CN109386271A - 一种水平井穿层压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种水平井穿层压裂方法，其穿层主压裂施工包括第一压裂阶段、第二压裂阶段和第三压裂阶段，以及任选的第四压裂阶段；其中，第二压裂阶段和第三压裂阶段采用粒径均一的支撑剂，且优选为超低密度的支撑剂；第三压裂阶段使用的支撑剂的平均粒径大于第一压裂阶段和第二压裂阶段的支撑剂的平均粒径。根据本发明提供的压裂方法可实现多个砂层间的泥岩遮挡层的压穿，以及支撑剂顺利通过泥岩的窄缝宽处运移进水平井井筒上下的砂岩目的层并有效铺置，从而有效解决垂直裂缝纵向穿层问题，实现纵向穿层压裂，实现最大范围的泄油泄气体积。

Description

一种水平井穿层压裂方法

技术领域

本发明属于油气井勘探开发技术领域，具体涉及一种水平井穿层压裂方法。

背景技术

目前，薄互层砂岩油气藏应用水平井分段压裂技术逐步普及。与单薄层压裂不同，由于薄互层属多层压裂范畴，其压裂作业必然要涉及到垂直裂缝纵向穿层。要有效实现纵向穿层压裂，除了首先要使水力造缝能够将多个砂层间的泥岩遮挡层压穿之外，支撑剂能否顺利通过泥岩的窄缝宽处运移进水平井筒上下的砂岩目的层并有效铺置(即“过液不过砂”)是个关键问题。

矿场上经常发生“过液不过砂”的情况，换言之，只有水平井段位置的砂岩有支撑剂的有效铺置。因此，水平井穿层压裂涉及的问题没有从根本上得到有效的解决，故而有必要研究并提出一种新的水平井穿层压裂技术，以解决上述问题，实现有效的垂直裂缝纵向穿层压裂，进而实现泄油泄气体积范围的提高。

发明内容

本发明的目的是提出一种新的压裂工艺技术，尤其是针对薄互层油气藏的水平井穿层压裂方法，以解决水力裂缝不能将多个砂层间的泥岩遮挡层压穿，支撑剂不能顺利通过泥岩的窄缝宽处运移进水平井井筒上下的砂岩目的层并有效铺置的问题，从而有效解决垂直裂缝纵向穿层问题，实现纵向穿层压裂，实现最大范围的泄油泄气体积。

根据本发明提供的水平井穿层压裂方法，包括穿层主压裂施工，所述穿层主压裂施工包括如下阶段：

第一压裂阶段(前置液阶段)，向地层中以砂液比逐级递增的多级段塞注入携带第一支撑剂的第一压裂液；

第二压裂阶段(携砂液阶段)，向地层中以多级段塞注入携带第二支撑剂的第二压裂液，其中，所述第二支撑剂粒径均匀；

第三压裂阶段(携砂液阶段)，向地层中以多级段塞注入携带第三支撑剂的第三压裂液，其中，所述第三支撑剂粒径均匀；

其中，所述第三支撑剂的平均粒径大于第一支撑剂的平均粒径和第二支撑剂的平均粒径。

薄互层砂岩油气藏的压裂需要形成垂直裂缝，实现纵向穿层，并且需要支撑剂被运移至水平井筒上下的目的层中，在有效铺置下起到支撑裂缝和形成导流能力的作用。现有的压裂方法通常选择采用常规粒径及密度的支撑剂，且在每一压裂阶段采用同一粒径规格、且粒径分布不均(多种粒径尺寸混合而成)的支撑剂，常常发生过液不过砂的情况，最终支撑剂绝大部分仅在水平井筒所处的砂岩内提供裂缝导流能力。

在本发明提供的压裂方法中，在穿层压裂初期，以小砂液比在压裂液中掺入常规的小粒径支撑剂，在设定的压裂液黏度、用量和排量等压裂施工参数下，压开垂直主裂缝和部分微裂缝。然后，以粒径较小且均匀分布的支撑剂注入地层中，支撑剂被运移进入水平井筒上下部的裂缝、尤其是微裂缝系统中，起到支撑作用。接着再以粒径较大且均匀分布的支撑剂在压裂液携带下进入裂缝中，进一步地支撑裂缝，结合前两个阶段的施工效果，在垂直裂缝体系中起到良好的导流作用。在各个阶段的施工设计和相互配合下，支撑剂顺利地通过泥岩的窄缝宽处运移进水平井筒上下的砂岩目的层并有效铺置，从而增大泄油泄气体积，提高导流能力。

