致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法与流程

本发明涉及一种致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法，属于石油开采技术领域。

背景技术：

近年来，关于致密油的开发正在如火如荼的进行着，其越来越受到人们的重视，同时我国致密油储量丰富，主要沉积盆地的致密油资源量约为70×10⁸m³-90×10⁸m³，开发潜力巨大。

在开发致密油过程中，产量递减快，采收率较低，利用天然能量和注水开发的周期很短，同时由于压力在致密基质中的传导很慢，很难通过常规注水补充致密基质中的能量。为此，目前主要开展了以补充地层能量为主要目标的注气研究与应用。

技术实现要素：

为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法。

为了实现以上目的，本发明提供了一种致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法，其中，所述方法包括以下步骤：

步骤1：在致密-页岩油藏开发前，通过水平井向地层超前注入混合气体；

步骤2：混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，使所述混合气体与地层原油充分混合，以提高地层压力与原油溶解气油比并超前补充地层能量；

步骤3：对致密-页岩油藏目标区块的水平井进行体积压裂，以在水平井周围形成压裂缝网，增大致密-页岩油藏的渗透率，随后水平井开井生产；

步骤4：待开井生产一段时间后，通过水平井向地层持续注入混合气体，以补充地层能量，混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，随后水平井开井继续生产。

在以上所述的方法中，优选地，所述混合气体包含干气、轻烃和助混剂。

在以上所述的方法中，优选地，优选地，以所述干气的总体积为100％计，其包含70％-90％的天然气，10％-30％的二氧化碳。

在以上所述的方法中，优选地，所述轻烃包含丁烷、戊烷或己烷中的一种或几种的组合；

还优选地，所述助混剂包含酯类、醚类或小分子醇中的一种或几种的组合。

在以上所述的方法中，用作助混剂的酯类、醚类或小分子醇均为本领域常规物质，例如酯类可以为1-二氢全氟辛基酯、全乙酰葡萄糖十二烷基酯等，醚类可以为十六醇五聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚等，小分子醇可以为甲醇、乙醇、丙醇、丁醇等。

在以上所述的方法中，优选地，步骤1中，所述通过水平井向地层超前注入混合气体，包括：

每间隔1口水平井选作注气井，通过注气井向地层超前注入混合气体，并保持其他水平井关井。

在以上所述的方法中，优选地，步骤1中，在致密-页岩油藏开发前1-12个月，通过水平井向地层超前注入混合气体。

在以上所述的方法中，步骤2中，混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，使所述混合气体与地层原油充分混合，以提高地层压力，并通过提高原油溶解气油比提高原油弹性能量，同时实现超前补充地层能量。

在以上所述的方法中，优选地，步骤4中，通过水平井向地层持续注入混合气体，以补充地层能量，混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，随后水平井开井继续生产，包括：

第一轮次后期注气：每间隔1口水平井选作注气井，通过注气井向地层持续注入混合气体，并保持其他水平井关井，以提高地层压力与原油溶解气油比；混合气体注入结束后，关闭注气井焖井一段时间后开启水平井进行生产；

第二轮次后期注气：待生产一段时间后，以第一轮次后期注气过程中的生产井为注气井，通过注气井向地层持续注入混合气体，并保持其他水平井关井，以提高地层压力与原油溶解气油比；混合气体注入结束后，关闭注气井焖井一段时间后开启水平井进行生产；

重复第一轮次后期注气及第二轮次后期注气，以进行多轮次吞吐开采。

在以上所述的方法中，本领域技术人员可以根据现场实际作业需要选择第一轮次后期注气及第二轮次后期注气的重复次数，如可以重复一次，即共进行四轮后期注气，也可以重复两次，即进行六轮后期注气，只要保证可以实现本发明的目的即可。

在以上所述的方法中，优选地，注入混合气体后，地层压力抬升20％以上，原油溶解气油比提高30m³/m³以上。

在以上所述的方法中，优选地，所述混合气体以多油管注入方式注入地层，包括：通过第一油管注入气态的干气，通过第二油管注入液态的轻烃及助混剂；

所述第一油管及第二油管并联设置于水平井筒，所述水平井筒尾部还设置有助混装置，所述第一油管及第二油管的出口分别与所述助混装置相连通；

气态的干气、液态的轻烃及助混剂分别通过第一油管、第二油管注入助混装置中，于该助混装置中充分混合，并在井筒压力和温度条件下形成混合气体，再将所述混合气体注入地层，以达到较好的驱油效果。

