CN108561113B - 一种含水气井压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种含水气井压裂方法。包括如下步骤：气层上部射孔；泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝；泵入携亲水或中性支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系；停泵，停泵时间为所述第一压裂液体系完全破胶时间；泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，所述第二压裂液体系的黏度高于所述第一压裂液体系。根据本发明的方法可以在压裂过程中形成气、水两相通道，实现地下气、水两相分流开采，提高含水低效气井采收率，从而解决气藏，尤其是含水气藏由于含水降低气相渗透导致低产、低效的问题。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采领域，具体涉及一种含水气井压裂方法。
背景技术
致密气、页岩气以及煤层气是储量十分丰富的非常规资源。压裂储层改造技术是非常规资源经济有效开发的必要技术手段。通过压裂储层改造技术在近井地带形成有效的人造支撑裂缝，形成高导的人造通道是增产、稳产的必要条件。压裂人造裂缝的导流性能直接影响产量。常规压裂储层改造在人造裂缝内填充支撑材料，以石英砂、陶粒为主，支撑人造裂缝，形成气、水两相混合的单通道。气、水两相流在通道内由于贾敏效应作用，阻碍了气相渗透率，严重影响气井开发效果。
发明内容
本发明提供了一种含水气井压裂方法，包括如下步骤：
步骤1：气层上部射孔；
步骤2：泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝；
步骤3：泵入携亲水或中性支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系；
步骤4：停泵，停泵时间为所述第一压裂液体系完全破胶时间；
步骤5：泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，所述第二压裂液体系的黏度高于所述第一压裂液体系。
在一实施例中，所述方法还包括：
重复执行所述步骤3～步骤6，形成多条气、水通道。
在一实施例中，针对不同的地质特征确定气、水通道数目，其中：
针对页岩气，铺置2～4条人造气、水双通道；
针对致密气砂岩，铺置2～6条人造气、水双通道；
针对煤层气，铺置2～8条人造气、水双通道。
在一实施例中，所述第二压裂液体系的破胶速度慢于所述第一压裂液体系。
在一实施例中，所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，按照储层温度条件，未添加破胶剂流变仪测试170s-1剪切120min后粘度50-80mPa.s，添加破胶剂后储层温度下10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内。
在一实施例中，所述第一压裂液体系配方为：
胍胶及其改性胍胶为稠化剂，浓度为0.2％-1.0％；
硼砂为交联，浓度0.4％-2％；
过硫酸铵为破胶剂，浓度为0.005％-0.1％；
氟碳类表面活性剂，浓度为0.001％-0.05％；
KCl防膨剂，浓度0.5％-3％。
在一实施例中，所述第一压裂液体系的亲水或中性支撑材料，粒径范围为10-100目；视密度大于1.5g/cm3。
在一实施例中，所述第二压裂液体系性能按照储层温度条件，未添加破胶剂在流变仪测试170s-1剪切120min后粘度大于100mPa.s，添加破胶剂后10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内。
在一实施例中，所述第二压裂液体系配方为：
胍胶或改性胍胶为稠化剂，浓度0.4％-1％；
交联剂为延缓型有机硼交联剂，浓度0.3％-1％；
破胶剂为胶囊破胶剂，浓度0.1-2％；
氟碳类表面活性剂，浓度为0.001％-0.05％；
KCl防膨剂，浓度0.5％-3％。
在一实施例中，所述第二压裂液体系的疏水支撑材料为：粒径范围为10-100目；视密度为0.9g/cm3-2.5g/cm3。
根据本发明的方法可以在压裂过程中人造裂缝内铺置气、水两相支撑材料，形成气、水两相通道，依靠重力作用和支撑裂缝铺置实现地下气、水两相分流开采，提高含水低效气井采收率，从而解决气藏，尤其是含水气藏由于含水降低气相渗透导致低产、低效的问题。
