CN108316909B - 一种油气储层压裂施工方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于石油开采领域，具体提供了一种油气储层压裂施工方法，包括前置液阶段和主加砂阶段，所述前置液阶段以从最低施工排量至最高施工排量的逐级增大的若干级施工排量注入压裂液，所述主加砂阶段以所述最高施工排量注入携砂液；其中，所述最低施工排量为所述最高施工排量的45‑65％。本发明的优选实施方式中，针对不同施工工段设计并采用不同的压裂液排量和相应的压裂液黏度和用量，采用不同粒径变密度加砂的方式，利用支撑剂的沉降效应，提升支撑剂未沉降处裂缝内的净压力，从而提高远井裂缝的造缝高度及支撑高度,增加裂缝在远井处的导流能力，降低单井产能的递减速度。

Description

一种油气储层压裂施工方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种能够提高远井裂缝支撑高度的油气储层压裂施工方法。

背景技术

在目前的压裂技术中，近井裂缝高度上的支撑效率相对较高，而对远井裂缝的支撑效率则相对较低。首先，由于支撑剂的沉降作用，越往远井地带，支撑剂的水平运移距离越大，则纵向上的沉降高度也越大，待支撑剂运移到裂缝端部时已基本沉降在裂缝底部；而近井地带因不断有新的支撑剂持续注入，在纵向上的支撑效率则相对较高。其次，造缝高度也是近井高，远井低。裂缝刚开始延伸时，裂缝的几何尺寸及体积相对较小。当以某个恒定的排量注入时，早期可迅速在裂缝内部建立相对高的裂缝净压力，迫使裂缝快速向长、宽、高三维方向扩展，早期的裂缝长度增加速度远快于中后期。等到裂缝几何尺寸及体积增加到一定程度后，恒定排量的注入造成的裂缝净压力增幅已远远低于早期裂缝刚起裂与延伸时的净压力增幅。在裂缝延伸过程中，随着裂缝滤失面积的增大，压裂液的滤失量也越来越大。因此，裂缝的几何尺寸延伸速度越来越慢，尤其是裂缝高度上的延伸会快速降低，从而导致远井裂缝的支撑剂浓度较低。

以上原因会造成远井裂缝的造缝高度及支撑高度都大幅度降低，使裂缝改造体积及压裂增产效果大打折扣。而目前的压裂技术一般采取恒定的压裂液类型及黏度、恒定的排量、同种类型的支撑剂及支撑剂密度，无法针对性地有效降低以上原因造成的不良影响。

综上所述，需要提出一种新的能提高裂缝远井支撑效率的方法，从而增加裂缝远井处的导流能力，提高改造效果。

发明内容

本发明的目的在于提供一种新的油气储层压裂施工方法，以提高远井裂缝的造缝高度及支撑高度，增加裂缝在远井处的导流能力，降低单井产能的递减速度。

根据本发明，提供了一种油气储层压裂施工方法，包括前置液阶段和主加砂阶段，所述前置液阶段以从最低施工排量至最高施工排量的逐级增大的若干级施工排量注入压裂液，所述主加砂阶段以所述最高施工排量注入携砂液；其中，所述最低施工排量为所述最高施工排量的45-65％，优选50-60％。

在本发明提供的方法中，前置液阶段采用了由低到高逐渐增大的排量进行施工，使裂缝被逐渐地压开，当近井裂缝开始被打开之后，大排量的压裂液注入使裂缝在短时间内借助已产生的净压力和已裂开的趋势被顺势剧烈压裂，使得在前置液阶段便形成尽可能宽而长的裂缝，从而尽可能地打开远井裂缝，提高远井造缝高度。因此，本发明也可以理解为实质提供了一种提高远井裂缝支撑高度的方法。

起始的施工排量不能过小或过大，在上述为所述最高施工排量的45-65％，优选50-60％的起始施工排量下开始注入压裂施工，能够在初始阶段有效压开裂缝，并积累适中的裂缝净压力，有助于在后续升高的排量进攻下集中大程度、大面积地压开裂缝，形成尽可能大的几何尺寸的远井裂缝。

优选地，所述若干级施工排量逐级等比例增大。所谓“等比例增大”是指每一级排量相比较于前一排量的增量是等比例的。例如，最高施工排量为6m³/min，最低施工排量为3m³/min，则施工排量的排布可以依次为3m³/min,4m³/min,5m³/min,6m³/min。在第一级施工排量注入结束后，迅速提高排量，进入下一级施工排量注入阶段。

