CN108798624A - 致密油储层的水平井重复压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种致密油储层的水平井重复压裂方法。该致密油储层的水平井重复压裂方法，包括：根据所述水平井的采液量，采用油管通道向压裂层段注入活性水；根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液；关闭井口，当井口压力在预设时长范围内下降小于预设值后，进行放喷返排。本发明实施例提供的方法使得增油效果显著提高。

Description

致密油储层的水平井重复压裂方法

技术领域

本发明涉及油气田采油技术领域，尤其涉及一种致密油储层的水平井重复压裂方法。

背景技术

井下压裂工艺是利用地面高压泵组，将高粘度液体以大排量注入井中，在井底附近憋起高压。当压力超过地应力及岩石的抗张强度后，在地层中形成裂缝。继续将带有支撑剂的压裂液注入裂缝，使裂缝向前延伸，并在裂缝中填充支撑剂。形成的裂缝扩大了油气流动通道，改善了地层渗透性。

随着油田开发的不断深入，常规储层越来越少，非常规储层油气的勘探开发越来越多，特别是在页岩油、气储层和致密油、气储层。在致密油、气储层，低孔隙度、低-特低渗透、低压等特定储层条件下，由于储层基质向裂缝供油、气能力太差，重复压裂后增油量少，采收率低。

因此，如何提高采收率是本领域技术人员亟需解决的技术问题。

发明内容

本发明提供一种致密油储层的水平井重复压裂方法，以克服现有技术中重复压裂后增油量少，采收率低的问题。

本发明提供一种致密油储层的水平井重复压裂方法，包括：

根据所述水平井的采液量，采用油管通道向压裂层段注入活性水；

根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液；

关闭井口，当井口压力在预设时长范围内下降小于预设值后，进行放喷返排。

可选地，所述采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液，包括：

根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用所述套管通道向所述压裂层段注入压裂液；

根据所述采液量、所述水平井的井段的长度以及压裂裂缝的信息，采用所述套管通道向所述压裂层段交替注入含支撑剂的压裂液。

可选地，所述活性水含0.1-0.2％的黏土防膨剂；所述活性水的总量为所述采液量的1.5-1.7倍。

可选地，所述压裂液的总量为所述采液量的0.2-0.5倍，且所述水平井的井段的长度越大，所述压裂液的总量越大。

可选地，所述含支撑剂的压裂液中，所述支撑剂的比例占所述压裂液的2-5％。

可选地，所述压裂液为滑溜水压裂液，所述支撑剂为陶粒。

可选地，所述采用油管通道向压裂层段注入活性水之前，还包括：

对所述压裂层段进行酸处理。

可选地，所述采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液之后，还包括：

采用所述套管通道向所述压裂层段注入顶替液。

可选地，所述采用油管通道向压裂层段注入活性水，包括：

采用所述油管通道以1.5-2m³/min的排量向所述压裂层段注入活性水。

可选地，所述采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液，包括：

采用所述套管通道以8-14m³/min的排量向所述压裂层段注入压裂液，采用所述套管通道以8-14m³/min的排量向所述压裂层段注入含支撑剂的压裂液。

本发明致密油储层的水平井重复压裂方法，根据所述水平井的采液量，采用油管通道向压裂层段注入活性水，通过注水可补充致密储层能量，可以避免压裂改造后压降快，措施有效期较短。根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液；关闭井口，使注入流体与储层原油进行充分置换，当井口压力在预设时长范围内下降小于预设值后，进行放喷返排，能够使致密油储层水平井老井在压裂后不仅产生新的缝网结构，还能使储层能量得到恢复，增油效果显著提高，进而提高采收率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明致密油储层的水平井重复压裂方法一实施例的流程示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

图1为本发明致密油储层的水平井重复压裂方法一实施例的流程示意图。如图1所示，本实施例的方法，包括：

步骤101、根据所述水平井的采液量，采用油管通道向压裂层段注入活性水；

步骤102、根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液；

步骤103、关闭井口，当井口压力在预设时长范围内下降小于预设值后，进行放喷返排。

具体的，首先，压裂前按注水增能工艺要求注入一定体积的活性水，注入活性水的量可以根据该水平井前期的采液量确定。通过注水可补充致密储层能量，避免压裂改造后压降快，措施有效期较短的问题。