在本发明中，第二压裂阶段和第三压裂阶段采用了粒径均匀的支撑剂。应理解，本发明所述“粒径均匀”是指大部分颗粒具有单一粒径，例如80％以上的颗粒具有单一粒径，或者支撑剂的80重量％以上的颗粒具有单一的粒径。例如，粒径均匀的140目(106微米)的支撑剂，是指80％(颗粒数)以上的颗粒的粒径在106微米左右，例如在95-115微米的范围内。现有的颗粒粒径和粒径分布的检测方法和设备有多种，只要检测结果与上述对“粒径均匀”的限定条件相当，即属于“粒径均匀”。

在本发明中，第二支撑剂中的至少80％，例如80-95％，优选90-95％的颗粒具有单一粒径；第三支撑剂中的至少80％，例如80-95％，优选90-95％的颗粒具有单一粒径。在本发明中，术语“单一粒径”是指粒径大小基本相同；例如，单一粒径在140目(106微米)，可理解为包括在95-115微米的范围内的粒径。

本发明的发明人发现，在水平井穿层压裂中，改变目前的多种粒径支撑剂混杂应用的模式，例如应用70-140目、30-50目、20-40目支撑剂(每种支撑剂都是大小不均的粒径，按一定的比例分配混合而成)等，而采用粒径均匀的支撑剂，即使粒径小的支撑剂，也能提高相对较高的支撑强度。为此，发明人还设计试验来验证，发现通过对比等粒径分布支撑剂的支撑强度可知，当支撑剂的粒径减少1倍后，支撑剂堆的孔隙度不变，但支撑强度增加。换言之，小粒径的等粒径分布支撑剂能在保持裂缝导流能力的前提下，随粒径的降低，铺置层数增加，对裂缝的支撑强度反而增加。

根据本发明的一些优选实施方案，所述第一压裂阶段包括2-4级、优选2-3级支撑剂注入段塞，砂液比以2-3％起步，以2-3％的砂液比增幅逐级递增。第一压裂阶段的砂液比最高优选为6-12％，优选6-9％。在一些优选实施例中，第一压裂阶段包括3级段塞，砂液比逐级分别为3％、6％、9％；如井较深(如大于5000m)，可适当降低上述砂液比至分别为2％、4％、6％等。优选地，每个段塞的液量可为半个至一个井筒的容积；且更优选地，早期的段塞量应低些，防止引发早期砂堵。

优选地，在第一压裂阶段中，第一压裂液的排量和液量随着多级段塞逐级增大，以便更好地逐步打磨近井裂缝弯曲摩阻和纵向上泥岩处的窄缝宽处。

根据本发明的一些优选实施方案，在所述第一压裂阶段中，在支撑剂段塞之间注入隔离液，每一级隔离液的注入体积为井筒体积的1.1-1.2倍。目的是可以留出足够的时间观察上个砂液比段进地层后的压力响应特征，如压力变化不明显(例如压力上升速度<0.2MPa/min)，可按照预定方案继续进行后续的施工；如压力上升速度大于0.5MPa/min，则应适当降低砂液比和/或相应的支撑剂用量。

在本发明中适用的隔离液没有特殊要求，为本技术领域常规隔离液。

在第一压裂阶段中，以预定的施工参数压开水平井垂直裂缝后，低砂液比携砂液的注入的目的主要是打磨近井裂缝弯曲摩阻和纵向上的泥岩处的窄缝宽处，以便在后期的携砂液跟进中，能够最大化地将支撑剂运移至裂缝体系中。

优选地，所述第一支撑剂的粒径为裂缝最窄缝宽的至少1/6，例如1/6至1/8。否则，支撑剂无法运移到水平井筒上下的砂岩目的层中去。一般而言，可以采用70/140目作为第一压裂阶段的支撑剂。

