一种油气藏二氧化碳增渗识别及压裂施工参数优选方法

本发明涉及油气藏储层伤害评价与二氧化碳增产改造，特别涉及一种油气藏二氧化碳增渗识别及压裂施工参数优选方法。

背景技术：

1、二氧化碳压裂、二氧化碳吞吐、超临界二氧化碳浸泡和二氧化碳驱替等技术已逐渐应用于致密砂岩、页岩、低渗透砂岩、碳酸盐岩、煤岩等油气藏储层增产改造过程。但在增产改造过程中，在高温高压条件下，二氧化碳会与地层水形成碳酸体系，并进一步与岩石中的碳酸盐矿物、长石类矿物及部分黏土矿物发生水岩反应，从而诱发矿物溶蚀、孔喉结构重构、润湿性改变和渗流能力变化。因此，亟需明确二氧化碳对储层基质产生的扩孔增渗和伤害解除作用。

2、在二氧化碳作用过程中，气藏和油藏储层的伤害类型及增渗来源存在明显差异。对于气藏，岩心水锁伤害、压裂液破胶液滤液引起的敏感性伤害、二氧化碳诱导的孔喉扩容作用、解除水锁作用以及解除敏感性伤害作用可能同时存在。对于油藏，除束缚水伤害、注入水伤害和敏感性伤害外，还存在残余油滞留对孔喉和渗流通道的占据作用；二氧化碳作用后，残余油可因溶胀、降黏、萃取、界面张力降低和驱替动用等过程而被部分解除，从而进一步改善气相或液相渗流能力。上述多种作用往往相互叠加，使二氧化碳作用后的渗透率变化不再对应单一机理。

3、现有二氧化碳储层改造评价方法多采用处理前后岩心渗透率、孔隙度、矿物组成或微观形貌变化来判断改造效果，通常只能获得二氧化碳作用后的整体增渗结果，难以区分扩孔增渗、解水锁增渗、解除敏感性伤害和解残余油等不同贡献。尤其是在含水或含油状态下，岩心气相有效渗透率的提高既可能来源于孔喉扩大，也可能来源于束缚水减少、润湿性改变、敏感性矿物伤害解除或解残余油动用。若仅以单一气测渗透率或液测渗透率变化作为评价依据，容易将多种作用混合为一个总效果，无法准确识别二氧化碳对气藏和油藏储层的真实改造机制，也难以为现场压裂、吞吐和驱替参数优化提供可靠依据。

4、此外，现有研究和评价方法往往以纯二氧化碳或单一二氧化碳浓度条件作为实验对象，而在实际储层中，二氧化碳注入后会与烃类气体、地层水、原油或工作液发生混合、溶解、扩散和运移，使储层不同位置和不同作用阶段的二氧化碳摩尔分数发生变化。因此，储层基质受到的并非始终是纯二氧化碳作用，而是不同二氧化碳摩尔分数条件下的二氧化碳-水-岩石或二氧化碳-水-油-岩石相互作用。二氧化碳摩尔分数会影响碳酸生成量、溶液酸度、矿物溶蚀速率、二次矿物沉淀、润湿性调控、束缚水释放和残余油动用程度，其对储层改造效果的影响通常并非简单的线性增强关系。

5、在较低二氧化碳摩尔分数下，二氧化碳-水-岩石反应强度不足，孔喉溶蚀、润湿性改变和水锁解除作用较弱；在适中的二氧化碳摩尔分数范围内，矿物溶蚀扩孔、孔喉连通性改善、润湿性由强水湿向弱水湿或中性润湿转变、束缚水降低以及残余油动用可能产生协同增渗效果；而在过高二氧化碳摩尔分数下，过强的水岩反应可能诱发二次矿物沉淀、细粒迁移、孔喉局部堵塞或润湿性调控趋于饱和，使增渗效果不再继续增强，甚至出现增渗衰减。因此，仅评价纯二氧化碳条件下的处理效果，难以反映实际储层中二氧化碳摩尔分数变化对基质改造效果的非线性影响。

