CN116122784A - 一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法 - Google Patents

一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法 Download PDF

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杜现飞
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张同伍
鲜晟
陈强
刘锦
刘顺
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    • E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas

Abstract

一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；向地层中以第一排量注入第一级压裂液，直至储层破压；向破压后的地层内注入天然气；向地层中以第二排量注入第二级压裂液，当第二级压裂液的体积和第一级压裂液的体积之和与压裂液总入地液量一致时，完成压裂过程；第一排量小于第二排量；第一级压裂液的体积小于第二级压裂液的体积。该方法中天然气与原油性质相近，基于相似相溶原理，天然气易溶于原油中，提高原油的流动性，降低残余油的饱和度，有效利用天然气的膨胀性，有效改善地层压力，最终提高采收率。

Description

一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法
技术领域
本发明属于油田储层改造领域，涉及一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法。
背景技术
水平井分段体积压裂技术作为致密油与页岩油开发的主要技术手段目前已经全面应用。低压油气藏水平井压后产量递减快、稳产难度大，目前一般采用压裂造缝与注水工程相融合的蓄能压裂设计方法，通过蓄能压力系数能达到1.2以上，显著提高地层能量，提高采收率。
但是通过注水蓄能波及体积有限，注入水进入微孔喉动用原油的难度大，最终储层残余油饱和度高，采收率较低；同时，注入水可压缩比有限，投产后在短时间内大部分重新返排出地层，保持地层能量的作用有限，且注水蓄能返排废液液量大，返排液的处理量和难度大，环保压力巨大。
发明内容
针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，从而有效提升地层压力，改善地层中原油的流动性，提高采收率。
本发明是通过以下技术方案来实现：
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以第一排量注入第一级压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S3中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S4的地层中以第二排量注入第二级压裂液，当第二级压裂液的体积和S3步骤中第一级压裂液的体积之和与步骤S2中的压裂液总入地液量一致时，完成蓄能压裂过程；
所述第一排量小于所述第二排量；
所述第一级压裂液的体积小于第二级压裂液的体积。
优选的，所述S1步骤中，第一排量为1～3m3/min，第一级压裂液的体积为50-100m3。
优选的，所述S5步骤中，第二排量为8～14m3/min。
优选的，所述S1步骤中，根据水平段长、压裂段数和人工裂缝尺寸模拟所达到的目标压力系数确定需要注入的天然气体积。
优选的，在S3步骤中，所述天然气注入地层之前，根据实际地层压力系数和蓄能规模对所述天然气的注入速度进行优化调节。
优选的，通过楔形流量计调节所述天然气的注入速度。
优选的，在步骤S3中，所述天然气注入地层之前，根据井口限压确定所述天然气的注入最大压力，所述最大注入压力值不大于水平井地层破裂压力的80％。
优选的，步骤S3中，所述天然气的注入井井下安装安全阀和井口控制系统。
优选的，在步骤S3中，所述天然气注入地层前对其进行增压处理。
优选的，所述S2～S4步骤过程中还包括蓄能压裂效果监测过程，所述蓄能压裂效果监测包括压力监测、示踪剂监测和组分监测。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，天然气与原油性质相近，基于相似相溶原理，天然气易溶于原油中，提高原油的流动性，降低残余油的饱和度，有效利用天然气的膨胀性，有效改善地层压力，最终提高采收率。在蓄能压裂过程中，使天然气在地层破压后，压裂前注入地层中，该过程一方面使天然气更加容易注入地层中，另一方面天然气先于压裂液注入地层能够与微孔喉的原油接触，由于天然气流动性更强能够深入到储层基质深处，可有效提高蓄能液波及体积，提高采收率。
进一步的，第一排量为1～3m3/min，第一级压裂液的体积为50-100m3，保持较低的注入速度，先注入少量的压裂液使储层破压，因为致密油或者页岩油岩石致密，如果不先让储层破压，则天然气的注入过程中，压力过高，导致作业不安全，同时天然的注入时间也过长。储层破压后天然气易注入地层，天然气先于压裂液注入地层能够与微孔喉的原油接触，由于天然气流动性更强能够深入到储层基质深处，提高蓄能液波及体积；天然气性质与原油相近，基于相似相溶原理能够降低残余油饱和度，提高采收率。
进一步的，第二级排量为8～14m3/min，实现人工裂缝对水平井控制储层的充分动用。
进一步的，根据水平段长、压裂段数和人工裂缝尺寸模拟所达到的目标压力系数确定需要注入的天然气体积，在控制成本的同时可以有效实现地层的蓄能过程。
进一步的，天然气采用伴生气或液化天然气中的一种，伴生气的利用，充分实现了原油开采过程中废气的再利用，开采过程更加绿色环保。
进一步的，楔形流量计可有效保证作业过程的安全性。
进一步的，根据井口限压确定所述天然气的注入最大压力，其中最大注入压力不大于水平井地层破裂压力的80％。最大注入压力不大于水平井地层破裂压力的80％的工况下作业时，天然气可以均匀在水平井中被推进，天然气可深入到储层基质深处，有效提高蓄能液波及体积。而最大注入压力大于水平井地层破裂压力的80％时，由于井口限压，导致作业的不安全性。同时，超过地层破裂压力的80％时，天然气的注入过程是不均匀的，会导致地层被压开，气体波及体积减小，降低蓄能效果。
进一步的，天然气的注气井下安装安全阀和井口控制系统，以防止回流和压力过高。
进一步的，向地层中注入所述天然气前对其进行增压处理，该增压过程可有效保证天然气输送的持续性，避免天然气注入设备的空转，影响设备的寿命与注气精度。
进一步的，压裂过程中还包括实时的蓄能压裂效果监测，该蓄能压裂效果监测包括压力监测、示踪剂监测和组分监测。可有效确保蓄能压裂作业过程的正常安全可靠并对蓄能压裂效果进行评价。
具体实施方式
下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。
实施例1
水力压裂过程会消耗大量的水资源，而气体蓄能压裂技术兼具气体的流动性和液体的高密度特性，能够代替清水实施压裂，并且可以排除地层与水接触的机会，降低压裂过程中水锁和水敏对地层的伤害，补充地层能量，无水相无残渣易返排，能够减少环境污染、节约水资源，可有效地提高油气藏的增产效果，已经日益成为最具增产潜力的压裂增产技术。
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以第一排量注入第一级压裂液，直至储层破压，第一排量为1～3m3/min，第一级压裂液的体积为50-100m3，保持较低的注入速度，先注入少量的压裂液使储层破压，因为致密油或者页岩油岩石致密，如果不先让储层破压，则天然气的注入过程中，压力过高，导致作业不安全，同时天然的注入时间也过长。储层破压后天然气易注入地层，天然气先于压裂液注入地层能够与微孔喉的原油接触，由于天然气流动性更强能够深入到储层基质深处，提高蓄能液波及体积；天然气性质与原油相近，基于相似相溶原理能够降低残余油饱和度，提高采收率；
