CN103821491A - 一种加砂压裂工艺 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种加砂压裂工艺，所述工艺是将含纤维携砂液和纯冻胶间隔液以交替循环的方式泵入油气井裂缝内，进入油气井裂缝内的含纤维携砂液被管柱上的射孔炮眼分散成形状各异的团块状，这些团块状的含纤维携砂液由内向外堆砌在裂缝内形成砂柱，该砂柱中相邻团块状的含纤维携砂液之间缝隙被纯冻胶间隔液填充，整个砂柱的截面呈堆砌的石墙状；所述砂柱对闭合过程中的裂缝及闭合后的裂缝进行支撑，砂柱中的纯冻胶间隔液部位在破胶后形成油气的低阻力、高流速渗流通道。本发明使油气井裂缝在优异支撑的导流能力下，油气形成大面积、低阻力、高流速的渗流，进而使得油气井的单井产量被大幅增加，有效降低了油气井的开采成本，实用性强，可靠性高。

Description

一种加砂压裂工艺
技术领域：
本发明涉及一种油气井开采的水力压裂增产工艺，具体是一种加砂压裂工艺。
背景技术：
压裂增产是低渗透油气井开采增产的重要技术。实现压裂增产工艺的核心关键在于对油气井裂缝的支撑，通过对油气井裂缝的有效支撑确保良好的裂缝导流能力，进而提高油气产量。然而，传统加砂压裂工艺对油气井裂缝的支撑是依靠均一的支撑剂持续泵入实现的，这使得油气井裂缝导流能力的高低完全取决于支撑剂砂柱本身的导流能力，这势必要求支撑剂本身需要兼顾两个功能，一个功能为支撑功能，另一个功能为充当油气渗流通道的功能。
这种加砂压裂工艺对支撑剂的功能要求，促使支撑剂的研制难度非常大，这是因为：支撑功能的增强是防止砂柱分散、沉降实现的，而防止砂柱分散、沉降则势必相应的影响渗流通道功能，反之，渗流通道功能的增强是分散、沉降砂柱实现的，而分散、沉降砂柱则势必相应的影响支撑功能。因而，二者无法同时兼顾高性能，通常采取的措施是平衡兼顾。
正是基于上述支撑剂的功能矛盾，使得传统加砂压裂工艺中，进入油气井裂缝内的支撑剂呈沙粒状堆积形成砂柱，破胶后，砂柱内无法形成特定的渗流通道，而是依靠砂柱本身所形成的细微渗流通道进行渗流，油气的阻力高、流速低，从而使得支撑剂砂柱的导流能力和油气渗流能力非常低。加之，随着时间的推移，油气井裂缝内部的沙粒状支撑剂积死（由首段往后逐次），使得油气井裂缝的有效缝长大幅缩短，这严重影响了油气井的单井产量，从而大幅增加了油气井的开采成本。
发明内容：
本发明的目的在于：针对上述传统加砂压裂工艺的不足，提供一种能够有效提高油气井裂缝支撑导流能力和油气渗流能力、增加油气井裂缝有效缝长的加砂压裂工艺。
本发明采用的技术方案是：一种加砂压裂工艺，所述工艺是将含纤维携砂液和纯冻胶间隔液以交替循环的方式泵入油气井裂缝内，进入油气井裂缝内的含纤维携砂液被管柱上的射孔炮眼分散成形状各异的团块状，这些团块状的含纤维携砂液由内向外堆砌在裂缝内形成砂柱，该砂柱中相邻团块状的含纤维携砂液之间缝隙被纯冻胶间隔液填充，整个砂柱的截面呈堆砌的石墙状；所述砂柱对闭合过程中的裂缝及闭合后的裂缝进行支撑，砂柱中的纯冻胶间隔液部位在破胶后形成油气的低阻力、高流速渗流通道。
进一步的，所述油气井裂缝内各段含纤维携砂液和纯冻胶间隔液的泵入量通过下述计算模型得出：
Figure BDA0000473105220000021
式中，V携砂液和V纯冻胶分别为油气井裂缝内每段含纤维携砂液和纯冻胶间隔液的泵入体积量（m3）；
α为油气井储层的应力因子，
Figure BDA0000473105220000022
式中λ为储层闭合应力与杨氏模量的比值；
β为油气井产层的垂厚因子，
Figure BDA0000473105220000023
式中h为储层的实际垂直厚度值；
γ为射孔段长度因子，
Figure BDA0000473105220000024
式中l为射孔段的长度值；
φ为脉冲体积综合因子，取值范围为0.8～1.2。
进一步的，所述含纤维携砂液的纤维添加浓度为5～10‰。
再进一步的，所述纤维为不降解纤维，其长度为6～8mm。
