CN105332678A - 一种注气吞吐的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种注气吞吐的方法。该方法能够改善多级压裂水平井的注气吞吐效果，其根据区块地质研究成果和水平井压裂裂缝位置，通过工艺措施，将压裂裂缝分成两组，一组进行注气吞吐，另一组进行生产，形成储层中既有驱替作用又有吞吐作用的新的开发方式，从而达到加强基质原油与所注气体间的相互作用，提高注气采收率的目的。本方法对低渗特低渗油藏多级压裂水平井补充能量具有很好的指导作用。

Description

一种注气吞吐的方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，涉及一种注气吞吐的方法。

背景技术

随着能源需求逐年攀升，近年来油价持续高位运行。为了满足全球对能源的需求，利用多级压裂水平井，许多低渗超低渗油气藏相继投入开发，比如我国鄂尔多斯盆地红河油田，加拿大布拉佐(Brazeau)油田等。

一般而言，多级压裂水平井增大了单井的控制储量，降低了近井地带的渗流阻力，从而提高区块开发效果。根据美国经验，多级压裂水平井日均产量和最终累积产量是直井的5-7倍，产油速度是直井的10倍，而成本仅是直井3-4倍。

但是根据我国某油田的经验，采用多级压裂水平井衰竭开采低渗特低渗透油藏也伴随着产量下降快、能量下降快等问题，需要采取有力措施补充地层能量。

对于特低渗透油藏而言，水难以有效注入，注气(特别是注CO₂)是补充能量的主要手段。但是对于采用多级压裂水平井开发的低渗透储层，CO₂驱的井网难以部署，且由于压裂裂缝太多，导致气窜严重，开发效果较差；单井CO₂吞吐现场也有较多应用，由于油藏渗透率太低，CO₂难以进入油藏深部，无法充分与原油接触，导致吞吐的换油率较低，现场应用经济效益较差。针对这些问题，目前一直没有较好的解决方法。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是针对现有技术的不足，提供了一种注气吞吐的方法，该方法根据区块地质研究成果和水平井压裂裂缝位置，通过工艺措施，将压裂裂缝分成两组，一组进行气体吞吐，另一组进行生产，形成储层中既有驱替作用又有吞吐作用的新的开发方式，从而加强基质原油与气体相互作用，提高注气采收率，改善多级压裂水平井注气吞吐效果。该方法对低渗特低渗油藏多级压裂水平井补充能量具有很好的指导作用。

为此，本发明提供了一种注气吞吐的方法，其包括：

步骤A，将一口井的压裂裂缝分为两组；

步骤B，将任意一组压裂裂缝设置为衰竭生产压裂裂缝组，相应将另一组压裂裂缝设置为吞吐压裂裂缝组。

在本发明的一个优选实施方式中，在步骤A中，将一口井的所有的压裂裂缝分为两组。

根据本发明，所述井为多级压裂水平井，并且所述压裂裂缝分布于水平井的水平段。

在本发明的一个具体实施方式中，本发明针对低渗透油藏和多级压裂水平井的特性，利用一口多级压裂水平井实现驱替和吞吐两种开发方式相结合的方法，使得所注气体可以进入油藏深部，加强了基质原油与所注气体间的相互作用，由此提高了注气采收率。所述多级压裂水平井的特性是指其具有多条人工压裂裂缝的特性。

根据本发明，一口井至少包括一个砂体。

在本发明的一个实施例中，若一个砂体内有2条压裂裂缝，则两条裂缝分属两组。

在本发明的另一个实施例中，若一个砂体内压裂裂缝大于2条，则压裂裂缝间隔分属两组。

在本发明的又一实施例中，若一个砂体内仅有一条压裂裂缝，则该压裂裂缝归任意一组。

在本发明的一个具体实施方式中，根据储层精细地质研究成果，将所有的压裂裂缝分为两组，若一个砂体内有二条压裂裂缝，则两条裂缝要分属两组；若一个砂体内压裂裂缝大于2条，则压裂裂缝间隔分组；将砂体内仅有一条压裂裂缝归于同一组中。并且，将任意一组压裂裂缝设置为衰竭生产，另一组压裂裂缝设置为吞吐压裂裂缝。

