CN109209331B - 一种裂缝型储层全支撑压裂方法 - Google Patents
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Abstract
发明公开了一种裂缝型储层全支撑压裂方法，根据裂缝型油藏储层特点，首次提出将以常规封堵降滤失为目的的压裂工艺转变为利用天然裂缝的压裂设计思路，先配置满足油井需求的低、高两种粘度压裂液体系，并在压裂不同阶段结合小、中、大三种不同粒径支撑剂，采用两种粘度羟丙基瓜胶液、三种不同粒径支撑剂组合分别充填不同尺度的主裂缝及微裂缝，实现压裂不同阶段多尺度裂缝的全支撑工艺，该工艺成功率可达100％，可有效保证以造长缝、增大有效改造体积为目标的压裂工艺成功，适合推广应用。
Description
技术领域
本发明属于油气田措施改造勘探开发技术领域，具体涉及一种裂缝型储层全支撑压裂方法。
背景技术
裂缝型油藏存在大量天然裂缝，压裂过程中天然裂缝极易开启，天然裂缝开启后压裂液液体滤失严重，液体效率大大降低，在压裂施工过程中，高砂比阶段易发生砂堵使施工无法顺利完成。常规压裂以降滤封堵为手段，通过优化设计施工参数，提高了裂缝型油藏施工成功率，但是每米压裂加砂强度低，裂缝改造体积有限，制约了储层动用程度。急需一种新方法提高裂缝型油藏改造体积，从而达到增产目的。
江汉油田新沟嘴组老新区块为裂缝型储层，该区地层破碎，天然裂缝发育，储层呈低孔低渗透状态。2017年前通过加强降滤、缩小支撑剂粒径、优化施工排量等封堵天然裂缝工艺技术施工，以降滤为压裂施工思路的改造效果有限，因此进一步探索其他高效压裂技术具有重要的研究和应用意义。
发明内容
针对现有技术存在的不足，本发明的主要目的在于提出了一种裂缝型油藏压裂工艺新方法，根据裂缝型油藏储层特点，将以常规封堵降滤失为目的的压裂工艺转变为利用天然裂缝压裂，采用不同粘度羟丙基瓜胶液、不同粒径支撑剂组合分别充填不同尺度的主裂缝及微裂缝，实现压裂不同阶段多尺度裂缝的全支撑工艺，确保以造长缝、增大有效改造体积为目标的压裂工艺成功，显著提高裂缝型油藏的采收率。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案为：
一种裂缝型储层全支撑压裂方法，它包括压裂前置液阶段、压裂携砂液阶段和压裂顶替液阶段；其中前置液阶段和压裂携砂液阶段分别采用不同粘度的压裂液结合不同粒径支撑剂的泵注工艺。
上述方案中，所述前置液阶段采用的压裂液包括交联冻胶和未交联的基液，交联冻胶粘度在地层温度下粘度为180-200mpa.s，未交联的基液粘度在地层温度下为15-20mpa.s；压裂携砂液阶段采用的压裂液为交联冻胶，其粘度在地层温度下为180-200mpa.s。
上述方案中，所述不同粒径支撑剂包括大粒径支撑剂、中粒径支撑剂、小粒径支撑剂，对应的尺寸大小分别为30-50目、40-70目、70-140目。
上述方案中，所述前置液阶段的泵液工艺具体包括如下步骤：采用交联冻胶与未交联的基液按2.5-3.5m3/min的排量交替注入，具体为先将冻胶按8％砂比携带小粒径支撑剂进行注液，此阶段打开天然裂缝通道，再用基液按5％砂比携带小粒径支撑剂进行注液，此阶段充填支撑天然裂缝，按照上述步骤实施2～3个段塞后，完成前置液支撑天然裂缝工序；本发明在前置液阶段完成天然裂缝的打开及支撑过程。
上述方案中，所述压裂携砂液阶段的泵注工艺具体包括如下步骤：按2.5-3.5m3/min的排量，将交联冻胶按8～10％砂比开始携带中粒径支撑剂，然后依次按增加2～5％的砂比携带中粒径支撑剂，当加入到主加砂段16～18％砂比时，携带中粒径支撑剂泵注后并换成携带大粒径支撑剂进行泵注，再按依次按增加2～5％的砂比携带中粒径支撑剂直至30～40％砂比，完成主裂缝的支撑工序。
优选的，所述压裂携砂液阶段的泵注工艺具体包括如下步骤：按2.5-3.5m3/min的排量，将交联冻胶按10％砂比携带中粒径支撑剂，然后依次按增加2％的砂比携带中粒径支撑剂，当加入到主加砂段16％砂比时，将中粒径支撑剂换成大粒径支撑剂，大粒径支撑剂从16％砂比开始加入，依次采用16％、18％砂比加入，当加入到18％砂比时，依次按增加4％的砂比携带中粒径支撑剂，依次采用22％、26％、30％砂比实施泵注，完成主裂缝的支撑工序。