根据本发明的一些优选实施方案，在所述第二压裂阶段中，砂液比以2-4％起步，逐级增加至25-32％。优选地，所述第二支撑剂的粒径为裂缝最窄缝宽的至少1/6，例如1/6至1/8，如都是140目或都是70目的。在本发明提供的方法中，考虑到施工中支撑剂穿越泥岩窄缝宽的风险性，第二压裂阶段的起步施工砂液比可小些，如2％-3％，后续可逐渐增加施工砂液比，但砂液比的增幅也应较常规的加砂程序要适当降低，如砂液比增幅可初步设计为3-5％。这种施工模式，也可在施工过程中不断打磨及扩大泥岩的窄缝宽处的宽度，便于最后的高砂液比施工。考虑到后续大粒径支撑剂的继续进入，此施工阶段的小粒径支撑剂的最高砂液比可设计为30％左右，例如28-32％。第二压裂阶段的主要作用是最大限度地将支撑剂运移至并支撑水平井筒上部和下部的砂岩裂缝，尤其是微裂缝系统中。

根据本发明的一些优选实施方案，在所述第三压裂阶段中，砂液比以20-25％起步，逐级增加至50-60％。此阶段砂液比的增幅可适当增加到5％-10％，井越深(如>5000m)，砂液比的增幅可适当降低。第三压裂阶段的可以使用30/50目的支撑剂，优选例如均为30目或者均为50目。经过此施工阶段，较第二支撑剂粒径更大些的第三支撑剂被运移到裂缝中，支撑较大的裂缝，与第一和第二施工阶段形成配合，将裂缝体系由远及近地支撑起来，形成深远的、交错的导流通道。

根据本发明的优选实施方案，第一压裂液、第二压裂液和第三压裂液的黏度依次增大；优选第一压裂液的黏度在1-10mPa.s，第二压裂液的黏度在30-50mPa.s，第三压裂液的黏度在100-240mPa.s。

根据本发明的优选实施方案，第一压裂液、第二压裂液和第三压裂液的排量依次增大；优选第一压裂液的排量在2-3m³/min，第二压裂液的排量在3-4m³/min，第三压裂液的排量在4.5-6m³/min。

根据本发明的优选实施方案，第一压裂液、第二压裂液和第三压裂液使用的支撑剂的平均粒径依次增大。

根据本发明的优选实施方案，在穿层主压裂施工中，第一压裂阶段、第二压裂阶段和第三压裂阶段使用的压裂液黏度、排量和支撑剂粒径逐渐增大，借此能够在第一压裂阶段中打磨近井裂缝弯曲摩阻和纵向上的泥岩处的窄缝宽处的基础上，使支撑剂最大化地通过泥岩的窄缝宽处运移进水平井井筒上下的砂岩目的层并有效铺置，将裂缝体系由远及近地支撑起来，形成深远的、交错的导流通道，有效解决垂直裂缝纵向穿层问题，实现最大范围的泄油泄气体积。

根据本发明的一些优选实施方案，所述穿层主压裂施工还包括：第四压裂阶段，向地层以多级段塞注入携带第四支撑剂的第四压裂液；其中，所述第四支撑剂的粒径小于第三支撑剂的粒径，第四压裂液的黏度低于第三压裂液的黏度，且优选所述第三支撑剂中的至少85％具有单一粒径。第四压裂阶段进一步增强导流能力，提高压裂效果。为节约施工成本起见，可以视地层特征情况和压裂需求，以及携带所选择的支撑剂的施工需要等因素来选择是否实施第四压裂阶段。

根据本发明的一些优选实施方案，所述第二支撑剂和/或第三支撑剂的视密度在1.05-1.3g/cm³，优选1.05-1.2g/cm³。优选地，第四支撑剂的视密度也在1.05-1.3g/cm³，优选1.05-1.2g/cm³。换言之，根据本发明提供的压裂方法，在穿层压裂第二和第三阶段，以及第四阶段(如果存在)，采用超低密度的支撑剂。超低密度的支撑剂能够更加均匀地分布在携砂液中，由于使用超低密度支撑剂，可以使稍微大些粒径的支撑剂也更多地进入水平井筒上下部的砂岩裂缝中去。即使有一部分支撑剂进不去上下部的砂岩裂缝中，也不必担心其对水平井筒处砂岩裂缝导流能力的堵塞负效应，因为粒径都是单一均匀分布的，小些粒径的支撑剂，更多地是在水平井筒处砂岩裂缝的中前端，粒径小了，根据前边的论证，导流能力反而提高了。此外，由于使用的支撑剂密度大幅降低，砂堵的风险显著降低，因此施工砂液比还可以适当提高。换句话说，在相当的砂液比注入下，本发明的方法可显著减少砂堵的风险。因此，本发明方法使用超低密度的支撑剂有利于支撑剂被成功运移到裂缝之中，减少在运移过程中的逐步沉积而影响对深远裂缝的渗入和支撑，且大大降低砂堵的风险。

