，确定持续间歇性注入二氧化碳量和排量。
2.如权利要求1所述一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，其特征在于：
所述步骤S1中采用主因素分析法选择可注入二氧化碳的页岩气井分布区域，根据主因素分析结果排序，摈弃不适合区域；赋予剩余不同影响因素权重值，叠加区域单位面积进行加权平均，确定加权平均值，对页岩气分布区域内各可注入二氧化碳的页岩气井分布区域排序；其加权平均值计算公式为：
其中，Y为加权平均值，Pi为单因素权重值，m为因素个数；P为权重值矩阵，X为影响因素矩阵，C为影响因素占比矩阵。
3.如权利要求1所述一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，其特征在于：
所述步骤S1中采用因次分析法获得分布区域内页岩气井各因素对注入二氧化碳增产增效和地质封存的影响程度，并不同赋予权重值和排序，获得评价结果，从高到低确定注入二氧化碳的页岩气井先后顺序；其评价结果计算公式为：
其中，N为每口井评价结果，k为影响因子数目；Ti为第i个影响因子影响程度，mi为第i个影响因子权重占比；Si为第i个影响因子权重值，Wi为第i个影响因子比重。
4.如权利要求1所述一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，其特征在于：所述步骤S2中利用裂缝扩展模拟软件，采用裂缝扩展实验结果数据和重复压裂裂缝扩展模型，按照注入二氧化碳量形成的有效裂缝支撑区域扩大30-60％，形成的流动波及区域与相邻最近的页岩气裂缝有效支撑叠加重合，计算第一次二氧化碳注入量和施工排量。
5.如权利要求1所述一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，其特征在于，所述步骤S3包括：
步骤S31，根据页岩等温吸附数据和步骤S2中确定的流动波及区域计算获得注入二氧化碳页岩气井最大吸附气量，并按照20-40％最大吸附气量确定初步置换的甲烷气体量；
步骤S32，根据页岩储层TOC值、泥质含量、矿物成分、孔隙度值，采用叠加分析法，修正初步置换的甲烷气体量；
步骤S33，根据储层温度、储层渗透率和修正后置换的甲烷气体量，采用分子动力学模拟手段，计算获得完成初步置换需要的焖井时间。
6.如权利要求1所述一种页岩气井注入二氧化碳增产增效与地质封存一体化方法，其特征在于：
所述步骤S5中第二次注入二氧化碳的时间点为注入二氧化碳的页岩气井井口压力降为第一次注入二氧化碳结束后的井口压力20-40％，第三次注入二氧化碳的时间点为第二次注入二氧化碳结束后的井口压力下降1-5MPa，并依次进行后续二氧化碳注入，直至井口压力恢复至第一次施工结束井口压力的30-50％，单次注入结束。
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