CN105507865B - 用于油气水井的重复压裂的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种用于油气水井的重复压裂的方法，属于油气开采领域。方法包括：准备步骤：确保所述油气水井的压裂段的井下套管处于正常的工作状态；封堵步骤：对所述油气水井中的至少部分旧裂缝进行封堵；重复压裂步骤：对压裂段的所述油气水井进行重复压裂，以产生新裂缝。根据本发明的方法构成了封堵与压裂一体化的技术，通过判定装置和封堵剂长效封堵或优选暂时性封堵旧裂缝，然后通过水力压裂工艺在地层其它方位压开新裂缝，以重新改造储层。

Description

用于油气水井的重复压裂的方法

技术领域

本发明涉及油气开采领域，尤其涉及一种用于油气水井的重复压裂的方法。

背景技术

由于储层物性差的原因，低渗透油气藏的油井产量通常较低，而且由于孔隙结构复杂以及渗流状态异常，导致其油田开发特征与中高渗透油藏有很大的不同，甚至相比之下发生了质的变化。

低渗透油田开发具有如下基本特征：(1)油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值；(2)渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度；(3)天然能量小，压力、产量下降快，一次采收率低；(4)油井见水后产液指数急剧下降，稳产难度很大。

所谓“低渗透油气藏”，在我国一般是指渗透率介于10×10^-3至50×10^-3μm²之间的油层所构成的油藏。随着勘探和开发程度的不断加深，我国低渗透率油藏在总探明储量和已动用储量中所占的比例越来越高。通过压裂改造可以有效提高低渗透油气藏的开发价值。自2000年以来，全球开始了页岩气开发热潮，其属于超低渗油气藏。在过去的10年中，美国已经掌握了页岩气勘探开发的核心技术。2000年，美国页岩气生产量不足100亿立方米；到2011年，美国页岩气产量已达到1800亿立方米，占美国天然气产量的23％。美国拥有较成熟的页岩气水平井钻完井和分段压裂技术，并在页岩气开发中取得了巨大成功。自2002年主要采用水平井技术开发页岩气，目前85％的开发井为水平井加多段压裂。页岩气产量增长主要来自水平井开采技术，水平井的产量是垂直井的3-4倍，成本仅是垂直井的1.5-2倍。

我国页岩气资源十分丰富，近年来，已完成了建页HF-1、彭页HF-1、涪页HF-1等50余口页岩气水平井钻完井和分段压裂施工。有必要对已压裂施工的页岩气水平井实施重复压裂改造研究，这对合理有效开发页岩气具有重要意义。

对于经过水力压裂后的油、气、水井而言，由于压裂工艺、材料、设备工具的限制，规模欠小，材料选用不当，设备功率有限等原因，会导致水力裂缝导流能力大幅降低，从而逐渐失去作用；有些则因井层选择不当或作业方面的原因，导流能力也未能有效保持；同时，经过长期开发，主要油气田已进入中、高含水期的开发阶段，高产稳产的难度越来越大。对这类油气水井，为了获得高产和经济的开采效益，需要进行重复压裂以改造。

发明内容

针对经过压裂后的油气水井需要进行重复压裂以改造的问题，本发明提出了一种用于油气水井的重复压裂的方法。

本发明提出了一种用于油气水井的重复压裂的方法，包括：准备步骤：确保所述油气水井的压裂段的井下套管处于正常的工作状态；封堵步骤：对所述油气水井中的至少部分旧裂缝进行封堵；重复压裂步骤：对压裂段的所述油气水井进行重复压裂，以产生新裂缝。