S4：向步骤S3中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S4的地层中以第二排量注入第二级压裂液，当第二级压裂液的体积和S3步骤中第一级压裂液的体积之和与步骤S2中的压裂液总入地液量一致时，完成蓄能压裂过程。采用第二级排量为8～14m3/min，本实施例第二级压裂液的体积中可为800-2000m3，对储层进行充分压裂改造，实现人工裂缝对水平井控制储层的充分动用。
本发明创造性的使用天然气进行蓄能压裂过程，首先从天然气与原油的性质相似，根据相似原理，天然气易溶于原油，提高原油的流动性，降低残余油的饱和度，有效利用天然气的膨胀性，有效改善地层压力，最终提高采收率。其次在原油开采过程中，采用天然气蓄能压裂，其天然气的使用更加方便，可采用伴生气或者液化天然气，提高了原油开采过程中废气的利用，作业过程更加绿色环保。
实施例2
本发明采用天然气通过以下步骤进行蓄能压裂过程：
S1：天然气注入量的模拟。根据水平段长、压裂段数和人工裂缝尺寸模拟所达到的目标压力系数确定需要注入的天然气体积。
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量。
S3：使储层破压。该步骤为天然气注入前的准备过程。向地层中注入少量的压裂液，用一定液体把地层破开，使地层破压。因为现储油岩层中，岩石致密，如果不先进行储层破压，则天然气的注入过程中，压力过高，导致作业不安全，同时天然的注入时间也过长。储层破压后天然气易注入地层，天然气先于压裂液注入地层能够与微孔喉的原油接触，由于天然气流动性更强能够深入到储层基质深处，提高蓄能液波及体积；天然气性质与原油相近，基于相似相溶原理能够降低残余油饱和度，提高采收率。
S4：注入天然气。向步骤S2中破压后的地层内，采用专用的压缩机注入步骤S1中模拟得到的相应体积的天然气。
在天然气注入地层之前，需对天然气的注入压力以及注入速度进行优化。在该过程中根据实际地层压力系数和蓄能规模，通过楔形流量计对天然气的注入速度进行优化调节。另外，在天然气注入地层之前，应根据井口限压确定天然气的注入最大压力，该最大注入压力不大于水平井地层破裂压力的80％。最大注入压力不大于水平井地层破裂压力的80％的工况下作业时，天然气可以均匀在水平井中被推进，天然气可深入到储层基质深处，有效提高蓄能液波及体积。而最大注入压力大于水平井地层破裂压力的80％时，由于井口限压，导致作业的不安全性。同时，超过时，天然气的注入过程是不均匀的，会导致其他地层裂缝被压开，降低气体波及体积，对蓄能效果造成影响。因此天然气的注气井下应安装安全阀和井口控制系统，以防止回流和压力过高，保证作业的安全性。
天然气注入地层前对其进行增压处理，该增压过程可有效保证天然气输送的持续性，避免天然气注入设备的空转，影响设备的寿命与注气精度。
S5：压裂过程。根据压裂规模，向完成步骤S3的地层中注入实际工况所需的压裂液，完成蓄能压裂过程。具体根据所设定的裂缝数量以及裂缝的长度进行模拟核算所需的压裂液。
在整个压裂过程中，对蓄能压裂效果的进行实时监测，主要包括压力监测、示踪剂监测和组分监测以确保蓄能压裂过程的正常安全可靠和有效评价蓄能效果。其中组分监测是指测试试验井油气比、地层原油高压物性等参数和流体组分；压力监测是指注气井井口及井底压力监测，评价注气是否有效补充地层能量；监测地层压力相比于原始地层压力的增加量；示踪剂监测是指为判断砂体连通状况和气体地下流动方向，选择注气井用的气体示踪剂在部分注气井中投注，在相邻水平井中监测。
实施例3
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以1m3/min的排量注入50m3压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S2中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S3的地层中以8m3/min的排量注入800m3压裂液，完成蓄能压裂过程。
实施例4
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以1.5m3/min的排量注入55m3压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S2中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S3的地层中以9m3/min的排量注入900m3压裂液，完成蓄能压裂过程。
实施例5
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以2m3/min的排量注入67m3压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S2中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S3的地层中以11m3/min的排量注入960m3压裂液，完成蓄能压裂过程。
实施例6
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以3m3/min的排量注入80m3压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S2中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S3的地层中以13m3/min的排量注入1200m3压裂液，完成蓄能压裂过程。
实施例7
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以2.8m3/min的排量注入100m3压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S2中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S3的地层中以14m3/min的排量注入1800m3压裂液，完成蓄能压裂过程。
实施例8
一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以2.4m3/min的排量注入95m3压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S2中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S3的地层中以13.7m3/min的排量注入2000m3压裂液，完成蓄能压裂过程。
在本申请中，天然气经过二级增压，一级调节以及一级注入过程注入到地层中，参与地层的蓄能压裂过程。具体为，所需的天然气通过井场附近的轻烃厂供气，经过分离、脱硫、脱水后经第一级增压输送至原油开采井场，再经第二级撬装增压实现二次增压，通过楔形质量流量计调节后，通过专用的压缩机注入地层中。二次增压过程可有效保证天然气输送的持续性，避免压缩机的空转，影响设备的精度与寿命。
本发明设计的蓄能压裂模式，即先注天然气再注滑溜水进行压裂的方法相较常规蓄能方法能够更快更持久提升并保持地层能量，使得油井保持更高的生产压差，达到降低自然递减率的目的。注入的天然气能够进入到储层深处微孔喉，降低原油粘度及油水表面张力，提高原油采收率。本发明的应用能够显著回收利用伴生气和大幅度降低压裂用水量，减少压后返排液量，尤其在缺水和环境敏感地区更加能够体现出本发明的环境友好性。

