CN109751034B

CN109751034B - 一种油气藏压裂加砂方法

Info

Publication number: CN109751034B
Application number: CN201711057257.0A
Authority: CN
Inventors: 刘建坤; 蒋廷学; 侯磊; 周林波; 吴春方; 吴峙颖; 左罗
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2017-11-01
Filing date: 2017-11-01
Publication date: 2022-03-15
Anticipated expiration: 2037-11-01
Also published as: CN109751034A

Abstract

本发明涉及一种油气藏压裂加砂方法，该方法在前置液造缝阶段和不同的携砂液加砂阶段分别采用了不同压裂液类型，搭配使用不同密度、粒径的支撑剂，优化支撑剂在整个裂缝空间的配置，提高裂缝的导流能力，从而提高压裂效果。本发明进一步地协同优化不同压裂施工阶段的压裂液排量、液量和砂液比等施工参数，使支撑剂在整个裂缝空间内均匀铺置，提高支撑剂在裂缝内的“充填度”及“支撑效率”，提高压后有效导流能力，解决压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题。

Description

一种油气藏压裂加砂方法

技术领域

本发明涉及油气藏水力压裂增产改造技术领域，具体涉及一种油气藏压裂加砂方法。

背景技术

水力压裂技术的核心包括两部分，一是压裂造缝，二是支撑剂充填并形成具有一定导流能力的支撑裂缝。裂缝的支撑缝长越长、有效导流能力越高，则压后的产量也越高，产量递减速度也越慢。

储层本身的特性、压裂液及支撑剂的优化选择和压裂施工参数优化均可影响压裂中加砂的效果。

例如若储层地应力高、杨氏模量大、滤失大，则易造成压裂造缝中裂缝宽度较窄，致使支撑剂进入裂缝的阻力增大，而导致压裂施工中加不进去砂或者加砂困难(砂比难以提高、井口压力持续上升)等问题，从而导致裂缝充填度低。

例如压裂加砂初期选择的压裂液黏度过低，则在支撑剂运移过程中会出现支撑剂过早的沉降在裂缝缝底，造成大量支撑剂过早堆积在近井裂缝处，使得中远井地带裂缝得不到有效的支撑，导致裂缝中加砂剖面不合理及施工早期砂堵。

例如压裂加砂初期一般缝宽相对较窄，若采用过大粒径的支撑剂进行加砂，一方面会造成在加砂初期支撑剂进缝阻力大，导致的施工压力高，加不进去砂或早期砂堵的风险；另一方面，大粒径支撑剂只能进入并支撑裂缝宽度较大的主裂缝系统，缝宽相对较小的支裂缝及微裂缝系统无法获得有效支撑。

例如压裂施工参数选择不合理，也会影响压裂造缝及加砂效果，不合理的施工参数会造成过多的支撑剂堆积在裂缝近井地带，远井裂缝支撑效率低，整个裂缝纵向空间充填度较低，横向空间内支撑剂分布极不均匀等问题，故而直接影响压裂后导流能力。

目前，在致密砂岩及非常规油气藏的压裂改造中，由于采用的压裂液类型比较单一，支撑剂粒径与缝宽匹配性差以及支撑剂的密度相对比较单一(中高密度占比较多)，加上压裂施工工艺注入参数不够合理，导致支撑剂在裂缝中分布不合理以及远井裂缝的“支撑效率”低；多数油气井由于裂缝支撑剖面不合理及整个裂缝支撑剂充填度较低，严重影响了长期导流能力及压裂改造效果，普遍存在压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题。

压裂中最理想的情况是在充分造缝(压裂裂缝的中心线位置必须与储层的中心线位置重合或基本重合，造缝体积最大限度地覆盖有效的储层厚度)基础上，压裂造缝空间得到有效利用，且在施工中没有造成施工早期或中后期砂堵，使裂缝空间内支撑剂的充填度(充填度是支撑剂的体积与造缝体积比值的百分数，理想的裂缝充填度应是100％)最大。裂缝的充填度越高，压裂造缝空间的利用率越高；反之，压裂造缝空间利用率较低，多数造缝空间无法得到有效利用及支撑，影响压后导流能力。

