CN116084906B - 一种小规模砂体油藏增能提采工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种小规模砂体油藏增能提采工艺，包括首先通过数值模拟方法获得低黏线性胶压裂液体系的用量、粘度以及焖井时间，再泵注低黏线性胶压裂液体系的同时配套加入40/70目石英砂；泵注1450～2000m3的驱油剂；泵注的中黏压裂液体系，同时配套加入30/50目石英砂；泵注用量为70m3、黏度为150～200mPa·s的高黏冻胶压裂液体系，同时配套加入20/40目陶粒；压裂液泵注完成后进行焖井蓄能，焖井结束后返排生产。本发明该工艺通过在压裂施工中有效控制裂缝高度，降低压裂液和增能工作液的滤失，保障增能工作液在人工裂缝中的高效流动，再对裂缝端部实施封堵，实现远井端蓄能和开井后的反向驱替。
Description
技术领域
本发明涉及一种小规模砂体油藏增能提采工艺，属于石油天然气、矿山工程等钻探设备技术领域。
背景技术
小规模砂体储层具有单井控制储量有限、砂体展布规律不清、隔夹层发育分布范围广和层间连通性差的地质特点，导致这类储层储量丰度低，开采难度大，采出程度低，整体开发效果较差。目前在针对小规模砂体油藏的开发方案中，主要采用直井衰竭式开采、水平井衰竭式开采以及单井注水吞吐开采的开发方式。虽然注水吞吐的开采方式考虑了水驱作用和人工能量补充，但其采收率并不能达到经济回报的要求。在小规模砂体加密布井强行形成注采关系，生产成本又无法得到有效控制，并且对于小规模砂体油藏来说，其横向非均质性强，单井之间也难以建立起有效注采关系，能量补充效率差。总之，在目前针对小规模砂体油藏的开发方案中，还没有形成一套适用于其高效开发的工艺方案。
发明内容
为了克服现有技术中存在的缺陷，本发明公开了一种小规模砂体油藏增能提采工艺。
本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种小规模砂体油藏增能提采工艺，包括以下步骤：
步骤S10、采用低黏线性胶压裂液体系作为增能液，设定施工排量为2m3/min，并采用数值模拟方法分别选取增能液用量为50m3、100m3、150m3、200m3、250m3、300m3和增能液粘度为5mPa·s、15mPa·s、20mPa·s、25mPa·s、30mPa·s以及焖井时间为0.5d、1d、3d、5d、7d中最优的参数用以施工；
步骤S20、在泵注低黏线性胶压裂液体系的同时配套加入40/70目石英砂、3％上浮剂和4％下沉剂；其40/70目石英砂的砂比为6％～8％，施工排量为1m3/min；
步骤S30、再以10m3/min排量泵注600～800m3的驱油剂，以提升驱油效果；
步骤S40、泵注用量为135m3、黏度为30～60mPa·s的中黏压裂液体系，同时配套加入30/50目石英砂，其30/50目石英砂的砂比为10％～20％，施工排量为3.5～4m3/min；
步骤S50、以12m3/min排量泵注850～1200m3的驱油剂，提升驱油效果；
步骤S60、泵注用量为130～170m3、黏度为150～200mPa·s的高黏冻胶压裂液体系，泵注前50％液体时配套加入20/40目陶粒，降滤失剂和暂堵剂，其20/40目陶粒的砂比为20％～25％，施工排量为4～5m3/min，泵注后50％液体时配套加入20/40目陶粒，其20/40目陶粒的砂比为25％～32％，施工排量为4～5m3/min；
步骤S70、压裂液泵注完成后进行焖井蓄能，焖井结束后返排生产。
进一步的技术方案是，所述低黏线性胶压裂液体系包括0.10％HPG、1.0％防膨剂、0.05％杀菌剂、0.3％起泡助排剂、0.2％Na2CO3。
进一步的技术方案是，所述步骤S10的数值模拟方法中使用水力压裂模型进行数值运算，得到在压裂施工过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、人工裂缝内压裂液滤失量、基质油相压力分布和基质水相饱和度分布，将上述参数作为初始参数代入焖井模型中计算得到的相关参数，再带入返排-生产模型中得到该油井的油井累积产量；最后根据油井累积产量确定最优的增能液用量、增能液粘度以及焖井时间。
进一步的技术方案是，所述数值模拟方法的具体步骤为：
(1)对耦合压裂液流动的储层滤失压裂模型进行数值求解可得到任意时间下的人工裂缝任意位置处的宽度W(x)、人工裂缝任意位置处的流体压力Pf(x)、缝内中压裂液滤失速度vv；由此可以得到，压裂施工时间t下的每个裂缝单元的宽度WL,t、每个裂缝单元的流体压力PFL,t，每个裂缝单元的滤失量QmfL,t，以及压裂施工时间t下的尖端裂缝单元内的流体压力
将每个裂缝单元的流体压力PFL,t代入下式，则可以得到压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子KIi,t；
式中：KIi,t为压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子，MPa·m1/2；
将计算得到的裂缝尖端应力强度因子KIi,t与储层岩石的断裂韧性KIC＝2MPa·m1/2进行比较；
当KIi,t≤KIC时，压裂施工时间t下的人工裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变；当KIi,t＞KIC时，人工裂缝发生扩展，裂缝长度增加，人工裂缝单元总数为nL＝nL+1，新裂缝单元的宽度为0m，新裂缝单元的滤失量为0m3/s；