本发明的有益效果是：将作为油气井开采的压裂液以含纤维携砂液和纯冻胶间隔液交替循环的方式泵入油气井裂缝内，在油气井裂缝内形成了堆砌石墙状的脉冲砂柱；砂柱中的各团块含纤维携砂液能够对砂柱形成横向上的防分散、纵向上的减缓砂团沉降双重作用，从而对油气井裂缝形成优异支撑，这种支撑不易随着时间的推移而积死，使油气井裂缝的有效缝长被长期保持，整个油气井裂缝的支撑导流能力好；砂柱中的纯冻胶间隔液部位在破胶剂作用下能够形成特定的、较大的渗流空间，从而使砂柱本身形成了低阻力、高流速的油气渗流通道（其导流能力和渗透率是传统支撑剂砂柱的数倍），加之砂柱中各团块含纤维携砂液本身在破胶后形成的细微渗流通道，使整个油气井裂缝的油气渗流能力好。在油气井裂缝的优异支撑导流能力下，油气形成大面积、低阻力、高流速的渗流，进而使得油气井的单井产量被大幅增加，有效降低了油气井的开采成本，实用性强，可靠性高。
附图说明：
图1是本发明在PT软件中模拟铺砂的剖面图。
图2是传统工艺在PT软件中模拟铺砂的剖面图。
图3是本发明在物模柱塞交替泵入图。
图4是本发明在模拟裂缝内破胶后铺砂的剖面图。
图5是本发明在试验施工应用中的施工曲线图。
图6是传统工艺在试验施工应用中的施工曲线图。
具体实施方式：
本发明是将含纤维携砂液和纯冻胶间隔液以交替循环的方式泵入油气井裂缝内形成砂柱，即先在油气井的裂缝内泵入一段含纤维携砂液，再在油气井的裂缝内泵入一段纯冻胶间隔液，接着又在油气井的裂缝内泵入一段含纤维携砂液……，以此交替循环泵入，各段含纤维携砂液及纯冻胶间隔液的泵入量（即体积量，单位：m3），应由油气井储层闭合应力与杨氏模量的比值、产层厚度、射孔段的长短等地质和工程参数综合合理确定，具体通过下述计算模型得出：
Figure BDA0000473105220000031
式中，V携砂液和V纯冻胶分别为油气井裂缝内每段含纤维携砂液和纯冻胶间隔液的泵入体积量（m3）；α为油气井储层的应力因子，
Figure BDA0000473105220000032
式中λ为储层闭合应力与杨氏模量的比值；β为油气井产层的垂厚因子，
Figure BDA0000473105220000033
式中h为储层的实际垂直厚度值；γ为射孔段长度因子，
Figure BDA0000473105220000034
式中l为射孔段的长度值；φ为脉冲体积综合因子，取值范围为0.8～1.2，具体以地质情况而定；9、3为常数。
进入油气井裂缝内的含纤维携砂液被管柱上的射孔炮眼分散成形状各异的团块状，这些团块状的含纤维携砂液在压力及重力作用下，在裂缝内由内向外逐级堆砌、形成砂柱，该砂柱中相邻团块状的含纤维携砂液之间的缝隙被纯冻胶间隔液填充，含纤维携砂液与纯冻胶间隔液构成的整个砂柱的截面呈堆砌的石墙状，该石墙状砂柱对闭合过程中的油气井裂缝及闭合后的油气井裂缝进行支撑，这其中尤以砂柱中的含纤维携砂液起主体作用；砂柱中的纯冻胶间隔液部位在泵入破胶剂（其用量根据纯冻胶间隔液类型、储层温度、施工时间等因素依据现有常规计算模型合理确定）破胶后，形成特定的、较大的油气渗流空间，渗流空间内几乎无阻力，从而使砂柱本身形成了低阻力、高流速的油气渗流通道，这使得本发明的导流能力和渗透率是传统支撑剂砂柱的数倍，加之砂柱中各团块含纤维携砂液本身在破胶后形成的细微渗流通道，使整个油气井裂缝的油气渗流能力好。通过本发明使砂柱既能对油气井裂缝形成可靠、长效的支撑，又能使油气井裂缝内形成大面积、低阻力、高流速的渗流通道，从而让油气井内的油气高效率渗流，实现了支撑功能和渗流通道功能的同时高性能兼顾。
经试验测算，本发明的前置液用量相较传统工艺而言，节约了23～35%，本发明的有效缝长与动态缝长的比值较传统工艺而言，提高率约为20%左右，从而使油气井的单井产量被大幅增加，开采成本被有效地降低。
为了优化使用性能，提高油气井裂缝支撑的可靠性和长效性，要求上述砂柱中的含纤维携砂液的纤维添加浓度范围为5～10‰（例如6‰、8‰或10‰等等），纤维应为不降解的纤维，并在液体中具有很好的分散性，例如BF-2、玻璃纤维、BX-2等，各纤维的长度范围为6～8mm（例如6mm、7mm或8mm等等），具体添加浓度及长度取值根据井况及使用要求合理确定。含纤维携砂液能够对砂柱形成横向上的防分散、纵向上的减缓砂团沉降双重作用，从而对油气井裂缝形成优异支撑。
本发明在新N井作了试验施工应用，现根据试验施工应用情况对本发明作进一步说明。