技术实现思路

1、针对上述问题，本发明旨在提供一种油气藏二氧化碳增渗识别及压裂施工参数优选方法。

2、本发明的技术方案如下：

3、一方面，提供一种油气藏二氧化碳增渗识别方法，包括以下步骤：

4、根据所述目标储层的储层类型，选择气藏评价流程或油藏评价流程进行实验获得实验参数，所述油藏评价流程包括油藏静态评价流程和/或油藏动态评价流程；

5、进行实验时，在相同温度、压力、作用时间和流体饱和状态条件下，设置至少三个不同二氧化碳摩尔分数组，所述二氧化碳摩尔分数组由二氧化碳与氮气、甲烷、空气或地层气中的一种或多种配制形成且各组总压力保持一致，在每个二氧化碳摩尔分数组下重复实验；

6、根据所述实验参数确定二氧化碳增渗贡献。

7、作为优选，所述气藏评价流程包括以下子步骤：

8、s11：获取目标储层至少两块物性相近的标准岩心，并将其分为a组岩心和b组岩心；

9、s12：对所述a组岩心和所述b组岩心分别进行预处理，并测定其在干态条件下的初始气测绝对渗透率，记为kga1和kgb1；

10、s13：分别配制模拟地层水和压裂液破胶液滤液，并以所述模拟地层水饱和所述a组岩心建立束缚水状态，以所述压裂液破胶液滤液饱和所述b组岩心建立束缚液体状态，测定束缚状态下的气相有效渗透率，记为kga2和kgb2；