本发明的其它特征或优点将在随后的说明书中阐述。并且，本发明的部分特征或优点将通过说明书而变得显而易见，或者通过实施本发明而被了解。本发明的目的和部分优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的步骤来实现或获得。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是根据本发明一实施例的方法流程图；
图2是根据本发明一实施例的施工铺置气水双通道剖面图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此本发明的实施人员可以充分理解本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程并依据上述实现过程具体实施本发明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
致密气、页岩气以及煤层气是储量十分丰富的非常规资源。压裂储层改造技术是非常规资源经济有效开发的必要技术手段。通过压裂储层改造技术在近井地带形成有效的人造支撑裂缝，形成高导的人造通道是增产、稳产的必要条件。压裂人造裂缝的导流性能直接影响产量。常规压裂储层改造在人造裂缝内填充支撑材料，以石英砂、陶粒为主，支撑人造裂缝，形成气、水两相混合的单通道。气、水两相流在通道内由于贾敏效应作用，阻碍了气相渗透率，严重影响气井开发效果。
针对上述问题，本发明提出了一种含水气井压裂方法。本发明的方法在压裂过程中人造裂缝内铺置气、水两相支撑材料，形成气、水两相通道，从而在开采过程中依靠重力作用和支撑裂缝铺置实现地下气、水两相分流开采，进而提高含水低效气井采收率。
接下来基于附图详细描述根据本发明实施例的方法的详细流程，附图的流程图中示出的步骤可以在包含诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。虽然在流程图中示出了各步骤的逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
如图1所示，在一实施例中，本发明的方法包括以下步骤
步骤1：气层上部射孔(S110)；
步骤2：泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝(S120)；
步骤3：泵入携亲水或中性支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系(S130)；
步骤4：停泵，停泵时间为第一压裂液体系完全破胶时间(S140)；
步骤5：泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，第二压裂液体系的黏度高于所述第一压裂液体系(S150)。
进一步的，在一实施例中，本发明所述的方法步骤还包括：步骤6：泵入顶置液完成压裂施工。
进一步的，在一实施例中，本发明所述的方法可以既可以在全新的气井中实施也可以在现有的老气井中实施。
进一步的，在一实施例中，当气井下部没有完善的射孔时，老井下部射孔不完善或者新井下部没有射孔时，本发明所述的方法步骤还包括：步骤7：气层下部补充射孔。
进一步的，在一实施例中，当气井下部已有完善的射孔时，不需要对气层下部补充射孔。
根据本发明的方法可以在压裂过程中形成气、水两相通道，从而在开采过程中依靠重力作用和支撑裂缝铺置实现地下气、水两相分流开采，进而提高含水低效气井采收率。如图2所示，气水两相资源分离为气体以及液体分别从人造裂缝中的双通道(疏水支撑气相通道以及亲水支撑水相通道)导出，从而避免了气、水两相流在通道内由于贾敏效应作用而阻碍气相渗透率。
进一步的，在一实施例中，所述方法还包括：
重复执行步骤3～步骤6，形成多条气、水通道。
具体的，在一实施例中，在步骤6完成后停泵，停泵时间为第二压裂液体系完全破胶时间，然后返回执行步骤3。
进一步的，在一实施例中，针对不同的地质特征确定气、水通道数目。具体的，在一实施例中：
针对页岩气，铺置2～4条人造气、水双通道；
针对致密气砂岩，铺置2～6条人造气、水双通道；
针对煤层气，铺置2～8条人造气、水双通道。
进一步的，在一实施例中，在步骤1中，射孔位置为气层有效厚度二分之一处以上。优选的，在一实施例中，射孔位置为气层有效厚度三分之一处。