根据本发明的方法构成了封堵与压裂一体化的技术，在节省工序、提高生产效率的同时，实现了对已经经过压裂的油气水井的再利用和改造。

优选地，在所述准备步骤中进行通井、刮井和洗井。

优选地，在进行通井时，将通井工具与油管连接，送入所述油气水井中，通过地面悬重压力表判断是否有套管变形，并且查看起出的通井工具是否有变形。

优选地，在进行刮井时，将刮管器与油管连接，对所述油气水井的套管实施整体刮管操作，并对压裂段的套管进行多次往复刮管。

以此方式，可有效保证压裂段的套管的安全作业、顺利作业，防止了沉积物或套管的物理性形变妨碍后续封堵和压裂步骤。

优选地，在所述封堵步骤中，对判定装置进行组装和下放，对所述油气水井的压裂段测压力，对判定为进液容易的旧裂缝进行封堵，对判定为进液困难的旧裂缝不进行封堵，对所述油气水井进行整体试压。

通过判定装置和封堵剂来长效封堵或优选暂时性封堵旧裂缝，可以防止在重复压裂步骤中，压裂液体进入旧裂缝中而不能用于新裂缝的压裂。

优选地，在对判定装置进行组装和下放时，在从井口到井底的方向上，使所述判定装置依次设置有连续油管、连续油管的连接短节、剪切接头、上封隔器、射流器和下封隔器，并使所述射流器的喷射口对准相应的旧裂缝的压裂位置。上封隔器和下封隔器用于对该油气水井进行封隔，射流器可用于喷射流体以测量压力。

优选地，在对所述油气水井的压裂段测压力时，从地面泵注液体，使得所述上封隔器和下封隔器在压力作用下膨胀坐封到所述套管上，此时，若泵注液体的地面压力高于相应的旧裂缝施工时的施工压力，则所述旧裂缝判定为进液困难；若泵注液体的地面压力不超过相应的旧裂缝施工时的施工压力，而液体进入相应的旧裂缝，则所述旧裂缝判定为进液容易。如此可将旧裂缝分为进液困难和进液容易两种类型，区别处理。

在根据本发明的方法的优选方案中，只对判定为进液容易的旧裂缝进行封堵，而不对判定为进液困难的旧裂缝进行封堵。这是由于重复压裂步骤中的泵注液体不会流入进液困难的旧裂缝，因此不会泻掉压裂压力。因此出于节省工序和材料的角度考虑，优选不对判定为进液困难的旧裂缝进行封堵。

优选地，在对判定为进液容易的旧裂缝进行封堵时，从地面泵注临时性封堵剂，将其置于进液容易的旧裂缝的端口处。如此既可实现封堵功能，又可尽量少地消耗封堵剂。

优选地，对所述油气水井进行整体试压时，以0.2m³/min-5m³/min的排量从地面泵注液体，将地面施工压力控制在44MPa与50MPa之间，测试10min，观察压力变化情况，如果压力变化无突变，则进入所述重复压裂步骤。这里所提出的排量、施工压力和测试时间即重复压裂步骤中优选的参数，因此测试效果最为真实可用。

优选地，在所述重复压裂步骤中，清洗所述油气水井的井筒中多余的封堵剂，下入桥塞射孔工具串并坐封桥塞且进行射孔，从地面泵注压裂液及支撑剂以进行压裂施工，以在射孔位置的地层中产生新裂缝。如此，可以通过水力压裂工艺在地层其它位置处压开新裂缝，以重新改造储层。从而最大限度地利用储层，提高油层采收率。

上述技术特征可以各种适合的方式组合或由等效的技术特征来替代，只要能够达到本发明的目的。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：

图1显示了已经压裂的油气水井；

图2显示了根据本发明的方法进行了部分旧裂缝的封堵的油气水井；

图3显示了根据本发明的方法完成了旧裂缝的封堵的油气水井；

图4显示了根据本发明的方法进行了部分新裂缝的重复压裂的油气水井；以及

图5显示了根据本发明的方法完成了新裂缝的重复压裂的油气水井。

在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。在附图所示的实施例中，以一口已压裂过的套管完井的水平井1为例，来对根据本发明的用于油气水井的重复压裂的方法进行详细说明。

