本發(fā)明涉及采油工程,尤其涉及一種用于致密油水平井的壓裂工藝。
背景技術(shù):
1、由于co2油藏條件下可呈超臨界態(tài),流動性和擴散性極強,是目前非常規(guī)油藏增能提采的主要介質(zhì)。但是在co2壓裂過程中,主要采用單段前置液階段泵入co2,導致co2擴散不徹底,與地層原油接觸時間短、置換不充分,同時,由于co2泵入地層后與主壓裂施工間隔時間較短,co2不能充分鋪置到主壓裂形成的復雜裂縫中,降低co2壓裂效果。因此,如何提高co2壓裂效果,提高致密油水平井開采效率是本領(lǐng)域技術(shù)人員亟待解決的技術(shù)問題。
2、中國專利公開號cn109538177a公開了一種超臨界二氧化碳壓裂的新工藝,包括以下步驟:(1)清井、(2)射孔、(3)壓裂處理、(4)注入支撐劑、(5)分段壓裂、(6)隔離處理、(7)悶井處理、(8)壓后放噴返排。由此可見,上述技術(shù)方案存在以下問題:未提高co2壓裂效果,致密油水平井開采效率較差。
技術(shù)實現(xiàn)思路
1、為此,本發(fā)明提供一種用于致密油水平井的壓裂工藝,用以克服現(xiàn)有技術(shù)中未提高co2壓裂效果,致密油水平井開采效率較差的問題。
2、為實現(xiàn)上述目的,本發(fā)明提供一種用于致密油水平井的壓裂工藝,包括:
3、獲取地質(zhì)數(shù)據(jù)信息;
4、根據(jù)待施工區(qū)域的孔隙參考值以及致密油富集度確定巖層狀態(tài);
5、根據(jù)巖層狀態(tài)確定目的層設(shè)置方式為根據(jù)巖層評估系數(shù)確定目的層長度或根據(jù)孔隙參考值確定第一目的層的長度并且根據(jù)前置目的層的孔長差異度確定各第二目的層的長度;
6、針對水平井趾端進行射孔,且水平井趾端射孔完成后對各目的層進行壓裂操作;
7、針對單個目的層進行壓裂操作時,針對目的層進行射孔且射孔完成時向目的層注入co2壓裂液,注入支撐劑,其中,根據(jù)參考含油砂巖長度確定co2壓裂液的注入量,并根據(jù)儲層壓力確定增稠劑含量;
8、單個目的層注入支撐劑完成,檢測目的層的裂縫密度,若裂縫密度小于預設(shè)裂縫密度,根據(jù)支撐劑的砂礫狀態(tài)確定后置目的層的壓裂液調(diào)節(jié)方式為根據(jù)砂礫粒徑差異度確定優(yōu)化方式或針對co2壓裂液的注入壓力進行調(diào)節(jié);
9、優(yōu)化方式為針對co2壓裂液的注入溫度進行調(diào)節(jié),或者,根據(jù)co2壓裂液的表觀粘度針對增稠劑含量或co2壓裂液的注入速度進行調(diào)節(jié);
10、全井段co2壓裂液注入完成后,進行悶井操作,其中,根據(jù)綜合參考值確定悶井時間;
11、悶井完成,鉆除橋塞。
12、進一步地,根據(jù)孔隙參考值以及致密油富集度確定巖層狀態(tài),巖層狀態(tài)包括:
13、孔隙參考值大于預設(shè)孔隙參考值且致密油富集度大于預設(shè)致密油富集度的第一巖層狀態(tài);
14、孔隙參考值小于或等于預設(shè)孔隙參考值或致密油富集度小于或等于預設(shè)致密油富集度的第二巖層狀態(tài)。
15、進一步地,根據(jù)巖層狀態(tài)確定目的層設(shè)置方式;
16、第一巖層狀態(tài)下,目的層設(shè)置方式為根據(jù)巖層評估系數(shù)確定目的層長度;
17、第二巖層狀態(tài)下,目的層設(shè)置方式為根據(jù)孔隙參考值確定第一目的層的長度,并且,各第二目的層的長度根據(jù)前置目的層的孔長差異度確定。
18、進一步地,根據(jù)巖層評估系數(shù)確定目的層長度;
19、所述目的層長度與巖層評估系數(shù)的關(guān)系為負相關(guān)關(guān)系。
20、進一步地,所述巖層評估系數(shù)τ的計算公式為:
21、
22、其中,φ為孔隙參考值,h為致密油富集度,ε1為第一系數(shù),ε2為第二系數(shù)。
