CN108678723B

CN108678723B - 一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法

Info

Publication number: CN108678723B
Application number: CN201810475700.4A
Authority: CN
Inventors: 刘学伟; 田福春; 付大其; 陈紫薇; 张胜传; 赵玉东; 贾云鹏; 隋向云; 石瑾; 构小婷; 李晓娟; 郝桂宪; 王娟; 张润泽; 周震; 伍勇
Original assignee: Dagang Oilfield Group Co Ltd
Current assignee: China National Petroleum Corp; Dagang Oilfield Group Co Ltd
Priority date: 2018-05-17
Filing date: 2018-05-17
Publication date: 2020-08-18
Anticipated expiration: 2038-05-17
Also published as: CN108678723A

Abstract

本发明提供了一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，包括以下步骤：S1：根据已有的测井数据解释获得关键数据，并根据测井岩性剖面中不同岩类的纵向叠置关系，明确源储配置关系；S2：根据已有的岩石力学实验、地应力测试及天然裂缝分布数据，制定不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则；S3：根据岩性剖面及云地比，划分优势岩相，并结合已有的岩心防膨实验及岩板嵌入伤害实验数据，制定优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则。本发明所述的闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，可根据岩石类型、地层源储配置关系的不同，进行个性化压裂液体系优选、压裂泵注程序的优化，提高压裂改造效果。

Description

一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法

技术领域

本发明属于油气藏勘探领域，尤其是涉及一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法。

背景技术

随着油气藏勘探开发的不断深入，非常规油气尤其是页岩油成为勘探开发的接替领域，页岩油油气资源丰富、勘探潜力大。但闭塞湖盆页岩油储层纵向上白云岩、泥岩交错，分均质性强，岩性变化大。

目前对闭塞湖盆页岩油储层的压裂施工，通常均按照同一类型施工泵注程序，造成压裂效果差异大，压裂工艺适应性差，难以有效动用闭塞湖盆页岩油储层。

发明内容

有鉴于此，本发明旨在提出一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，以克服现有技术的缺陷，对于闭塞湖盆页岩油储层，通过实施本发明的方法，可根据岩石类型、地层源储配置关系的不同，进行个性化压裂液体系优选、压裂泵注程序的优化，提高压裂改造效果。

为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：

一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，包括以下步骤：

S1：根据已有的测井数据解释获得关键数据云地比、白云岩厚度、岩性剖面和有效烃源岩厚度，并根据测井岩性剖面中不同岩类的纵向叠置关系，明确源储配置关系包括千层饼式、互层式及夹层式(具体操作方法详见授权公告号为CN104989392B的中国发明专利“一种岩性识别方法”以及专利申请号为201710386352.9的中国专利申请“一种陆相湖盆致密油富集有利区综合评价与预测方法”)；

S2：根据已有的岩石力学实验、地应力测试及天然裂缝分布数据，制定不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则；

S3：根据岩性剖面及云地比，划分优势岩相，并结合已有的岩心防膨实验及岩板嵌入伤害实验数据，制定优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则，依据优势岩相优选压裂液复合防膨体系、支撑剂组合；

S4：依据步骤S2和S3中的不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则和优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则制定压裂方案，对探井进行压裂操作。

优选的，步骤S1中，根据测井岩性剖面中的白云岩、泥质白云岩、白云质泥岩和泥页岩四种不同岩类的纵向叠置关系明确源储配置关系。

优选的，步骤S1中，所述千层饼式是指测井解释单层厚度小于1m的储层；互层式是指测井解释单层厚度1-2m的储层；夹层式是指测井解释单层厚度大于2m的储层。

优选的，步骤S2中，不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则为：

对于夹层式储层，采用一次加砂压裂工艺；

对于互层式储层，采用二次加砂压裂工艺，形成网状裂缝和主裂缝裂缝形态；

对于千层饼式储层，采用一次加砂压裂工艺。

优选的，所述步骤S2中，对于夹层式储层，压裂液体系选用线性胶和交联压裂液体系，其中交联冻胶体积百分比为50-80％，压裂液量800-1500m³；对于互层式储层，压裂液选用滑溜水和交联冻胶压裂液体系，其中交联冻胶体积百分比为20-50％，压裂液量1500-2000m³；对于千层饼式储层，压裂液选用滑溜水和交联冻胶压裂液体系，其中交联冻胶体积百分比小于20％，压裂液量大于2000m³。

优选的，步骤S3中，划分优势岩相的方法为：当云地比＞75％时，优势岩相为白云岩相；当50％＜云地比＜75％时，优势岩相为泥质白云岩相；当25％＜云地比＜50％时，优势岩相为白云质泥岩相；当云地比＜50％时，优势岩相为泥岩相。