将上述计算获得的t时间下每个裂缝单元处的滤失量代入储层渗流模型，获取压裂液滤失进入储层后的渗流情况；循环计算到模拟时间达到压裂施工时长t＝ta,end，进入步骤(2)；
(5)焖井模拟计算：计算焖井过程中的基质油相压力分布和基质水相饱和度分布；将步骤(1)获得的压裂结束后的每个裂缝单元的宽度、每个裂缝单元的流体压力，以及基质网格压力分布和含水饱和度分布作为初始参数代入步骤(1)进行循环计算，同时将泵注流量设置为0m3/s；计算直到焖井完成时t＝tb,end结束，此时可获得时间t＝tb,end时的人工裂缝每个裂缝单元处的流体压力每个基质网格的油相压力/>和每个基质网格的水相饱和度/>
(6)焖井结束后返排生产，将上述方法计算获得的人工裂缝单元的流体压力、基质网格的压力分布、基质网格的水相饱和度分布等参数当作返排-生产模型中的初始参数来进行模拟；数值求解得到不同时间下的人工裂缝流体压力PF、和基质油相压力Pmu以及不同时间下的人工裂缝水相饱和度SFv、基质水相饱和度Smv；由此可以获得时间tc下基质网格的水相饱和度Smv(i,j,tc)、基质网格的油相压力Pmu(i,j,tc)、人工裂缝单元的水相饱和度SFv(L,tc)、人工裂缝单元的油相压力PF(L,tc)；
(7)将时间tc＝0和时间tc下基质网格油相和水相饱和度、人工裂缝单元油相和水相饱和度代入下式，可计算得到开井生产至时间tc时的油井累积产量Q；
式中：Q为开井生产至时间t2时的油井累积产量，m3；ni,nj为基质和微裂缝网格中x方向上和y方向上的网格总数；nL为人工裂缝单元的总数；ξL为每个人工裂缝单元的长度，m；xi,j、yi,j为i，j位置处基质和微裂缝网格的长度和宽度，m；Smv(i,j,0)为油井返排-生产开始时i，j位置处基质网格的初始水相饱和度；SFv(L,0)为油井返排-生产开始时第L段人工裂缝单元的初始水相饱和度；Smv(i,j,tc)为开井生产至时间t2时i，j位置处基质网格的水相饱和度；SFv(L,tc)为开井生产至时间t2时第L段人工裂缝单元的水相饱和度。
进一步的技术方案是，所述步骤S10中最后确定出各个增能液用量、增能液粘度、焖井时间下开井生产200天时的累积产量，并计算出不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数R、不同增能液粘度下开井生产200天时的累积产量增产系数J、不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量增产系数K；选取0.10≤R≤0.45中对应最小的增能液用量为最优的增能液用量，选取0.11≤J≤0.23中对应最小的增能液粘度为最优的增能液粘度，选取0.10≤K≤0.30中对应最小的焖井时间为最优的焖井时间；
其中每个不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数R对应的增能液用量为两个增能液用量中最大的增能液用量；其中每个不同增能液粘度下开井生产200天时的累积产量增产系数J对应的增能液粘度为两个增能液粘度中最大的增能液粘度；其中每个不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量增产系数K对应的焖井时间为两个焖井时间最大的焖井时间。
进一步的技术方案是，所述不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数R、不同增能液粘度下开井生产200天时的累积产量增产系数J、不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量增产系数K的计算公式分别为：
式中：为不同泵注液量qm、qn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；R为不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数；/>为不同增能液粘度μm、μn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；J为不同增能液粘下开井生产200天时的累积产量的增产系数；/>为不同焖井时间tm、tn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；K不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量的增产系数。
进一步的技术方案是，所述耦合压裂液流动的储层滤失压裂模型包括：
考虑流体滤失的裂缝宽度模型：
式中：W(x)为裂缝宽度，m；H为裂缝高度，m；v为泊松比，无因次；E为杨氏模量，MPa；σn为水平最小主应力，MPa；Pf(x)为缝内流体压力，MPa；
式中：q(x)为缝内任意位置的流量，m3/s；μ为缝内流体黏度，mPa·s；
式中：vv为滤失速度，m/s；t为压裂施工时间，min；
流体滤失模型：
Qmf(x)＝Tmf(x)[Pf(x)-Pm(x)]
其中：
式中，Tmf为裂缝与基质间的流量流通系数，m3/(MPa·s)；Qmf为单位时间内裂缝与基质间的滤失量，m3/s；Amf为裂缝与基质的接触面积，m；kmf为裂缝与基质的平均渗透率，mD；为裂缝到裂缝所在基质网格的特征距离，m；