Claims (10)

1.一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：根据水平井储层改造参数以及目标压力系数模拟所需要注入的天然气体积；
S2：根据储层改造参数计算压裂液总入地液量；
S3：向地层中以第一排量注入第一级压裂液，直至储层破压；
S4：向步骤S3中破压后的地层内，注入步骤S1中的天然气；
S5：根据压裂规模，向完成步骤S4的地层中以第二排量注入第二级压裂液，当第二级压裂液的体积和S3步骤中第一级压裂液的体积之和与步骤S2中的压裂液总入地液量一致时，完成蓄能压裂过程；
所述第一排量小于所述第二排量；
所述第一级压裂液的体积小于第二级压裂液的体积。
2.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，所述S1步骤中，第一排量为1～3m3/min，第一级压裂液的体积为50-100m3。
3.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，所述S5步骤中，第二排量为8～14m3/min。
4.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，所述S1步骤中，根据水平段长、压裂段数和人工裂缝尺寸模拟所达到的目标压力系数确定需要注入的天然气体积。
5.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，在S3步骤中，所述天然气注入地层之前，根据实际地层压力系数和蓄能规模对所述天然气的注入速度进行优化调节。
6.根据权利要求4所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，通过楔形流量计调节所述天然气的注入速度。
7.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，在步骤S3中，所述天然气注入地层之前，根据井口限压确定所述天然气的注入最大压力，所述最大注入压力值不大于水平井地层破裂压力的80％。
8.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，步骤S3中，所述天然气的注入井井下安装安全阀和井口控制系统。
9.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，在步骤S3中，所述天然气注入地层前对其进行增压处理。
10.根据权利要求1所述的一种利用天然气进行水平井蓄能压裂的方法，其特征在于，所述S2～S4步骤过程中还包括蓄能压裂效果监测过程，所述蓄能压裂效果监测包括压力监测、示踪剂监测和组分监测。
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