CN105089594B - 一种碳酸盐岩储层控水增效压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种碳酸盐岩储层控水增效压裂方法。包括压裂液体系(阳离子压裂液、油包水乳化压裂液)、压裂工艺(控阻水优化设计、定向加砂、大尺度造缝)和排产制度(高限压排液和限压生产)等工艺技术的设计依据和方法。基本原理是在压裂施工过程中，形成一条具有过油阻水性能的高导流裂缝，对见水油层利用改性支撑剂的疏水性进行堵水，能够有效地控制压开水层中的通过裂缝流入井筒，从而充分发挥疏水支撑剂的控水、阻水性能，提高碳酸盐岩储层压裂增产效果，减缓压后见水时间，降低压裂后的产水量，增加压裂有效期。

Description

一种碳酸盐岩储层控水增效压裂方法

技术领域

本发明涉及油气田开发领域，更进一步说，涉及一种油气田开发领域中的碳酸盐岩储层控水增效压裂方法。

背景技术

碳酸盐岩油藏是受构造-岩溶作用形成的缝洞系统控制，由多个缝洞体在空间上叠合形成的复合油气藏。平面上，网状溶道、潜流洞、表层溶蚀带缝洞体相互交叉，呈层状多层系分布。纵向上，网状多层溶道、潜流洞、表层溶蚀带交杂，形成缝洞集合体。而在储层物性上，碳酸盐岩储层基质渗透率低、缝洞单元间具有很强的封隔性，大部分油井完井后自然产能低或无自然产能，需要通过储层改造投产。

在对该类油藏，酸压工艺技术是碳酸盐岩油藏储层改造的主要技术，但目前酸压技术仍难以实现深穿透，而水力加砂压裂技术可以实现深穿透造长缝的目的。但是，对于大规模水力压裂施工，由于碳酸盐岩储层层间应力差异小，无法有效阻挡裂缝在垂向上的延伸扩展，必将导致水力压裂形成的裂缝在垂向上延伸进入目的层周边的水层，而裂缝延伸的不确定性也势必会从横向上沟通含水储集体，从而造成油井压裂后，储层中的水沿着裂缝流入井筒，引起油井突然水淹。这一方面使得压裂施工有效期极短，不能实现提高油井产量的目的，另一方也制约该类储层的压裂设计规模，无法有效沟通油井周边的有效储集体。

碳酸盐岩储层大规模水力压裂技术是一项世界级的难题，目前国内外对于该技术难题的处理的主要思路是根据地层中存在的岩性、物性差异带，作为裂缝延伸过程的阻挡层，对于层间应力接近的储层，采取加入转向剂或暂堵剂的控制缝高技术措施。但目前的控缝高技术的实施效果不理想，即使能够控制住缝高，但储层中水体的分布在纵、横向上分布不一，压裂对水体的沟通是必然的。

对于碳酸盐岩储层增产改造目前已开展了多项技术研究和试验，如：深穿透酸压、堵水与压裂连作技术、选择性堵水技术、控缝高技术等。上述技术措施主要局限性为：①酸蚀裂缝长度有限，难以实现沟通远井地带的缝(洞)储集体目的；②碳酸盐岩油藏高角度裂缝发育，由于部分井储层与非储层间应力差值小，缝高难以控制，分层、返层效果差；③选择性堵水技术降低油井出水率的有效期短，一旦沟通水体，会产生水淹现象；④控制压裂规模和排量参数等控缝高措施使得施工效果有限，无法沟通储集体。

总而言之，缝洞型碳酸盐岩储层的开发目前主要手段有限，酸压所形成酸蚀裂缝长度有限(一般认为小于120m)，裂缝穿透距离有限，不能实现有效沟通远井缝洞发育带的目的；而采用水平井下封隔器笼统酸压，难以对存在物性差异的多个目标储集体进行改造和开发，改造效果不理想；缝洞型碳酸盐岩水力加砂压裂技术需要在选井选层、压裂液体系优选、支撑剂体系筛选、工艺技术设计等方面开展研究和应用，才能做到既能保证形成较长的有效裂缝长度，又能保证裂缝高导流能力，通过提高沟通更远处有效储层的机率，达到提高改造储层的效果。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种碳酸盐岩储层控水增效压裂方法。针对碳酸盐岩储层储集体特点和水力压裂施工的技术难点，采用疏水支撑剂的控水增效压裂方法；具体包括压裂液体系(阳离子压裂液、油包水乳化压裂液)、压裂工艺(控阻水优化设计、定向加砂、大尺度造缝)和排产制度(高限压排液和限压生产)等工艺技术的设计依据和方法。基本原理是在压裂施工过程中，形成一条具有过油阻水性能的高导流裂缝，对见水油层利用改性支撑剂的疏水性进行堵水，能够有效地控制压开水层中的通过裂缝流入井筒，从而充分发挥疏水支撑剂的控水、阻水性能，提高碳酸盐岩储层压裂增产效果，减缓压后见水时间，降低压裂后的产水量，增加压裂有效期。

