CN104594869A - 储层改造方法 - Google Patents

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丁云宏
赵贤正
卢拥军
张仲宏
张绍礼
杨振周
金凤鸣
沈华
王欣
王立伟
何春明
段贵府
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Abstract

本申请提供一种储层改造方法。所述储层改造方法包括：测量预定储层的最大水平主应力和最小水平主应力；钻包括竖直段和水平段的水平井，所述水平段的轨迹与所述最大水平主应力或所述最小水平主应力之间的夹角范围为30～60度；执行完井工序；压裂所述预定储层，使所述预定储层产生沿所述最大水平应力方向的裂缝本申请实施方式提供的储层改造方法，从最初设计便结合考虑储层压裂时，裂缝可能的延伸方向，使水平段的延伸方向与预定储层的最大水平主应力或最小主水平应力之间的夹角范围为30～60度，使得水平井具有较佳的经验完整性和裂缝导油效果，从而有助于提高油气开采率。

Description

储层改造方法
技术领域
本申请涉及油气田勘探和开发的技术领域，特别涉及一种储层改造方法。
背景技术
致密砂岩油是致密油中最常规的一种，特指储层为致密砂岩的连续型油聚集。致密油是指产于低孔隙度和低渗透率岩石储层中的石油。致密油以吸附和游离状态赋存于富含有机质且渗透率极低的碳酸盐岩、泥质粉砂岩和砂岩夹层系统中，形成自生自储、连续分布的石油聚集。
由于致密油气资源不同于常规油气资源，无法采用传统的油气开采方式进行开采，往往大都需要储层改造实现经济有效开发。现有的油气井，在开发的时候多为考虑油气井延伸至储层，并结合地下应力情况避免出现井孔坍塌。比如中国专利ZL01810035.X公开了一种检测地壳中最大水平应力方向的方法，实现在设计油气井时能够结合地壳应力，避免油气井垮塌。然而，现有的油气井在设计过程中，而没有结合后续如何对储层压裂，使得后续对致密油气储层压裂的效果欠佳，影响油气开采率。
发明内容
本申请提供一种具有较佳压裂效果的储层改造方法。
本申请提供一种储层改造方法，包括：测量预定储层的最大水平主应力和最小水平主应力；钻包括竖直段和水平段的水平井，所述水平段的轨迹与所述最大水平主应力或所述最小水平主应力之间的夹角范围为30～60度；执行完井工序；压裂所述预定储层，使所述预定储层产生沿所述最大水平应力方向的裂缝。
本申请实施方式提供的储层改造方法，从最初设计便结合考虑储层压裂时，裂缝可能的延伸方向，使水平段的延伸方向与预定储层的最大水平主应力或最小主水平应力之间的夹角范围为30～60度，使得水平井具有较佳的经验完整性和裂缝导油效果，从而有助于提高油气开采率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将结合附图对本发明进行更详细的描述。
图1为本申请实施方式提供的储层改造方法的流程图；
图2为本申请实施方式提供的多簇射孔的示意图；
图3为本申请实施方式提供的储层改造方法中，水力压裂时前置阶段的子步骤流程图；
图4为本申请实施方式提供的储层改造方法中，水力压力时携砂阶段的子步骤流程图。
具体实施方式
请参阅图1，本申请实施方式提供一种储层改造方法，其包括以下步骤。
步骤S10：测量预定储层的最大水平主应力和最小水平主应力。
在本实施方式中，首先选择具有致密油气储层的地理区域，预定储层可以为作为油气开采目标的储层。
在本实施方式中，可以采用中国专利ZL01810035.X公开的技术方案测量最大水平主应力和最小水平主应力。
步骤S20：钻包括竖直段和水平段的水平井，所述水平段的轨迹与所述最大水平主应力或所述最小水平主应力之间的夹角范围为30～60度。