优选的，携砂液阶段中粒径支撑剂与大粒径支撑剂的体积比为1:(2～3)。
上述方案中，所述支撑剂为压裂用陶粒所述支撑剂为高于地层裂缝闭合应力下的压裂用陶粒及涂层陶粒支撑剂中的一种或几种；其抗压强度为69Mpa以上。
上述方案中，所述压裂液采用的稠化剂为植物胶及其衍生物、纤维素及其衍生物或合成聚合物。
优选的，所述压裂液采用的稠化剂为胍胶；所述压裂液采用的稠化剂为胍胶；所述前置阶段和压裂携砂液阶段采用的交联冻胶包括稠化剂、pH调节剂和交联剂；所述基未交联的基液包括稠化剂。
更优选的，所述前置阶段和压裂携砂液阶段采用的交联冻胶中，各组分及其所占质量百分比包括：羟丙基胍胶0.5％，NaOH 0.03％，有机硼4.5％；所述基未交联的基液中，各组分及其所占质量百分比包括：羟丙基胍胶0.25％，NaOH 0.015％。
上述方案中，所述压裂顶替液阶段采用活性水或未交联的基液顶替，根据油井下深计算顶替液用量。
上述方案中，所述排量支撑剂用量，根据储层需求采用Gohfer数模选取合适排量及支撑剂用量。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
1)本发明首次提出一种充分利用天然裂缝的压裂工艺替代传统以封堵降滤失为目的的压裂工艺，充分利用储层中的天然裂缝与压裂主缝，在低渗透储层压裂中，可有效提高压裂改造体积，提高油井增产倍数和采油速度，为裂缝型储层压裂工艺提供一条全新思路。
2)本发明首次提出针对不同压裂阶段，采用不同粘度羟丙基瓜胶液和不同粒径支撑剂，以有效充填不同尺度的主裂缝及微裂缝，显著提高裂缝型油藏的采收率；且涉及的改进方法简单、成功率高、材料来源广通用性强、安全性可靠性高、操作方便，适用性广。
3)本发明可显著提高压裂增产效果，具有重要的经济效益和社会效益，具有广阔的应用前景。
具体实施方式
为更好地理解本发明，下面实施例对本发明作进一步的描述。但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。
以下实施例中，采用的小粒径、中粒径、大粒径支撑剂分别为70-140目、40-70目和30-50目的耐压69Mpa的压裂用陶粒支撑剂。
以下实施例中，采用的瓜胶由东营市信德化工有限公司提供；JT1021为压裂用助排剂，由荆州市吉通石油技术有限公司提供；JW-201由滨州市广友化工有限公司提供；sx-012由任丘市双兴化工有限公司提供。
实施例1
一种裂缝型储层全支撑压裂方法，针对老2斜-2-11井下3 3施工设计液量332.4m3，设计排量2.5-3.5m3/min，具体压裂工艺包括如下步骤：
1)压裂前置液阶段，按2.5m3/min排量将冻胶与0.25％基液交替注入，先将冻胶按照8％砂比携带小粒径支撑剂进行泵注，再用0.25％基液按照5％砂比携带小粒径支撑剂进行泵注，按照冻胶、0.25％基液分别携带8％、5％小粒径支撑剂实施三个段塞后，完成前置液支撑天然裂缝工序；
2)压裂携砂液阶段，将冻胶采用3.5m3/min排量先从10％砂比携带中粒径支撑剂，后依次递增2％砂比携带支撑剂，当加入到主加砂段16％砂比时，将中粒径支撑剂换成大粒径支撑剂，大粒径支撑剂从16％砂比开始加入，依次采用16％、18％、22％、25％砂比实施泵注，完成主裂缝的支撑工序；携砂液阶段中粒径支撑剂与大粒径支撑剂的体积比为1:2；中粒径支撑剂用量为10m3，大粒径支撑剂用量为20m3；3)压裂顶替液阶段，采用活性水顶替，根据油井措施管柱下深容积计算顶替液用量。
本实施例中，不同阶段采用的冻胶和基液的配方见表1。
表1不同阶段采用压裂液的配方表
本实施例针对的井深为2681.6m，温度为103℃；配制的冻胶粘度为195mpa.S，基液粘度为18mpa.s。
确定好压裂液配方及用量后，按照施工泵注表，泵注基液或是冻胶液，如表2所示。
表2老2斜-2-11井泵注程序
