一种被压窜页岩气水平井高效复产复合方法与流程

本发明涉及到页岩油气勘探开发，尤其涉及一种被压窜页岩气水平井高效复产复合方法。

背景技术：

1、我国页岩气资源丰富，探明储量占非常规资源比重越来越大，页岩气的高效开发对未来改善我国能源结构具有重要意义。随着井网密度的不断增加、邻井生产时间的延长，页岩气井被压窜、井间连通现象频发，老井一旦被压窜，产量立即骤降，井口压力抬升，给持续、稳定、安全生产带来挑战。针对页岩气井在压裂施工期间被压窜，老井发生水淹、气井产能被限制等问题，现有技术中也存在一些解决方案，如：

2、公开号为cn114382455a的中国专利文献公开了一种页岩气水平井重复压裂方法，其技术方案要点是：包括以下步骤：s1、制备重复压裂套管，在重复压裂层段的两端均设置有封隔器；s2、将重复压裂套管下入井筒内；s3、进行封堵，循环输送暂堵液，以将初次压裂实施暂堵并在暂堵后将封隔器封堵，完成重复压裂井筒的重建；s4、实施重复压裂，对重复压裂层段进行重复压裂，以产生新裂缝。本发明能够提高对初次射孔孔眼的封堵的密封性，并且利用重复压裂套管重建页岩气生产井筒，提高压裂成功率，并且各段重复压裂的裂缝单独处理，提高重复压裂改造的有效性及精准性，更加精确的预测压裂液流向，控制裂缝的扩展，最大程度提高储层改造体积。

3、公开号为cn110924918a的中国专利文献公开了一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，包括如下步骤：进行挤注施工，对该老井压力衰竭区进行能量补充；进行多级转向主压裂，先疏通老裂缝；利用暂堵球，封堵初次压裂部分孔眼；再采用压裂液进行加砂压裂施工，改造初次压裂欠改造区域；利用压裂液携带缝内转向剂，促使裂缝发生转向，提高裂缝复杂度；待缝内转向剂到达地层之后，继续进行加砂压裂施工，进一步改造初次压裂欠、未改造区域。本发明不需要下入管柱、拖动管柱，现场施工可操作性强，大大缩短了施工周期，成本较低，能提高页岩气水平井水平段上利用率，使页岩气井恢复或增加产能，满足页岩气长水平井的低成本重复压裂改造，提高页岩气田经济效益。

4、上述技术方案都是以某一种复产措施为主，不同措施难以有效接替使用，气井一旦被压窜后出现产量迅速降低，影响天数长，恢复比例低，产量损失大等特征，总的来说，现有单一复产工艺技术难以持续稳定维护气井产能高效发挥。

技术实现思路

1、本发明旨在针对现有技术存在的缺陷和不足，提供一种被压窜页岩气水平井高效复产复合方法，该方法建立了集前瞻性连续油管加深工艺、电驱循环气举强制排水工艺、地面井口系统增压工艺为一体的复产复合工艺体系，并应用现场已实施压窜井复产工艺数据，形成了被压窜页岩气水平井高效复产复合工艺经验参数。该技术根据页岩气水平井被压窜时不同生产阶段进行复产工艺优选，采取针对性强、复产效率高的复合工艺提产，为进一步提升页岩气井产能提供了有效技术手段。

2、本发明是通过采用下述技术方案实现的：

3、一种被压窜页岩气水平井高效复产复合方法，包括阶段划分和复产复合。所述阶段划分，即由区块页岩气水平井的采出程度、井口套压、井口油压、气液比建立被压窜页岩气水平井不同生产阶段的研判模型，然后基于该研判模型对被压窜页岩气水平井的生产阶段进行划分；其中，被压窜页岩气水平井不同生产阶段的研判模型指根据已有的井间压窜实际案例数据，采用统计分析方法获取的一套页岩气水平井生产阶段划分标准。所述复产复合，即根据阶段划分结果，针对不同页岩气水平井生产阶段，选择进行前瞻性连续油管加深操作、电驱循环气举强制排水操作或地面井口系统增压操作。

4、优选的，所述页岩气井生产阶段划分标准包括：

5、当被压窜页岩气井采出程度为(0，0.1]，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.7，1)，气液比为(10000，+∞)时，被压窜页岩气井属于无干预生产阶段；

6、当被压窜页岩气井采出程度为(0.1，0.15]，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.4，0.7]，气液比为(1000，10000]时，被压窜页岩气井属于需要前瞻性油管加深的生产阶段；

7、当被压窜页岩气井采出程度为(0.15，0.2]，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.1，0.4]，井口油压与转油管生产时油压比值为(0.6，1)，气液比为(0，1000]时，被压窜页岩气井属于需要电驱循环气举强制排水的生产阶段；