在以上所述的方法步骤1及步骤4中，混合气体中干气、轻烃和助混剂的含量需要根据不同地层流体的实际状态进行调整；

现场情况下可通过对地层原油流体取样进行高压物性分析，以分析地层流体井流物组分组成，了解各轮次开采过程中地层流体物性的变化来调整下一轮次中注入混合气体的比例；

如在步骤4的多轮次吞吐开采过程中，随着吞吐开采轮次的增加，地层原油中轻烃组分减少，此时需要适当增加混合气体中轻烃和助混剂的含量。

在以上所述的方法中，在井口利用气体压缩机进行增压注入气态的干气；在井口利用高压泵进行增压注入液态的轻烃及助混剂。

在以上所述的方法中，所述干气为油田所产伴生气经处理后得到。其中，伴生气所含组分多以甲烷为主，甲烷在油田伴生气中含量较多，廉价易得。所述处理为去除油田所产伴生气中难与原油混合的杂质气体。此外，注入气体中还含有二氧化碳等气体，二氧化碳是需要埋存的温室气体；进而本发明所提供的该方法可以充分利用油田产生的伴生气，以克服现有技术的缺陷，增加产量，同时在混合过程中还可以将温室气体埋存。

在以上所述的方法中，优选地，所述致密-页岩油藏埋深为1000m-2500m，地层压力系数为0.7-0.9，孔隙度为5％-13％，空气渗透率为0.05md-0.15md。

本发明对以上所述的方法中的焖井时间、生产时间等不做具体要求，本领域技术人员可以根据现场实际作业需要合理调整该焖井时间、生产时间，只要保证可以实现本发明的目的即可。

在所述的方法中，采用水平井向所述致密-页岩油藏储层注入混合气体，该种注入方式的注气波及范围大，可广泛抬升地层压力，不必采用直井注气，节省了钻井成本；此外，本申请在致密-页岩油藏开发前，向所述致密-页岩油藏储层注入混合气体可以提高溶解气油比，增加地层能量，提高原油采收率。

本申请所提供的方法有效克服了低压致密-页岩油藏所存在的天然能量不足、产量递减快、采收率低、开采周期短的不足，注气时机选择超前注气，能够有效缓解开采过程中致密储层的压敏伤害，避免由于一次开采过程中储层内部物性的不可逆变化，提高了致密油藏采收率；同时混合注气还可以有效提高气体的体积波及系数，降低最小混相压力，提高原油采收率，经济效益、环保效益显著。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法的工艺流程图。

图2本发明实施例中水平井多油管分别注入混合气体的示意图。

图3为本发明实施例中注气后再压裂示意图。

图4为本发明实施例中长庆油田某井区超前注气抬升地层压力图。

图5为本发明实施例中长庆油田某井区水驱-气驱地层压力分布图。

图6为本发明实施例中长庆油田某井区地层压力描述模型。

图7为本发明实施例中长庆油田某井区水驱-气驱压力梯度对比图。

图8为本发明实施例中相邻井交替注气吞吐开发示意图。

图9为本发明实施例中超前注气提高原始气油比对比图。

主要附图标号说明：

1、第一油管；

2、第二油管；

3、助混装置。

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，现结合以下具体实施例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。

针对低压致密-页岩油藏，由于其具有特殊的储层特征：如储层压力系数低，并且孔喉及渗流特征复杂，孔渗条件差，在开发过程中，产量递减快，采收率低，利用常规天然能量和注水开采的周期很短。另外，由于压力在致密基质中的传导很慢，很难通过常规注水补充致密基质中的能量。为了缓解开采过程中致密储层中的压敏伤害，避免由于一次开采过程中储层内部物性的不可逆变化，提高后续开采阶段的采收率，本发明所提供的方法的注气时机选择超前注气。注入气体选择混合气体，混合气体以干气为主要组分，其中还包含一些易与原油相溶的烃类气体与助混剂。

下面根据以下具体实施例，对本发明所提供的致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法予以详细说明。