本发明的目的是提供一种碳酸盐岩储层控水增效压裂方法。

包括以下步骤：

(1)压裂液及疏水支撑剂的配置:

疏水支撑剂为接触角范围在85^°～135^°之间，粒径范围在0.15mm～0.9mm之间，体密度范围在1.8～2.8g/cm³的压裂支撑剂；

压裂液为油包水乳化压裂液，压裂液的油外相中液态烃占95％～99.9％，稠化剂5％～0.1％，乳化剂2％～0.1％；压裂液的水内相为稳定乳化液，其中水占95％～99.9％，稠化剂5％～0.1％，压裂液中油相体积：水相体积比为0.5～0.8:0.5～0.2；

(2)大排量前置液注入：前置液的注入过程中排量不低于3.5m³/min；

(3)调节携砂液砂比形成定向铺砂工艺；

(4)压裂施工结束后，以高于疏水支撑剂条带组合最大阻水力2～2.8MPa的压差进行压后排液，压裂液顺利返排的同时保持裂缝中所形成的支撑剂填充带的稳定；

(5)在压后生产过程中，保持生产压差低于疏水支撑剂条带组合的最大阻水力。

以上所述的乳化剂、稠化剂均为本领域通常采用的，如：羟丙基胍胶、田箐胶、香豆胶等。

本领域中，一些专有术语介绍如下:

疏水支撑剂：支撑剂为具有一定粒度和级配的天然砂或人造高强陶瓷颗粒，具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、高强度、低密度、低破碎率等特点，是压裂施工的关键材料，它由压裂液带入并支撑在压开的地层裂隙中，从而将油气导入油气井，提高油气产量。在砂粒或陶粒表面涂覆树脂，能够改善支撑剂的强度和导流性能。

前置液：前置液为压裂施工时首先向地层中注入的未交联的压裂液，其作用是破裂地层，造成一定几何尺寸的裂缝，以备后面的携砂液进入，对于温度较高的地层，前置液还可起到一定的降温作用；针对射孔摩阻和近井地带的弯曲摩阻，前置液可以起到一定的打磨降阻作用；针对裂缝发育储层，前置液中携带微量细砂能够起到堵塞地层中的裂隙，减少液体滤失的作用。

携砂液：携砂液主要用来将地面的支撑剂带入裂缝，并携至裂缝中的预定位置，携砂液和其它压裂液一样，都有造缝及冷却地层的作用。

砂比：是携砂液中支撑剂和压裂液的质量或体积的比值，不同的砂比会影响携砂液的密度，通常说的砂比是一个平均值。

压后排液：在压裂施工结束后要通过打开节流装置降低井口压力，使裂缝中破胶后的压裂液返出裂缝和井筒，从而降低压裂液对储层的污染，排液过程要控制裂缝中的流体流速，防止支撑剂回流到井筒而降低裂缝导流能力。

本发明具体可采用以下技术方案：

1.所述疏水改性支撑剂具有表面疏水性，接触角(蒸馏水)范围在85°～135°之间，粒径范围在0.15mm～0.9mm之间，体密度范围在1.8～2.8g/cm³的压裂支撑剂，覆膜改变了支撑剂的润湿性和流体亲和力，具有亲油性和疏水性，增大了水相在支撑裂缝中的驱替压力，同时也减少了颗粒之间的摩擦。

2.油包水乳化压裂液，压裂液为油外相(液态烃类占95％～99.9％，稠化剂5％～0.1％，乳化剂2％～0.1％)，其中液态烃为柴油、煤油、白油、混苯，最优为柴油、水内相的稳定乳化液(水占95％～99.9％，稠化剂5％～0.1％)，压裂液中油相体积：水相体积为0.5～0.8:0.5～0.2。

3.阻控水优化设计，以相关测试资料为基础，分析压裂储层的油水关系，判断压裂后的主要出水层位、出水位置和出水压力等参数，根据不同疏水性、比重和粒径的支撑剂相应阻水、输送性能，设计疏水支撑剂条带组合，形成能够控制地层水产出，阻碍压裂裂缝中水相流动的支撑裂缝阻控水设计方案，使压裂成本和压后增产效果最优化；疏水支撑剂条带组合为疏水性强弱、粒径大小不同的支撑剂在压裂裂缝中的分布和序列组合，支撑剂填充带和每种支撑剂填充带需要达到的厚度、长度和高度参数。具体设计流程见附图1。