进一步的，在一实施例中，在步骤2中，前置液为滑溜水、线性胶。
进一步的，在一实施例中，在步骤2中，前置液为聚丙烯酰胺类滑溜水、植物胶类的线性胶和/或交联植物胶压裂液。
具体的，在一实施例中，前置液为聚丙烯酰胺类滑溜水。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系性能按照储层温度条件，按照储层温度条件，未添加破胶剂流变仪测试170s-1剪切120min后粘度50-80mPa.s。第二压裂液体系性能按照储层温度条件，流变仪测试170s-1剪切120min后粘度大于100mPa.s。
优选的，在一实施例中，第二压裂液体系性能按照储层温度条件，170s-1剪切120min后粘度150-200mPa.s。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系性能按照储层温度条件，添加破胶剂后10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内。第二压裂液体系性能按照储层温度条件，添加破胶剂后10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内。
进一步的，在一实施例中，第二压裂液体系的破胶速度慢于第一压裂液体系。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系性能按照储层温度条件，20-30min完全破胶。第二压裂液体系性能按照储层温度条件，50-70min完全破胶。
对应的，在一实施例中，在步骤4中，停泵时间为20-30min。
进一步的，在一实施例中，第一压裂液体系的亲水或中性支撑材料为：
粒径范围为10-100目；
视密度大于1.5g/cm3。
具体的，在一实施例中，第一压裂液体系的亲水或中性支撑材料为：粒径范围为40/70目；视密度为1.7g/cm3-2.2g/cm3。
优选的，在一实施例中，第一压裂液体系的亲水或中性支撑材料为石英砂。
优选的，在一实施例中，第一压裂液体系配方为：
胍胶及其改性胍胶为稠化剂，浓度为0.2％-1.0％；
硼砂为交联，浓度0.4％-2％；
过硫酸铵为破胶剂，浓度为0.005％-0.1％；
氟碳类表面活性剂，浓度为0.001％-0.05％；
KCl防膨剂，浓度为0.5％-3％。
进一步的，在一实施例中，第二压裂液体系的疏水支撑材料为：
粒径范围为10-100目；
视密度为0.9g/cm3-2.5g/cm3。
优选的，在一实施例中，第二压裂液体系的疏水支撑材料为：粒径范围为40/70目；视密度为0.9g/cm3-1.4g/cm3。
优选的，在一实施例中，第二压裂液体系的疏水支撑材料为疏水改性陶粒。
优选的，在一实施例中，第二压裂液体系配方为：
胍胶或改性胍胶为稠化剂，浓度0.4％-1％；
交联剂为延缓型有机硼交联剂，浓度0.3％-1％；
破胶剂为胶囊破胶剂；
氟碳类表面活性剂，浓度为0.001％-0.05％；
KCl防膨剂，浓度为0.5％-3％。
根据本发明的方法可以在压裂过程中人造裂缝内铺置气、水两相支撑材料，形成气、水两相通道，依靠重力作用和支撑裂缝铺置实现地下气、水两相分流开采，提高含水低效气井采收率，从而解决气藏，尤其是含水气藏由于含水降低气相渗透导致低产、低效的问题。
接下来基于具体应用实例详细描述本发明一实施例的执行效果。
为了消除含水气井由于贾敏效应含水导致气相渗透率严重下降的不利，针对某井，采用如下压裂工序。
(1)射孔方案：采用非射孔井段不均匀射孔。射孔跨度设计为覆盖气层二分之一以上部位。
(2)泵注程序：泵注程序基于常规泵注程序，主要区别在于压裂液选择、支撑剂选择和铺置方法，以及循环泵入形成多相通道。两种类型压裂液携带两种类型的支撑材料。泵入一种携带支撑剂压裂液后，需停泵待支撑剂铺置完成后，开始下一次泵入。结合射孔位置选择、压裂液和支撑材料的选择和泵入次数，在人造裂缝内形成多条气、水两相通道。
(3)压裂液设计：形成有效铺置气、水两相通道的关键压裂液携砂和破胶时间设计。从压裂车泵注到裂缝内输送过程，在裂缝中和裂缝内闭合中保持通道导流。最大风险是支撑剂在泵入裂缝后无法快速破胶后均匀铺置。为了消除或减小此类问题，压裂液应该具备不同粘度、不同破胶时间的选择性，同时携带的支撑剂视密度也具备一定条件。铺置水相通道，选择低粘压裂液粘度在储层温度下，170s-1剪切120min后粘度50-80mPa.s，添加破胶剂后10min-120min内携砂液粘度降至5mPa.s以内，优选20-30min，携带支撑剂视密度大于1.5g/cm3，优选40/70目石英砂，视密度为1.7g/cm3-2.2g/cm3。铺置气相通道，选择高粘压裂液粘度在储层温度下，170s-1剪切120min后粘度100mPa.s以上，优选150-200mPa.s，携带疏水支撑剂视密度为0.9g/cm3-2.5g/cm3，优选40/70目的疏水陶粒，优选视密度为0.9g/cm3-1.5g/cm3。