如图1所示，致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法包括以下步骤：

s101：在致密-页岩油藏开发前，钻水平井但不压裂，通过水平井向地层超前注入混合气体；

s102：混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，使所述混合气体与地层原油充分混合，以提高地层压力与原油溶解气油比并超前补充地层能量；

s103：对致密-页岩油藏目标区块的水平井进行体积压裂，以在水平井周围形成压裂缝网，增大致密-页岩油藏的渗透率，如图3所示，随后水平井开井生产；

s104：待开井生产一段时间后，通过水平井向地层持续注入混合气体，以补充地层能量，混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，随后水平井开井继续生产。

s101中，所述通过水平井向地层超前注入混合气体，包括：

每间隔1口水平井选作注气井，通过注气井向地层超前注入混合气体，并保持其他水平井关井。

s101中，在致密-页岩油藏开发前1-12个月(如4-6个月)，通过水平井向地层超前注入混合气体。

s104中，通过水平井向地层持续注入混合气体，以补充地层能量，混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，随后水平井开井生产，包括：

第一轮次后期注气(如图8中的a所示)：每间隔1口水平井选作注气井，通过注气井向地层持续注入混合气体，并保持其他水平井关井，以提高地层压力与原油溶解气油比；混合气体注入结束后，关闭注气井焖井一段时间后开启水平井进行生产；

第二轮次后期注气(如图8中的b所示)：待生产一段时间后，以第一轮次后期注气过程中的生产井为注气井，通过注气井向地层持续注入混合气体，并保持其他水平井关井，以提高地层压力与原油溶解气油比；混合气体注入结束后，关闭注气井焖井一段时间后开启水平井进行生产；

重复第一轮次后期注气及第二轮次后期注气，以进行多轮次吞吐开采，如图8所示。

本实施例所提供的该方法中，注入混合气体后，地层压力抬升20％，原油溶解气油比增至120m³/m³。

本实施例所提供的该方法中，所述混合气体以多油管注入方式注入地层(如图2所示)，包括：通过第一油管注入气态的干气，通过第二油管注入液态的轻烃及助混剂；

所述第一油管1及第二油管2并联设置于水平井筒，所述水平井筒尾部还设置有助混装置3，所述第一油管1及第二油管2的出口分别与所述助混装置3相连通；

气态的干气及液态的轻烃及助混剂分别通过第一油管、第二油管注入助混装置中，于该助混装置(本领域常规设备)中充分混合，并在井筒压力和温度条件下形成混合气体，再将所述混合气体注入地层。

本实施例s101中，所述混合气体包含干气、轻烃和助混剂；

其中，以所述干气的总体积为100％计，其包含70％-90％的天然气，10％-30％的二氧化碳；

所述轻烃包含丁烷、戊烷或己烷中的一种或几种的组合；

所述助混剂包含酯类、醚类或小分子醇中的一种或几种的组合；例如酯类可以为1-二氢全氟辛基酯、全乙酰葡萄糖十二烷基酯等，醚类可以为十六醇五聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚等，小分子醇可以为甲醇、乙醇、丙醇、丁醇等。

本实施例s104中，所述混合气体包含干气、轻烃和助混剂；

其中，以所述干气的总体积为100％计，其包含70％-90％的天然气，10％-30％的二氧化碳；

所述轻烃包含丁烷、戊烷或己烷中的一种或几种的组合；

所述助混剂包含酯类、醚类或小分子醇中的一种或几种的组合；例如酯类可以为1-二氢全氟辛基酯、全乙酰葡萄糖十二烷基酯等，醚类可以为十六醇五聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚等，小分子醇可以为甲醇、乙醇、丙醇、丁醇等。

该方法中，采用水平井多油管注入混合气体对致密-页岩油藏超前补充地层能量，其中，超前注气可以提高溶解气油比，增加地层能量，提高原油采收率，主要体现在以下几个方面：

1.抬升地层压力

图4为本发明实施例中长庆油田某井区超前注混合气后地层压力抬升示意图，图4中，pi为原始地层压力，pb为泡点压力，直线代表地层压力水平，曲线代表压力波，矩形示意井筒附近压力抬升，从图4中可以看出，超前注气情况下，地层压力抬升，由原始地层压力18.8mpa抬升至20mpa，增大了生产压差，从而可以提高采收率；图5为本发明实施例中长庆油田某井区水驱-气驱地层压力分布图，从图5中可以看出，注气压力剖面高于注水压力剖面，气驱压力梯度高于水驱，注入混合气体更能保持地层压力水平。

