CN106246150A - 一种油田压裂改造方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种油田压裂改造方法。该方法根据储层润湿性选出驱油活性水，利用模拟软件计算出有效驱替压力系统的裂缝间距和避免应力干扰的最小裂缝间距，并结合优化得到最优裂缝间距；进行水平井第一段加支撑剂的常规压裂改造和第二段不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造，并对后续井段交替进行两种压裂工艺，压裂结束后，关井待裂缝闭合后放喷生产。本发明采用细分切割压裂改造与压裂裂缝缝间驱替相结合，将传统的井间长距离驱替转变为同井同层的缝间短距离驱替，利于驱替压力系统的建立，能够大幅提高采收率；由于支撑剂和压裂液冻胶用量的大幅降低，使得压裂改造成本大幅降低，为低渗、致密储量有质量、有效益开发提供了一种重要方法。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，涉及一种油田压裂改造方法。
背景技术
低渗、致密储层已成为我国最现实和最重要的油气资源接替领域，借鉴北美页岩气“水平井+体积压裂改造”技术，我国已成功实现松辽盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地等致密油区块的有效开发，建立了200万吨的产能规模。但此类储层的开发面临着产量递减快(3年产量递减达85％)、采收率低(自然能量采出程度5％-8％)、开发成本高等瓶颈难题。
目前，对于低渗致密储层的开发采用的技术措施主要有三种：(1)采用水平井分段压裂结合注水开发模式基本解决了低渗、特低渗透油藏保压、驱油的问题。如“特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价”(曾保全，程林松，李春兰等，石油学报，2010.31(5)：791-796)，分析了水平井分段压裂结合直井注水实现特低渗透储层的开发模式。低渗致密储层由于井网、井距过大(普遍超过100m)的问题，有效驱替压力系统难以有效建立，常规注水开发效果差，且开发成本高。(2)是采用压裂增能，利用渗吸置换提高采收率等方法，如公开号为CN 105134158A的专利申请公开了通过水平井体积压裂改造形成复杂裂缝网络，通过优化驱油置换功能的压裂液体系，然后发挥压裂液与地层巨大的接触面积的优势，利用渗吸置换实现提高储层采收率的技术方案，但该技术的成功需要建立在能够形成复杂裂缝的基础之上，对于裂缝发育程度较低的储层，压裂液进入储层后返排量大、返排速率快与储层基础面积小，该技术所发挥的效果就大打折扣。(3)采用注CO2吞吐提高采收率，如“致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳吞吐物理模拟”(杨正明、刘学伟、张仲宏等，石油勘探与开发，2015，36(6)：724-729)一文所公开的技术方案，研究通过二氧化碳吞吐方式提高采收率的方法，研究表明该方法比弹性驱采出程度提高12.5％，但该方法同样存在缺陷，在“二氧化碳驱储集层堵塞机理实验分析”(周拓、刘学伟、杨正明等，石油勘探与开发，2015,42(4))一文中，研究表明二氧化碳与原油接触后发生萃取现象，将原油中的轻质组分萃取以后，让重质组分沉积在储层中堵塞孔吼，造成储层渗流能力降低，会影响后期的开发效果。
综上所述，对于天然裂缝不发育，体积压裂难以形成复杂裂缝的储层，如何提高产量、提高采收率，同时降低开发成本是本领域亟待解决的瓶颈难题。
发明内容
为了解决目前天然裂缝不发育的低渗、致密储层压裂改造采收率低、成本高的难题，本发明的目的在于提供一种油田压裂改造方法，能够通过压裂改造和压裂裂缝间储能驱替相结合，将传统的井间长距离驱替转变为缝间短距离驱替，从而实现同井压裂-注水-驱替-采油的一体化、同步化。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一种油田压裂改造方法，其包括以下步骤：
步骤一、根据储层的润湿性特征，选择出具有提高岩心基质有效渗透率且同时具备洗油、润湿性改变功能的驱油活性水；
步骤二、根据储层的物性和流度特征，采用步骤一中的驱油活性水，利用油藏数值模拟软件CMG和/或Eclipse计算出能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距；
步骤三、根据储层的岩石力学参数和地应力参数，采用步骤一中的驱油活性水，利用水力压裂优化设计软件StimPlan计算出避免应力干扰的最小裂缝间距；
步骤四、将步骤二中计算的能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距和步骤三中计算的避免应力干扰的最小裂缝间距结合优化得到最优裂缝间距；
步骤五、采用单段细分切割改造模式对水平井第一段进行加支撑剂的常规压裂改造，形成具有高导流能力的裂缝；