根据本发明的一些优选实施方式，所述前置液阶段经过3-5级施工排量(包括最低和最高施工排量)注入压裂液，所述3-5级施工排量从最低施工排量逐级增大至最高施工排量。进一步优选地，所述前置液阶段经过4级施工排量注入压裂液。结合前述最低施工排量的选择，经过3-5级施工排量注入，可获得最佳的前置液阶段储层压裂效果。

根据本发明的优选实施方式，以最低施工排量注入的压裂液的黏度为前置液阶段和主加砂阶段中使用的最高黏度的压裂液的黏度的18-35％，优选20-30％。例如，若使用的压裂液的最高黏度为80mPa.s，则最低施工排量注入的压裂液的黏度优选为16-24mPa.s。

优选地，主加砂阶段使用的压裂液黏度最大，即使用所述最高黏度的压裂液。

优选地，压裂液的黏度随排量逐级增大。最大施工排量对应最高压裂液黏度。在注入压裂初始阶段，较低黏度的压裂液配合较低的施工排量，“尝试性”地开启裂缝，然后在追加的高排量高黏度压裂液注入下，裂缝被瞬间裂开，波及远井储层。

在本发明的一些具体实施方式中，前置液阶段使用的压裂液黏度恒定，优选等于所述最高黏度的压裂液的黏度的18-35％，优选20-30％。

优选地，以最低施工排量注入的压裂液的用量为通过模拟裂缝长度达到10-20m时所需的压裂液用量。在此基础上，经过第一级排量的压裂注入，裂缝被一定程度地压开，且裂缝中存在了一定的净压力，有助于在后续逐渐增大的排量下裂缝被逐渐地有效压开。

接下来，提高排量，以该排量注入的压裂液的用量为裂缝延伸10-20m时所需的液量；再提高排量，直至达到最高排量。例如从最低施工排量经过2-4次提高至最高施工排量。每一个排量下注入的压裂液的用量为裂缝延伸10-20m时所需的液量。

根据本发明提供的方法，通过在前置液阶段采用适当渐变的施工排量，同时结合特定的压裂液黏度范围和用量，有效地使远井在前置液阶段出现裂缝或裂缝裂开趋势，为后续加砂压裂阶段能够最大限度地压开远井裂缝打下良好基础，进而提高远井裂缝的造缝高度。

根据本发明，主加砂阶段采用最高排量的携砂液注入，利用携砂液中支撑剂的沉降效应提高在未有支撑剂沉降的裂缝体积内的净压力，并一直保持到施工结束为止，有助于远井裂缝被充分地拓宽延伸，并减少由于地层逐渐闭合或是支撑剂铺置形态的影响导致支撑高度的下降，使支撑剂在远井形成有效的造缝高度和支撑高度，增加裂缝在远井处的导流能力。

根据本发明的优选实施方式，主加砂阶段使用的压裂液黏度为40-100mPa.s。本发明中，此阶段使用的压裂液黏度不宜过高，以使更多的支撑剂达到远井裂缝中起到更大支撑作用。优选地，可以选取黏度为70mPa.s-100mPa.s的胍胶类压裂液或黏度为40mPa.s-50mPa.s的聚合物类压裂液。

根据本发明的优选实施方式，所述主加砂阶段中使用不同粒径和密度的支撑剂通过段塞式进行加砂施工。在本发明方法中，主加砂阶段使用不同粒径与密度支撑剂组合的注入模式，一般可设计7-8级段塞注入。

优选地，所述主加砂阶段中，支撑剂的体积密度按段塞逐级下降。小粒径高密度支撑剂易快速沉降在裂缝的底部，大粒径及中等密度或低密度支撑剂随之沉降在裂缝中上部，有利于增加支撑剂的沉降效果，提升支撑剂未沉降处裂缝内的净压力，减少支撑剂铺置形态对支撑高度的负面影响，从而提高远井裂缝的支撑高度。

在本发明的一些优选实施方式中，第一级段塞的支撑剂的体积密度在1700-1900kg/m³，优选1750-1850kg/m³，最后一级段塞的支撑剂的体积密度在1400-1550kg/m³。从第一级段塞至最后一级段塞，支撑剂的体积密度在前述范围内逐渐降低，可增加支撑剂的沉降效果。