(4)泵注循环：可根据压裂设计要求，进行循环上述泵注流程，形成多层气、水两相通道。
(5)完成压裂施工后，根据技术设计要求，射开未射孔层。
本发明将压裂技术、射孔技术、压裂液技术和人造裂缝支撑材料技术有机的结合一体。适用于气井压裂，尤其是含水致密气井、低效致密气井重复压裂、页岩气压裂、煤层气压裂，可实现地下气、水两相分离，形成选择性高导流气、水两相通道，避免尤其水锁伤害，延长增产效果，提高气体采收率，对天然气资源有效开发提供了技术支持。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。本发明所述的方法还可有其他多种实施例。在不背离本发明实质的情况下，熟悉本领域的技术人员当可根据本发明做出各种相应的改变或变形，但这些相应的改变或变形都应属于本发明的权利要求的保护范围。
Claims (8)
1.一种含水气井压裂方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1：在气层上部采用非射孔井段进行不均匀射孔，射孔跨度为覆盖气层二分之一以上部位；
步骤2：泵入前置液造主裂缝，得到匹配压裂设计要求的主裂缝；
步骤3：泵入携亲水或中性支撑材料和破胶剂的第一压裂液体系；
步骤4：停泵，停泵时间为所述第一压裂液体系完全破胶时间；
步骤5：泵入携疏水支撑材料和破胶剂的第二压裂液体系，其中，所述第二压裂液体系的黏度高于所述第一压裂液体系；
步骤6：泵入顶置液完成压裂施工，从而形成为气、水两相分流的双通道，其中，所述方法还包括：
重复执行所述步骤3～步骤6，针对不同的地质特征确定气、水通道数目：
针对页岩气，铺置2～4条人造气、水双通道；
针对致密气砂岩，铺置2～6条人造气、水双通道；
针对煤层气，铺置2～8条人造气、水双通道。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二压裂液体系的破胶速度慢于所述第一压裂液体系。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系性能按照储层温度条件，未添加破胶剂流变仪测试170s-1剪切120min后粘度50-80mPa.s，添加破胶剂后储层温度下10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系配方为：
胍胶及其改性胍胶为稠化剂，浓度为0.2％-1.0％；
硼砂为交联，浓度0.4％-2％；
过硫酸铵为破胶剂，浓度为0.005％-0.1％；
氟碳类表面活性剂，浓度为0.001％-0.05％；
KCl防膨剂，浓度0.5％-3％。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液体系的亲水或中性支撑材料，粒径范围为10-100目；视密度大于1.5g/cm3。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二压裂液体系性能按照储层温度条件，未添加破胶剂在流变仪测试170s-1剪切120min后粘度大于100mPa.s，添加破胶剂后10min-120min内压裂液粘度降至5mPa.s以内。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二压裂液体系配方为：
胍胶或改性胍胶为稠化剂，浓度0.4％-1％；
交联剂为延缓型有机硼交联剂，浓度0.3％-1％；
破胶剂为胶囊破胶剂，浓度0.1-2％；
氟碳类表面活性剂，浓度为0.001％-0.05％；
KCl防膨剂，浓度0.5％-3％。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二压裂液体系的疏水支撑材料为：粒径范围为10-100目；视密度为0.9g/cm3-2.5g/cm3。
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