在实际生产过程中，通常情况下，先依靠天然能量生产，然后再补充能量，注气或水。例如在在本发明的一个具体实施方式中，如果一口井有一个砂体，并且该砂体内有一个压裂裂缝，一般先设置该压裂裂缝进行衰竭生产，衰竭生产一段时间后，再设置该压裂裂缝进行吞吐生产。

本发明中所述用语“储层精细地质研究成果”是指根据研究成果可确定两条裂缝是否位于同一砂体内。根据地质研究，如果两个裂缝在同一砂体内，那么他们之间的连通性就好，一条裂缝注气，对另一条裂缝可以起到驱替的作用。如果不在同一砂体内，就起不到驱替作用。

根据本发明，所述方法还包括在步骤B之后的步骤C，设定吞吐压裂裂缝组的操作参数，所述操作参数包括气体注入量、气体注入速度、焖井时间、生产流压和吞吐周期。

在本发明的一个优选的实施例中，按照气体吞吐油藏工程优化方法，设定吞吐压裂裂缝组别的最佳气体注入量、最佳气体注入速度、最佳焖井时间、最佳的生产流压和吞吐周期。

本发明中所述气体包括CO₂、纯CH₄、富气、贫气、N₂等。实际生产过程中，每个油藏适合的气体可能会不同，下面以CO₂为例来说明本发明。

根据本发明，在步骤C中，衰竭生产压裂裂缝组处于衰竭开采状态，并且在衰竭生产裂缝的气油比大于3000后，这组裂缝转为吞吐生产。此时所有裂缝生产方式均为吞吐，这样同时吞吐、同时生产，可以避免气窜。

在本发明的一个优选的实施例中，在步骤C之后包括考虑储层压敏进行衰竭开采压裂裂缝组的生产参数优化，所述生产参数包括生产流压和产液(油和水)量。

在本发明的一个具体实施方式中，按照CO₂吞吐油藏工程优化方法，设计吞吐压裂裂缝组别的最佳注入量、最佳注入速度、最佳焖井时间、最佳的生产流压和吞吐周期。在优化设计CO₂吞吐注采参数时，另一组压裂裂缝处于衰竭开采状态，在衰竭生产裂缝的气油比大于3000后，这组裂缝转为吞吐生产。此时所有裂缝生产方式均为吞吐。在CO₂吞吐注采参数设计完成后，考虑储层压敏进行衰竭开采压裂裂缝组别的生产参数优化。

根据上述形成的单井CO₂驱吐设计方法，利用数值模拟技术，预测工区开发指标，并以此为依据进行经济评价。

本发明中所述用语“砂体”又称砂岩体，是指由于岩性变化，一些渗透率较高的砂岩层被另一些渗透率低的岩层分隔成若干互不连通的独立的砂层个体。含油的砂体则称为油砂体(oilsandbody)。在岩性油藏中，油砂体是地下油层的最小含油单元，也是控制油、水运动的最基本单位。