优选地，各种不同粒径和密度的支撑剂等体积用量。不同粒径及密度的支撑剂，按同等的比例进行设计及施工，可简化施工操作，降低施工复杂性。例如，若是两种粒径及密度的支撑剂，每种支撑剂占比50体积％，如是三种粒径及密度的支撑剂，则每种支撑剂占比33.3％，以此类推。

根据本发明的方法，在主加砂阶段中以最高施工排量注入压裂液，并使用不同粒径和密度的支撑剂段塞式注入储层中，充分利用了支撑剂的沉降效应来提高未有支撑剂沉降的裂缝体积内的净压力，减少由于地层逐渐闭合导致支撑高度的下降，从而提高远井处裂缝的支撑高度。

根据本发明的优选实施方式，在所述若干级施工排量注入压裂液之后并在所述主加砂阶段之前实施预加砂施工：采用支撑剂浓度为30-180kg/m³的携砂液进行2-4级段塞的段塞式加砂，每级段塞的携砂液体积为0.5-1.0个井筒溶剂。

优选地，支撑剂浓度可随段塞逐级增大，进一步优选逐级增大30-60kg/m³。在一个具体实施例中，每级段塞的支撑剂浓度为80kg/m³,120kg/m³,180kg/m³。

在所述预加砂施工中，采用多级支撑剂段塞设计及施工方式，有利于打磨近井裂缝弯曲摩阻和封堵微裂缝系统，以增加压裂液的造缝效率。

优选地，所述预加砂施工中使用的支撑剂的粒径为70-140目，体积密度为1600-1850kg/m³，优选为1650-1750kg/m³。不仅有利于支撑剂在小裂缝中的支撑作用，还会有部分支撑剂落在主裂缝底部，起到了遏制主裂缝缝高过度向下延伸的作用。

根据本发明的优选实施方式，在主加砂阶段后进行顶替、返排及求产等环节，具体操作可参照常规压裂的流程及步骤执行。

根据本发明的优选实施方式，在前置液阶段之前进行储层评价，获取储层评价参数，所述储层评价参数包括岩性参数、岩石力学参数和储层的三向地应力参数，优选还包括物性参数(储层孔隙度和渗透率)、储隔层的纵向地应力剖面参数、储层岩心“六敏”及地层温度、地层压力与储层内流体(油气)性质参数。储层评价可通过常规测井、录井、岩心实验等方法进行，在此不作赘述。其中，储层岩心“六敏”包括碱敏、酸敏和应力敏感性等，可通过常规的岩心六敏实验进行测定。

根据本发明，所提供的方法还包括前置液阶段施工之前，模拟压裂液黏度、压裂液用量和施工排量对裂缝净压力的影响，获得利用裂缝净压力能够实现远井裂缝几何尺寸最大化延伸的在前置液阶段和主加砂阶段分别使用的压裂液黏度、压裂液用量和施工排量。具体而言，例如可以通过模拟分别优选前置液阶段的压裂液粘度、液量和排量，主加砂阶段的压裂液粘度、液量、排量、加砂量，以及前置液和主加砂阶段液量的比例。根据模拟结果，确定在前置液阶段中使用的最高施工排量以及设计排量级数和各级排量下的压裂液黏度和用量，计算前置液阶段中使用的平均压裂液黏度等。

在本发明中，优选地，所述最高施工排量为以平均压裂液黏度进行模拟时裂缝高度超过目的段砂层厚度的25-45％，优选超过目的段砂层厚度的28-35％时对应的施工排量。在一个具体实施例中，最高施工排量为以平均压裂液黏度进行模拟时裂缝高度超过目的段砂层厚度的30％时对应的施工排量。

在本领域的常规研究流程中，基于所获悉的储层评价信息，模拟裂缝的生长规律，以选取合适的施工参数。在本发明中，发明人主要基于岩性参数、岩石力学参数和储层的三向地应力参数、储层压力等参数，分析(例如通过正交模拟研究)压裂液黏度、压裂液用量和施工排量对裂缝净压力随时间变化的影响，以进一步确定在模拟中利用裂缝净压力能够实现远井裂缝几何尺寸最大化延伸的压裂液黏度、用量和施工排量。

