一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法

1.本发明涉及油气资源开发技术领域，尤其涉及一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法。


背景技术：

2.我国页岩气资源储层渗流率极低，必须通过钻水平井并实施大规模体积压裂来保障单井页岩气产量达到商业开采程度，所有生产井均不同程度地出现了单井压力和产量快速下降的情况。
3.而造成上述问题的主要原因在于：页岩气储层非常致密，单井的控制范围基本与压裂改造范围相当，外部储层的页岩气和压力往往来不及补充，致使在改造区域范围内形成了采空区，这一现象导致众多老井在生产一段时间后迅速降低到产能无法满足经济开采需求的程度，页岩气生产成本显著增大。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于提供一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法，目的在于提高页岩气生产老井的控制范围。
5.为实现上述目的，本发明提供了一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法，包括以下步骤：基于储层物性特征对老井进行储层增能潜力评价，得到评价结果；基于所述评价结果对所述老井布置增能新井；计算所述增能新井裂裂缝扩展并优化设计压裂施工参数，基于所述施工参数实施新井压裂施工连通裂缝带，并对所述增能新井进行实时监测，得到监测数据；所述老井基于所述监测数据恢复正常开采，增能新井开始开采，最后通过产能预测模拟评价增能后的长效生产能力。
6.其中，所述储层物性特征包括孔隙度、渗透率和页岩气流动特征。
7.其中，所述储层增能潜力评价包括储层物性评价和增能潜力评价。
8.其中，所述基于所述评价结果对所述老井布置增能新井的具体方式：基于所述评价结果评价所述老井的储层改造范围；基于所述改造范围评价所述老井长期开采的波及范围；基于所述改造范围和所述波及范围来布署增能新井。
9.其中，所述实时监测包括实时监测邻井井底压力和微地震监测。
10.本发明的一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法，基于储层物性特征对老井进行储层增能潜力评价，得到评价结果；基于所述评价结果对所述老井布置增能新井；计算所述增能新井裂裂缝扩展并优化设计压裂施工参数，基于所述施工参数实施新井压裂施工连通裂缝带，并对所述增能新井进行实时监测，得到监测数据；所述老井基于所述监测数据恢复正常开采，增能新井开始开采，最后通过产能预测模拟评价增能后的长效生产能
力，该方法能够在裂缝性页岩气老井长期生产后产量过低后为其补充能量、增大单井控制储量和提高井组总产量，为页岩气储层调整开发方案提供了可靠依据，对老井附近的裂缝带这一地质特征加以充分利用，通过在老井附近钻增能新井并压裂增能的方式，解决传统页岩气生产井单井产能衰竭后只能考虑重复压裂等仅能提升原有改造区域泄流能力，无法增大外部储层对老井泄流区域补充能量的问题，压前地质力学评价-压中监测与控制-压后预测的方式，实现了新井可控压窜老井，在不损害老井井筒和生产的情况下，不仅解决了传统页岩气多井压裂（包括加密井、子井压裂）普遍将压窜现象视作井下工程风险而进行规避的问题，同时还增加了单井的储量动用控制范围，设置了增能潜力评价，通过对外部储层是否具有向生产井补能条件进行判断，避免了无效增能设计及施工，能够极大程度上节省增能新井研发及建井成本，考虑老井压后生产过程中的动态地质力学演化，确保增能新井布署和压裂施工参数设计符合当前地质力学条件，有助于在压裂连通裂缝带的过程中开展有效压窜控制。
附图说明
11.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，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅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。
