低渗油藏的压裂、渗吸方法.pdf

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN114320250A(43)申请公布日2022.04.12(21)申请号202011073247.8E21B43/26(2006.01)(22)申请日2020.10.09E21B43/267(2006.01)E21B47/00(2012.01)(71)申请人中国石油天然气股份有限公司地址100007北京市东城区东直门北大街9号中国石油大厦(72)发明人田福春闫阳尹顺利廖兴松邵力飞张胜传秦飞翔赵玉东构小婷杨立永贾云鹏刘学伟刘雨郝桂宪陈紫薇石瑾(74)专利代理机构北京三高永信知识产权代理有限责任公司11138代理人李珂珂(51)Int.Cl.E21B43/18(2006.01)E21B43/22(2006.01)权利要求书2页说明书10页附图3页(54)发明名称低渗油藏的压裂、渗吸方法(57)摘要本申请公开了一种低渗油藏的压裂、渗吸方法，属于油藏开发技术领域。该方法包括：制备第一液量的干层增能液、第二液量和第一含砂量的冻胶压裂液、目标浓度的起泡型渗吸剂，在目标油层的注入压力大于目标油层的破裂压力的条件下，向目标油层的相邻干层注入干层增能液，向目标油层依次注入冻胶压裂液和起泡型渗吸剂。本申请实施例提供的技术方案，采用干层增能液，增加了目标油层的底层能量，采用冻胶压裂液，能够改善原油在地下的流动环境，提高导流能力，采用起泡型渗吸剂，由于起泡型渗吸剂在原油剪切条件下能够由液态转变为泡沫状态，因此，能够减少对原油的驱替距离，也就降低了原油的回流难度，达到了提高采收率的目的。CN114320250ACN114320250A权利要求书1/2页1.一种低渗油藏的压裂、渗吸方法，其特征在于，所述方法包括：基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量，所述第一含砂量用于表示所述冻胶压裂液中压裂支撑剂的含量；基于所述目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度；制备所述第一液量的干层增能液、所述第二液量和所述第一含砂量的冻胶压裂液、所述目标浓度的起泡型渗吸剂；基于所述目标油层的油层中垂深、油层静压、油层破裂梯度和管柱摩阻压力，确定所述目标油层的注入压力；在所述目标油层的注入压力大于所述目标油层的破裂压力的条件下，向所述目标油层的相邻干层注入所述干层增能液，向所述目标油层依次注入所述冻胶压裂液和所述起泡型渗吸剂。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标油层的目标裂缝长度的确定过程包括：基于所述目标油层的渗透率、启动压力梯度和油井间距，确定所述目标油层的目标裂缝长度。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量包括：基于所述目标油层的目标裂缝长度以及所述目标油层的渗透率、孔隙度、油层厚度和泥水含量，确定注入总液量、冻胶压裂液的含量占比、干层增能液的含量占比、含砂总量及压裂支撑剂的含量占比；基于所述注入总液量和所述干层增能液的含量占比，确定所述第一液量；基于所述注入总液量和所述冻胶压裂液的含量占比，确定所述第二液量；基于所述含砂总量和所述压裂支撑剂的含量占比，确定所述第一含砂量。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：基于所述目标油层的目标裂缝长度，确定滑溜水的第三液量和第二含砂量，所述第二含砂量用于表示所述滑溜水中石英砂的含量；所述向所述目标油层依次注入所述冻胶压裂液和所述起泡型渗吸剂之前，所述方法还包括：向所述目标油层注入所述滑溜水。5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：基于所述目标油层的目标裂缝长度，确定所述干层增能液的第一注入流量和所述冻胶压裂液的第二注入流量；所述干层增能液和所述冻胶压裂液的注入过程包括：按照所述第一注入流量，向所述目标油层的相邻干层注入所述干层增能液；按照所述第二注入流量，向所述目标油层注入所述冻胶压裂液。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于目标油层的目标裂缝长度，确定干层增能液的第一液量、冻胶压裂液的第二液量和第一含砂量之前，所述方法还包括：基于所述目标油层的目标裂缝宽度，选取所述目标裂缝宽度对应的粒径，作为所述压裂支撑剂的目标粒径，其中，粒径与裂缝宽度正相关。2CN114320250A权利要求书2/2页7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述目标油层的岩心样品，确定起泡型渗吸剂的目标浓度包括：基于不同浓度的起泡型渗吸剂，对所述目标油层的岩心样品，进行渗吸实验和驱替实验，得到所述不同浓度的起泡型渗吸剂对应的原油采收率；确定最大的原油采收率对应的浓度，作为所述起泡型渗吸剂的目标浓度。8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述起泡型渗吸剂为起泡型