优选的，步骤S3中，优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则为：

针对白云岩相，储层泥质含量低，防膨需求小，石英砂破碎嵌入低，优选防膨体系包括体积百分比为0.3-0.5％的防膨剂和0.3-0.5wt％KCL，支撑剂中石英砂体积占比大于60％；

针对泥质白云岩相，优选防膨体系包括体积百分比为0.5-0.9％的防膨剂和0.5-0.8wt％KCL，支撑剂中石英砂体积占比为40-60％；

针对白云质泥相，优选防膨体系包括体积百分比为0.9-1.2％的防膨剂和0.8-1.0wt％KCL；支撑剂中石英砂体积占比为20-40％；

针对泥岩相，优选防膨体系包括体积百分比为1.2-1.5％的防膨剂和1.0-1.2wt％KCL；支撑剂中石英砂体积占比小于20％。

优选的，步骤S3中，支撑剂为石英砂和/或陶粒的混合物，压裂液防膨体系为防膨剂和/或氯化钾。

相对于现有技术，本发明所述的一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法具有以下优势：

本发明所述的一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，对于闭塞湖盆页岩油储层，通过现场实施本发明做法，对不同源储配置关系、不同优势岩相优选对应的压裂工艺及压裂液体系、支撑剂，压后单井产能是常规压裂工艺的5倍以上。

具体实施方式

除有定义外，以下实施例中所用的技术术语具有与本发明所属领域技术人员普遍理解的相同含义。以下实施例中所用的试验试剂，如无特殊说明，均为常规生化试剂；所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法。

下面结合实施例来详细说明本发明。

本发明涉及闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，包括压裂材料的选择、注入工艺的确定，所述闭塞湖盆页岩油储层压裂工艺做法包括如下步骤：

S1：根据测井数据解释得到目的层关键数据云地比(云地比指白云岩类累积厚度与地层厚度的比值)、白云岩厚度(白云岩与泥质白云岩厚度之和)、岩性剖面、有效烃源岩厚度(泥页岩和白云质泥岩厚度之和)，根据测井岩性剖面中白云岩、泥质白云岩、白云质泥岩及泥页岩等不同岩类的纵向叠置关系明确源储配置关系。源储配置关系是指烃源岩(指泥岩类)与储集层(指白云岩类)纵向的叠置关系，其主要包括千层饼式、互层式及夹层式三大类(见表2)。(具体操作方法详见授权公告号为CN104989392B的中国发明专利“一种岩性识别方法”以及专利申请号为201710386352.9的中国专利申请“一种陆相湖盆致密油富集有利区综合评价与预测方法”)

表1闭塞湖盆页岩油优势岩相分类

表2闭塞湖盆页岩油源储配置关系分类

S2：根据前期岩石力学实验、地应力测试及天然裂缝分布(参考《岩石物理力学性质试验规程》DZ/T 0276)情况，制定了不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则，根据步骤S1划分的地层源储配置关系不同，按照表1进行压裂液类型、压裂工艺、压裂液量的优选。

对于夹层式储层，单层厚度大于2m，储层水平地应力差异大，天然裂缝发育程度低，不易形成复杂裂缝，裂缝形态以常规主裂缝形态为主，采用一次加砂压裂工艺，压裂液体系选用线性胶+交联压裂液体系，压裂液量800-1500m³，交联冻胶为主，其体积百分比为50-80％；

对于互层式储层，单层厚度1-2m，储层水平地应力差异较小，天然裂缝较发育，能够形成一定程度复杂裂缝，采用二次加砂压裂工艺，形成网状裂缝+主裂缝裂缝形态，降低水平应力差异，提高裂缝复杂程度；压裂液选用滑溜水+交联冻胶压裂液体系，压裂液量1500-2000m³，交联冻胶的体积百分比为20-50％；

对于千层饼式储层，单层厚度小于1m，储层地应力差异小，天然裂缝发育，容易形成复杂裂缝，采用一次加砂压裂工艺，通过提高滑溜水比例形成更为复杂的网状裂缝，通过缝控储量提高改造效果。压裂液量大于2000m³，交联冻胶的体积百分比小于20％。

表3源储配置关系分类及压裂工艺优选原则

S3：，根据岩性剖面及云地比，将储层根据优势岩相分为4类(见表1)，结合前期岩心防膨实验及岩板嵌入伤害实验，制定优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则，依据优势岩相优选压裂液复合防膨体系、支撑剂组合其中，支撑剂为石英砂和/或陶粒的混合物，压裂液防膨体系为防膨剂和/或氯化钾(具体见表4)。