4.定向加砂工艺，根据阻控水优化设计确定的疏水支撑剂条带组合与参数，设计调整疏水支撑剂的密度，分析支撑剂重力沉降速度以及运移规律，以支撑剂密度、支撑剂加入体积量、裂缝中携砂液流速、裂缝宽度为影响变量，建立以不同裂缝剖面处的铺砂浓度为设计目标函数的数学模型，通过流体力学数值模拟软件Fluent的流固两相流分析功能对铺砂剖面进行模拟分析，实现对不同密度、不同粒径的疏水支撑剂优化组合，设计压裂施工时的支撑剂加砂程序，保证在压裂后形成的支撑剂填充带构成符合阻控水优化设计方案。定向加砂工艺原理见附图2。

5.大尺度造缝工艺，阻控水压裂设计对裂缝的立体尺度有具体要求，由于疏水支撑剂具有一定控制地层水产出的性能，测定的水相流动阻力梯度为10～14KPa/m，为了能够实现控水性能，裂缝的缝高和缝长可根据措施井的距离水体的距离和水体与井筒的相对位置进行设计，水体与井筒距离保持在100～200m，可通过疏水支撑裂缝建立2～2.8MPa的阻力压差，从而确保控水优势。为实现大尺度造缝，根据阻控水优化设计确定的疏水支撑剂条带组合，调节压裂液黏度和施工砂比，使达到设计的要求。

6.高限压排液工艺和限压生产工艺，根据阻控水优化设计中确定疏水支撑剂条带组合的最大阻水力，通过控制井口放喷排液的油嘴尺寸，实现以高于最大阻水力1～2MPa的压差进行排液，当压裂液无法依靠天然能量排出时，可应用抽吸的方法继续排液，直到压裂液返排率达到70％。完成压裂液返排工序后，降低油井生产压差，保持生产压差低于疏水支撑剂条带组合的最大阻水力，使原油能够顺利产出，而地层水受到阻水力作用不能产出。

本发明的主旨在于通过适度提高压裂施工的设计规模、加大裂缝在横向和纵向上的沟通尺度，发挥疏水改性支撑剂的阻水过油特性，最大程度的沟通尽可能多的缝(洞)储集体，从而实现碳酸盐岩油藏巨厚油层油井增产和提高采收率的开发指标，为碳酸盐岩储层开发提供一种可行的技术手段。

相对于现有技术相比，本发明具有以下几个优点：

①因此与传统水力压裂相比，本发明中碳酸盐控水压裂在压裂规模更具优势，可以通过加大压裂规模、增加裂缝在横向和纵向上的沟通尺度，发挥疏水改性支撑剂的阻水过油特性，最大程度的沟通尽可能多的缝(洞)储集体，从而摆脱碳酸盐岩储层中水体存在和储层应力差小控制缝高难度大对压裂设计规模的制约；

②由于压裂规模的增大，使得沟通远距离的储油缝洞体成为可能，提高了压裂增油的有效性，可以节约储层改造的成本；

③定向加砂工艺能够最大效率的配置疏水支撑剂的分布，优化了不同密度支撑剂的分布状况，实现了对上部水体应用低密度疏水支撑剂封堵，对下部水体应用常规密度或高密度支撑剂封堵的支撑剖面，同时还最大程度减小压裂液了对储层的伤害。

附图说明

图1为碳酸盐岩储层阻控水优化设计流程图

图2为碳酸盐岩储层定向加砂工艺原理示意图

针对上部水体2，将低密度疏水支撑剂1铺置在上部水体处压开的裂缝中，而中密度支撑剂4铺设在压开裂缝中部，对于下部水体3，将较重的高密度支撑剂5铺设在下部水体处压开的裂缝中。

图3为碳酸盐岩储层控水控水压裂工艺原理示意图

裂缝可以通过在井筒7中通过压裂作业形成的裂缝沟通溶洞储集体6，同时对沟通的水体8可以做到控水处理。

附图标记说明：

1低密度疏水支撑剂；2上部水体；3下部水体；4中密度支撑剂；5高密度支撑剂；6溶洞储集体；7井筒；8水体。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

1.疏水支撑剂：支撑剂骨料为水洗陶粒，其粒径范围为0.45～0.90mm，超疏水膜为超疏水乳液反应固化制得。接触角范围在85°～135°之间，体密度范围在1.8～2.8g/cm³，主要有三种，分别为体密度为1.8g/cm³的低密度疏水支撑剂，体密度为2.2g/cm³的中等密度疏水支撑剂，体密度为2.5g/cm³的高密度疏水支撑剂。