根据滤失模型，可以求解得到滤失速度：
裂缝延伸边界条件为：
式中：G为储层岩样的体积模量，MPa；nL为压裂施工时间t下的人工裂缝单元的总数；ξL为人工裂缝单元的长度，m。
进一步的技术方案是，所述储层渗流模型包括：
Pmc＝Pmu-Pmv
式中：φm为储层基质孔隙度，无因次；Km为基质渗透率，mD；Kmrv为基质中水相的相对渗透率，无因次；Kmru为基质中油相的相对渗透率，无因次；Smv为基质中的水相饱和度，无因次；Vb为基质单元体积，m3；μv为基质中的水相黏度，mPa·s；μu为基质中的油相黏度，mPa·s；Bv为基质中水相的体积系数，无因次；Bu为基质中油相的体积系数，无因次；Pmv、Pmu为基质中水相和油相的压力，MPa；Pmc为基质中的毛管压力，MPa；
油藏渗流初始条件：
Pmu(i,j,t)t＝0＝Pe
式中：Pe为油藏原始地层压力，MPa；i，j为网格的位置坐标；
油藏基质渗流边界条件为：
式中：Lx、Ly为分别表示储层长度和储层宽度，m。
进一步的技术方案是，所述油井返排-生产模型包括：
油藏中油-水两相渗流微分方程：
Pmc＝Pmu-Pmv
式中：KF为人工裂缝的渗透率，D；VF为人工裂缝单元的体积，m3；KFrv为人工裂缝水相和油相的相对渗透率，无量纲；Kmrv、Kmru为基质水相和油相的相对渗透率，无量纲；Km为基质的渗透率，D；Vm为基质网格的体积，m3；qFv、qFu为人工裂缝中水相和油相的源汇项，m3/s；SFv、Smv为人工裂缝和基质中水相饱和度，无量纲；φF、φm为人工裂缝、基质的孔隙度，无量纲；Pmv、Pmu为基质的水相压力和油相压力，MPa；QmFv、QmFu为主裂缝的水相和油相窜流量，m3/s；δm为基质网格是否含有人工裂缝的判断参数，当基质网格有裂缝穿过时δ＝1；当基质网格无裂缝穿过时δ＝0；t为油井返排-生产的时间，s；β为单位转换系数，取β＝0.001；
初始条件包括初始压力及初始饱和度的分布，即：
式中：为焖井施工结束时每个裂缝单元的流体压力，即油井返排-生产模拟中的人工裂缝初始压力分布，MPa；/>为焖井施工结束时每个基质网格的油相压力，即油井返排-生产模拟中基质的初始油相压力分布，MPa；
式中：为焖井施工结束时每个基质网格的水相饱和度，即油井返排-生产模拟中基质初始水相饱和度，无量纲；
内边界条件为：
PF(xw,yw,tc)＝Pwf(tc)
式中：xw、yw为油井所在网格单元的横、纵坐标值，m；pwf为井底流压，MPa；
外边界条件为：
式中：Pmv、Pmu为基质的水相压力和油相压力，MPa。
进一步的技术方案是，所述高黏冻胶压裂液体系包括0.42％HPG、1.0％防膨剂、0.05％杀菌剂、0.3％起泡助排剂、0.2％Na2CO3；所述中黏压裂液体系包括0.30％HPG、1.0％防膨剂+0.05％杀菌剂、0.3％起泡助排剂、0.2％Na2CO3。
本发明具有以下有益效果：本发明该工艺通过在压裂施工中有效控制裂缝高度，降低压裂液和增能工作液的滤失，保障增能工作液在人工裂缝中的高效流动，再对裂缝端部实施封堵，实现远井端蓄能和开井后的反向驱替。其中数值模拟方法结合嵌入式离散裂缝模型、储层双重介质模型对裂缝扩展、压裂液滤失和返排生产过程的相关参数进行模拟优化，具有较高的计算效率，能够及时指导现场施工，促进小规模砂体油藏资源的高效开发。
附图说明
图1为X井在不同泵注液量条件下的日产油量；
图2为X井在不同泵注液量条件下生产200天的累积产油量；
图3为X井在不同粘度条件下的日产油量；
图4为X井在不同粘度条件下生产200天的累积产油量；
图5为X井不同焖井时间下的日产油量；
图6为X井不同焖井时间后开井生产200天的累积产油量。
实施方式
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，包括以下步骤：
步骤1、采用低黏线性胶压裂液体系(0.10％HPG+1.0％防膨剂+0.05％杀菌剂+0.3％起泡助排剂+0.2％Na2CO3)作为增能液，施工排量为2m3/min，低排量注入低黏度线性胶，以产生较低的净压力来控制裂缝高度；
由于不同的小规模砂体储层具有不同的孔渗条件因此增能液的用量及粘度需要通过本发明中的数值模拟方法来确定；分别选取增能液用量为50m3、100m3、150m3、200m3、250m3、300m3以及增能液粘度为5mPa·s、15mPa·s、20mPa·s、25mPa·s、30mPa·s、焖井时间为0.5d，1d，3d，5d，7d进行模拟分析，选取最优的增能液用量、增能液粘度以及焖井时间用以施工；
在模拟方法中使用水力压裂模型进行数值运算，可以得到在压裂施工过程中，人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、人工裂缝内压裂液滤失量、基质油相压力分布和基质水相饱和度分布。将上述参数作为初始参数代入焖井模拟计算，得到的相关参数再带入返排-生产模型中，最终可以得到该油井的产能。
(1)水力压裂模型中人工裂缝内为单相流动。耦合压裂液流动的储层滤失压裂模型如下：
a)考虑流体滤失的裂缝宽度模型：
式中：W(x)为裂缝宽度，m；H为裂缝高度，m；v为泊松比，无因次；E为杨氏模量，MPa；σn为水平最小主应力，MPa；Pf(x)为缝内流体压力，MPa。
式中：q(x)为缝内任意位置的流量，m3/s；μ为缝内流体黏度，mPa·s。