其中，该过程中，本方法由岩石压缩、流体膨胀的岩石流体弹性能增加采收率，岩石流体弹性能对应的采收率计算公式如下公式1)所示：

以长庆油田某井区为例，图6为长庆油田某井区一注一采地层压力描述模型示意图，图6中，pi为原始地层压力，p生为生产井压力，p注入为注入井压力；图5为对应图6模式下的压力分布图，在图5中存在常规水驱与本实施例所提供方法中于一注一采条件下的气驱两种驱替形式，对比常规水驱，该气驱情况下近井地带压力梯度小，压力抬升程度高；图7为对应图6注采模式下，两种驱替模式的压力梯度分布对比图，对比常规水驱，本实施例所提供方法中于一注一采条件下的气驱的压力梯度在近井地带损失小，在油藏中部压力梯度高，抬升效果好。

2.提高原始气油比

本实施例所提供的该方法通过超前将混合气体注入到低压致密油藏储层，气体与原油具有很好的溶解性，使得原始气油比增大，同时也增加了地层能量，提高了原油采收率。

下面做如下证明，取鄂尔多斯盆地西平x井地层原油作为研究对象，利用eclipse软件pvti模块模拟注气实验，超前向地层流体注入20％伴生气(即地下条件，油气摩尔分数比为4:1)，由图9可以看出，超前注气对比衰竭开发情况下，注气后油藏内含气量增加，增大了原始溶解气油比，从而采收率也会相应地提高；具体而言，未注气前原始气油比为82.5m³/m³，超前注气后溶解气油比增至121.59m³/m³，提高幅度为47.27％；同时，注气后也可以抬升地层压力。

其中，该过程中，本方法由溶解气膨胀的溶解气弹性能增加采收率，

溶解气弹性能对应的采收率计算公式如下公式2)所示：

公式1)及公式2)中各个参数的含义如下表1所示。

表1

3.超前注混合气体可提高开发效果，降低注气成本

(1)超前注混合气体能降低界面张力，提高地层中的混相效果，采出程度提高；

(2)超前注混合气体可减缓混相区域变化率，略微提高最大混相区域的面积；

(3)在相同的混合时间下，超前注混合气体初期混相效果略好，而在相同混相面积下，超前注混合气体混相效果略优于同步注气。

综上所述，本发明实施例所提供的该致密-页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法具有以下优点：

1、相比于超前注水，超前注混合气体可以明显提高注采井间的压力，使得在开采过程中，井间产生的压降漏斗更为平缓，有助于提高初期采油速度和最终采收率。超前注气可有效解决对于低压致密储层超前注水注入困难的问题，同时气体的扩散能力强，解决了注入水滞留在注水井附近不能有效提高地层压力的问题。

2、相比于同步注气，超前注气不仅能够提高采出程度，还能降低表面张力，提高地层中的混相效果，减缓混相区域变化率，略微提高最大混相区域的面积，同时还可以减少自然气窜的速率，间接为提高波及体积奠定基础。

3、与注入纯co2气体相比，注入气(混合气体)中含有n2或ch4有助于提高注入气的体积波及系数，并且n2和ch4的摩尔分数越高，注入气的体积波及系数越高。

4、无论是混相还是非混相条件下，气驱均可在水驱后进一步提高原油采收率，当混合气体中含有易与原油混相的气体，如c2h6等一些中间烃类，会降低co2的mmp(最小混相压力)，增强驱油效果。

5、混合气体成本低廉，超前注入混合气体有利于降低co2提纯的生产成本；油田生产中的伴生气含有甲烷等烃类，本申请可以将该伴生气用作混合气体进行超前注入，可以有效利用油田产出气；工业生产废气含有co2等温室气体，处理时多将co2进行埋存，本发明可将工业生产废气中的co2等温室气体用作混合气体中的气体组分，既可减少废气处理的成本，也有利于经济环保，同时还可有效减少温室气体排放。

以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。