在本实施方式中，进行钻井作业，水平井可以分为竖直段和水平段。首先进行竖直段的钻井作业到达预定储层，然后进行水平段的钻井作业。通常，较大的水平应力或最大水平应力会与所述最小水平主应力的延伸方向呈较大角度，比如接近90度，发明人经过研究发现，水平井的水平段的轨迹与最大水平应力或最小水平应力之间的夹角对井眼的完整情况和裂缝导油效果都有一定的影响。本实施方式中，以水平段的轨迹与最大水平应力之间的关系为例进行说明，请参见下表1。
表1
水平段的轨迹与最大水平应力的夹角 井眼完整性 裂缝导油效果
0° A D
30° -A C
45° -A B
60° B B
90° C A
请结合上表1，井眼完整性是指在进行钻井作业之后，井筒的完整程度。在钻井过程中，由于储层应力情况的影响，井筒可能出现垮塌，井眼完整性也可以表示井筒的垮塌程度。井眼完整性的取值A代表井筒出现垮塌的几率较低；取值C代表井筒相对较容易出现垮塌。取值A-和取值B代表从A至C之间过渡的层级。
裂缝导油效果是指水平井通过压裂的裂缝能够沟通的储层区域的大小。裂缝沟通的储层区域越大，则水平井的采油效率越高。裂缝导油效果的取值A表示水平井沟通的储层区域最大；取值D表示水平井沟通的储层区域最小；取值A-、取值B和取值C表示从A至D之间过渡的层级。
对于水平井的水平段的轨迹与最大水平应力的夹角为90度，裂缝导流效果最好，但井眼完整性最差，井筒很容易出现垮塌，导致很难保证后续工序的顺利完成。对于水平井的水平段的轨迹与最大水平应力的夹角为0度，井筒出现垮塌的几率较低，也利于钻井的后续工作，但裂缝导油效果最差，即裂缝基本沿着与水平段相同的方向延伸，沟通的储层区域较小。
如此，水平段的轨迹与最大水平主应力或最小水平主应力之间的夹角在30～60时，井筒具有适当的井眼完整性和裂缝导油效果。优选地，水平段的轨迹与最大水平主应力或最小水平主应力之间的夹角为45度，此时水平井具有较佳的井眼完整性和裂缝导油效果。步骤S30：执行完井工序。
在本实施方式中，钻井作业完成之后，进行常规的完井作业。根据预定储层的地质特点，可以采用不同的完井方法：套管完井法：即钻穿油、气层，下入油层套管，固井后使用射孔枪对预定储层射孔；裸眼完井法：即套管下至预定储层顶部进行固井，预定储层段裸露的完井方法；衬管完井法：即把油层套管下至预定储层顶部进行固井，然后钻开预定储层，下入带孔眼的衬管进行生产；砾石充填完井法：在衬管和井壁之间充填一定尺寸和数量的砾石。在本实施方式中，举例为采用套管完井法，采用套管进行完井，然后采用射孔枪进行开孔。具体的，请参阅图2，可以采用分段多簇开孔，每簇的长度为0.5～2.0m，簇间距为20～60m，孔密度为16～20孔/m。发明人发现满足上述数值时，采油效果较佳。再者，可以根据井眼大小及设计所需压力进行筛选套管尺寸及钢级，请参阅表2。
表2
套管类型 壁厚，mm 钢级 满足的施工最高压力,Mpa
4 1/2 6.35 N80 53.6
4 1/2 6.35 P110 73.7
5 9.19 N80 68
5 9.19 P110 96.1
5 1/2 9.17 N80 53.3
5 1/2 9.17 P110 87.1
步骤S40：压裂所述预定储层，使所述预定储层产生沿所述最大水平应力方向的裂缝。
在本实施方式中，对预定储层进行压裂，由于预定储层沿着最大水平应力的方向更易于产生裂缝，使得产生的裂缝方向多不同于水平段延伸方向，该种裂缝易于使预定储层中更多的油气沿着裂缝进入井筒中。
本申请实施方式提供的储层改造方法，从最初设计便结合考虑储层压裂时，裂缝可能的延伸方向，使水平段的延伸轨迹与预定储层的最大水平应力或最小主水平应力之间夹30～60度的夹角，使得压裂产生裂缝方向多不用于水平段的延伸方向，使得裂缝可以将更大面积的预定储层与水平段相连通，从而有助于提高油气开采率。