然后采用套管注入，笼统压裂的施工方式交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液进行重复压裂。由于前期水平井施工已进行多段分段压裂，井筒内桥塞已全部钻除，压裂时各段可以同时进液，因此采用笼统压裂的施工方式。

压裂施工完成后停泵，关闭井口阀门，采用压后闷井方式，使压力充分扩散。当井口受到的压力在预设时长范围内下降小于预设值(例如在预设时长范围内如24小时内压力下降小于0.01MPa)后实施放喷返排。

上述方式中，通过压裂造新缝，增加泄油面积。压裂后关井闷井，使注入流体与储层原油进行充分置换。该方法使水平井重复压裂的增油效果显著提高。

本实施例提供的致密油储层的水平井重复压裂方法，根据所述水平井的采液量，采用油管通道向压裂层段注入活性水，通过注水可补充致密储层能量，可以避免压裂改造后压降快，措施有效期较短。根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液；关闭井口，使注入流体与储层原油进行充分置换，当井口的压力在预设时长范围内下降小于预设阈值后，进行放喷返排，能够使致密油储层水平井老井在压裂后不仅产生新的缝网结构，还能使储层能量得到恢复，增油效果显著提高，采收率较高。

在上述实施例的基础上，可选地，作为一种可实施的方式，步骤102还可以具体根据如下方式实现：

根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用所述套管通道向所述压裂层段注入压裂液；

根据所述采液量、所述水平井的井段的长度以及压裂裂缝的信息，采用所述套管通道向所述压裂层段交替注入含支撑剂的压裂液。

可选地，作为一种可实施的方式，所述压裂液的总量为所述采液量的0.2-0.5倍，且所述水平井的井段的长度越大，所述压裂液的总量越大。

具体的，压裂液总量参考该水平井前期采液量的0.2-0.5倍进行准备，具体液量参考水平井的井段的长度，井段长度越大，压裂液总量越大，反之亦然；同时根据水平井的井段的长度和设计要求的裂缝规模即压裂裂缝的信息对支撑剂的量进行调整，井段的长度大、设计要求裂缝规模较大的，适量增加支撑剂的量，反之亦然。

可选地，作为一种可实施的方式，所述压裂液为滑溜水压裂液，所述支撑剂为陶粒。

可选地，作为一种可实施的方式，所述含支撑剂的压裂液中，所述支撑剂的比例占所述压裂液的2-5％。

具体的，所述压裂液采用滑溜水压裂液，支撑剂采用40-70目(52MPa)低密度陶粒，支撑剂用量按照砂∶压裂液＝1∶20～1∶40的比例准备的比例准备，即支撑剂的比例占所述压裂液的2-5％。

由于全程应用滑溜水压裂液还降低了压裂成本，还减少了储层因压裂液残渣造成的伤害。

在上述实施例的基础上，可选地，作为一种可实施的方式，所述活性水含0.1-0.2％的黏土防膨剂；所述活性水的总量为所述采液量的1.5-1.7倍。

具体的，所述活性水含0.1-0.2％的黏土防膨剂，且注入活性水的总量参考原水平井前期总采液量的1.5-1.7倍进行准备。

可选地，作为一种可实施的方式，步骤101具体包括：

采用所述油管通道以1.5-2m³/min的排量向所述压裂层段注入活性水。

可选地，作为一种可实施的方式，步骤102具体包括：

采用所述套管通道以8-14m³/min的排量向所述压裂层段注入压裂液，采用所述套管通道以8-14m³/min的排量向所述压裂层段注入含支撑剂的压裂液。

上述方法实施过程中需要的压裂施工设备：压裂车组准备一套，泵车水马力根据测算值的1.2倍准备，仪表车、混砂车、砂罐等设备根据需求准备，确保满足现场施工。

本发明实施例中，在压裂施工时，可根据事先由施工井的压力梯度、井深等条件预测的压裂时的井口压力大小，选KQ78-65/105型压裂井口或KQ70/65型压裂井口，套管头承压70-105MPa,，施工限压68-85Mpa。