步骤六、采用步骤一中的驱油活性水，按照步骤二、步骤三和步骤四计算方法，计算出水平井第二段的最优裂缝间距；接着采用与第一段改造相同的单段细分切割改造模式对水平井第二段进行不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造，大幅提高缝内压力且减少缝内流体的返排；然后采用步骤一中的驱油活性水，按照步骤二、步骤三和步骤四的计算方法，计算出水平井后续井段的最优裂缝间距；对后续井段按照加支撑剂的常规压裂改造和不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造两种工艺依序交替进行，直至压裂结束，且确保最终改造段为加支撑剂的常规压裂改造；
步骤七、压裂结束后进行关井处理，待压裂裂缝闭合后，控制油嘴进行放喷生产。
上述油田压裂改造方法中，优选地，所述支撑剂可以为陶粒支撑剂。
上述油田压裂改造方法中，优选地，所述陶粒支撑剂的粒度可以为20-70目。
上述油田压裂改造方法中，优选地，在步骤四中，结合优化的方法为：当计算得到的能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距小于避免应力干扰的最小裂缝间距时，以能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距作为最优裂缝间距；当计算得到的能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距大于避免应力干扰的最小裂缝间距时，以避免应力干扰的最小裂缝间距作为最优裂缝间距。
上述油田压裂改造方法中，在步骤一中，储层润湿性主要包括水湿、混合润湿和油湿，若储层为水湿则主要通过向储层中加入表面活性剂降低油水界面张力，降低流动阻力，以利于注采压力系统的建立，优选的驱油活性水为烷基磺酸盐型表面活性剂，若储层为混合润湿或油湿，则需要加入能够改变岩石润湿性的表面活性剂，实现润湿反转，提高渗吸置换效率，优选的驱油活性水为甜菜碱性表面活性剂。
上述油田压裂改造方法中，在步骤二中，储层的物性即为储层的有效渗透率；储层的流度即为储层的有效渗透率与流体粘度的比值。
上述油田压裂改造方法中，在步骤三中，储层的岩石力学参数主要包括泊松比和杨氏模量等；储层的地应力参数主要包括最小水平主应力和水平应力差等。
上述油田压裂改造方法中，优选地，所述驱油活性水可以为表面活性剂和/或纳米颗粒的溶液。
上述油田压裂改造方法中，表面活性剂可以是常规的表面活性剂，优选地，所述表面活性剂可以包括甜菜碱型表面活性剂和/或烷基磺酸盐型表面活性剂。
上述油田压裂改造方法中，优选地，所述纳米颗粒可以包括碳纳米颗粒和/或硅纳米颗粒，所述纳米颗粒粒径可以为5-80nm。
上述油田压裂改造方法中，优选地，所述关井处理的时间以加支撑剂的常规压裂改造段的支撑剂不回流为标准。
上述油田压裂改造方法中，优选地，所述加支撑剂的常规压裂改造可以包括冻胶加砂压裂改造、驱油活性水结合冻胶加砂压裂改造或线性胶结合冻胶加砂压裂改造。
上述油田压裂改造方法中，优选地，所述单段细分切割改造模式采用的完井工具为固井套管滑套类的完井工具，可以包括压力平衡滑套结合带底封的连续油管完井工具或智能控制投球滑套完井工具。
上述油田压裂改造方法中，所采用的完井工具均为本领域常规使用的完井工具。
上述油田压裂改造方法中，所述单段细分切割改造模式为水平井多级改造中每级只改造一条裂缝的改造模式。
上述油田压裂改造方法中，优选地，进行所述不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造时，大幅提高缝内压力的要求为缝内压力达到原始地层压力的1.1-1.3倍。
上述油田压裂改造方法中，优选地，进行所述不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造时，减少缝内流体的返排的工具采用可开关滑套工具，在压裂改造结束后，将可开关滑套关闭，或者对改造段注入暂堵剂封堵裂缝；优选地，所述暂堵剂为油溶性树脂类暂堵剂。
上述油田压裂改造方法中，优选地，进行所述不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造时，在无法使用可开关滑套工具或暂堵剂封堵的情况下，减少缝内流体的返排的方法为增加步骤七中关井处理时间，确保大规模驱油活性水注入阶段的裂缝闭合。
上述油田压裂改造方法中，在进行压裂改造时，要求水平井第一段和最后一段改造均进行加支撑剂的水力压裂改造，以便充分发挥裂缝间驱替的效果。
上述油田压裂改造方法中，最优裂缝间距是综合考虑储层的渗流场干扰和应力场干扰。
本发明的油田压裂改造方法通过压裂改造和压裂裂缝间储能驱替相结合，将传统的井间长距离驱替转变为缝间短距离驱替，实现同井压裂-注水-驱替-采油的一体化、同步化。能够提高低渗、致密储层压裂改造效果及采收率。
本发明提供的油田压裂改造方法具有以下优点：
(1)采用细分切割压裂改造与压裂裂缝缝间驱替相结合，将传统的井间长距离驱替(＞100m)转变为同井同层的缝间短距离驱替(＜40m)，有利于驱替压力系统的建立，能够大幅提高采收率；