式中：vv为滤失速度，m/s；t为压裂施工时间，min。
流体滤失模型：
裂缝延伸过程中，缝内流体不断向储层滤失，可以直观地理解为裂缝与基质储层之间存在窜流，这里直接建立裂缝与基质间的流量交换模型来模拟滤失。
Qmf(x)＝Tmf(x)[Pf(x)-Pm(x)] (4)
其中：
式中：Tmf为裂缝与基质间的流量流通系数，m3/(MPa·s)；Qmf为单位时间内裂缝与基质间的滤失量，m3/s；Amf为裂缝与基质的接触面积，m；kmf为裂缝与基质的平均渗透率，mD；为裂缝到裂缝所在基质网格的特征距离，m。
根据滤失模型，可以求解得到滤失速度：
裂缝延伸边界条件为：
式中：G为储层岩样的体积模量，MPa；nL为压裂施工时间t下的人工裂缝单元的总数；ξL为人工裂缝单元的长度，m。
对耦合压裂液流动的储层滤失压裂模型进行数值求解可得到任意时间下的人工裂缝任意位置处的宽度W(x)、人工裂缝任意位置处的流体压力Pf(x)、缝内中压裂液滤失速度vv。由此可以得到，压裂施工时间t下的每个裂缝单元的宽度WL,t、每个裂缝单元的流体压力PFL,t，每个裂缝单元的滤失量QmfL,t，以及压裂施工时间t下的尖端裂缝单元内的流体压力
将计算得到的代入下式，则可以得到压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子KIi,t。
式中：KIi,t为压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子，MPa·m1/2。
b)将计算得到的裂缝尖端应力强度因子KIi,t与储层岩石的断裂韧性KIC＝2MPa·m1/2进行比较。当KIi,t≤KIC时，压裂施工时间t下的人工裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变；当KIi,t＞KIC时，人工裂缝发生扩展，裂缝长度增加，人工裂缝单元总数为nL＝nL+1，新裂缝单元的宽度为0m，新裂缝单元的滤失量为0m3/s。
将上述计算获得的t时间下每个裂缝单元处的滤失量代入储层渗流模型，获取压裂液滤失进入储层后的渗流情况。
c)压裂过程中的储层渗流模型：
Pmc＝Pmu-Pmv (10)
式中：φm为储层基质孔隙度，无因次；Km为基质渗透率，mD；Kmrv为基质中水相的相对渗透率，无因次；Kmru为基质中油相的相对渗透率，无因次；Smv为基质中的水相饱和度，无因次；Vb为基质单元体积，m3；μv为基质中的水相黏度，mPa·s；μu为基质中的油相黏度，mPa·s；Bv为基质中水相的体积系数，无因次；Bu为基质中油相的体积系数，无因次；Pmv、Pmu为基质中水相和油相的压力，MPa；Pmc为基质中的毛管压力，MPa；
油藏渗流初始条件：
Pmu(i,j,t)|t＝0＝Pe (11)
式中：Pe为油藏原始地层压力，MPa；i，j为网格的位置坐标。
油藏基质渗流边界条件为：
式中：Lx,Ly为分别表示储层长度和储层宽度，m；
通过对以上压裂模型进行数值求解，可得到任意时间下的人工裂缝任意位置处的基质油相压力Pmu、基质水相饱和度Smv。由此可以得到压裂施工时间t下的每个基质网格的油相压力Pmui,j,t和每个基质网格的水相饱和度Smli,j,t。重复步骤(1)计算t+1时间下的每个裂缝单元的宽度WL,t+1、每个裂缝单元的流体压力PFL,t+1、每个裂缝单元的滤失量QmfL,t+1。循环计算到模拟时间达到压裂施工时长t＝ta,end，进入步骤(2)。
(2)焖井模拟计算：计算焖井过程中的基质油相压力分布和基质水相饱和度分布。将步骤(1)获得的压裂结束后的每个裂缝单元的宽度、每个裂缝单元的流体压力，以及基质网格压力分布和含水饱和度分布作为初始参数代入步骤(1)进行循环计算，同时将泵注流量设置为0m3/s。计算直到焖井完成时t＝tb,end结束，此时可获得时间t＝tb,end时的人工裂缝每个裂缝单元处的流体压力每个基质网格的油相压力/>和每个基质网格的水相饱和度/>
(3)焖井结束后返排生产，将上述方法计算获得的人工裂缝单元的流体压力、基质网格的压力分布、基质网格的水相饱和度分布等参数当作油井返排-生产过程中的初始参数来进行模拟。
a)油藏中油-水两相渗流微分方程：
Pmc＝Pmu-Pmv (19)
式中：KF为人工裂缝的渗透率，D；VF为人工裂缝单元的体积，m3；KFrv为人工裂缝水相和油相的相对渗透率，无量纲；Kmrv、Kmru为基质水相和油相的相对渗透率，无量纲；Km为基质的渗透率，D；Vm为基质网格的体积，m3；qFv、qFu为人工裂缝中水相和油相的源汇项，m3/s；SFv、Smv为人工裂缝和基质中水相饱和度，无量纲；φF、φm为人工裂缝、基质的孔隙度，无量纲；Pmv、Pmu为基质的水相压力和油相压力，MPa；QmFv、QmFu为主裂缝的水相和油相窜流量，m3/s；δm为基质网格是否含有人工裂缝的判断参数，当基质网格有裂缝穿过时δ＝1；当基质网格无裂缝穿过时δ＝0；t为油井返排-生产的时间，s；β为单位转换系数，取β＝0.001；
b)初始条件包括初始压力及初始饱和度的分布，即：
式中：为焖井施工结束时每个裂缝单元的流体压力，即油井返排-生产模拟中的人工裂缝初始压力分布，MPa；/>为焖井施工结束时每个基质网格的油相压力，即油井返排-生产模拟中基质的初始油相压力分布，MPa。
式中：为焖井施工结束时每个基质网格的水相饱和度，即油井返排-生产模拟中基质初始水相饱和度，无量纲。