因此，在油气藏压裂改造研究中，开发能够提高裂缝内支撑剂充填度及支撑剂支撑效率的压裂加砂方法尤为重要。

发明内容

本发明的目的在于提供一种油气藏压裂加砂方法，用以提高裂缝内支撑剂充填度及支撑剂支撑效率，进而提高裂缝的导流能力，提高压后产量，降低产量递减速度。

根据本发明提供的油气藏压裂加砂方法，包括前置液造缝阶段和携砂液加砂阶段，所述前置液造缝阶段采用第一压裂液和/或第二压裂液注入以压开裂缝；所述携砂液加砂阶段包括：

携砂液加砂第一阶段，采用第二压裂液注入，并携带第一支撑剂，

携砂液加砂第二阶段，采用第三压裂液注入，并携带第二支撑剂，

携砂液加砂第三阶段，采用第四压裂液注入，并携带第三支撑剂；

其中，所述第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度依次增大，第三压裂液的黏度大于或等于第二压裂液的黏度，且小于第四压裂液的黏度；

所述第一支撑剂、第二支撑剂和第三支撑剂的粒径依次增大。

根据本发明提供的压裂加砂方法，在不同阶段采用不同黏度的压裂液和不同尺寸的支撑剂，首先在前置液阶段采用造缝能力较好的黏度较小的压裂液压开裂缝，在携砂液加砂初期采用较小粒径的支撑剂，减小加砂初期支撑剂进缝阻力，而后追加携砂性能较好的黏度较大的压裂液，携带粒径较大的支撑剂，使得大小粒径的支撑剂在裂缝体系中得到合理配置，优化支撑效果。

根据本发明的优选实施方式，所述携砂液加砂第二阶段包括：

携砂液加砂A阶段，采用A压裂液注入，并携带A支撑剂，

携砂液加砂B阶段，采用B压裂液注入，并携带B支撑剂，

携砂液加砂C阶段，采用C压裂液注入，并携带C支撑剂；

其中，A压裂液、B压裂液和C压裂液的黏度依次增大，优选A压裂液的黏度大于或等于第二压裂液的黏度，且小于第四压裂液的黏度；

A支撑剂、B支撑剂和C支撑剂的粒径大于第一支撑剂的粒径；A支撑剂、B支撑剂和C支撑剂的粒径小于第三支撑剂的粒径；优选A支撑剂与C支撑剂相同。

上述优选实施方式进一步细化和优化了施工过程，在压裂加砂过程中使用多类型压裂液，不同粒径的支撑剂与不同的压裂液合理搭配注入，提高了支撑剂的配置效果，从而提高支撑剂的充填度和利用率。

根据本发明进一步优选的实施方式，所述携砂液加砂A阶段包括：

携砂液加砂A1阶段，采用A1压裂液注入，并携带A1支撑剂，

携砂液加砂A2阶段，采用A2压裂液注入，并携带A2支撑剂；

其中，A1压裂液的黏度与A2压裂液的黏度相等，优选A1压裂液和A2压裂液与第二压裂液相同，

A1支撑剂和A2支撑剂的粒径相等，优选A1支撑剂的密度大于A2支撑剂的密度，更优选A1支撑剂的密度大于1.8g/cm³，优选在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围，A2支撑剂的密度大于1.65g/cm³，且小于1.8g/cm³。

根据本发明，优选A1支撑剂与C支撑剂相同。

上述进一步优选的实施方式中的压裂加砂方法的携砂液加砂阶段实质包括以下六个阶段：

携砂液加砂第二阶段

携砂液加砂A阶段

携砂液加砂A1阶段，采用A1压裂液注入，并携带A1支撑剂，

携砂液加砂A2阶段，采用A2压裂液注入，并携带A2支撑剂，

携砂液加砂B阶段，采用B压裂液注入，并携带B支撑剂，

携砂液加砂C阶段，采用C压裂液注入，并携带C支撑剂，

携砂液加砂第三阶段，采用第四压裂液注入，并携带第三支撑剂。

在本发明的上述进一步优选的实施方式中，更进一步地细化和优化了加砂过程，在前置液造缝和第一阶段的携砂液注入之后，逐步地注入具有较好的保持缝高、扩展天然裂缝、分支缝的A1压裂液、A2压裂液，携带小粒径支撑剂，使裂缝缝高得以保持，缝长得以安全稳定地、最大化地扩展，同时支撑剂被平稳地合理分配在裂缝的不同区域中。