(2)采用加支撑剂的常规压裂改造和不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造相结合的改造方法，大幅度降低了支撑剂的用量；采用大量驱油活性水代替冻胶压裂液，采用同井缝间建立驱替压力系统代替注采井网，均能大幅降低开发成本，为低渗、致密储层有质量、有效率开发提供了一种重要方法。
附图说明
图1为实施例中优化驱油活性水提高驱替效率示意图；
图2为实施例中不同表面活性剂洗油效果柱状图；
图3为实施例中能够实现缝间驱替的段间距优化示意图；
图4为实施例中水平井裂缝应力干扰优化裂缝间距示意图(左图裂缝间距30m，右图裂缝间距40m)；
图5为实施例中水平井细分切割压裂裂缝缝间驱替示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。下述实施例中所使用的实验试剂和实验方法如无特殊说明，均为本领域常规试剂和常规方法。
实施例
本实施例提供了一种油田压裂改造方法，以某井(该井储层为天然裂缝不发育的低渗、致密储层)为例进行缝间驱替压裂改造，其包括以下步骤：
步骤一、通过对岩心润湿性测试表明本井的储层为混合润湿特征，通过实验测试优选了能够有效降低界面张力减小流体渗流阻力，又能实现润湿性改变的甜菜碱型两性表面活性剂，同时为了提高驱油效率加入无机盐NaCl(加入量根据实际情况适当调整)，作为驱油活性水。如图1所示，加入驱油活性水后，流体驱替距离大幅增加。
图2给出了不同类型表面活性剂以及纳米颗粒的洗油效率，其中阳离子表面活性剂为季铵性表面活性剂、阴离子表面活性剂为烷基磺酸盐性表面活性剂、两性表面活性剂为甜菜碱性表面活性剂、纳米微乳为硅纳米材料或碳纳米材料、盐为KCl或NaCl。
步骤二、本井为致密油气藏，储层的渗透率为0.2mD和流度为0.1mD/mPa·s，启动压力梯度0.1MPa/m，采用步骤一中的驱油活性水，利用CMG油藏数值模拟软件计算出有效驱替压力系统的裂缝间距；如图3所示，对于渗透率0.2mD储层能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距为30m。
步骤三、根据本井储层的岩石力学参数：杨氏模量30000MPa，泊松比0.21；地应力参数：最小水平主应力55MPa、水平应力差8MPa；施工参数：注液规模步骤一优化的驱油活性水1200m3、冻胶压裂液600m3，加砂50m3，施工排量6m3/min，利用水力压裂优化设计软件StimPlan计算出避免应力干扰的最小裂缝间距；本实施例中，计算的避免应力干扰的最小裂缝间距为35m。
步骤四、如图4所示，考虑到建立有效驱替压力系统的裂缝间距为30m，小于避免应力干扰的最小裂缝间距35m，因此，综合步骤二和步骤三得到的裂缝间距，优化得到最优裂缝间距为30m，同时驱油活性水阶段压裂液规模1100m3、施工排量5m3/min。
步骤五、采用单段细分切割改造模式，所采用的完井工具为压力平衡滑套结合带底封的连续油管完井工具，对水平井第一段进行加陶瓷支撑剂(粒度规格为20-40目)的常规压裂改造(施工参数：步骤一中的驱油活性水1100m3、冻胶压裂液600m3，加砂50m3，施工排量5-6m3/min)，形成具有高导流能力的裂缝，本实施例中，裂缝导流能力达到30D·cm。
步骤六、采用步骤一中的驱油活性水，按照步骤二、步骤三和步骤四计算方法，计算出水平井第二段最优裂缝间距，本实施例中，计算的最优裂缝间距为30m；接着采用单段细分切割改造模式对水平井第二段进行不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造，单段驱油活性水注液量为1100m3，大幅提高缝内压力至缝内压力达原始地层压力的1.16倍，且压裂后要求缝内驱油活性水不返排或少返排；然后对后续井段按照加陶瓷支撑剂(粒度规格为20-40目)的常规压裂改造和不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造两种工艺依序交替进行，直至压裂结束，且确保最终改造段为加支撑剂的常规压裂改造，以便充分发挥缝间驱替的效果。
步骤七、压裂结束后进行一段时间的关井处理，采用可开关滑套进行驱油活性水改造段封堵井，注入油溶性树脂类暂堵剂，其关井时间主要根据加陶瓷支撑剂压裂改造段陶瓷支撑剂不回流为标准，待冻胶压裂液破胶后开始返排，设定时间为4h，同时要求在生产阶段油嘴控制在2mm左右，采用保压生产，避免大生产压差对地层的应力敏感伤害以及造成地层原油脱气影响后期生产，生产过程如图5所示。图5为水平井细分切割压裂裂缝缝间驱替示意图，其中，图中黑色是陶瓷支撑剂压裂裂缝，白色为驱油活性水压裂裂缝。
采用本实施实例提供的一种低渗、致密储层密切割压裂缝间驱替提高采收率的技术方法，在保证压后初始产量近视的情况下，由于驱替压裂系统的建立能够提高采收率6％-8％，同时由于支撑剂和压裂液冻胶用量的大幅降低，使得压裂改造成本大幅降低，为低渗、致密储量有质量、有效益开发提供了一种重要方法。
综上所述，本发明提供的油田压裂改造方法，采用细分切割压裂改造与压裂裂缝缝间驱替相结合，将传统的井间长距离驱替转变为同井同层的缝间短距离驱替，有利于驱替压力系统的建立，能够大幅提高采收率；同时由于支撑剂和压裂液冻胶用量的大幅降低，使得压裂改造成本大幅降低，为低渗、致密储量有质量、有效益开发提供了一种重要方法。