1）.该井于2007年12月完钻，完钻垂深为2624.18m。原产层生产至2013年4月，累计产气1296.59×104m3。根据钻录井显示和测井解释，决定对该井F3(2341～2347m)层进行加砂压裂挖潜改造；
2）.目标层F3(2341～2347m)岩石弹性模量实验数据为33.47GPa，闭合应力约50MPa，两者比值为669，大于500，属适合于本发明应用的优质储层；
3）.目标层JS2 1(2341～2347m)垂厚20米，录井评价为气层，测井特征：声波时差均值为81μs/ft、POR=13.5%、Sw=35%、PERM=0.25mD；综合评价：测井曲线特征反映该层岩性纯，物性较好，评价为气层。据此及邻井的井距、改造和产量情况优化设计该井支撑缝长136米，运用软件模拟得出加砂规模为20m3，携砂液量及纯冻胶液量优化设计为11m3，两者等量交替循环泵入，共7个脉冲柱塞段（即交替循环7次），最高砂浓度530Kg/m3，排量3.5～4.0m3/min，纤维浓度优化为10‰；
4）.该井依据以上脉冲柱塞（即交替循环泵入）的加砂压裂方案设计，现场施工顺利，施工油压53～64MPa，监测压力33～34.5MPa，施工排量3.5～4.1m3/min，入地液量185.5m3，砂量20m3，纤维310kg，平均砂比15%，停泵压力梯度2.46MPa/100m；施工曲线如图5所示；与其邻近井的同层位采用传统加砂压裂工艺试验施工，施工曲线如图6所示；
5）.该井JS2 1(2341～2347m)挖潜施工结束后，5.5小时放喷口实现点火，18小时压裂液返排率高达63.0%，最终返排率69.5%，本发明提供的低阻力渗流通道促使压裂液高效返排，减少其向储层深部滤失和滞留时间长而造成的伤害；该井整个测试过程约40小时，测试产量：井口油压14MPa，套压16.5MPa，稳定上流压力2.40MPa，天然气产量24562m3/d；
6）.本发明在新N井中的应用情况与邻井传统工艺的储层、施工、效果对比结果见表1和表2。
表1   新N井和邻井储层对比
Figure BDA0000473105220000061
表2   新N井和邻井施工、改造效果对比
Figure BDA0000473105220000062
透过表1和表2可以清楚的看出：应用本发明工艺的新N井AC、Ф、K、垂厚等主要地质参数与邻井C2相当，略小于C1井两层的累计产层厚度，三井均为气层；本发明压裂支撑的成本相对它们分别节约了47.4%、44.4%；改造以后，考虑主要储层品质的归一化产量，新N井是邻井C2井产量的2.3倍，是C1井两层合采产量的1.9倍，相同时间累计产量分别提高157.9%及38.1%；本试验施工应用充分说明了本发明具有降本、提高测试产量及累计产量的优异效果。

Claims (4)

1.一种加砂压裂工艺，其特征在于：所述工艺是将含纤维携砂液和纯冻胶间隔液以交替循环的方式泵入油气井裂缝内，进入油气井裂缝内的含纤维携砂液被管柱上的射孔炮眼分散成形状各异的团块状，这些团块状的含纤维携砂液由内向外堆砌在裂缝内形成砂柱，该砂柱中相邻团块状的含纤维携砂液之间缝隙被纯冻胶间隔液填充，整个砂柱的截面呈堆砌的石墙状；所述砂柱对闭合过程中的裂缝及闭合后的裂缝进行支撑，砂柱中的纯冻胶间隔液部位在破胶后形成油气的低阻力、高流速渗流通道。
2.根据权利要求1所述加砂压裂工艺，其特征在于：所述油气井裂缝内各段含纤维携砂液和纯冻胶间隔液的泵入量通过下述计算模型得出：
式中，V携砂液和V纯冻胶分别为油气井裂缝内每段含纤维携砂液和纯冻胶间隔液的泵入体积量（m3）；
α为油气井储层的应力因子，
Figure FDA0000473105210000012
式中λ为储层闭合应力与杨氏模量的比值；
β为油气井产层的垂厚因子，
Figure FDA0000473105210000013
式中h为储层的实际垂直厚度值；
γ为射孔段长度因子，式中l为射孔段的长度值；
φ为脉冲体积综合因子，取值范围为0.8～1.2。
3.根据权利要求1或2所述加砂压裂工艺，其特征在于：所述含纤维携砂液的纤维添加浓度为5～10‰。
4.根据权利要求3所述加砂压裂工艺，其特征在于：所述纤维为不降解纤维，其长度为6～8mm。
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