11、s14：分别在目标条件下对所述a组岩心和所述b组岩心进行超临界二氧化碳浸泡，浸泡结束后测定岩心在保持含液状态下的气相有效渗透率，记为kga3和kgb3；

12、s15：烘干岩心，测定岩心烘干后的绝对渗透率，记为kga4和kgb4。

13、作为优选，根据所述实验参数确定二氧化碳增渗贡献时，通过下式计算a组岩心的水锁伤害率dgw：

14、  （1）

15、通过下式计算a组岩心的扩孔增渗率igp：

16、  （2）

17、通过下式计算a组岩心的解水锁增渗率igw：

18、  （3）

19、通过下式计算b组岩心水锁与敏感性的综合伤害率dgt：

20、  （4）

21、通过下式计算b组岩心经二氧化碳作用后的扩孔与解敏感增渗率igbd：

22、  （5）

23、通过下式计算b组岩心经二氧化碳作用后的解水锁与解敏感增渗率igbw：

24、  （6）

25、通过下式计算b组岩心的敏感性伤害率dgs：

26、  （7）

27、通过下式计算b组岩心的干态解敏感增渗率igbs,d：

28、  （8）

29、通过下式计算b组岩心的含液解敏感增渗率igbs,w：

30、  （9）。

31、作为优选，所述油藏静态评价流程包括以下子步骤：

32、s21：获取目标储层至少两块物性相近的标准岩心，并将其分为a组岩心和b组岩心；

33、s22：对所述a组岩心和所述b组岩心分别进行预处理，并测定其在干态条件下的初始气测绝对渗透率，记为koa1和kob1；

34、s23：对所述a组岩心建立束缚水状态，对所述b组岩心建立束缚水-残余油状态，测定束缚状态下的气相有效渗透率，记为koa2和kob2；

35、s24：分别在目标条件下对所述a组岩心和所述b组岩心进行超临界二氧化碳浸泡，浸泡结束后测定岩心在束缚状态下的气相有效渗透率，记为koa3和kob3；

36、s25：烘干岩心，测定岩心烘干后的绝对渗透率，记为koa4和kob4。

37、作为优选，根据所述实验参数确定二氧化碳增渗贡献时，通过下式计算a组岩心的扩孔增渗率ioap：

38、  （10）

39、通过下式计算a组岩心的束缚水伤害率doaw：

40、  （11）

41、通过下式计算a组岩心的解水锁增渗率ioaw：

42、  （12）

43、通过下式计算b组岩心的综合伤害率dobt：

44、  （13）

45、通过下式计算b组岩心的扩孔增渗率iobp：

46、  （14）

47、通过下式计算b组岩心的解水锁与解残余油综合增渗率iobwr：

48、  （15）

49、通过下式计算b组岩心的残余油伤害率dor：

50、  （16）

51、通过下式计算b组岩心的解残余油贡献率ior,r：

52、  （17）。

53、作为优选，所述油藏动态评价流程包括以下子步骤：

54、s31：获取目标储层至少两块物性相近的标准岩心，并将其分为a组岩心和b组岩心；

55、s32：对所述a组岩心和所述b组岩心分别进行预处理，并测定其在干态条件下的初始气测绝对渗透率，记为kda1和kdb1；

56、s33：对所述a组岩心饱和地层水或模拟地层水，测定地层水液测渗透率，记为kda2；

57、以模拟地层水饱和所述b组岩心，然后向所述b组岩心饱和地层油或模拟油，并采用地层水或模拟地层水进行驱替，建立残余油状态，测定残余油状态下的水相有效渗透率，记为kdb2；

58、s34：分别向所述a组岩心和所述b组岩心驱替蒸馏水、注入水或工作液，驱替10-15pv后，在模拟储层温度和压力条件下保温保压，测定液测渗透率，记为kda3和kdb3；

59、s35：分别向所述a组岩心和所述b组岩心注入氮气驱替至出口端不出水，测定束缚水状态下气相有效渗透率，记为kda4和kdb4；

60、s36：在目标条件下对所述a组岩心和所述b组岩心进行超临界二氧化碳驱替，记录二氧化碳驱替的初始气相有效渗透率，记为kda5和kdb5，以及稳定气相有效渗透率，记为kda6和kdb6；

61、s37：二氧化碳驱替至渗透率稳定后，采用氮气复测气相有效渗透率，记为kda7和kdb7；

62、s38：分别向所述a组岩心和所述b组岩心驱替地层水或模拟地层水，测定二氧化碳作用后的液测渗透率，记为kda8和kdb8；

63、s39：烘干岩心，测定岩心烘干后的气测绝对渗透率，记为kda9和kdb9。

64、作为优选，根据所述实验参数确定二氧化碳增渗贡献时，通过下式计算a组岩心的注入水伤害率ddaw：

65、  （18）

66、通过下式计算a组岩心束缚水与敏感性共同作用下的气相通道综合伤害率ddag：

67、  （19）

68、通过下式计算a组岩心扩孔、解水锁与解敏感作用于二氧化碳渗流通道的综合恢复率：

69、  （20）

70、通过下式计算a组岩心扩孔、解水锁与解敏感作用于氮气复测通道恢复率：

71、  （21）

72、通过下式计算a组岩心二氧化碳作用于液体渗流通道恢复率ida,l：

73、  （22）

74、通过下式计算a组岩心干态气体渗流通道扩孔率ida,p：

75、  （23）

76、通过下式计算b组岩心残余油存在条件下注入水伤害率ddbw：

77、  （24）

78、通过下式计算b组岩心残余油、束缚水和敏感性共同作用下的气相通道综合伤害率ddbg：

79、  （25）

80、通过下式计算b组岩心二氧化碳渗流通道综合恢复率：

81、  （26）

82、通过下式计算b组岩心氮气复测通道综合恢复率：

83、  （27）

84、通过下式计算b组岩心液体渗流通道综合恢复率idb,l：

85、  （28）

86、通过下式计算b组岩心干态气体渗流通道扩孔率idb,p：

87、  （29）

88、通过下式计算解残余油对二氧化碳渗流通道恢复的贡献率：

89、  （30）

90、通过下式计算解残余油对氮气复测通道恢复的贡献率：

91、  （31）

92、通过下式计算解残余油对液体渗流通道恢复的贡献率：

93、  （32）。

94、作为优选，所述物性相近的标准岩心满足以下至少一种条件：初始渗透率差异不超过20%，孔隙度差异不超过10%，核磁共振t2谱主峰位置差异不超过20%，主要矿物含量差异不超过15%。