根据本发明的一些优选实施方案，所述方法包括以下步骤：

a)获取地层评价参数；

b)基于步骤a)获取的地层评价参数，确定射孔位置和压裂施工参数；

c)在射孔位置实施射孔作业；

d)酸预处理作业；

e)穿层主压裂施工；和

f)返排、求产作业。

其中，步骤e)包括前文所述的三或四个施工阶段。

任何井的开发和压裂改造，都需要对目标地层进行充分的评价，获得评价参数，以便指导施工参数的选取。在本发明提供的方法中，同样需要在压裂施工之前对目标地层进行评价，具体而言，可综合应用测井、录井、岩心实验、已有井压裂评估分析等方法，对目的层的岩性、物性、含油(气)性、电性、岩石力学、三向地应力、敏感性(包括酸敏、碱敏、水敏、速敏、盐敏)。及流体性质等参数进行全方位的评估。目标储层的评价参数和评价手段都是本领域技术人员所能掌握的，在此不作赘述。

对于本发明而言，分层的地应力、岩矿特征及天然裂缝发育状况的评价较为重要，因为这三个参数关系到缝高的垂向扩展规律。可采用测井(偶极声波测地应力，FMI成像测井测天然裂缝)、岩心分析实验、分层地应力微型压裂试验等方法来测量评价，并进行多种方法的比对和校正。例如，可用岩心实验及现场测试的方法，修正测井的动态结果。天然裂缝也可通过压裂前置液的低黏度阶段的施工压力曲线形态来判断，如井口压力呈现锯齿状波动(跳动)，就表明有天然裂缝发育，且压力波动的幅度越大，则说明天然裂缝的发育程度越强。这三个参数的具体测量和评价方法是本领域技术人员所熟知的，在此不作赘述。

根据本发明的一些优选实施方案，在步骤a)获取的地层评价参数的基础上，尤其是在获取地层岩矿特征参数、地应力和天然裂缝发育程度的基础上，模拟压裂液的黏度、用量和注入排量对裂缝缝高扩展的敏感性，选择使得其既能纵向穿透所有砂泥岩薄互层，又不造成缝高扩展失控的缝高，以及相应的压裂液的黏度、用量和注入排量。模拟过程可以采用本领域惯用的模拟软件、例如GOFHER来进行。模拟中，考察既能压穿所有砂岩与泥岩遮挡层，缝高又不至于失控的前提下，对压裂液黏度及排量、压裂液用量等进行优选。由此保证水力裂缝能够将多个砂层间的泥岩遮挡层压穿，解决现有压裂方法常常遭遇的纵向压不穿泥岩遮挡层的问题。

在支撑剂的优选方法中，在步骤a)对地层评价的基础上，考察纵向缝宽的剖面变化规律。最窄的缝宽应是第一压裂阶段支撑剂粒径的6倍以上，否则可能导致高砂液比支撑剂运移不到水平井筒上下的砂岩目的层中去。如最窄的缝宽难以满足目前常用的最小的70-140目支撑剂平均粒径的6倍，则应当考虑能否再增加裂缝宽度。如裂缝宽度仍难以达到上述的6倍支撑剂粒径的要求，则应当考虑选择更小粒径的支撑剂，如140-230目或其它比目前的70-140目支撑剂粒径小的支撑剂。

步骤b)中，压裂施工参数包括对压裂液的黏度、用量、排量，支撑剂的粒径、用量等。在上述模拟中，目标函数既有对缝高又有对缝宽的要求，且二者之间的需求对压裂施工而言可能是矛盾的，因为缝高的快速延伸会带来缝宽的快速降低。在操作中，需要结合上述对缝高和峰宽的要求来选择优化压裂施工参数。

在本发明的一些优选实施方案中，所述第二支撑剂的粒径为裂缝最窄缝宽的1/6至1/8。

如上所述，压裂施工参数的选择包括压裂液配方的优化。根据本发明的一些优选实施方案，在步骤a)获取的地层评价参数和所述敏感性的模拟的基础上，分别取泥岩和砂岩的岩心做配伍性试验，结合配伍性试验结果选择压裂液配方。