c)内边界条件为：
PF(xw,yw,tc)＝Pwf(tc) (22)
式中：xw、yw为油井所在网格单元的横、纵坐标值，m；pwf为井底流压，MPa。
d)外边界条件为：
将步骤(2)中计算得到的参数当作上述油井返排-生产模型的初始条件，可以数值求解得到不同时间下的人工裂缝流体压力PF、和基质油相压力Pmu；以及不同时间下的人工裂缝水相饱和度SFv、基质水相饱和度Smv。由此可以获得时间tc下基质网格的水相饱和度Smv(i,j,tc)、基质网格的油相压力Pmu(i,j,tc)、人工裂缝单元的水相饱和度SFv(L,tc)、人工裂缝单元的油相压力PF(L,tc)。
(4)计算油井的产能。
将时间tc＝0和时间tc下基质网格油相和水相饱和度、人工裂缝单元油相和水相饱和度代入下式，可计算得到开井生产至时间tc时的油井累积产量Q。
式中：Q为开井生产至时间t2时的油井累积产量，m3；ni,nj为基质和微裂缝网格中x方向上和y方向上的网格总数；nL为人工裂缝单元的总数；ξL为每个人工裂缝单元的长度，m；xi,j、yi,j为i，j位置处基质和微裂缝网格的长度和宽度，m；Smv(i,j,0)为油井返排-生产开始时i，j位置处基质网格的初始水相饱和度；SFv(L,0)为油井返排-生产开始时第L段人工裂缝单元的初始水相饱和度；Smv(i,j,tc)为开井生产至时间t2时i，j位置处基质网格的水相饱和度；SFv(L,tc)为开井生产至时间t2时第L段人工裂缝单元的水相饱和度。
(5)应用该模拟方法，通过计算可以得到增能液在不同泵注液量、粘度和焖井时间下，油井日产量、累积产量的变化。
式中：为不同泵注液量qm、qn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；R为不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数，此时qm为对应的增能液用量；为不同增能液粘度μm、μn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；J为不同增能液粘下开井生产200天时的累积产量的增产系数，此时μm为对应的增能液粘度；/>为不同焖井时间tm、tn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；K不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量的增产系数，此时tm为对应的焖井时间；
步骤2、在泵入低黏线性胶压裂液体系的同时配套加入低密度40/70目石英砂，砂比6％～8％，施工排量为1m3/min，还加入3％上浮剂和4％下沉剂，待上浮剂上浮、下沉剂下沉以形成稳定隔板，增加隔层的应力，阻碍纵向上压裂液的流动，提高隔层的遮挡强度，从而阻止裂缝向上、下过渡延伸；
步骤3、以10m3/min排量泵注驱油剂600～800m3，提升驱油效果；
步骤4、采用中黏压裂液体系(0.30％HPG+1.0％防膨剂+0.05％杀菌剂+0.3％起泡助排剂+0.2％Na2CO3)，压裂液135m3，黏度为30～60mPa·s，配套加入低密度30/50目石英砂，砂比10％～20％，施工排量为3.5～4m3/min，造缝的同时进一步控制缝高。
步骤5、以12m3/min排量泵注驱油剂850～1200m3，提升驱油效果。
步骤6、采用高黏冻胶压裂液体系(0.42％HPG+1.0％防膨剂+0.05％杀菌剂+0.3％起泡助排剂+0.2％Na2CO3)，压裂液70m3，黏度为150～200mPa·s，配套加入20/40目陶粒，砂比25％～32％，施工排量为4～5m3/min，形成高导流裂缝，增大造缝体积，提高裂缝导流能力，期间使用降滤失剂暂时封堵部分孔道，降低工作液的滤失，确保主裂缝延伸和发育的同时，将大量液体泵注到裂缝远端蓄积弹性能量，以达到给储层补充弹性能量的目的。在此次压裂液泵注完成后，为避免人工裂缝直接连通增能区，防止增能工作液沿人工裂缝通道返回，保证增能工作液的裂缝远端扩散，在裂缝中部实行暂堵，从而实现储层深部的能量补充和开井后的反向驱替。
在此阶段泵注暂堵剂后，为使暂堵剂尽可能进入裂缝中部位置形成暂堵，再次采用高黏冻胶压裂液体系(0.42％HPG+1.0％防膨剂+0.05％杀菌剂+0.3％起泡助排剂+0.2％Na2CO3)，压裂液50～100m3，黏度为150～200mPa·s，配套加入20/40目陶粒，砂比25％～32％，施工排量为4～5m3/min，使得泵入的液体可以有效蓄积在裂缝远端的基质中；
步骤7、压裂液泵注完成后进行焖井蓄能，使储层中蓄积的能量在远井端缓慢向基质中扩散，补充地层能量起到增能的核心作用，焖井结束后返排生产。
实施例