3.油包水乳化压裂液：压裂液为油外相(液态烃类占96％，稠化剂3.5％，乳化剂0.5％)，其中液态烃为柴油、煤油、白油、混苯，最优为柴油、水内相的稳定乳化液，压裂液中油相体积：水相体积为0.6:0.4；

4.阻控水优化设计，以相关测试资料为基础，分析压裂储层的油水关系，判断压裂后的主要出水层位、出水位置和出水压力等参数，根据不同疏水性、比重和粒径的支撑剂相应阻水、输送性能，设计疏水支撑剂条带组合，形成能够控制地层水产出，阻碍压裂裂缝中水相流动的支撑裂缝阻控水设计方案，使压裂成本和压后增产效果最优化；疏水支撑剂条带组合为疏水性强弱、粒径大小不同的支撑剂在压裂裂缝中的分布和序列组合，支撑剂填充带和每种支撑剂填充带需要达到的厚度、长度和高度参数。具体设计流程见附图1。

5.定向加砂工艺，根据阻控水优化设计确定的疏水支撑剂条带组合与参数，设计调整疏水支撑剂的密度，分析支撑剂重力沉降速度以及运移规律，以支撑剂密度、支撑剂加入体积量、裂缝中携砂液流速、裂缝宽度为影响变量，建立以不同裂缝剖面处的铺砂浓度为设计目标函数的数学模型，通过流体力学数值模拟软件Fluent的流固两相流分析功能对铺砂剖面进行模拟分析，实现对不同密度、不同粒径的疏水支撑剂优化组合，设计压裂施工时的支撑剂加砂程序，在本实施例中前置液的注入过程中排量保持在3.4～4m³/min，保证在压裂后形成的支撑剂填充带构成符合阻控水优化设计方案。定向加砂工艺原理见附图2。针对上部水体2，将低密度疏水支撑剂1铺置在上部水体处压开的裂缝中，而中密度支撑剂4铺设在压开裂缝中部，对于下部水体3，将较重的高密度支撑剂5铺设在下部水体处压开的裂缝中。

6.大尺度造缝工艺，阻控水压裂设计对裂缝的立体尺度有具体要求，由于疏水支撑剂具有一定控制地层水产出的性能，测定的水相流动阻力梯度为14KPa/m，为了能够实现控水性能，裂缝的缝高和缝长可根据措施井的距离水体的距离和水体与井筒的相对位置进行设计，水体与井筒距离保持在200m，可通过疏水支撑裂缝建立2.8MP_a的阻力压差，从而确保控水优势。为实现大尺度造缝，根据阻控水优化设计确定的疏水支撑剂条带组合，调节压裂液黏度和施工砂比，使达到设计的要求。

7.高限压排液工艺和限压生产工艺，根据阻控水优化设计中确定疏水支撑剂条带组合的最大阻水力，通过控制井口放喷排液的油嘴尺寸，实现以高于最大阻水力2MPa的压差进行排液，当压裂液无法依靠天然能量排出时，可应用抽吸的方法继续排液，直到压裂液返排率达到70％。完成压裂液返排工序后，降低油井生产压差，保持生产压差低于疏水支撑剂条带组合的最大阻水力，使原油能够顺利产出，而地层水受到阻水力作用不能产出。

Claims (3)

1.一种碳酸盐岩储层控水增效压裂方法，其特征在于所述方法包括:

(1)压裂液及疏水支撑剂的配置:

疏水支撑剂为接触角范围在85°～135°之间，粒径范围在0.15mm～0.9mm之间，体密度范围在1.8～2.8g/cm³的压裂支撑剂；

压裂液为油包水乳化压裂液，压裂液的油外相中液态烃占95％～96％，稠化剂5％～0.1％，乳化剂2％～0.1％；压裂液的水内相为稳定乳化液，其中水占95％～99.9％，稠化剂5％～0.1％，压裂液中油相体积：水相体积比为0.5～0.8:0.5～0.2，其中，所述压裂液的油外相中各组份之和为100％；

(2)大排量前置液注入：前置液的注入过程中排量不低于3.5m³/min；

(3)调节携砂液砂比形成定向铺砂工艺；

(4)压裂施工结束后，以高于疏水支撑剂条带组合最大阻水力2～2.8MPa的压差进行压后排液，压裂液顺利返排的同时保持裂缝中所形成的支撑剂填充带的稳定；

(5)在压后生产过程中，保持生产压差低于疏水支撑剂条带组合的最大阻水力。

2.如权利要求1所述的碳酸盐岩储层控水增效压裂方法，其特征在于：

压裂液的油外相中液态烃为柴油、煤油、白油或混苯。

3.如权利要求2所述的碳酸盐岩储层控水增效压裂方法，其特征在于：

压裂液的油外相中液态烃为柴油。