在本领域的现有压裂方法中，压裂液配方的优化通常只针对砂岩的岩矿特征及流体性质，而未考虑泥岩的配伍性及泥岩水化膨胀后泥饼塑性回流对砂岩裂缝导流能力的损害。在本发明中，对压裂液配方的选择综合了泥岩和砂岩的配伍性。具体地，在步骤a)对岩矿特征及敏感性评价的基础上，分别针对泥岩及砂岩的岩心，做两套压裂液配方，最后兼顾成本，尤其在防膨剂及助排剂的优选上，更多地考虑泥岩的配伍性来综合选择配方。根据不同的泥岩矿物成分，选择不同的防膨剂、助排剂类型及含量。另外，本领域技术人员可结合压裂工艺对变黏度的要求，在压裂液基础配方的基础上，细化不同黏度的压裂液配方。

根据本发明，在步骤b)中，可按常规的地质甜点及工程甜点评价的方法选择射孔位置，优选地质工程双甜点位置为射孔位置。射孔的簇数可由本领域普通技术人员根据油气藏模拟结果及诱导应力模拟结果来实际确定。

射孔方式优选平面射孔模式，采用连续油管水力喷射工具进行作业。

在步骤c)中，可综合考虑水平井筒堵塞物性质及砂泥岩的岩矿特征选择酸预处理的酸类型，一般选择盐酸或土酸。根据本发明，用量一般每段10-20m³，注酸排量一般1-1.5m³/min。酸预处理不仅具有降低破裂压力的作用，还具有控制初始缝高的作用，避免过高的破裂压力会将初始缝高大幅度增加，给后期施工的控缝高带来了极大挑战。

进行预处理后，可实施穿层压裂施工作业，如前所述。

在完成压裂施工操作后，对水平井进行返排、求产作业，其流程与常规压裂技术相同，在此不作赘述。

根据本发明提供的压裂方法为水平井分段压裂方法，在优选的实施方案中，在完成每一井段压裂施工后返排部分液体、优选2-5m³液体再进行下一井段的压裂施工，以将压裂停泵后裂缝继续延伸的不利效果降至最低。此时即使带出点支撑剂，也不影响桥塞(已经座封完)性能，且此桥塞为带球笼罩的新型桥塞，封堵球就在球笼罩里。返排后在正常注入，球笼罩里的球正常封堵桥塞的中心孔，完成与上段裂缝的封隔，然后按正常流程执行其余段的压裂施工。

本发明提供的水平井穿层压裂方法，特别适用于对薄互层砂岩油气藏的压裂，可提高薄互层砂岩油气藏的压裂施工成功率和产能。

在本发明中，术语砂液比是指携砂液中支撑剂的堆积体积与压裂液体积的百分比，以％(v/v)表示。

在本发明中提及的裂缝最窄缝宽是压裂层段裂缝中的最小缝宽可由本领域技术人员通过常规手段模拟计算得到。

在本发明中，水平井筒上、下部的砂岩裂缝是指水平段井筒上侧向上延伸的裂缝和下侧向下延伸的裂缝。

在本发明中，缝高扩展失控是指人工裂缝在纵向上过度延伸，压穿砂泥岩薄互层后还继续延伸，无效支撑过多，可由本领域技术人员来判断。

与现有的薄互层砂岩油气藏水平井分段压裂技术相比，本发明提供的水平井穿层压裂方法采用了全新的处理技术，通过支撑剂类型和注入方式的优化，支撑剂顺利通过泥岩的窄缝宽处运移进水平井井筒上下的砂岩目的层并有效铺置；同时，通过在缝高和缝宽的合理控制下，对压裂液配方、施工液量、注入排量等方面的优化，使水力裂缝将多个砂层间的泥岩遮挡层压穿。由此，本发明提供的压裂方法有效解决垂直裂缝纵向穿层问题，实现纵向穿层压裂，实现最大范围的泄油泄气体积，最大限度地挖掘储层的增产能力。此外，本发明方法设计合理、操作简便、压裂施工成功率高、施工效果明显，在薄互层砂岩油气藏水平井压裂中，具有广阔的应用前景。