在本发明的一些具体实施方式中，可应用适合多层应力条件下的裂缝模拟软件GOHFER，采用高黏度胍胶压裂液(黏度在100mPa·s～120mPa·s)、中黏度胍胶压裂液(黏度在30mPa·s～50mPa·s)及低黏度胍胶压裂液(黏度在10mPa·s～15mPa·s)三种压裂液体系，6种注入模式(2m³/min、3m³/min、4m³/min、5m³/min、6m³/min及2～3～4～5～6m³/min变排量)，系统地开展不同注入阶段(注入液量100m³～1000m³)的压裂工艺参数正交模拟研究，研究压裂施工中工程参数(液体类型、施工排量、注入液量)变化对裂缝参数(缝高、缝长、缝宽、液体效率等)的影响，进而确定利用裂缝净压力能够实现远井裂缝几何尺寸最大化延伸的压裂液黏度、用量和施工排量等施工参数。

模拟过程中的其他具体操作是本领域普通技术人员根据本发明的思想，结合上下文说明所能掌握的，在此不作赘述。本发明独特的一个方面在于，在模拟过程中，分析压裂液黏度、压裂液用量和施工排量对裂缝净压力的影响，以及施工过程中储层在不同时间内缝长、缝宽及缝高的延伸规律与敏感性因素，以利用裂缝净压力实现远井裂缝几何尺寸最大化延伸为基本原则，拟定前置液阶段中使用的最高施工排量、排量级数和各级排量下的压裂液黏度和用量，以及主加砂阶段的排量、压裂液黏度和用量、支撑剂粒径和密度等施工参数，从而实现远井裂缝的造缝高度和支撑高度等方面的优化。

根据本发明，在模拟过程中，通过分析不同的压裂黏度、用量和排量下对裂缝净压力的影响，进而分析对储层裂缝几何尺寸的影响及储层裂缝几何尺寸的敏感性因素，优化前置液阶段压裂液黏度和每一阶段排量对应的压裂液用量，使储层在前置液阶段生成尽可能多的近井裂缝和远井裂缝，进而在后期加砂阶段中利用支撑剂沉降效应，提升支撑剂未沉降处裂缝内的净压力，减少由于地层逐渐闭合或是支撑剂铺置形态的影响导致支撑高度的下降，进而提高远井处裂缝的支撑高度。

本发明提供的压裂施工方法尤其适用于致密砂岩油气藏及页岩油气藏的压裂开发或压裂改造中。

本发明在针对性的储层评价基础上，模拟前置液量、压裂液黏度、施工排量等对裂缝净压力的影响，以及裂缝净压力对远井裂缝几何尺寸的影响，优化各施工阶段的施工参数，以实现利用裂缝净压力使远井裂缝几何尺寸(缝长、缝宽和缝高)最大化地延伸。

根据本发明提供的压裂施工方法中，针对不同施工工段设计并采用不同的压裂液排量和相应的压裂液黏度和用量，采用不同粒径变密度加砂的方式，利用支撑剂的沉降效应，提升支撑剂未沉降处裂缝内的净压力，从而提高远井裂缝的造缝高度及支撑高度，增加裂缝在远井处的导流能力，降低单井产能的递减速度。

附图说明

图1显示了实施例中压裂液粘度与缝长、缝高、缝宽的关系图。

图2显示了实施例中施工液量与缝高、缝长的关系图。

图3显示了实施例中施工排量与缝高、缝长、缝宽的关系图。

图4显示了实施例中裂缝长度与压裂液体积的关系图，其中显示了达到20m时需用的压裂液体积。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明做进一步说明，但是应该理解，以下实施例仅仅是本发明的一个示例性的例子，其不构成对本发明范围的限制。

实施例

A井是一口位于东北地区致密砂岩井，射孔井段为2530-2545米，孔隙度为7.2％，渗透率为0.78md，地层压力为29.62MPa。根据测井解释和三轴岩石力学实验，得到储层的杨氏模量为24600MPa，泊松比为0.24。

利用本发明所提供的方法，通过GOFHER软件模拟该储层压裂液黏度、前置液量、施工排量等因素对不同时间内缝长、缝宽及缝高的影响(图1、图2、图3)。根据计算结果，压裂液最高黏度为80mPa.s，施工最高排量为6m³/min。前置液量的规模为300-400m³，总液量为800-900m³。