95、另一方面，还提供一种油气藏二氧化碳压裂施工参数优选方法，包括以下步骤：

96、s1：采用上述任意一项所述的油气藏二氧化碳增渗识别方法，确定二氧化碳增渗贡献参数，并对所述二氧化碳增渗贡献参数进行归一化处理；

97、s2：构建综合改造指数模型，并根据所述综合改造指数模型计算获得不同二氧化碳摩尔分数下的综合改造指数；

98、s3：选择所述综合改造指数达到阈值对应的二氧化碳摩尔分数范围作为目标储层的推荐二氧化碳摩尔分数窗口；

99、s4：将所述推荐二氧化碳摩尔分数窗口以及对应的二氧化碳增渗贡献参数输入至流-固-热-化多场耦合二氧化碳压裂-焖井模型中，对不同二氧化碳压裂施工参数组合进行模拟评价，并根据评价结果确定目标储层的推荐二氧化碳压裂施工参数；

100、所述流-固-热-化多场耦合二氧化碳压裂-焖井模型为：

101、  （33）

102、式中：为流-固-热-化多场耦合二氧化碳压裂-焖井模型；为二氧化碳压裂施工参数组合；为应力张量；为体力项；为总损伤变量；为未损伤状态下的初始弹性刚度张量；为总应变张量；为初始应变张量；为岩石热膨胀系数；为温度；为参考温度；为单位张量；为孔隙度；为流体密度；t为时间；为达西渗流速度；为质量源项；为渗透率；为流体黏度；为孔隙压力；为等效体积热容；为流体定压比热容；为等效导热系数；为热源项；为二氧化碳扩散通量；为二氧化碳摩尔浓度；为反应项；为源汇项；为有效扩散系数；为二氧化碳的摩尔分数；为初始渗透率；为初始孔隙度；为由二氧化碳摩尔分数和作用时间共同决定的渗透率演化倍数。

103、作为优选，当步骤s1中，所述油气藏二氧化碳增渗识别方法采用气藏评价流程进行实验获得实验参数时，步骤s2中，所述综合改造指数模型为：

104、  （34）

105、式中：为气藏评价流程下的综合改造指数；为二氧化碳摩尔分数；为归一化扩孔增渗率；为归一化解水锁增渗率；为归一化解敏感增渗率；

106、当步骤s1中，所述油气藏二氧化碳增渗识别方法采用油藏静态评价流程进行实验获得实验参数时，步骤s2中，所述综合改造指数模型为：

107、  （35）

108、式中：为油藏静态评价流程下的综合改造指数；为归一化扩孔增渗率；为归一化解水锁增渗率；为归一化残余油动用贡献率；

109、当步骤s1中，所述油气藏二氧化碳增渗识别方法采用油藏动态评价流程进行实验获得实验参数时，步骤s2中，所述综合改造指数模型为：

110、  （36）

111、式中：为油藏动态评价流程下的综合改造指数；为归一化二氧化碳渗流通道综合恢复率；为归一化氮气复测通道综合恢复率；为归一化液体渗流通道综合恢复率；为归一化干态气体渗流通道扩孔率。

112、本发明的有益效果是：

113、本发明能够通过多状态渗透率及孔渗响应关系，定量识别水锁伤害、敏感性伤害、注入水伤害和残余油滞留伤害，分解扩孔增渗、解水锁、解敏感增渗和残余油动用贡献，并建立二氧化碳摩尔分数-储层改造效果响应关系，确定目标储层的最优二氧化碳摩尔分数窗口，从而能够为二氧化碳压裂、吞吐、浸泡和驱替过程中的施工参数优化提供技术支撑。进一步地，本发明将岩心实验确定的二氧化碳摩尔分数窗口和增渗贡献参数输入流-固-热-化多场耦合二氧化碳压裂-焖井模型，对泵注排量、二氧化碳泵注总量、施工压力、注入时间、焖井时间、段长、簇间距、单段簇数和二氧化碳与辅助气体混配比例等施工参数进行模拟优选，使实验尺度获得的二氧化碳增渗贡献能够进一步转化为目标储层的二氧化碳压裂施工方案。