上述方法实施过程中若注入量达到原水平井采液量后压力明显上升，注入难度加大时可根据现场压力及邻井压力显示，可以优化调整注入参数。

可选地，作为一种可实施的方式，步骤101之前，还可以包括：

对所述压裂层段进行酸处理。

具体的，对于生产时间较长的水平井，各层段存在污染可能，为降低施工压力，压前可以注入酸液清除污染，具体可以注入酸液10-20m³。

可选地，作为一种可实施的方式，步骤102之后，还可以包括：

采用所述套管通道向所述压裂层段注入顶替液。

具体的，为避免砂堵，压裂加支撑剂完毕后应向井筒内注入顶替液将井筒内含支撑剂的压裂液顶替到裂缝中

示例的，上述方法实施例的具体操作步骤如下：

步骤1：检查压裂施工各个环节符合质量安全规定后，按现场指挥指令开始正式施工；

步骤2：地面设备试压。泵车试压70-85MPa，稳压5min，压降小于标准规定，地面个环节工作正常为合格；

步骤3：以1.5-2m³/min的泵注排量注入活性水；

步骤4：进行第一段次压裂施工。以8-14m³/min的泵注排量注入滑溜水压裂液200-500m³。施工限压68-85MPa，当压力距离限压3-10MPa时，采取措施防止压力超过限压；

步骤5：进行第二段次压裂施工。以8-14m³/min的泵注排量注入含3％支撑剂的滑溜水压裂液10-20m³；

步骤6：进行第三段次压裂施工。以8-14m³/min的泵注排量注入滑溜水压裂液50-100m³；

步骤7：进行第四段次压裂施工。以8-14m³/min的泵注排量注入含3％支撑剂的滑溜水压裂液20-30m³；

步骤8：根据压裂液的总量和支撑剂的总量重复步骤六、步骤七3-7次，直至备用压裂液和支撑剂用完；

步骤9：注入滑溜水顶替液20-60m³，顶替液的总量可以按井筒容积的1-1.2倍准备；

步骤10：压裂施工完成停泵，关闭井口阀门，采用压后闷井方式，使压力充分扩散；

步骤11：拆掉施工管线，倒好阀门，当井口受到的压力(24小时内压力下降小于0.01MPa)稳定后实施放喷返排。

以下采用具体示例对上述方法进行详细说明：

示例一

施工方式：套管注入，合层笼统压裂。

压裂前按前期采液量的1.5倍注入活性水13000m³；

施工限压：KQ70/65型压裂井口，套管头耐压70，施工限压68Mpa，当压力达到65MPa时，采取措施防止压力超过限压；

压裂施工：按照前期采液量的0.23倍注入压裂液2000m³。液体体系采用全程滑溜水型压裂液，支撑剂采用40-70目(52MPa)低密度陶粒，支撑剂总量42m³。

具体操作步骤如下：

步骤1：检查压裂施工各个环节符合质量安全规定后，按现场指挥指令开始正式施工；

步骤2:地面设备试压。泵车试压70MPa，稳压5min，压降小于标准规定，地面各个环节工作正常为合格；

步骤3：以1.5-2m³/min的泵注排量注入活性水13000m³，在此实例中活性水泵注耗时19天；

步骤4：进行第一段次压裂施工。以8-12m³/min的泵注排量注入滑溜水压裂液500m³；

步骤5：进行第二段次压裂施工。以8-12m³/min的泵注排量注入含0.3m³支撑剂的滑溜水压裂液10m³；

步骤6：按表1中压裂泵注程序(一)所列程序重复步骤4和步骤5，交替5-7次注入滑溜水和含支撑剂的滑溜水直至停泵；

表1压裂泵注程序(一)