针对白云岩相，云地比大于75％，储层泥质含量低，防膨需求小，石英砂破碎嵌入低，优选防膨体系包括体积百分比为0.3-0.5％的防膨剂和0.3-0.5wt％KCL，支撑剂中石英砂体积占比大于60％；；

针对泥质白云岩相，云地比50-75％，优选防膨体系包括体积百分比为0.5-0.9％的防膨剂和0.5-0.8wt％KCL，支撑剂中石英砂体积占比为40-60％；

针对白云质泥相，云地比25-50％，优选防膨体系包括体积百分比为0.9-1.2％的防膨剂和0.8-1.0wt％KCL；支撑剂中石英砂体积占比为20-40％；

针对泥岩相，云地比小于25％，优选防膨体系包括体积百分比为1.2-1.5％的防膨剂和1.0-1.2wt％KCL；支撑剂中石英砂体积占比小于20％。

上述岩心防膨实验按照《措施用防膨剂通用技术要求与试验方法》(Q/SYDG 1205-2016)执行。岩板嵌入伤害实验的操作方法为：(1)分割岩样。用刀将封好的岩板沿预留空隙的位置切割，重新将封装为整体的岩板分割成一对封装好的岩板。(2)填装岩样。在改进型的API导流室中各个流道口装上筛网，并在导流室壁面均匀涂抹凡士林，取一块岩板作为底板抹上凡士林后推入导流室中1/3处；随后将导流室下底板装好，并用螺丝固定；按实验参数，称量足量支撑剂，将壁面搽拭干净后，均匀平整铺置在岩板上；最后将上岩板和导流室上底板分别推入导流室中组装完成。(3)连接管线和位移计：连接好测压管线以及导流室的入口出口管线，并加装位移传感器，将位移传感器装载至导流室两端，以记录在不同闭合压力下机械缝宽的变化情况。(4)导流实验岩板表面清理，划分并标记为3个区域，放入载物台上准备观察；调节显微镜旋钮，使得能清晰地观测到表面形貌；通过软件扫描并观察记录下岩板表面的支撑剂凹槽直径；统计并计算出观察得到的各块岩板的平均凹槽直径；根据计算公式求算出平均凹槽直径下对应的支撑剂嵌入深度；根据嵌入程度公式计算各岩板对应的嵌入程度。

表4优势岩相分类及压裂液防膨剂、支撑剂优选原则

实施例1

KN井是渤海湾盆地黄骅沧东凹陷的一口探井，测井解释了KN井储层岩性剖面，按照本发明的改造方法进行压裂设计。

S1：根据测井数据解释，云地比(云地比指白云岩类累积厚度与地层厚度的比值)为59％，岩石类型为泥质白云岩相，测井解释单层厚度0.2-0.85m之间，测井单层解释厚度小于1m，源储配置关系为千层饼式。

S2：根据不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则，优选压裂工艺为滑溜水+交联冻胶一次加砂压裂工艺，单段液量优化为2100m³，其中，滑溜水体积百分比为90％，交联冻胶的体积百分比为10％；

S3：优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则，优化压裂液复合防膨体系配比为0.6％体积比的防膨剂+0.6KClwt％，支撑剂组合的体积比例为55％石英砂+45％陶粒；

S4：根据以上制定KN井总体压裂方案，并进行现场实施。施工时先注入滑溜水压裂液，注入排量逐渐提升至10m³/min，然后加入石英砂段塞，体积百分比5％-10％逐渐升高，10％石英砂段塞加完后加5％-8％陶粒段塞；加入滑溜水1920m³，石英砂58.5m³、陶粒10m³后，换交联压裂液，注入排量10m³/min，注入100m³交联冻胶后开始注入陶粒支撑剂，体积百分比8-35％，注入冻胶压裂液216m³，陶粒37.5m³后，开始清水顶替，顶替完停泵，施工结束。

该井压裂注入总液量2136m³，其中滑溜水1920m³，交联冻胶216m³，加入支撑剂106m³，其中石英砂58.5m³，陶粒47.5m³，压后2mm油嘴自喷，日产油29.6m³，累计产油1548t，是临井压后产量的4.9倍，取得了较好的改造效果。

实施例2

G08井是渤海湾盆地黄骅沧东凹陷的一口探井，测井解释了G08井储层岩性剖面，按照本发明的改造方法进行压裂设计。

S1：根据测井数据解释，云地比(云地比指白云岩类累积厚度与地层厚度的比值)为13％，岩石类型为泥岩相，测井解释单层厚度1-2m之间，测井单层解释评价厚度1.3m，源储配置关系为互层式。

