一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法
阅读说明：本技术 一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法 (Reservoir transformation yield increasing method suitable for volatile oil reservoir ) 是由 张炜 刘炜 李奎东 黄晓凯 徐苗 陈建达 华继军 王龙卫 于 2020-12-09 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,包括水力加砂压裂与酸压施工步骤,具体包括如下步骤：注入酸液预处理近井地带,降低施工压力；注入滑溜水,降低储层温度,沟通天然裂缝；注入滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂,促进缝长延伸,沟通微裂缝,提高远井供给半径；注入降阻酸酸液,利用降阻酸酸液的刻蚀作用,形成不规则蚓孔,提高中场裂缝导流能力；注入线性胶压裂液携带大粒径支撑剂,以提高近井地带导流能力,利于油的流动能力；顶替滑溜水后,停止泵注。本发明可以形成稳定的高导流通道,改善压降剖面,能大幅提升单位压降产油气量,适用于类似挥发性油藏储层的高效改造。(The invention discloses a reservoir transformation production increasing method suitable for a volatile oil reservoir, which comprises the steps of hydraulic sand fracturing and acid fracturing construction, and specifically comprises the following steps: injecting acid liquor to pretreat the near-well zone, and reducing the construction pressure; injecting slick water, reducing the temperature of a reservoir and communicating natural fractures; injecting slickwater fracturing fluid to carry small-particle-size propping agent, promoting the extension of the joint length, communicating micro-cracks and improving the far well supply radius; injecting a resistance reducing acid solution, and forming irregular earthworm holes by using the etching effect of the resistance reducing acid solution, so that the flow conductivity of the median fissure is improved; injecting the linear gel fracturing fluid to carry a large-particle-size proppant so as to improve the flow conductivity of a near wellbore zone and facilitate the flow capacity of oil; and stopping pumping after the slippery water is replaced. The invention can form a stable high-flow-guide channel, improve the pressure drop profile, greatly improve the unit pressure drop oil and gas production rate, and is suitable for the high-efficiency transformation of similar volatile oil reservoir reservoirs.)
技术领域
本发明涉及石油天然气工程领域，尤其涉及一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法。
背景技术
针对挥发性油藏，目前国内外类似油田主要采用注气和注水两种开发方式。注气将油层内原油驱替到生产井，并部分或全部保持地层压力，防止原油收缩。但采用注气方式投资太大且注入压力较高。注水开采也被广泛采用，由于挥发油粘度小，容易引起水侵，导致油气井产量递减较快，针对挥发性油藏的储层改造增产方法，目前未见公开相关专利报道。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术存在的不足提供一种能提升压降产油气量的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法。
本发明所采用的技术方案为：一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法，其特征在于，包括水力加砂压裂与酸压施工步骤，具体包括如下步骤：
S1、注入酸液预处理近井地带，降低施工压力，解除近井污染；
S2、注入滑溜水压裂液，利用滑溜水高滤失效率来充分沟通天然裂缝，同时
降低储层温度；
S3、注入滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂，促进缝长延伸，充分沟通并填充微裂缝，提高远井接触面积和供给半径；
S4、注入降阻酸酸液，利用降阻酸酸液的非均匀刻蚀作用，形成不规则蚓孔，提高中区裂缝导流能力，降低压力损耗；
S5、注入线性胶压裂液携带大粒径支撑剂，降低表皮系数，建立高导流通道，提高油的流动能力；
S6、顶替滑溜水后，停止泵注。
按上述技术方案，在施工之前还包括优化射孔簇数、段簇间距的步骤S0,具体为：
S01、收集储层物性、测井数据等资料；
S02、综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数，进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立，所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区，通过多尺度裂缝的复杂相态流动模型，模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化，并根据已施工井现场实际泵注进行参数及模型拟合；
S03、根据水平井所在区域水平压力差通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距下应力值、应力场变化、诱导应力差等参数；
S04、结合油藏渗流区间相态变化规律，根据步骤S4中计算结果优化射孔簇数、段簇间距。
按上述技术方案，所述步骤S01中收集的数据资料包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等。
按上述技术方案，步骤S02中，利用Fracman软件，采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法，进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立。
按上述技术方案，步骤S04中，射孔簇数的设计应满足天然裂缝能够被诱导应力差开启，段簇间距的设计应满足段间诱导压力差大于水平压力差。