图1显示了已经压裂的油气水井1。附图所示的为已压裂过的套管完井的水平井1，其相关条件如下：垂深2000m，测深2840m，水平井段长600m，采用外直径为Φ139.7mm的套管完井。压裂段所在储层的物性特点如下：低孔隙度，低渗透率，含油饱和度高，采用压裂改造投产，水平井段压裂5段(如图1所示)，地层破裂压力为44MPa，压裂施工压力为50MPa，平均日产油量20t/d。产能状况如下：生产三年，该井1日产油量低于1t/d。现决定对该井1实施重复压裂，计划增加4段新裂缝，尽可能对未动用的储层进行增产改造，提高该井1的产量。

根据本发明的用于油气水井的重复压裂的方法主要包括如下步骤：

首先进行准备步骤，即确保所述油气水井1的压裂段的井下套管处于正常的工作状态。具体地，准备步骤包括下述步骤1至步骤3。

步骤1.进行通井。具体地，将外直径为Φ124mm的通井工具与油管连接，送入水平井段，缓慢下放，同时通过地面悬重压力表判断是否有套管变形，并且配合查看起出的通井工具是否有变形。

步骤2.进行刮井。具体地，将外直径为Φ124mm的刮管器与油管连接，对水平井的水平段套管实施整体刮管操作，特别对已射孔的压裂段进行多次往复刮管。

步骤3.进行洗井。下入洗井管柱，对已刮管水平井进行作业，确保井筒干净。可以通过连续油管来缩短洗井时间。

上述步骤进行过后，就确保了油气水井1的压裂段的井下套管处于正常的工作状态，可以继续针对旧裂缝进行封堵步骤。封堵步骤即对油气水井1中的容易进入液体的旧裂缝2进行封堵，其主要包括下述步骤4至步骤8。图2显示了根据本发明的方法进行了部分旧裂缝的封堵的油气水井，下面将参照图2详细介绍封堵步骤：

步骤4.对判定装置进行组装，并下放。如图2所示，从上(图中为左端)到下(图中为右端)依次连接的连续油管3、连续油管连接短节4、安全剪切接头5、上封隔器6、射流器7和下封隔器8共同组成了判定装置，将该判定装置下入到水平套管内，使射流器7上的喷射口对准第一条旧裂缝2的压裂位置。

步骤5.对压裂段测压力。通过地面泵注高压清水，上封隔器6和下封隔器8在压力作用下膨胀坐封到套管上。根据流体力学的原理，液体通过射流器7会倾向于进入旧裂缝。若泵注液体的地面压力高于该旧裂缝施工时的施工压力(在此实施例中为50MPa)，表明该条旧裂缝很难开启，则判定其为进液困难的旧裂缝，此情况可以不用加入封堵剂9，而直接进入步骤7(即可跳过步骤6)；若泵注液体的地面压力不超过该旧裂缝施工时的施工压力(在此实施例中为50MPa)，而液体已经进入旧裂缝，则判定其为进液容易的旧裂缝，需要进行封堵，因此需要继续进行步骤6。

步骤6.对旧裂缝进行封堵。具体地，从地面泵注一定量优选为临时性的封堵剂9，将其置于步骤5中判定为进液容易的旧裂缝2的前端，如图2所示。

步骤7.上提管柱至下一个压裂段，重复步骤5-6，直至封堵全部需要封堵的旧裂缝2(即判定为进液容易的旧裂缝)。图3显示了根据本发明的方法完成了旧裂缝的封堵的油气水井。当然，在图3中，对全部的旧裂缝2添加了封堵剂9。当然，如果某条旧裂缝2在步骤5中被判定为进液困难，则其不会影响下面的重复压裂步骤，出于节省工序、成本和材料的考虑，可以不必对其进行封堵。

步骤8.进行整体试压。以0.2m³/min-5m³/min的排量从地面泵注高压清水，将地面施工压力控制在44MPa与50MPa之间，测试10min，观察压力变化情况。如果压力变化平稳(即压力变化无跳跃)，说明封堵效果良好，可以进入下面的重复压裂阶段。