步骤7：压裂施工完成停泵，关闭井口阀门，采用压后闷井方式，使压力充分扩散；

步骤8：拆掉施工管线，倒好阀门，当井口受到的压力(24小时内压力下降小于0.01MPa)稳定后实施放喷返排。

该井是注水增能重复压裂实验的第一口井，压裂实施后平均日增油27.23吨/天。

示例二

施工方式：套管注入，笼统压裂。

压裂前按注水增能工艺要求注入活性水15000m³；

施工限压：KQ78-65/105型压裂井口，套管头耐压105MPa，施工限压85MPa，当压力到达75MPa时，采取措施防止压力超过限压；；

压裂施工：注入压裂液1000m³。液体体系采用全程滑溜水型压裂液，支撑剂采用40-70目(52MPa)低密度陶粒，总量28m³；

具体操作步骤如下：

步骤1：检查压裂施工各个环节符合质量安全规定后，按现场指挥指令开始正式施工；

步骤2：地面设备试压。泵车试压85MPa，稳压5min，压降小于标准规定，地面个环节工作正常为合格；

步骤3：以1.5-2m³/min的泵注排量注入活性水15000m³，在此实例中活性水泵注耗时14天；

步骤4：进行第一段次压裂施工。以14m³/min的泵注排量注入滑溜水压裂液200m³；

步骤5：进行第二段次压裂施工。以14m³/min的泵注排量注入含0.9m³支撑剂的滑溜水压裂液30m³；

步骤6：按表2中压裂泵注程序(二)所列程序重复步骤4和步骤5，注入滑溜水、含支撑剂的滑溜水和活性水顶替液直至停泵；

表2压裂泵注程序(二)

步骤7：压裂施工完成停泵，关闭井口阀门，采用压后闷井方式，使压力充分扩散；

步骤8：拆掉施工管线，倒好阀门，当井口受到的压力(24小时内压力下降小于0.01MPa)稳定后实施放喷返排。

该井压裂实施后获得日产37.2方的高产工业油流。

示例三

施工方式：套管注入，笼统压裂。

压裂前按注水增能工艺要求注入活性水8300m³；

施工限压：KQ130/78-105型压裂井口，施工限压85Mpa。地面高压管线试压85Mpa。当压力到达75MPa时，采取措施防止压力超过限压；

压裂施工：注入压裂液915m³。液体体系采用全程滑溜水型压裂液，支撑剂采用40-70目(52MPa)低密度陶粒，总量28m³；

具体操作步骤如下：

步骤1：检查压裂施工各个环节符合质量安全规定后，按现场指挥指令开始正式施工；

步骤2：地面设备试压。泵车试压85MPa，稳压5min，压降小于标准规定，地面个环节工作正常为合格；

步骤3：以1.5-2m³/min的泵注排量注入活性水8300m³，在此实例中活性水泵注耗时8天；

步骤4：进行第一段次压裂施工。以12m³/min的泵注排量注入滑溜水压裂液70m³；

步骤5：进行第二段次压裂施工。以12m³/min的泵注排量注入含1.5m³支撑剂的滑溜水压裂液30m³；

步骤6：按表3中压裂泵注程序(三)所列程序重复步骤4和步骤5，注入滑溜水、含支撑剂的滑溜水和活性水顶替液直至停泵；

表3压裂泵注程序(三)

步骤7：压裂施工完成停泵，关闭井口阀门，采用压后闷井方式，使压力充分扩散；

步骤8：拆掉施工管线，倒好阀门，当井口受到的压力(24小时内压力下降小于0.01MPa)稳定后实施放喷返排。

该井压裂实施后获得日产22.58吨的高产工业油流。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种致密油储层的水平井重复压裂方法，其特征在于，包括：

根据所述水平井的采液量，采用油管通道向压裂层段注入活性水；

根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液；

关闭井口，当井口压力在预设时长范围内下降小于预设值后，进行放喷返排。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液，包括：

根据所述采液量以及所述水平井的井段的长度，采用所述套管通道向所述压裂层段注入压裂液；

根据所述采液量、所述水平井的井段的长度以及压裂裂缝的信息，采用所述套管通道向所述压裂层段交替注入含支撑剂的压裂液。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述活性水含0.1-0.2％的黏土防膨剂；所述活性水的总量为所述采液量的1.5-1.7倍。

4.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述压裂液的总量为所述采液量的0.2-0.5倍，且所述水平井的井段的长度越大，所述压裂液的总量越大。

5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述含支撑剂的压裂液中，所述支撑剂的比例占所述压裂液的2-5％。

6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述压裂液为滑溜水压裂液，所述支撑剂为陶粒。

7.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述采用油管通道向压裂层段注入活性水之前，还包括：

对所述压裂层段进行酸处理。

8.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液之后，还包括：

采用所述套管通道向所述压裂层段注入顶替液。

9.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述采用油管通道向压裂层段注入活性水，包括：

采用所述油管通道以1.5-2m³/min的排量向所述压裂层段注入活性水。

10.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述采用套管通道向所述压裂层段交替注入压裂液以及含支撑剂的压裂液，包括：

采用所述套管通道以8-14m³/min的排量向所述压裂层段注入压裂液，采用所述套管通道以8-14m³/min的排量向所述压裂层段注入含支撑剂的压裂液。