具体实施方式

下面将通过具体实施例对本发明做进一步说明，但应理解，本发明的范围并不受如下示例性的具体实施例所限制。

A井是位于江汉盆地某薄层区块的一口资料井。为了解该目的层的含油性及油气显示层产能，并对该区块开展下一步勘探评价工作，使用本发明提供的穿层压裂方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下。

(1)压前储层评价。应用测井、录井、岩心实验、已有井压裂评估分析等方法，对目的层的岩性、物性、含油(气)性、电性、岩石力学、三向地应力、敏感性及流体性质等参数进行评估。结合测井数据、岩心实验数据，分析得到了该井地应力参数、岩矿特征及天然裂缝发育情况。

A井的目的层段岩性为褐灰色油迹粉砂岩，天然裂缝较发育。目的层压裂井段为2570.8-2574.0m、2575.5-2577.2m，4.9m/2层，储层平均杨氏模量27.2GPa，平均泊松比0.23；目的层与上部隔层的应力差约为4.5MPa，与下部隔层应力差约为8.5MPa；目的层温度为105℃。

(2)针对(1)的分析结果，优选低黏、高黏两套清洁压裂液体系，低黏黏度为10mP·s～15mP·s，高黏黏度为110mP·s～130mP·s，低黏度压裂液、高黏度压裂液分别在总压裂液中占的比例分别为55％、45％。所述低黏、高黏压裂液是本领域中常规选择，例如滑溜水和胶液等。压裂层位全岩矿物组成为石英46％，钾长石6％，斜长石14％，方解石3％，粘土矿物31％。根据配伍性试验，选用低黏压裂液配方为：0.2％SRFP-1增稠剂0.3％SRCS-1防膨剂+0.1％SRCU-1助排剂；高黏压裂液配方为：0.55％SRFP-1增稠剂+0.2％SRFC-1交联剂+0.3％SRCS-1防膨剂+0.1％SRCU-1助排剂。其中，所述SRFP-1增稠剂、SRCS-1防膨剂、SRCU-1助排剂和SRFC-1交联剂均为已知的现有产品，可购买获得。

(3)在步骤(1)的评价基础上，选择地质工程双甜点位置作为射孔位置。射孔方式选用连续油管水力喷射工具进行作业，射孔的簇数射孔密度16孔/m，相位60°。

(4)酸液预处理作业：选用3％(v/v)HF+15％(v/v)HCl的土酸，用量为10m³，注酸排量为1m³/min。

(5)施工参数优化：结合测井数据、实验数据及GOFHER软件模拟计算分析结果，模拟压裂液的黏度、用量和注入排量对裂缝缝高扩展的敏感性，选择缝高，使得其既能纵向穿透所有砂泥岩薄互层，又不造成缝高扩展失控。结果前置液阶段以2.5-3.0m³/min低排量注入385m³低黏压裂液，携砂液阶段以4.0-4.5m³/min高排量注入315m³高黏压裂液。

(6)支撑剂优化和穿层主压裂阶段

根据压裂模拟软件模拟计算出最窄裂缝缝宽为0.7*10^-3mm，则该缝宽1/6的支撑剂即70/140目支撑剂。第一压裂阶段：注入70/140目的多级支撑剂段塞，分为3级段塞，砂液比分别为3％、6％、9％，阶段砂量为15m³；低黏压裂液(8mPa.s)排量2.5-3.0m³/min，液量385m³。在此阶段中，在支撑剂段塞之间注入隔离液，每一级隔离液的注入体积为井筒体积的1.1倍。观察上个砂液比段进地层后的压力响应特征，压力变化不明显(压力上升速度<0.2MPa/min)。

第二压裂阶段：选用140目(90％以上颗粒粒径在140目)的超低密度(视密度1.05g/cm³)支撑剂，起步阶段用3％低砂比施工，往后逐步增加砂比，以3％的增幅逐步增至最高30％，阶段砂量为15m³；压裂液黏度50mPa.s，排量在3-4m³/min。

第三压裂阶段：选用50目(90％以上颗粒粒径在50目)的超低密度(视密度1.05g/cm³)支撑剂，起步阶段用15％中砂比施工，往后逐步增加砂比，以5％的增幅逐步增至50％，阶段砂量为25m³；压裂液黏度120mPa.s，排量在4.5-6m³/min。