23、進一步地,第二巖層狀態(tài)下,根據(jù)孔隙參考值確定第一目的層的長度,并且,各第二目的層的長度根據(jù)前置目的層的孔長差異度確定;
24、若孔長差異度小于預設(shè)孔長差異度,第二目的層的長度為標準長度;
25、若孔長差異度大于或等于預設(shè)孔長差異度,針對第二目的層的長度進行減小調(diào)節(jié);
26、所述孔隙參考值與第一目的層的長度的關(guān)系為正相關(guān)關(guān)系;
27、所述第一目的層為距離水平井趾端最近的目的層,所述第二目的層為除第一目的層以外的全部目的層。
28、進一步地,向目的層注入co2壓裂液時,根據(jù)目的層的參考含油砂巖長度確定該目的層對應的co2壓裂液的注入量;
29、所述co2壓裂液的注入量與參考含油砂巖長度的關(guān)系為正相關(guān)關(guān)系。
30、進一步地,根據(jù)目的層的儲層壓力確定目的層的增稠劑含量;
31、所述儲層壓力與增稠劑含量的關(guān)系為負相關(guān)關(guān)系。
32、進一步地,單個目的層注入支撐劑完成時,檢測該目的層的裂縫密度,若裂縫密度小于預設(shè)裂縫密度,根據(jù)支撐劑的砂礫狀態(tài)確定該目的層的后置目的層的壓裂液調(diào)節(jié)方式;
33、第一砂礫狀態(tài)下,壓裂液調(diào)節(jié)方式為根據(jù)砂礫粒徑差異度確定優(yōu)化方式;
34、第二砂礫狀態(tài)下,壓裂液調(diào)節(jié)方式為針對co2壓裂液的注入壓力進行調(diào)節(jié)。
35、進一步地,所述砂礫狀態(tài)根據(jù)支撐劑的砂礫粒徑均值確定,砂礫狀態(tài)包括:
36、砂礫粒徑均值大于或等于預設(shè)砂礫粒徑均值的第一砂礫狀態(tài);
37、砂礫粒徑均值小于預設(shè)砂礫粒徑均值的第二砂礫狀態(tài)。
38、進一步地,若一目的層的裂縫密度小于預設(shè)裂縫密度且支撐劑的砂礫狀態(tài)為第一砂礫狀態(tài),根據(jù)砂礫粒徑差異度確定優(yōu)化方式;
39、若砂礫粒徑差異度大于或等于預設(shè)砂礫粒徑差異度,優(yōu)化方式為針對目的層的后置目的層對應的co2壓裂液的注入溫度進行減小調(diào)節(jié);
40、若砂礫粒徑差異度小于預設(shè)砂礫粒徑差異度,優(yōu)化方式為根據(jù)co2壓裂液的表觀粘度針對目的層的后置目的層對應的增稠劑含量或二氧化碳注入速度進行調(diào)節(jié);
41、所述co2壓裂液的注入溫度的減小值與裂縫密度的關(guān)系為正相關(guān)關(guān)系。
42、進一步地,若砂礫粒徑差異度小于預設(shè)砂礫粒徑差異度,檢測co2壓裂液的表觀粘度;
43、若表觀粘度大于或等于預設(shè)表觀粘度,針對目的層的后置目的層對應的co2壓裂液的注入速度進行減小調(diào)節(jié);
44、若表觀粘度小于預設(shè)表觀粘度,針對目的層的后置目的層對應的增稠劑含量進行增大調(diào)節(jié);
45、所述co2壓裂液的注入速度的減小值與裂縫密度的關(guān)系為正相關(guān)關(guān)系;
46、所述增稠劑含量的增大值與裂縫密度的關(guān)系為正相關(guān)關(guān)系。
47、進一步地,若一目的層的裂縫密度小于預設(shè)裂縫密度且支撐劑的砂礫狀態(tài)為第二砂礫狀態(tài),針對目的層的后置目的層對應的co2壓裂液的注入壓力進行增大調(diào)節(jié);
48、所述co2壓裂液的注入壓力的增大值與裂縫密度的關(guān)系為正相關(guān)關(guān)系。
49、進一步地,全井段co2壓裂液注入完成后,根據(jù)綜合參考值確定悶井時間;
50、所述綜合參考值γ的計算公式為:γ=lnαω1+lnβω2,其中,α為儲層壓力,β為水平井直徑,ω1為第一權(quán)重系數(shù),ω2為第二權(quán)重系數(shù);
51、所述悶井時間與綜合參考值的關(guān)系為負相關(guān)關(guān)系。
52、進一步地,對已注入co2壓裂液的目的層采用環(huán)空加砂壓裂方法。