在本申请的一个实施方式中，在所述压裂预定储层的步骤中，对所述预定储层采用水力压裂的方式，所述水力压裂包括前置阶段、携砂阶段和顶替阶段。在前置阶段向预定储层内注入大量的前置液，增大储层压力，使得储层出现裂纹；在携砂阶段，通过向预定储层注入携带有支撑剂的携砂液，支撑剂能够进入裂缝，使得裂缝被保持，有助于后续油气通过裂缝进入井内；在顶替阶段，为向井筒内注入顶替液，使得携砂液全部进入地层。
请参阅图3，在本实施方式中，所述前置阶段包括如下步骤。
步骤S41：向所述预定储层注入活性水、滑溜水或二者混合的液体，以使所述预定储层产生裂缝。
在本实施方式中，注入的排量不低于8m3/min。如此使得预定储层能够产生适当的压力，从而产生较多的裂缝，并具有较小的破坏预定储层的风险。发明人经过研究发现排量对裂缝的长度存在一定影响，如下表3。
表3
由上表3可见，在排量在8m3/min，以及8m3/min以上时，储层会产生较长的裂缝长度，达到较佳的压裂效果。
步骤S42：将向所述预定储层注入的液体替换为交联冻胶，以使所述预定储层的裂缝变大。
在本实施方式中，在向所述预定储层注入交联冻胶时排量不低于5m3/min。发明人研究发现交联冻胶的排量对压裂产生裂缝宽度存在一定影响，请参见表4。
表4
由上表4可见，在排量在5m3/min，以及5m3/min以上时，储层会产生较佳的裂缝宽度，达到较佳的压裂效果。
交联冻胶的粘度高于活性水、滑溜水或二者混合的液体，使得注入交联冻胶时，可以使预定储层能够产生较宽的主裂缝，该主裂缝可能与细微的裂缝相连通，从而使得裂缝可能形成网状，具有较大的裂缝体积，以及较好的油气流通性。
在本实施方式中，在所述携砂阶段，采用的支撑剂选自石英砂、超低密度陶粒或二者组合，携砂液采用交联冻胶。交联冻胶对石英砂和超低密度陶粒均具有较佳的携带能力，使得支撑剂能够在交联冻胶的携带下进入预定储层的裂缝中。所述支撑剂的粒径包括70～100目、40～60目、30～50目和20～40目中的至少二种。发明人发现支撑剂的粒径为上述尺寸构成时具有较佳的效果。发明人经过研究发现，支撑剂的类型组合对导流能力存在影响，请参见下表5。
表5
支撑剂类型 支撑剂组合比例 导流能力，dc.cm
70～100目、40～60目、30～50目和20～40目 1：2～3：3～4：2～3 34
70～100目、40～60目、30～50目和20～40目 1：2～4：3～5：2～3 52
70～100目、40～60目、30～50目和20～40目 1：2～5：3～4：2～3 48
70～100目、40～60目、30～50目和20～40目 1：2～5：3～4：3～4 45
由上表5可见，发明人发现在支撑剂包括全部上述四种粒径，且各粒径的比例范围为1：2～4：3～5：2～3时，被压裂后的储层中的裂缝具有较佳的导流能力，油气可以相对快速的流经裂缝至井筒中，再者裂缝也具有较佳的稳定性。优选地，提供一个较佳的比例为1：2：3：2。
在本实施方式中，在前置阶段和携砂阶段都会向地层注入交联冻胶，向所述预定储层注入的交联冻胶总量的前50％采用的交联比为100：0.5～100：0.45，向所述预定储层注入的交联冻胶总量的后50％采用的交联比为100：0.4～100：0.3。在注入交联冻胶的初期，储层内的温度相对较高，故采用高交联比的交联冻胶，可以具有较佳的携砂性能，并且由于储层温度相对较高，交联冻胶也可以有着适当的流动性能。在注入大量交联冻胶之后，储层内的温度会有所降低，此时此采用低交联比的交联冻胶，维持储层内液体的流动性能。
图4，在本实施方式中，在所述携砂阶段，包括如下步骤。
步骤S43：向所述预定储层以1.0～2.0m3/min的排量注入混合了支撑剂的第一携砂液，第一携砂液中支撑剂体积占比3～5％。
在本实施方式中，首先采用含支撑剂较少的第一携砂液，使得支撑剂能够较好的进入预定储层中的裂缝中，而不会因支撑剂密度太大直接堵在裂缝的入口处。