以某油田X井为例，该井井段砂体规模小、储层物性较差，存在较厚且分布不规律的隔夹层，具有层间连通性差和薄多散杂的地质特点。在该井的前期开发实践中，针对其小规模砂体储层，采用了衰竭式的开发方式，但其采收率较低，并不能达到经济回报的要求。因此以X井的特点为例，运用本发明的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，得到了较好的开发效果。在压裂施工过程中采用不同的压裂液黏度，在控制缝高的同时实现充分造缝和施工安全。按照本发明分别对X井增能液用量为50m3、100m3、150m3、200m3、250m3、300m3，增能液粘度为5mPa·s、15mPa·s、20mPa·s、25mPa·s、30mPa·s，焖井时间为0.5d，1d，3d，5d，7d进行模拟分析，得到了压裂施工工艺参数变化对油井产能的影响如图1-6所示，在地层原始压力状态下，油井生产首先经历了小幅度的上升，抵达12m3/d的生产最大值之后，快速下降到4m3/d，而后逐渐下降至2m3/d，并维持2m3/d左右生产，但整体日产油量较低；在生产第200天时使用该增能提采工艺，油井生产首先经历了大幅度的产量上升阶段，在增产抵达峰值之后，油井日产油量开始衰减，这是由于短期内的油井产能迅速提升的同时，使得油井和裂缝附近的能量供应出现亏空，从而使得产能快速下降。在降低至一定程度后，油井日产油量衰减开始变慢，并且整体产能要高于地层原始压力状态下的生产，这也说明了增能提采工艺对油井的生产是起到了提升作用。
由图1可以看出随着泵注增能液液量的不同，油井后期日产量呈现出的趋势大致相同，虽然泵注200m3和250m3增能液的日产量略高于泵注150m3，但三者日产量的差距较小，由图2可以看出随着泵注液量的变化，油井后期累积产量呈现出缓慢上升的趋势，虽然泵注200m3和250m3增能液的累积产量略高于150m3，但三者累积产量的差距不大，并且呈现一个缩小的趋势，且泵注150m3增能液时的R值为0.25在参考范围内，所以优选泵注增能液150m3。
由图3可以看出随着增能液的粘度的不同，油井后期日产量呈现出的趋势大致相同，虽然增能液粘度为25mPa·s和30mPa·s时的日产量略高于20mPa·s，但三者日产量的差距较小，由图4可以看出随着增能液粘度的变化，油井后期累积产量呈现出缓慢上升的趋势，虽然增能液粘度为25mPa·s和30mPa·s时的累积产量略高于20mPa·s，但三者累积产量的差距不大，并且呈现一个缩小的趋势，且增能液粘度为20mPa·s时的J值为0.25在参考范围内，所以优选增能液粘度为20mPa·s。
由图5可以看出随着焖井时间的变化，油井后期日产量呈现出的趋势大致相同，虽然焖井5天和7天的产量略高于3天，但三者日产量的差距较小，由图6可以看出随着焖井时间的变化，油井后期累积产量呈现出上升的趋势，虽然焖井5天和7天的累积产量略高于3天，但三者累积产量的差距不大，并且呈现一个缩小的趋势，且焖井时间为20mPa·s时的K值为0.20在参考范围内，所以优选焖井3天。
综合考虑，本次增能液的泵注液量设定为150m3、黏度为20mPa·s。此次施工总液量共计2300m3，陶粒45m3，上浮剂4.5m3，下沉剂5.5m3。泵注完成后对该井实施焖井蓄压，焖井结束后返排生产。
在进行开发施工后，地层压力在注入流体作用下升高，从而提升油藏的弹性能量。油藏弹性能量的提升，能够对孔隙内流体进行有效的排驱，并使得油井获得好的生产效果。
由此可见，本发明可以有效的提升小规模砂体油藏单井产量，优化增能提采工艺的施工参数，有助于施工方案的优选和优化，对实现小规模砂体油藏的降本增效开发具有一定指导意义。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (8)
1.一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S10、采用低黏线性胶压裂液体系作为增能液，设定施工排量为2m3/min，并采用数值模拟方法分别选取增能液用量为50m3、100m3、150m3、200m3、250m3、300m3和增能液黏度为5mPa·s、15mPa·s、20mPa·s、25mPa·s、30mPa·s以及焖井时间为0.5d、1d、3d、5d、7d中最优的参数用以施工；
步骤S20、在泵注低黏线性胶压裂液体系的同时配套加入40/70目石英砂、3％上浮剂和4％下沉剂；其40/70目石英砂的砂比为6％～8％，施工排量为1m3/min；
步骤S30、再以10m3/min排量泵注600～800m3的驱油剂，以提升驱油效果；
步骤S40、泵注用量为135m3、黏度为30～60mPa·s的中黏压裂液体系，同时配套加入30/50目石英砂，其30/50目石英砂的砂比为10％～20％，施工排量为3.5～4m3/min；
步骤S50、以12m3/min排量泵注850～1200m3的驱油剂，提升驱油效果；
步骤S60、泵注用量为130～170m3、黏度为150～200mPa·s的高黏冻胶压裂液体系，泵注前50％液体时配套加入20/40目陶粒，降滤失剂和暂堵剂，其20/40目陶粒的砂比为20％～25％，施工排量为4～5m3/min，泵注后50％液体时配套加入20/40目陶粒，其20/40目陶粒的砂比为25％～32％，施工排量为4～5m3/min；
步骤S70、压裂液泵注完成后进行焖井蓄能，焖井结束后返排生产；
所述步骤S10的数值模拟方法中使用水力压裂模型进行数值运算，得到在压裂施工过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、人工裂缝内压裂液滤失量、基质油相压力分布和基质水相饱和度分布，将上述参数作为初始参数代入焖井模型中计算得到的相关参数，再带入返排-生产模型中得到油井累积产量；最后根据油井累积产量确定最优的增能液用量、增能液黏度以及焖井时间；
所述数值模拟方法的具体步骤为：