按上述技术方案，步骤S1中，以排量0.5-4m3/min注入10-40m3酸液预处理地层；其中所述酸液按质量百分比计，包括15-20％盐酸(该盐酸的浓度为 20％-31％)、1-2％缓蚀剂、1-2％铁离子稳定剂、1-2％粘土稳定剂、1-2％助排剂，其余组分为水。其中，盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂、助排剂均为市售产品。
按上述技术方案，步骤S2中，以排量6-12m3/min注入滑溜水40-150m3，所述滑溜水按质量百分比计，包括0.04-0.1％降阻剂、0.3-1％防乳破乳剂、0.2-0.5％防膨剂，其余组分为水。其中，降阻剂、防膨剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分按质量配比为1～3:3～1:1～2，总的浓度为30％-80％，优选50％-60％。
按上述技术方案，步骤S3中，排量12-14m3/min，采用600-800m3滑溜水注入携砂液，其中砂类型是70-140目石英砂或70-140目低密度陶粒，砂比是3～10％；其中滑溜水按质量百分比计，包括0.04-0.1％降阻剂、0.3-1％防乳破乳剂、 0.2-0.5％防膨剂，其余组分为水。其中，降阻剂、防膨剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为1～3:3～1:1～2，总的浓度为30％-80％，优选50％-60％。
按上述技术方案，步骤S4中，以排量12-14m3/min注入200-600m3的降阻酸酸液；其中所述降阻酸由15-20％盐酸(该盐酸的浓度为20％-31％)、0.06-0.1％酸液降阻剂、1％-2％缓蚀剂、0.5％-1％相渗改善剂，其余组分为水。其中，盐酸、缓蚀剂为市售产品，酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物，其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为70-100万，聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为45-60万，两者配比为7～8:3～2，相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液，各组分配比为2～4:2～1:3～1，总的浓度为40％-90％，优选50％-90％。
按上述技术方案，步骤S5中，以排量14-16m3/min，采用80-100m3线性胶压裂液注入携砂液，其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒；砂比分别是10～14％；14～16％；10～16％；其中所述线性胶压裂液由0.2-0.3％稠化剂、0.2-0.3％交联剂、0.5-1％防乳破乳剂、0.2-0.5％渗吸驱油剂、0.05％-0.1％破胶剂，其余组分为水。其中，稠化剂、交联剂、破胶剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为1～3:3～1:1～2，总的浓度为30％-80％，优选50％-60％；渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液，各组分配比为2～3:3～2:1～2，总的浓度为50％-80％，优选60％-70％。
本发明所取得的有益效果为：
本发明针对挥发性油藏改造的需要，提出一种提升压降产油气量的储层改造增产方法。该方法充分发挥不同相态区域的针对性工艺的优势，采用前置酸液预处理近井地带，降低施工压力，解除近井污染；随后注入滑溜水压裂液，利用滑溜水高滤失效率来充分沟通天然裂缝，同时降低储层温度；之后注入滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂，促进缝长延伸，充分沟通并填充微裂缝，提高远井接触面积和供给半径，同时防乳破乳剂可以有效中和油水界面电荷，防止油水发生乳化，减小储层伤害；再注入降阻酸酸液，酸液降阻剂可以降低酸液体系施工摩阻，利于大排量施工，促进降阻酸酸液的非均匀刻蚀作用，形成不规则蚓孔，同时相渗改善剂可以增加油相与岩石间的润湿接触角，降低油相在岩石表面的粘附力，提高中区裂缝导流能力，改善人工裂缝的渗流能力，增大储层改造体积，降低压力损耗；最后注入线性胶压裂液携带大粒径支撑剂，同时渗吸驱油剂可以提高岩石表面电荷密度，增加油相与岩石表面间的静电斥力，降低近井表皮系数，建立稳定的高导流通道，改善压降剖面，能大幅提升单位压降产油气量，适用于类似挥发性油藏储层的高效改造。
具体实施方式
下面对本发明作进一步说明。
下面结合实施例，进一步说明本发明。A井，为典型的挥发性油藏储层井，井深3850m，垂深2650m，试气段长608m，分7段改造，其中一段储层改造方法如下：
(1)收集该储层物性、测井数据等资料，包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等；
(2)综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数，利用Fracman软件，采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法，进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立，所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区，通通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化，进行泵注进行参数及模型拟合优化；
(3)泵注程序设计，结合油藏渗流区间相态变化规律，根据步骤(2)中数据优化泵注参数；
(4)现场施工工艺流程：以排量0.5m3/min注入10m3酸液预处理地层；其中所述酸液按质量百分比计，包括15％盐酸(该盐酸的浓度为20％)、1％缓蚀剂、 1％铁离子稳定剂、1％粘土稳定剂、1％助排剂组成，其余组分为水。其中，盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂、助排剂均为市售产品。
(5)以排量6m3/min注入滑溜水40m3；其中滑溜水按质量百分比计，包括0.04％降阻剂、0.3％防乳破乳剂、0.2％防膨剂，其余组分为水。其中，降阻剂、防膨剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分按质量配比为1:3:1，总的浓度为50％。
(6)以排量12m3/min,采用600m3滑溜水注入携砂液，其中砂类型是70-140 目石英砂，砂比是3～10％；其中滑溜水按质量百分比计，包括0.04％降阻剂、0.3％防乳破乳剂、0.2％防膨剂，其余组分为水。其中，降阻剂、防膨剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为3:1:2，总的浓度为60％。
(7)以排量12m3/min注入600m3的降阻酸；其中所述降阻酸由15％盐酸(该盐酸的浓度为20％)、0.06％酸液降阻剂、1％缓蚀剂、0.5％相渗改善剂，其余组分为水。其中，酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物，其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为70万，聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为45万，两者配比为7:3，相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液，各组分配比为2:2:3，总的浓度为70％。