S2：根据不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则，优选压裂工艺为滑溜水+交联冻胶二次加砂压裂工艺，单段液量优化为1500m³，其中滑溜水体积百分比为69％，交联冻胶的体积百分比为31％；

S3：优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则，优化压裂液复合防膨体系配比为1.5wt％体积比的防膨剂+1.0wt％KCl，支撑剂组合的体积比例10％石英砂+90％陶粒；

S4：根据以上制定G08井总体压裂方案，并进行现场实施。施工时进行第一次压裂施工，第一次压裂施工注入滑溜水500m³，交联冻胶200m³，石英砂8m³，陶粒30m³，注入排量8m³/min，施工完停泵2小时；

S5：两小时后进行第二次压裂施工，第二次压裂施工注入滑溜水610m³，交联冻胶300m³，陶粒42m³，注入排量8m³/min，总液体、支撑剂注入完毕，施工结束；

G08井压裂注入总液量1610m³，其中滑溜水1110m³，交联冻胶500m³，加入支撑剂80m³，其中石英砂8m³，陶粒72m³，压后3mm油嘴自喷，日产油47.1m³，试采105天累计产油1366t，压后效果显著。

以上实施例中的防膨剂均采用天津大港油田石油研究院生产的压裂用粘土稳定剂有机盐。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，其特征在于：包括以下步骤：

S1：根据已有的测井数据解释获得关键数据云地比、白云岩厚度、岩性剖面和有效烃源岩厚度，并根据测井岩性剖面中不同岩类的纵向叠置关系，明确源储配置关系包括千层饼式、互层式及夹层式；

S2：根据已有的岩石力学实验、地应力测试及天然裂缝分布数据，制定不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则；不同源储配置关系储层的压裂工艺优选原则为：对于夹层式储层，采用一次加砂压裂工艺；对于互层式储层，采用二次加砂压裂工艺，形成网状裂缝和主裂缝裂缝形态；对于千层饼式储层，采用一次加砂压裂工艺;

2.根据权利要求1所述的闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，其特征在于：步骤S1中，根据测井岩性剖面中的白云岩、泥质白云岩、白云质泥岩和泥页岩四种不同岩类的纵向叠置关系明确源储配置关系。

3.根据权利要求1或2所述的闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，其特征在于：步骤S1中，所述千层饼式是指测井解释单层厚度小于1m的储层；互层式是指测井解释单层厚度1-2m的储层；夹层式是指测井解释单层厚度大于2m的储层。

4.根据权利要求1所述的闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，其特征在于：所述步骤S2中，对于夹层式储层，压裂液体系选用线性胶和交联压裂液体系，其中交联冻胶体积百分比为50-80％，压裂液量800-1500m³；对于互层式储层，压裂液选用滑溜水和交联冻胶压裂液体系，其中交联冻胶体积百分比为20-50％，压裂液量1500-2000m³；对于千层饼式储层，压裂液选用滑溜水和交联冻胶压裂液体系，其中交联冻胶体积百分比小于20％，压裂液量大于2000m³。

5.根据权利要求1所述的闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，其特征在于：步骤S3中，划分优势岩相的方法为：当云地比＞75％时，优势岩相为白云岩相；当50％＜云地比＜75％时，优势岩相为泥质白云岩相；当25％＜云地比＜50％时，优势岩相为白云质泥岩相；当云地比＜50％时，优势岩相为泥岩相。

6.根据权利要求5所述的闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，其特征在于：步骤S3中，优势岩相分类及压裂液防膨体系、支撑剂优选原则为：针对白云岩相，储层泥质含量低，防膨需求小，石英砂破碎嵌入低，防膨体系包括体积百分比为0.3-0.5％的防膨剂和0.3-0.5wt％KCL，支撑剂中石英砂体积占比大于60％；针对泥质白云岩相，防膨体系包括体积百分比为0.5-0.9％的防膨剂和0.5-0.8wt％KCL，支撑剂中石英砂体积占比为40-60％；针对白云质泥岩相，防膨体系包括体积百分比为0.9-1.2％的防膨剂和0.8-1.0wt％KCL；支撑剂中石英砂体积占比为20-40％；针对泥岩相，防膨体系包括体积百分比为1.2-1.5％的防膨剂和1.0-1.2wt％KCL；支撑剂中石英砂体积占比小于20％。

7.根据权利要求1所述的闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，其特征在于：步骤S3中，支撑剂为石英砂和/或陶粒的混合物，压裂液防膨体系为防膨剂和/或氯化钾。