本发明中所述用语“驱替”是指用注入气驱油的过程。

本发明中所述用语“吞吐”是指先向油井注一定量的气体，关井一段时间，再开井生产。

本发明中所述用语“驱吐”是指一组裂缝衰竭生产，一组裂缝吞吐生产。

本发明中所述用语“单井吞吐”是指先向单井(即所有裂缝)注一定量的气体，然后关井一段时间，再开井生产。

本发明中所述用语“单井驱吐”是指一组裂缝一直按衰竭方式生产，另一组裂缝先注一定量的气体，然后关闭一段时间，再打开生产。

本发明中所述用语“衰竭开采状态”是指依靠天然能量进行开采。

本发明述用语“剩余油饱和度”是指单位岩层孔隙体积中剩余油所占孔隙体积的百分数。

本发明述用语“驱吐剩余油饱和度”是指进行驱吐生产后，单位岩层孔隙体积中剩余油所占孔隙体积的百分数。

本发明述用语“吞吐剩余油饱和度”是指进行吞吐生产后，单位岩层孔隙体积中剩余油所占孔隙体积的百分数。

本发明述用语“流压”也叫流动压力或井底压力，是指油(气)井在正常生产时所测得的油(气)层中部的压力。

本发明述用语“贫气”和“富气”是按天然气中烃类组分分类而言的。对于从气井井口采出的，或由油、气田矿场分离器分离出的天然气而言；贫气是指每方气中丙烷以上(C₃)烃类按液态计小于100mL的天然气；富气是指每方气中丙烷以上(C₃)烃类按液态计大于100mL的天然气。

如前所述，对于特低渗透油藏而言，水难以有效注入，注气(特别是注CO₂)是补充能量的主要手段。但是对于采用多级压裂水平井开发的低渗透储层，CO₂驱的井网难以部署，且由于压裂裂缝太多，导致气窜严重，开发效果较差；单井CO₂吞吐现场也有较多应用，由于油藏渗透率太低，CO₂难以进入油藏深部，无法充分与原油接触，导致吞吐的换油率较低，现场应用经济效益较差。

本发明通过将多级压裂水平井所有压裂裂缝分为两组，一组用于气体吞吐，另外一组进行衰竭生产，来达到利用一口多级压裂水平井实现驱替和吞吐两种开发方式的目的，由于驱替与吞吐机理并存，所注气体能进入油藏深部，有利于加强基质中原油与气体间的相互作用，提高了基质中原油动用程度，并能减缓所注气体，例如CO₂在油藏中的运移速度，降低了油气比，减缓了气窜。

已有理论分析和数值模拟研究结果表明，采用本发明的设计方法可以有效提高油藏采收率；已有的研究结果表明，采用本发明设计的方法，可以有效降低递减率。

对于水平井注采技术，稠油油藏注蒸汽开采已实现了水平井分段优化注汽技术，可将笼统注汽的一个注汽腔分割成两个或多个注汽腔，进行选段注汽、两段(或多段)分注和两段(或多段)同注。从目前水平井注采技术发展水平来看，已实现了选择性的分段注水、分段注汽和分段采油，但还没有一口水平井同时实现驱替和吞吐两种开发方式的设计方法。

经过10多年的发展，已形成较为完善的水平井分段压裂技术，使致密油的开发进入快速增长阶段。就目前的技术而言，用这种水平井进行驱吐生产，管柱实现难度较大。本发明的发明人研究发现，通过采取一些技术措施，例如可以根据生产和注气裂缝的不同，将生产管柱与注气管柱分开，并在注气吞吐过程中使生产管柱与注气管柱并存，就能够采用本发明方法很好的实现水平井的注气吞吐生产。

本发明方法可以直接用于裂缝性油藏注气驱提高石油采收率矿场方案设计，尤其在CO₂EOR(CO₂注入油藏提高采收率)过程和CO₂埋存过程具有非常重要的应用和广阔的前景。

附图说明

下面结合附图来对本发明作进一步详细说明。

图1为本发明实施例1中多级压裂水平井压裂裂缝分组示意图。

图中附图标记的含义如下：1为衰竭生产压裂裂缝组；2吞吐压裂裂缝组。

图2为本发明实施例1中多级压裂水平整体吞吐和单井驱吐设计方法累计产油量对比结果(注入气体为CO₂)。

图3为本发明实施例1中多级压裂水平井整体吞吐与单井驱吐设计方法采收率对比(注入气体为CO₂)。

图4为本发明实施例1中多级压裂水平井整体吞吐与单井驱吐设计方法油气比对比(注入气体为CO₂)。

图5为本发明实施例2中多级压裂水平整体吞吐和单井驱吐设计方法累计产油量对比结果(注入气体为CH₄)。

图6为本发明实施例2中多级压裂水平井整体吞吐与单井驱吐设计方法采收率对比(注入气体为CH₄)。

图7为本发明实施例2中多级压裂水平井整体吞吐与单井驱吐设计方法油气比对比(注入气体为CH₄)。

具体实施方式

为使本发明更加容易理解，下面将结合实施例和附图来详细说明本发明，这些实施例仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。