(8)以排量14m3/min，采用80m3线性胶压裂液注入携砂液，其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒；砂比分别是10％；14％；10％；其中所述线性胶压裂液由0.2％稠化剂、0.2％交联剂、0.5％防乳破乳剂、0.2％渗吸驱油剂、0.05％破胶剂，其余组分为水。其中，稠化剂、交联剂、破胶剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为1:3:1，总的浓度为50％；渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液，各组分配比为2:3:1，总的浓度为60％。
(9)顶替100m3滑溜水后，停止泵注。
实施例2：
B井，为挥发性油藏储层井，井深3628m，垂深2400m，其中一段储层改造方法如下：
(1)收集该储层物性、测井数据等资料，包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等；
(2)综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数，利用Fracman软件，采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法，进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立，所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区，通通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化，进行泵注进行参数及模型拟合优化；
(3)泵注程序设计，结合油藏渗流区间相态变化规律，根据步骤(2)中数据优化泵注参数；
(4)现场施工工艺流程：以排量4m3/min注入40m3酸液预处理地层；其中所述酸液按质量百分比计，包括20％盐酸(该盐酸的浓度为31％)、2％缓蚀剂、 2％铁离子稳定剂、2％粘土稳定剂、2％助排剂组成，其余组分为水。
(5)以排量12m3/min注入滑溜水150m3；其中滑溜水按质量百分比计，包括0.1％降阻剂、1％防乳破乳剂、0.5％防膨剂，其余组分为水。其中，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分按质量配比为3:1:2，总的浓度为60％。
(6)以排量14m3/min,采用800m3滑溜水注入携砂液，其中砂类型是70-140 目低密度陶粒，砂比是3～10％；其中滑溜水按质量百分比计，包括0.1％降阻剂、 1％防乳破乳剂、0.5％防膨剂，其余组分为水。其中，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为3:1:2，总的浓度为60％。
(7)以排量14m3/min注入200m3的降阻酸；其中所述降阻酸由20％盐酸(该盐酸的浓度为31％)、0.1％酸液降阻剂、2％缓蚀剂、1％相渗改善剂，其余组分为水。其中，酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物，其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为100万，聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为 60万，两者配比为8:2，相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液，各组分配比为4:1:1，总的浓度为60％；
(8)以排量16m3/min，采用100m3线性胶压裂液注入携砂液，其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒；砂比分别是14％；16％；16％；其中所述线性胶压裂液由0.3％稠化剂、0.3％交联剂、1％防乳破乳剂、0.5％渗吸驱油剂、0.1％破胶剂，其余组分为水。其中，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为3:1:2，总的浓度为60％；渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液，各组分配比为3:2:2，总的浓度为70％；
(9)顶替60m3滑溜水后，停止泵注。
实施例3：
C井，为挥发性油藏储层井，井深3720m，垂深2520m，其中一段储层改造方法如下:
(1)收集该储层物性、测井数据等资料，包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等；
(2)综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数，利用Fracman软件，采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法，进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立，所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区，通通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化，进行泵注进行参数及模型拟合优化；
(3)泵注程序设计，结合油藏渗流区间相态变化规律，根据步骤(2)中数据优化泵注参数；
(4)现场施工工艺流程：以排量2m3/min注入20m3酸液预处理地层；其中所述酸液按质量百分比计，包括18％盐酸(该盐酸的浓度为25％)、1.5％缓蚀剂、 1.5％铁离子稳定剂、1.5％粘土稳定剂、1.5％助排剂组成，其余组分为水。
(5)以排量10m3/min注入滑溜水100m3；其中滑溜水按质量百分比计，包括0.08％降阻剂、0.5％防乳破乳剂、0.3％防膨剂，其余组分为水。其中，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分按质量配比为2:2:2，总的浓度为60％。
(6)以排量13m3/min,采用650m3滑溜水注入携砂液，其中砂类型是70-140 目低密度陶粒，砂比是3～10％；其中滑溜水按质量百分比计，包括0.08％降阻剂、0.5％防乳破乳剂、0.3％防膨剂，其余组分为水。其中，降阻剂、防膨剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为2:3:2，总的浓度为70％。
(7)以排量13m3/min注入400m3的降阻酸；其中所述降阻酸由18％盐酸(该盐酸的浓度为25％)、0.08％酸液降阻剂、1.5％缓蚀剂、1.5％相渗改善剂，其余组分为水。其中，酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物，其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为80万，聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为50万，两者配比为7.5:2.5，相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液，各组分配比为3:2:3，总的浓度为80％。
(8)以排量15m3/min，采用85m3线性胶压裂液注入携砂液，其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒；砂比分别是12％；15％；14％；其中所述线性胶压裂液由0.25％稠化剂、0.25％交联剂、0.8％防乳破乳剂、0.3％渗吸驱油剂、0.08％破胶剂，其余组分为水。其中，稠化剂、交联剂、破胶剂为市售产品，防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液，各组分配比为2:2:2，总的浓度为60％；渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液，各组分配比为2:2:1，总的浓度为50％。
(9)顶替80m3滑溜水后，停止泵注。
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