步骤S44：当注入的所述第一携砂液到达预定体积，向所述预定储层以5～10m3/min的排量注入混合了支撑剂的第二携砂液，其中支撑剂体积占比15～35％。
在本实施方式中，预定体积为整个携砂阶段注入含支撑剂的携砂液体积的10％。在注入预定体积的第一携砂液之后，注入具有较多支撑剂的第二携砂液，此时支撑剂能够使预定储层的裂缝被支撑剂填充的更加紧密，而保持裂缝，为后续油气流通创造的便利条件。
在本实施方式中，所述支撑剂的密度为0.9～1.1g/cm3。该密度的支撑剂较为接近致密油气储层的密度，从而能够维持预定储层的应力强度。
以上所述仅为本发明的几个实施例，本领域的技术人员依据申请文件公开的内容可以对本发明实施例进行各种改动或变型而不脱离本发明的精神和范围。

Claims (10)

1.一种储层改造方法，其特征在于，包括：
测量预定储层的最大水平主应力和最小水平主应力；
钻包括竖直段和水平段的水平井，所述水平段的轨迹与所述最大水平主应力或所述最小水平主应力之间的夹角范围为30～60度；
执行完井工序；
压裂所述预定储层，使所述预定储层产生沿所述最大水平应力方向的裂缝。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述水平段的轨迹与所述最大水平主应力或所述最小水平主应力的夹角为45度。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于：在所述压裂预定储层的步骤中，对所述预定储层采用水力压裂的方式，所述水力压裂包括前置阶段、携砂阶段和顶替阶段；所述前置阶段包括如下步骤：
向所述预定储层注入活性水、滑溜水或二者混合的液体，以使所述预定储层产生裂缝；
将向所述预定储层注入的液体替换为交联冻胶，以使所述预定储层的裂缝变大。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于：在向所述预定储层注入活性水、滑溜水或二者混合的液体时，注入的排量不低于8m3/min，在向所述预定储层注入交联冻胶时排量不低于5m3/min。
5.如权利要求3所述的方法，其特征在于：在所述携砂阶段，采用的支撑剂选自石英砂、超低密度陶粒或二者组合，所述支撑剂的粒径包括70～100目、40～60目、30～50目和20～40目中的至少二种；携砂液采用交联冻胶。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于：在所述储层改造方法中，向所述预定储层注入的交联冻胶总量的前50％采用的交联比为100：0.5～100：0.45，向所述预定储层注入的交联冻胶总量的后50％采用的交联比为100：0.4～100：0.3。
7.如权利要求5所述的方法，其特征在于：所述支撑剂的粒径包括70～100目、40～60目、30～50目和20～40目，各粒径的比例范围为1：2～4：3～5：2～3。
8.如权利要求7所述的方法，其特征在于：在所述携砂阶段，包括如下步骤：
向所述预定储层以1.0～2.0m3/min的排量注入混合了支撑剂的第一携砂液，其中支撑剂体积占比3～5％；
当注入的所述第一携砂液到达预定体积，向所述预定储层以5～10m3/min的排量注入混合了支撑剂的第二携砂液，其中支撑剂体积占比15～35％。
9.如权利要求5所述的方法，其特征在于：所述支撑剂的密度为0.9～1.1g/cm3。
10.如权利要求1所述的方法，其特征在于：在执行完井工序的步骤中，采用套管完井方式，对所述预定储层进行多簇射孔，每簇的长度为0.5～2.0m，簇间距为20～60m，孔密度为16～20孔/m。
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