53、與現(xiàn)有技術(shù)相比,本發(fā)明的有益效果在于,本發(fā)明技術(shù)方案中通過孔隙參考值以及致密油富集度有效反映當前的巖層狀態(tài),進而根據(jù)實際情況選擇不同的目的層設(shè)置方式,使得目的層設(shè)置方式的選擇更加符合實際工作場景,避免了無法根據(jù)巖層情況選擇合適的目的層設(shè)置方式導致壓裂效果差的問題,進而提高了致密油水平井開采效率。
54、進一步地,本發(fā)明根據(jù)巖層評估系數(shù)有效反映當前的巖層特性和致密油富集程度,進而根據(jù)實際情況確定目的層長度,使得目的層長度的設(shè)置更加符合巖層實際情況,避免了目的層長度設(shè)置過大導致壓裂效果差的問題,進而提高了致密油水平井開采效率。
55、進一步地,本發(fā)明通過孔隙參考值有效反映當前的地層的孔隙情況,進而通過孔隙參考值確定第一目的層的長度,使得第一目的層的設(shè)置更加符合實際工作場景,進而根據(jù)前置目的層的孔長差異度確定第二目的層的長度,通過前置目的層的孔長差異度有效反映射孔的長度均勻情況,進而根據(jù)實際情況確定第二目的層的長度,使得第二目的層長度的設(shè)置更加符合實際應用場景,避免了因地層變化導致目的層長度設(shè)置不合理的問題,進而提高了壓裂效果。
56、進一步地,本發(fā)明根據(jù)參考含油砂巖長度確定目的層對應的co2壓裂液的注入量,通過參考含油砂巖長度有效反映當前的儲層狀態(tài),進而能夠根據(jù)儲層實際情況確定co2壓裂液的注入量,避免了壓裂液注入量過多增加作業(yè)成本以及壓裂液注入量過少導致壓裂效果差的問題,進而提高了致密油水平井開采效率。
57、進一步地,本發(fā)明通過目的層的儲層壓力有效反映目的層的儲存狀態(tài),進而根據(jù)目的層的儲層壓力確定目的層的增稠劑含量,避免了co2壓裂液在高壓環(huán)境下粘度和流動性下降導致攜砂能力變差的問題,進而保證了co2壓裂液性能的穩(wěn)定性,進而提高了壓裂效果。
58、進一步地,本發(fā)明根據(jù)支撐劑的砂礫狀態(tài)確定后置目的層的壓裂液調(diào)節(jié)方式,通過支撐劑的砂礫狀態(tài)反映了砂礫的粒徑長度狀態(tài),進而根據(jù)砂礫狀態(tài)選擇不同的壓裂液調(diào)節(jié)方式,使得壓裂液調(diào)節(jié)方式的選擇更加符合實際工作場景,避免了裂縫密度過小導致co2壓裂效果差的問題,進而提高了致密油水平井開采效率。
59、進一步地,本發(fā)明在目的層的裂縫密度小于預設(shè)裂縫密度且支撐劑的砂礫狀態(tài)為第一砂礫狀態(tài)時,根據(jù)砂礫粒徑差異度確定優(yōu)化方式,通過砂礫粒徑差異度反映了砂礫粒徑的差異程度,進而通過砂礫粒徑差異度選擇不同的優(yōu)化方式,使得優(yōu)化方式的選擇更加符合實際工作場景,避免了在砂礫粒徑過大導致co2壓裂效果差的問題,進而提高了致密油水平井開采效率。
60、進一步地,本發(fā)明在砂礫粒徑差異度小于預設(shè)砂礫粒徑差異度時,通過co2壓裂液的表觀粘度有效反映了co2壓裂液的攜砂能力,進而通過co2壓裂液的表觀粘度確定不同的調(diào)節(jié)方式,使得調(diào)節(jié)方式的選擇更加符合實際工作場景,避免了裂縫密度過小導致co2壓裂效果差的問題,進而提高了致密油水平井開采效率。
61、進一步地,本發(fā)明根據(jù)綜合參考值有效反映了水平井直徑和儲存壓力狀態(tài),進而根據(jù)實際情況確定悶井時間,使得悶井時間的確定更加符合時間工作場景,避免了水平井直徑過大以及儲層壓力過大時二氧化碳在地層中擴散不徹底的問題,增加了與地層原油的接觸時間,進而提高了致密油水平井開采效率。
62、進一步地,本發(fā)明對已注入co2壓裂液的目的層采用環(huán)空加砂壓裂方法,可以顯著提高裂縫的導流能力,使致密油和co2能夠更順暢地通過裂縫流動,能夠增強地層穩(wěn)定性,減少因裂縫閉合而導致的地層壓力下降和致密油產(chǎn)量下降的風險。