水平井每段压完后，先返排2-5m³液体，然后再执行其余段的压裂施工。

(7)返排、求产作业。

按上述步骤对该试验井进行了压裂施工，现场施工工艺取得成功。结合该井压后井温测井解释结果及压后裂缝二次模拟结果，证实该井压裂纵向上压穿泥岩遮挡层，并且水平井段井筒上下侧砂岩裂缝得到支撑剂的有效铺置。该井压后取得了较好的改造效果，压后初期日产油量为8m³/d～10m³/d，半年后日产量稳定在6m³/d左右。

通过该区几口井的先导试验证明：借鉴本发明提出的工艺方法，压后初期日产油量达到邻井的2～3倍左右，且压后产量递减明显慢于邻井或邻区块，压后稳产及有效期明显增长，取得了显著的增油效果，提高该类储层的压裂改造效果。

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 (12)

1.一种水平井穿层压裂方法，包括穿层主压裂施工，所述穿层主压裂施工包括如下阶段：

第一压裂阶段，向地层中以砂液比逐级递增的多级段塞注入携带第一支撑剂的第一压裂液；

第二压裂阶段，向地层中以多级段塞注入携带第二支撑剂的第二压裂液，其中，所述第二支撑剂粒径均匀；

第三压裂阶段，向地层中以多级段塞注入携带第三支撑剂的第三压裂液，其中，所述第三支撑剂粒径均匀；

其中，所述第三支撑剂的平均粒径大于第一支撑剂的平均粒径和第二支撑剂的平均粒径。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一压裂阶段包括2-4级支撑剂注入段塞，砂液比以2-3％起步，以2-3％的砂液比增幅逐级递增；优选所述第一支撑剂的粒径为裂缝最窄缝宽的1/6至1/8。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述第一压裂阶段中，在支撑剂段塞之间注入隔离液，每一级隔离液的注入体积为井筒体积的1.1-1.2倍。

4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于，在所述第二压裂阶段中，砂液比以2-4％起步，逐级增加至25-32％；和/或

在所述第三压裂阶段中，砂液比以20-25％起步，逐级增加至50-60％。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二支撑剂中的至少80％的颗粒具有单一粒径；和/或

所述第三支撑剂中的至少80％的颗粒具有单一粒径。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，所述第二支撑剂和/或第三支撑剂的视密度在1.05-1.3g/cm³。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第一压裂液、第二压裂液和第三压裂液的黏度依次增大；优选第一压裂液的黏度在1-10mPa.s，第二压裂液的黏度在30-50mPa.s，第三压裂液的黏度在100-240mPa.s；和/或

第一压裂液、第二压裂液和第三压裂液的排量依次增大；优选第一压裂液的排量在2-3m³/min，第二压裂液的排量在3-4m³/min，第三压裂液的排量在4.5-6m³/min。

8.根据权利要求1-7中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

a)获取地层评价参数；

b)基于步骤a)获取的地层评价参数，确定射孔位置和压裂施工参数；

c)在射孔位置实施射孔作业；

d)酸预处理作业；

e)穿层主压裂施工；和

f)返排、求产作业。

9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，在获取地层岩矿特征参数、地应力和天然裂缝发育程度的基础上，模拟压裂液的黏度、用量和注入排量对裂缝缝高扩展的敏感性，选择使得其既能纵向穿透所有砂泥岩薄互层，又不造成缝高扩展失控的缝高，以及相应的压裂液的黏度、用量和注入排量。

10.根据权利要求8或9所述的方法，其特征在于，在步骤a)获取的地层评价参数和所述敏感性的模拟的基础上，分别取泥岩和砂岩的岩心做配伍性试验，结合配伍性试验结果选择压裂液配方。

11.根据权利要求1-10中任一项所述的方法，其特征在于，所述穿层主压裂施工还包括：第四压裂阶段，向地层以多级段塞注入携带第四支撑剂的第四压裂液，

其中，所述第四支撑剂的粒径小于第三支撑剂的粒径，第四压裂液的黏度低于第三压裂液的黏度，且所述第三支撑剂中的至少85％具有单一粒径；优选地，第四支撑剂的视密度在1.05-1.3g/cm³。

12.根据权利要求1-11中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法为水平井分段压裂方法，在完成每一井段压裂施工后返排部分液体、优选2-5m³液体，再进行下一井段的压裂施工。