上述结果表明，本发明采用全支撑压裂方法，利用0.25％羟丙基胍较基液与0.5％羟丙基冻胶液携带小粒径支撑剂交替注入充填天然裂缝，采用0.5％羟丙基冻胶液携带中、大粒径支撑剂支撑主裂缝；该全支撑压裂方案可使加砂强度提高到11.2m3/m，成功率为100％，老2斜-2-11压后该井产量上升2.8t。
实施例2
一种裂缝型储层全支撑压裂方法，针对老2-2-9井下1 3施工设计液量249.6m3，设计排量2.5-3.5m3/min，采用实施例1所述压裂液体系，具体压裂工艺包括如下步骤如表3所示：
表3老2-2-9井泵注程序
本实施例针对的井深为2428.2m，温度为97℃；配制的冻胶粘度为200mpa.S，基液粘度为15mpa.s。
采用本实施例所述全支撑压裂工艺后，日增产由0.5t上升到4.2t。
对比例1
之前老新裂缝型油藏油井采用降滤、优化施工参数施工，油井老2斜-7-21井主要采用80-100目粉砂加上暂堵剂复合降滤、30-50目支撑剂充填、2.8m3/min排量完成现场15m3的施工，采用实施例1所述冻胶压裂液，具体压裂工艺包括如下步骤如表4所示：
表4老2斜-7-21井泵注程序
本实施例针对的井深为2511.2m，温度为99℃；配制的冻胶粘度为186mpa.S，基液粘度为18mpa.s。
采用本对比例所述压裂施工工艺后，加砂强度为10.9m3/m，日增油1.0t。
显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的实例，而并非对实施方式的限制。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而因此所引申的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种裂缝型储层全支撑压裂方法，它包括压裂前置液阶段、压裂携砂液阶段和压裂顶替液阶段；其中压裂前置液阶段和压裂携砂液阶段分别采用不同粘度的压裂液结合不同粒径支撑剂的泵注工艺；
所述压裂前置液阶段采用的压裂液包括交联冻胶和未交联的基液，交联冻胶粘度在模拟地层温度下为180-200 mpa.s，未交联的基液粘度在模拟地层温度下为15-20mpa.s；压裂携砂液阶段采用的压裂液为交联冻胶，其粘度在模拟地层温度下为180-200 mpa.s；
所述压裂前置液阶段的泵液工艺具体包括如下步骤：采用交联冻胶与未交联的基液按2.5-3.5m3/min的排量交替注入，具体为先将交联冻胶按5-8%砂比携带小粒径支撑剂进行注液，再用基液按5-8%砂比携带小粒径支撑剂进行注液，按照上述步骤实施2~3个段塞后，完成压裂前置液支撑天然裂缝工序；
所述压裂携砂液阶段的泵注工艺具体包括如下步骤：按2.5-3.5m3/min的排量，将交联冻胶按8~10%砂比开始携带中粒径支撑剂，然后依次按增加2~5%的砂比携带中粒径支撑剂，当加入到主加砂段16~18%砂比时，携带中粒径支撑剂泵注后并换成携带大粒径支撑剂进行泵注，采用大粒径支撑剂泵注一段时间后，再依次按增加2~5%的砂比携带中粒径支撑剂直至30~40%砂比，完成主裂缝的支撑工序；其中压裂携砂液阶段中粒径支撑剂与大粒径支撑剂的体积比为1:(2~3)；
所述不同粒径支撑剂包括大粒径支撑剂、中粒径支撑剂和小粒径支撑剂，对应的尺寸大小分别为30-50目、40-70目、70-140目；
所述压裂前置液 阶段和压裂携砂液阶段采用的交联冻胶包括稠化剂、pH调节剂、助排剂、防膨剂、杀菌剂和交联剂；采用的稠化剂为胍胶。
2.根据权利要求1所述的裂缝型储层全支撑压裂方法，其特征在于，所述支撑剂为压裂用陶粒支撑剂，其耐压强度≥69MPa。
3.根据权利要求1所述的裂缝型储层全支撑压裂方法，其特征在于，所述未交联的基液包括稠化剂、助排剂、防膨剂和杀菌剂。
4.根据权利要求1所述的裂缝型储层全支撑压裂方法，其特征在于，所述压裂顶替液阶段采用活性水或未交联的基液顶替，根据油井下深计算顶替液用量。
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