(1)对耦合压裂液流动的储层滤失压裂模型进行数值求解可得到任意时间下的人工裂缝任意位置处的宽度W(x)、人工裂缝任意位置处的流体压力Pf(x)、缝内中压裂液滤失速度vv；由此可以得到，压裂施工时间t下的每个裂缝单元的宽度WL,t、每个裂缝单元的流体压力PFL,t，每个裂缝单元的滤失量QmfL,t，以及压裂施工时间t下的尖端裂缝单元内的流体压力
将每个裂缝单元的流体压力PFL,t代入下式，则可以得到压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子KIi,t；
式中：KIi,t为压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子，MPa·m1/2；
将计算得到的裂缝尖端应力强度因子KIi,t与储层岩石的断裂韧性KIC＝2MPa·m1/2进行比较；
当KIi,t≤KIC时，压裂施工时间t下的人工裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变；当KIi,t＞KIC时，人工裂缝发生扩展，裂缝长度增加，人工裂缝单元总数为nL＝nL+1，新裂缝单元的宽度为0m，新裂缝单元的滤失量为0m3/s；
将上述计算获得的t时间下每个裂缝单元处的滤失量代入储层渗流模型，获取压裂液滤失进入储层后的渗流情况；循环计算到模拟时间达到压裂施工时长t＝ta,end，进入步骤(2)；
(2)焖井模拟计算：计算焖井过程中的基质油相压力分布和基质水相饱和度分布；将步骤(1)获得的压裂结束后的每个裂缝单元的宽度、每个裂缝单元的流体压力，以及基质网格压力分布和含水饱和度分布作为初始参数代入步骤(1)进行循环计算，同时将泵注流量设置为0m3/s；计算直到焖井完成时t＝tb,end结束，此时可获得时间t＝tb,end时的人工裂缝每个裂缝单元处的流体压力每个基质网格的油相压力/>和每个基质网格的水相饱和度/>
(3)焖井结束后返排生产，将上述方法计算获得的人工裂缝单元的流体压力、基质网格的压力分布、基质网格的水相饱和度分布等参数当作返排-生产模型中的初始参数来进行模拟；数值求解得到不同时间下的人工裂缝流体压力PF、和基质油相压力Pmu以及不同时间下的人工裂缝水相饱和度SFv、基质水相饱和度Smv；由此可以获得时间tc下基质网格的水相饱和度Smv(i,j,tc)、基质网格的油相压力Pmu(i,j,tc)、人工裂缝单元的水相饱和度SFv(L,tc)、人工裂缝单元的油相压力PF(L,tc)；
(4)将时间tc＝0和时间tc下基质网格油相和水相饱和度、人工裂缝单元油相和水相饱和度代入下式，可计算得到开井生产至时间tc时的油井累积产量Q；
式中：Q为开井生产至时间t2时的油井累积产量，m3；ni,nj为基质和微裂缝网格中x方向上和y方向上的网格总数；nL为人工裂缝单元的总数；ξL为每个人工裂缝单元的长度，m；xi,j、yi,j为i，j位置处基质和微裂缝网格的长度和宽度，m；Smv(i,j,0)为油井返排-生产开始时i，j位置处基质网格的初始水相饱和度；SFv(L,0)为油井返排-生产开始时第L段人工裂缝单元的初始水相饱和度；Smv(i,j,tc)为开井生产至时间t2时i，j位置处基质网格的水相饱和度；SFv(L,tc)为开井生产至时间t2时第L段人工裂缝单元的水相饱和度。
2.根据权利要求1所述的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，所述低黏线性胶压裂液体系包括0.10％HPG、1.0％防膨剂、0.05％杀菌剂、0.3％起泡助排剂、0.2％Na2CO3。
3.根据权利要求1所述的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，所述步骤S10中最后确定出各个增能液用量、增能液黏度、焖井时间下开井生产200天时的累积产量，并计算出不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数R、不同增能液黏度下开井生产200天时的累积产量增产系数J、不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量增产系数K；选取0.10≤R≤0.45中对应最小的增能液用量为最优的增能液用量，选取0.11≤J≤0.23中对应最小的增能液黏度为最优的增能液黏度，选取0.10≤K≤0.30中对应最小的焖井时间为最优的焖井时间；
其中每个不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数R对应的增能液用量为两个增能液用量中最大的增能液用量；其中每个不同增能液黏度下开井生产200天时的累积产量增产系数J对应的增能液黏度为两个增能液黏度中最大的增能液黏度；其中每个不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量增产系数K对应的焖井时间为两个焖井时间中最大的焖井时间。
4.根据权利要求3所述的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，所述不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数R、不同增能液黏度下开井生产200天时的累积产量增产系数J、不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量增产系数K的计算公式分别为：