重复压裂步骤，即对压裂段的所述油气水井进行重复压裂，以产生新裂缝。重复压裂步骤主要包括下述步骤9至步骤13。

步骤9.进行洗井，即下入连续油管，清洗井筒中多余的压裂封堵剂9。

步骤10.下入桥塞-射孔工具串，在离井口最远的第一条设计的新压裂位置处坐封桥塞，并进行射孔。而后起出工具串。

步骤11.从地面泵注压裂液及支撑剂以进行压裂施工，在射孔位置地层中产生新裂缝10。图4显示了根据本发明的方法进行了部分新裂缝的重复压裂的油气水井。优选地，控制地面施工压力不超过50MPa

步骤12.在另一个设计的新压裂位置处重复步骤10。在水平井水平段完成4段重复压裂改造工作。

步骤13.投产。在使用临时性封堵剂9的情况中，临时性封堵剂9将随时间失效，地层中原油将从九条裂缝中流出(参照图5，在本实施例中，这九条裂缝包括原来已经压裂的五条旧裂缝2和根据本发明的方法重复压裂的四条新裂缝10)。

根据本发明的方法构成了封堵与压裂一体化的技术，通过判定装置和封堵剂长效封堵或优选暂时性封堵旧裂缝，然后通过水力压裂工艺在地层其它方位压开新裂缝，以重新改造储层。如此可最大限度地利用储层，提高油层采收率。

虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (6)

1.用于油气水井的重复压裂的方法，其特征在于，包括：

准备步骤：进行通井、刮井和洗井，确保所述油气水井的压裂段的井下套管处于正常的工作状态；

封堵步骤：对所述油气水井中的至少部分旧裂缝进行封堵；

重复压裂步骤：对压裂段的所述油气水井进行重复压裂，以产生新裂缝；

在所述封堵步骤中，对判定装置进行组装和下放，对所述油气水井的压裂段测压力，对判定为进液容易的旧裂缝进行封堵，对判定为进液困难的旧裂缝不进行封堵，对所述油气水井进行整体试压；

其中，在对判定装置进行组装和下放时，在从井口到井底的方向上，使所述判定装置依次设置有连续油管、连续油管的连接短节、剪切接头、上封隔器、射流器和下封隔器，并使所述射流器的喷射口对准相应的旧裂缝的压裂位置；在对所述油气水井的压裂段测压力时，从地面泵注液体，使得所述上封隔器和下封隔器在压力作用下膨胀坐封到所述套管上，此时，若泵注液体的地面压力高于相应的旧裂缝施工时的施工压力，则所述旧裂缝判定为进液困难；若泵注液体的地面压力不超过相应的旧裂缝施工时的施工压力，而液体进入相应的旧裂缝，则所述旧裂缝判定为进液容易。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在进行通井时，将通井工具与油管连接，送入所述油气水井中，通过地面悬重压力表判断是否有套管变形，并且查看起出的通井工具是否有变形。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在进行刮井时，将刮管器与油管连接，对所述油气水井的套管实施整体刮管操作，并对压裂段的套管进行多次往复刮管。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在对判定为进液容易的旧裂缝进行封堵时，从地面泵注临时性封堵剂，将其置于进液容易的旧裂缝的端口处。

5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，对所述油气水井进行整体试压时，以0.2m³/min-5m³/min的排量从地面泵注液体，将地面施工压力控制在44MPa与50MPa之间，测试10min，观察压力变化情况，如果压力变化无突变，则进入所述重复压裂步骤。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述重复压裂步骤中，清洗所述油气水井的井筒中多余的封堵剂，下入桥塞射孔工具串并坐封桥塞且进行射孔，从地面泵注压裂液及支撑剂以进行压裂施工，以在射孔位置的地层中产生新裂缝。