12.图1是本发明提供的一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法。
13.图2 基于裂微地震监测结果的老井压裂裂缝对比校正图；其中(a)图为天然裂缝模型计算压裂裂缝图，(b)图为老井实际压裂微地震监测结果图；图3 天然裂缝模型及其中的裂缝带示意图；图4 老井孔隙压力和地应力波及范围示意图；其中(c)图为孔隙压力波及范围图，(d)图为地应力波及范围图；图5 优化后的增能新井压裂裂缝扩展结果示意图；图6 压力冲击指示曲线示意图；图7 增能新井压后生产评价增能效果示意图；其中(e)图为增能井压裂前老井孔压分布图，(f )图为增能井压后生产6个月后的孔压分布图。
具体实施方式
14.下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
15.请参阅图1至图7，本发明提供一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法，包括以下步骤：s1基于储层物性特征对老井进行储层增能潜力评价，得到评价结果；具体的，通过储层物性特征（孔隙度、渗透率、页岩气流动特征）评价改造区边缘是否能够自动补能；同时，通过老井井周是否存在裂缝带判断是否具有增能的可能性（即增能潜力）。
16.具体评价过程包括以下2个步骤：s11储层物性评价：首先开展储层物性评价测试实验，基于压汞法测试储层条件下的储层岩心孔隙度、基于气藏法测试储层岩心渗透率、基于api标准测试不同缝宽下的页岩裂缝导流能力等；然后建立双渗流动机制下的目标井区页岩气渗流模型，分别计算未压裂改造储层和压裂改造储层的单井产能；对比未改造储层和压裂改造储层的单井产能大小，若未改造储层的单井产能小于压裂改造储层的1/10，则认为外部储层无法向该页岩气老井改造区边缘自动补能，存在增能的必要性；s12增能潜力评价：基于地震解释结果（蚂蚁体数据等）建立天然裂缝模型，并基于fmi成像测井数据、岩心观测数据等对天然裂缝模型中的分布函数、密度、产状、尺寸等数据进行校正，得到该井区相对准确的天然裂缝模型。将天然裂缝模型与需要增能的老井压裂微地震监测结果进行对比（图2），如果老井压裂微地震监测图相邻外侧发育裂缝带（图3），则认为该井具有增能的可能性。
17.s2基于所述评价结果对所述老井布置增能新井；具体的，通过数值模拟和现场压裂监测数据确定裂缝边界，确定老井的储层改造范围；通过老井长期开采气藏数值模拟，确定老井长期开采的波及范围；将老井布署在改造范围和生产波及范围外侧区域。
18.具体方式：s21基于所述评价结果评价所述老井的储层改造范围；具体的，首先基于地质建模成果（包括岩石力学参数、断裂力学参数和三向地应力等地质力学参数）和s1中建立的天然裂缝模型，建立老井页岩气水力压裂复杂裂缝扩展数值模型，模型中井筒、射孔及注入参数均参照该井的实际施工参数，同时模型中考虑裂缝扩展过程中岩石的损伤破裂、裂缝壁面向岩石基质滤失、裂缝与岩石的变形互作用等。然后模拟裂缝扩展过程中，生成水力压裂裂缝并与微地震、大地电磁等该井实际压裂施工过程中的监测数据进行对比，进而校正该裂缝模型；接着，建立三维页岩气藏渗流模型以实际生产参数为边界条件进行历史拟合计算，如拟合误差小于5%，则认为压裂裂缝计算结果合理，否则调整压裂裂缝直至满足误差小于5%；最后，根据校正后的裂缝，确定老井压裂改造范围。
19.s22基于所述改造范围评价所述老井长期开采的波及范围；具体的，老井长期开采波及范围需要包括孔隙压力波及范围和地应力的波及范围，因而需要建立老井长期开采的地应力模型，即建立基于三维地质建模成果，考虑胡克定律和有效应力定律，建立三维有限元地质力学模型，并以s2（i）中三维页岩气渗流模型计算得到的三维孔隙压力变化结果为边界条件，计算老井压后生产不同时间的地应力变化情况，最终确定老井长期开采的孔隙压力和地应力波及范围（图4）。
20.s23基于所述改造范围和所述波及范围来布署增能新井。
21.具体的，根据改造范围和生产波及范围来布署增能新井，布署方法：一、增能新井若在两老井之间，且老井的生产波及范围未能覆盖中间全部储层，则增能新井布署到正中间，且井眼轨迹与老井平行；二、增能新井若布署在老井一侧，则将增能新井布署在老井开采波及范围以外，与老井相邻距离略大于老井改造范围的2倍，且井眼轨迹与老井平行。其余的井口设置和钻井过程等均与常规页岩气井相同。