实施例

实施例1：

(1)将F油田B区块的多级压裂水平井C的压裂裂缝分组

根据精细地质研究成果等，将C井的所有压裂裂缝分为两组，如图1所示。

(2)将其中任意一组压裂裂缝设置为衰竭生产压裂裂缝组，另外一组压裂裂缝设置为吞吐压裂裂缝组。

注入气体为CO₂，在相同工作制度的井底流压下，对比了所有裂缝吞吐效果与裂缝分组进行驱吐的效果，图2-4可以看出，与单井吞吐相比，单井驱吐的产油量增加了5309m³，采收率增加了3.40％，气油比均小于单井吞吐，例如在生产540天时，单井驱吞的气油比单井吞吐的气油比要低1200，这说明所注气体在油藏中的运移速度有所减缓。从表1可以看出，无论是裂缝还是基质中，驱吐的剩余油饱和度均低于吞吐，说明原油动用程度更高。

表1驱吐及吞吐含油饱和度对比

(3)吞吐压裂裂缝注采工作制度优化

采用数值模拟技术，模拟优化吞吐压裂裂缝的工作制度，包括最佳周期注入量、注入速度、焖井时间、生产流压和吞吐周期数，具体见表2。在进行吞吐工作制度优化时，另一组压裂裂缝始终保持衰竭开采。

表2CO₂吞吐注采工作制度优化结果

参数	数值
		周期注入量，t	1000
注入速度，t/d	40
		焖井时间，d	20
生产流压，MPa	6
		吞吐轮次，个	7

(4)衰竭开采压裂裂缝组工作制度优化设计

采用数值模拟方法，模拟优化衰竭开采压裂裂缝组别的工作制度，包括井底流压和产液速度等。

(5)开发指标预测

依据上述的设计结果，利用数值模拟技术，预测多级压裂水平井开发指标，并以此为依据进行经济评价。

实施例2：

注入气体变为CH₄，注采参数与表2相同，对吞吐效果与驱吐效果进行了对比，从图5-7可以看出，注CH₄的驱吐效果也要好于吞吐效果。与单井吞吐相比，单井驱吐的产油量增加了2533m³，采收率增加了1.63％，气油比小于单井吞吐，这说明所注气体在油藏中的运移速度有所减缓。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种注气吞吐的方法，其包括：

步骤A，将一口井的压裂裂缝分为两组；

步骤B，将任意一组压裂裂缝设置为衰竭生产压裂裂缝组，相应将另一组压裂裂缝设置为吞吐压裂裂缝组。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤A中，将一口井的所有的压裂裂缝分为两组。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述井为多级压裂水平井，并且所述压裂裂缝分布于水平井的水平段。

4.根据权利要求1到3中任意一项所述的方法，其特征在于，一口井至少包括一个砂体。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，若一个砂体内有2条压裂裂缝，则两条裂缝分属两组。

6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，若一个砂体内压裂裂缝大于2条，则压裂裂缝间隔分属两组。

7.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，若一个砂体内仅有一条压裂裂缝，则该压裂裂缝归任意一组。

8.根据权利要求1到7中任意一项所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在步骤B之后的步骤C，设定吞吐压裂裂缝组的操作参数，所述操作参数包括气体注入量、气体注入速度、焖井时间、生产流压和吞吐周期。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，在步骤C中，衰竭生产压裂裂缝组处于衰竭开采状态，并且在衰竭生产裂缝的气油比大于3000后，这组裂缝转为吞吐生产。

10.根据权利要求8或9所述的方法，其特征在于，在步骤C之后包括考虑储层压敏进行衰竭开采压裂裂缝组的生产参数优化，所述生产参数包括生产流压和产液量。