压裂施工第一阶段为前置液造缝，初始排量为3m³/min，压裂液粘度为20mPa.s，模拟造缝长度达到10m-20m时需用的压裂液用量(图4)为35m³。此后，将排量提高到4m³/min，压裂液粘度为20mPa.s，此阶段压裂液用量为30m³。按上述步骤将排量提高到5m³/min，进一步提高到6m³/min。

然后，段塞式注入70-140目支撑剂(体积密度一般为1700kg/m3)，支撑剂浓度从30kg/m³逐渐提高到180kg/m³，每级段塞体积为30方(1个井筒容积)。

压裂施工的第二个阶段为主压裂施工，排量一直为6m³/min到施工结束。此阶段优选先后使用的支撑剂为20m³的40-70目(体积密度为1800kg/m³)和20m³的30-50目支撑剂(体积密度为1500kg/m³)，砂液比从12％逐级提高到32％，采用段塞式注入。根据计算结果，压裂液最高黏度为80mPa.s，施工最高排量为6m³/min。

按常规压裂设计，裂缝有效支撑高度为28.6m，远井处裂缝端部的铺砂浓度仅为1.17kg/m³。通过本发明方法的实施，裂缝平均有效支撑高度为35.7m，远井处仍然具有较好的铺砂浓度3.32kg/m³。由此可见，根据本发明提供的压裂施工方法可有效地提高远井裂缝的造缝高度及支撑高度，增加裂缝在远井处的导流能力，进而降低单井产能的递减速度。

虽然本发明已作了详细描述，但对本领域技术人员来说，在本发明精神和范围内的修改将是显而易见的。此外，应当理解的是，本发明记载的各方面、不同具体实施方式的各部分、和列举的各种特征可被组合或全部或部分互换。在上述的各个具体实施方式中，那些参考另一个具体实施方式的实施方式可适当地与其它实施方式组合，这是将由本领域技术人员所能理解的。此外，本领域技术人员将会理解，前面的描述仅是示例的方式，并不旨在限制本发明。

Claims (9)

1.一种油气储层压裂施工方法，包括前置液阶段和主加砂阶段，所述前置液阶段以从最低施工排量至最高施工排量的逐级增大的3-5级施工排量注入压裂液，所述主加砂阶段以所述最高施工排量注入携砂液；其中，所述最低施工排量为所述最高施工排量的45-65%，

压裂液的黏度随排量逐级增大，

所述主加砂阶段中使用不同粒径和密度的支撑剂通过段塞式进行加砂施工，所述主加砂阶段中，支撑剂的体积密度按段塞逐级下降，

以最低施工排量注入的压裂液的用量为通过模拟裂缝长度达到10-20m时所需的压裂液用量。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，以最低施工排量注入的压裂液的黏度为前置液阶段和主加砂阶段中使用的最高黏度的压裂液的黏度的18-35%。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，以最低施工排量注入的压裂液的黏度为前置液阶段和主加砂阶段中使用的最高黏度的压裂液的黏度的20-30%。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，模拟压裂液黏度、压裂液用量和施工排量对裂缝净压力的影响，获得利用裂缝净压力能够实现远井裂缝几何尺寸最大化延伸的、在前置液阶段和主加砂阶段使用的压裂液黏度、压裂液用量和施工排量。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述最高施工排量为以平均压裂液黏度进行模拟时裂缝高度超过目的段砂层厚度的25-45%时对应的施工排量。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述主加砂阶段中，各种不同粒径和密度的支撑剂等体积用量。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，第一级段塞的支撑剂的体积密度在1700-1900 kg/m³，最后一级段塞的支撑剂的体积密度在1400-1550 kg/m³。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述3-5级施工排量注入压裂液之后并在所述主加砂阶段之前实施预加砂施工：采用支撑剂浓度为30-180kg/m³的携砂液进行2-4级段塞的段塞式加砂，每级段塞的携砂液体积为0.5-1.0个井筒溶剂；或/和，所述预加砂施工中使用的支撑剂的粒径为70-140目，体积密度为1600-1850 kg/m³。

9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，在前置液阶段之前进行储层评价，获取储层评价参数，所述储层评价参数包括岩性参数、岩石力学参数和储层的三向地应力参数。

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