式中：为不同泵注液量qm、qn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；R为不同增能液用量下开井生产200天时的累积产量增产系数；/>为不同增能液黏度μm、μn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；J为不同增能液粘下开井生产200天时的累积产量的增产系数；/>为不同焖井时间tm、tn条件下开井生产200天时的累积产量，m3；K不同焖井时间下开井生产200天时的累积产量的增产系数。
5.根据权利要求1所述的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，所述耦合压裂液流动的储层滤失压裂模型包括：
考虑流体滤失的裂缝宽度模型：
式中：W(x)为裂缝宽度，m；H为裂缝高度，m；v为泊松比，无因次；E为杨氏模量，MPa；σn为水平最小主应力，MPa；Pf(x)为缝内流体压力，MPa；
式中：q(x)为缝内任意位置的流量，m3/s；μ为缝内流体黏度，mPa·s；
式中：vv为滤失速度，m/s；t为压裂施工时间，min；
流体滤失模型：
Qmf(x)＝Tmf(x)[Pf(x)-Pm(x)]
其中：
式中，Tmf为裂缝与基质间的流量流通系数，m3/(MPa·s)；Qmf为单位时间内裂缝与基质间的滤失量，m3/s；Amf为裂缝与基质的接触面积，m；kmf为裂缝与基质的平均渗透率，mD；为裂缝到裂缝所在基质网格的特征距离，m；
根据滤失模型，可以求解得到滤失速度：
裂缝延伸边界条件为：
式中：G为储层岩样的体积模量，MPa；nL为压裂施工时间t下的人工裂缝单元的总数；ξL为人工裂缝单元的长度，m。
6.根据权利要求1所述的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，所述储层渗流模型包括：
Pmc＝Pmu-Pmv
式中：φm为储层基质孔隙度，无因次；Km为基质渗透率，mD；Kmrv为基质中水相的相对渗透率，无因次；Kmru为基质中油相的相对渗透率，无因次；Smv为基质中的水相饱和度，无因次；Vb为基质单元体积，m3；μv为基质中的水相黏度，mPa·s；μu为基质中的油相黏度，mPa·s；Bv为基质中水相的体积系数，无因次；Bu为基质中油相的体积系数，无因次；Pmv、Pmu为基质中水相和油相的压力，MPa；Pmc为基质中的毛管压力，MPa；
油藏渗流初始条件：
Pmu(i,j,t)|t＝0＝Pe
式中：Pe为油藏原始地层压力，MPa；i，j为网格的位置坐标；
油藏基质渗流边界条件为：
式中：Lx、Ly为分别表示储层长度和储层宽度，m。
7.根据权利要求1所述的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，所述油井返排-生产模型包括：
油藏中油-水两相渗流微分方程：
Pmc＝Pmu-Pmv
式中：KF为人工裂缝的渗透率，D；VF为人工裂缝单元的体积，m3；KFrv为人工裂缝水相和油相的相对渗透率，无量纲；Kmrv、Kmru为基质水相和油相的相对渗透率，无量纲；Km为基质的渗透率，D；Vm为基质网格的体积，m3；qFv、qFu为人工裂缝中水相和油相的源汇项，m3/s；SFv、Smv为人工裂缝和基质中水相饱和度，无量纲；φF、φm为人工裂缝、基质的孔隙度，无量纲；Pmv、Pmu为基质的水相压力和油相压力，MPa；QmFv、QmFu为主裂缝的水相和油相窜流量，m3/s；δm为基质网格是否含有人工裂缝的判断参数，当基质网格有裂缝穿过时δ＝1；当基质网格无裂缝穿过时δ＝0；t为油井返排-生产的时间，s；β为单位转换系数，取β＝0.001；
初始条件包括初始压力及初始饱和度的分布，即：
式中：为焖井施工结束时每个裂缝单元的流体压力，即油井返排-生产模拟中的人工裂缝初始压力分布，MPa；/>为焖井施工结束时每个基质网格的油相压力，即油井返排-生产模拟中基质的初始油相压力分布，MPa；
式中：为焖井施工结束时每个基质网格的水相饱和度，即油井返排-生产模拟中基质初始水相饱和度，无量纲；
内边界条件为：
PF(xw,yw,tc)＝Pwf(tc)
式中：xw、yw为油井所在网格单元的横、纵坐标值，m；pwf为井底流压，MPa；
外边界条件为：
式中：Pmv、Pmu为基质的水相压力和油相压力，MPa。
8.根据权利要求1所述的一种小规模砂体油藏增能提采工艺，其特征在于，所述高黏冻胶压裂液体系包括0.42％HPG、1.0％防膨剂、0.05％杀菌剂、0.3％起泡助排剂、0.2％Na2CO3；所述中黏压裂液体系包括0.30％HPG、1.0％防膨剂+0.05％杀菌剂、0.3％起泡助排剂、0.2％Na2CO3。
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2023
- 2023-03-21 CN CN202310275858.8A patent/CN116084906B/zh active Active
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| 致密油水平井缝网增能重复压裂技术实践;何海波;;特种油气藏(第04期);全文 * |
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