22.s3计算所述增能新井裂裂缝扩展并优化设计压裂施工参数，基于所述施工参数实
施新井压裂施工连通裂缝带，并对所述增能新井进行实时监测，得到监测数据；具体的，具体实施过程包括以下3个步骤：s31增能新井压裂设计及优化：以s21中的老井页岩气水力压裂复杂裂缝扩展数值模型为基础，并根据s23得到的增能新井井筒情况，建立增能新井水力压裂复杂裂缝扩展数值模型，模型中需保留老井井筒及压裂改造结果，同时将s22中的孔隙压力和地应力变化情况更新到模型中；然后以老井压裂施工参数为基准，开展增能新井压裂裂缝扩展计算，主要计算裂缝扩展形态、缝内压力变化、裂缝扩展过程中的地应力变化、模拟微地震事件点等。以裂缝扩展形态 缝内压力变化 地应力变化 模拟微地震事件点为共同判据，分析压裂裂缝是否连通s12中所述的裂缝带、是否连通老井压裂裂缝、以及是否压窜到老井井筒附近。不同调整压裂施工参数，直至满足增能新井压裂裂缝连通天然裂缝带且刚刚连通老井压裂裂缝，但未压窜到老井井筒附近，实现井间可控压窜。此时的压裂施工参数即为优化设计后的增能新井压裂施工参数，如图5所示。
23.s32增能新井压裂施工：基于s31得到的优化设计施工参数开展增能新井压裂施工，施工方法及过程与老井压裂相同，但需要对老井井口或井内采取压力及流量控制措施。通过该可控压窜邻井改造区的方式，建立增能新井改造区与老井改造井的增能通道。
24.s33增能新井施工监测：一、需要实时监测邻井井底压力，若邻井井底压力持续波动或出现较大的冲击效应，如图6所示，则立即停止施工，此时实际地层中增能新井压裂裂缝缝内流体已接近老井井周，并将此时的施工参数视为后续施工的上限；二、微地震监测：通过微地震信号的实时动态监测反演，确定微地震信号的是否已经波及进入邻井的压裂改造区，若已经进入，则立即停止施工，此时实际地层中增能新井压裂裂缝的波及应力已接近老井井周，并将此时的施工参数视为后续施工的上限。
25.s4所述老井基于所述监测数据恢复正常开采，增能新井开始开采，最后通过产能预测模拟评价增能后的长效生产能力。
26.具体的，实施过程包括以下4个步骤：s41老井解除井控措施、重新正常开采页岩气，在老井井筒-老井改造区-增能通道-增能新井改造区之间形成压差，使得未动用的页岩气开始向老井改造区及井筒内流动，实现增能。
27.s42增能新井开始开采页岩气，使得增加井井周改造区内具有压差，页岩气从原有的赋存状态变为流动状态，为增能新井向老井增能提供更好的页岩气流动性。
28.s43增能结果判断：老井开采一段时间后，通过老井的井筒压力变化是否持续恢复判断增能是否成功，如果老井井筒压力出现上升，则说明增能成功。
29.s44增能效果评价，通过模拟增能新井压裂改造后增能新井和老井开采过程产能预测与三维储层动态孔隙压力变化情况，评价老井在增能后的长效生产能力，如图7所示。
30.因此该新井压裂增能并提高老井产能的方法能够对增能潜力评价，避免了无效增能设计及施工，能够极大程度上节省增能新井研发及建井成本；通过压前地质力学评价-压中监测与控制-压后预测的方式，实现了新井可控压窜老井，在不损害老井井筒和生产的情况下，不仅解决了传统页岩气多井压裂（包括加密井、子井压裂）普遍将压窜现象视作井下工程风险而进行规避的问题，同时还增加了单井的储量动用控制范围；同时，考虑了老井压后生产过程中的动态地质力学演化，确保增能新井布署和压裂施工参数设计符合当前地质
力学条件，有助于在压裂连通裂缝带的过程中开展有效压窜控制。在此基础上，对老井附近的裂缝带这一地质特征加以充分利用，解决了传统页岩气生产井单井产能衰竭后只能考虑重复压裂等仅能提升原有改造区域泄流能力，无法增大外部储层对老井泄流区域补充能量的问题，从而实现了老井产能恢复和控制范围扩展，提高了页岩气开发潜力。
31.以上所揭露的仅为本发明一种页岩气新井压裂增能并提高老井产能的方法较佳实施例而已，当然不能以此来限定本发明之权利范围，本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分流程，并依本发明权利要求所作的等同变化，仍属于发明所涵盖的范围。