8、当被压窜页岩气井采出程度为(0.15，+∞)，且井口套压与测试稳定套压比值为(0，0.1]，井口油压与转油管生产时油压比值为(0，0.6]，气液比为(0，1000]时，被压窜页岩气井属于需要地面井口系统增压的生产阶段。

9、优选的，所述前瞻性连续油管加深的过程中，当被压窜页岩气水平井b点的井斜角大于90度时，连续油管下深位置即为被压窜页岩气水平井a点的井深位置；当被压窜页岩气水平井b点的井斜角小于及等于90度时，连续油管下深位置根据被压窜页岩气水平井生产状态进行进行确定；其中，a点是水平井跟端位置，即水平段起始点；b点是水平井趾端位置，即水平段终止点。

10、优选的，当被压窜页岩气水平井b点的井斜角小于及等于90度时，连续油管下深位置的确定标准为：当被压窜页岩气井采出程度为(0.1，0.125]，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.4，0.5]，气液比为(1000，5000]时，连续油管下深位置分布在被压窜页岩气井水平段的60%~80%处；当被压窜页岩气井采出程度为(0.125，0.15]，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.5，0.7]，气液比为(5000，10000]时，连续油管下深位置分布在被压窜页岩气井水平段的40%~60%处。

11、优选的，所述电驱循环气举强制排水包括以下步骤：在生产平台部署一台压缩机；压缩机进气口的气源为生产平台内生产的天然气或管输天然气，压缩机出气口通过注气主管线经三通与被压窜页岩气井的采气树油套端连通，三通与与被压窜页岩气井的采气树油套端之间的注气直线上接入有调节阀；正举作业时，打开被压窜页岩气井的采气树油管注入端，通过调节阀控制注气参数，实现从油管注入套管产出排水作业；反举作业时，打开被压窜页岩气井的采气树套管注入端，通过调节阀控制注气参数，实现从套管注入油管产出排水作业。

12、优选的，在部署压缩机的过程中，当需要满足多口被压窜页岩气井进行电驱循环气举强制排水作业时，根据被压窜页岩气井的数量，在压缩机出气口的主管线上添加注气支路管，以将所有的被压窜页岩气井接入压缩机，每条注气支路管上分别安装气液流量计、单流阀及气量调节阀。

13、优选的，所述电驱循环气举强制排水的过程中，还包括确定注气参数，即：当被压窜页岩气井采出程度为(0.15，0.175]，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.2，0.4]，井口油压与转油管生产时油压比值为(0.8，1)，气液比为(500，1000]时，电驱循环气举强制排水的注气参数为日注气量1~2万方；当被压窜页岩气井采出程度为(0.175，0.2]，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.1，0.2]，井口油压与转油管生产时油压比值为(0.6，0.8)，气液比为(0，500]时，电驱循环气举强制排水的注气参数为日注气量2~5万方。

14、优选的，所述地面井口系统增压包括设置经验参数，即：当被压窜页岩气井采出程度为(0.15，0.18)，且井口套压与测试稳定套压比值为(0.05，0.1]，井口油压与转油管生产时油压比值为(0.3，0.6]，气液比为(500，1000]时，地面井口系统的进气压力设置为1~3mpa；当被压窜页岩气井采出程度为[0.18，+∞)，且井口套压与测试稳定套压比值为(0，0.05]，井口油压与转油管生产时油压比值为(0，0.3]，气液比为(0，500]时，地面井口增压系统进气压力设置为0.5~1.0mpa。

15、本发明所带来的有益的技术效果：

16、1、本技术方案首次提出对应用矿场实际压窜数据建立被压窜水平井不同生产阶段划分标准，基于该划分标准对被压窜页岩气水平井的生产阶段进行划分，然后根据被压窜页岩气井所处的生产阶段，对被压窜页岩气井进行适应性的复合复产操作。相对于现有技术，本技术方案集前瞻性连续油管加深、电驱循环气举强制排水、地面井口系统增压为一体构成被压窜页岩气井的复产复合工艺体系，将前瞻性连续油管加深、电驱循环气举强制排水、地面井口系统增压有机结合，为促进页岩气藏高效开发、气井产能发挥提供了新的可行技术手段，即，可根据页岩气水平井被压窜时所处的不同生产阶段进行复产工艺优选，解决了单一工艺的局限性，采取针对性强、复产效率高的复合工艺提产，为进一步提升页岩气井产能提供了有效技术手段。

17、2、本技术方案提供了一套完整的页岩气井生产阶段划分标准，应用现场已实施压窜井复产工艺数据，形成了被压窜页岩气水平井高效复产复合工艺经验参数，适用性强，结果易判断，特别适合现场快速判断应用。