Claims (10)
1.一种油田压裂改造方法，其包括以下步骤：
步骤一、根据储层的润湿性特征，选择出具有提高岩心基质有效渗透率且同时具备洗油、润湿性改变功能的驱油活性水；
步骤二、根据储层的物性和流度特征，采用步骤一中的驱油活性水，利用油藏数值模拟软件CMG和/或Eclipse计算出能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距；
步骤三、根据储层的岩石力学参数和地应力参数，采用步骤一中的驱油活性水，利用水力压裂优化设计软件StimPlan计算出避免应力干扰的最小裂缝间距；
步骤四、将步骤二中计算的能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距和步骤三中计算的避免应力干扰的最小裂缝间距结合优化得到最优裂缝间距；
步骤五、采用单段细分切割改造模式对水平井第一段进行加支撑剂的常规压裂改造，形成具有高导流能力的裂缝；
步骤六、采用步骤一中的驱油活性水，按照步骤二、步骤三和步骤四计算方法，计算出水平井第二段的最优裂缝间距；接着采用与第一段改造相同的单段细分切割改造模式对水平井第二段进行不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造，大幅提高缝内压力且减少缝内流体的返排；然后采用步骤一中的驱油活性水，按照步骤二、步骤三和步骤四的计算方法，计算出水平井后续井段的最优裂缝间距；对后续井段按照加支撑剂的常规压裂改造和不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造两种工艺依序交替进行，直至压裂结束，且确保最终改造段为加支撑剂的常规压裂改造；
步骤七、压裂结束后进行关井处理，待压裂裂缝闭合后，控制油嘴进行放喷生产。
2.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于：所述支撑剂为陶粒支撑剂；优选地，所述陶粒支撑剂的粒度为20-70目。
3.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于，在步骤四中，结合优化的方法为：当计算得到的能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距小于避免应力干扰的最小裂缝间距时，以能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距作为最优裂缝间距；当计算得到的能够建立有效驱替压力系统的裂缝间距大于避免应力干扰的最小裂缝间距时，以避免应力干扰的最小裂缝间距作为最优裂缝间距。
4.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于：所述驱油活性水为表面活性剂和/或纳米颗粒的溶液；
优选地，所述表面活性剂包括甜菜碱型表面活性剂和/或烷基磺酸盐型表面活性剂；优选地，所述纳米颗粒包括碳纳米颗粒和/或硅纳米颗粒，所述纳米颗粒粒径为5-80nm。
5.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于：所述关井处理的时间以加支撑剂的常规压裂改造段的支撑剂不回流为标准。
6.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于：所述加支撑剂的常规压裂改造包括冻胶加砂压裂改造、驱油活性水结合冻胶加砂压裂改造或线性胶结合冻胶加砂压裂改造。
7.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于：所述单段细分切割改造模式采用的完井工具为固井套管滑套类的完井工具，包括压力平衡滑套结合带底封的连续油管完井工具或智能控制投球滑套完井工具。
8.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于：进行所述不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造时，大幅提高缝内压力的要求为缝内压力达到原始地层压力的1.1-1.3倍。
9.根据权利要求1所述的油田压裂改造方法，其特征在于：进行所述不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造时，减少缝内流体的返排的工具采用可开关滑套工具；在压裂改造结束后，将可开关滑套关闭，或者对改造段注入暂堵剂封堵裂缝；优选地，所述暂堵剂为油溶性树脂类暂堵剂。
10.根据权利要求9所述的油田压裂改造方法，其特征在于：进行所述不加支撑剂的大规模驱油活性水压裂改造时，在无法使用可开关滑套工具或暂堵剂封堵的情况下，减少缝内流体的返排的方法为增加步骤七中关井处理的时间，确保大规模驱油活性水注入阶段的裂缝闭合。
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