根据本发明的一些优选实施方式，第一压裂液的黏度在10mP·s～15mP·s范围；第二压裂液的黏度在30mP·s～50mP·s范围；第三压裂液的黏度30mP·s～120mP·s范围；和/或，第四压裂液的黏度在130mP·s～150mP·s范围。

在现有的压裂加砂方法中，通常在压裂加砂初期选择黏度较低的压裂液，然而初期使用黏度过低的压裂液会导致在支撑剂运移过程中出现支撑剂过早地沉降在裂缝缝底，造成大量支撑剂过早堆积在近井裂缝处，影响后期中远井裂缝的加砂效率和裂缝中加砂剖面的优化，重则导致施工早期砂堵。

根据本发明提供的方法，在加砂阶段初期采用黏度在30mP·s～50mP·s范围的压裂液，其对支撑剂具有相对较好的运移作用，避免支撑剂过早堆积在近井裂缝处。在携砂液加砂第二、三阶段，使用更高黏度的压裂液，其具有更好的携砂性能，能够携带较大粒径的支撑剂进入主裂缝，对主裂缝进行充分支撑。

根据本发明的一些进一步优选的实施方式，A压裂液的黏度在30mP·s～50mP·s范围；B压裂液的黏度在60mP·s～70mP·s范围；C压裂液的黏度在100mP·s～120mP·s范围。

在本发明的优选实施方式中，采用了变黏度的压裂液体系，使用4～6种不同黏度的压裂液。使用相对较低黏度的压裂液在前置液阶段进行造缝，然后经过多个阶段的加砂施工，逐步地、稳定地进行扩缝、支撑裂缝，最终形成具有优异的导流能力的裂缝。

在本发明的一些优选的实施方式中，A1压裂液与A2压裂液相同，尤其优选A1压裂液和A2压裂液与第二压裂液相同。在本发明尤其优选的实施方式中，选用五种类型(第一压裂液、第二压裂液(A1压裂液、A2压裂液与第二压裂液相同)、B压裂液、C压裂液、第四压裂液)的压裂液体系。第一压裂液、第二压裂液具有较好的造缝、控缝高、开启并扩展天然裂缝作用，用于前置液造缝阶段造缝；第二压裂液、B压裂液具有较好的保持缝高、扩展天然裂缝、分支缝及携带小粒径低砂比支撑剂作用，可在压裂加砂初期携带粒径较小支撑剂，对微裂缝及分支缝进行充分支撑；C压裂液、第四压裂液具有较好的携砂性能，可在压裂主加砂中后期阶段携带粒径较大支撑剂对主缝进行充分支撑。

在施工不同阶段采用不同黏度类型的的压裂液体系，一方面保证前置液阶段充分造缝，控缝裂缝高度高及裂缝造缝剖面优化；另一方面，确保携砂液阶段顺利加砂，实现支撑剂在裂缝中充分充填，优化支撑剂支撑剖面。另外，通过在压裂的不同阶段采用不同浓度的液体，能最大限度降低液体对储层基质及导流能力的伤害，降低材料成本。

根据本发明的一些具体实施例，优选各阶段使用的压裂配方选自如下：

第一压裂液：0.15～0.2％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度10mP·s～15mP·s，pH值6～7；

第二压裂液：0.25～0.3％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度30mP·s～50mP·s，pH值6～7；

A1压裂液：0.25～0.3％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度30mP·s～50mP·s，pH值6～7；

A2压裂液：0.25～0.3％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度30mP·s～50mP·s，pH值6～7；

B压裂液配方：0.135～0.4％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度60mP·s～70mP·s，pH值6～7；

C压裂液配方：0.45～0.50％SRFP-1增稠剂+0.2％SRFC-1交联剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度100mP·s～120mP·s，pH值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(APS)胶囊破胶剂；

第四压裂液配方：0.5～0.55％SRFP-1增稠剂+0.2％SRFC-1交联剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度130mP·s～150mP·s，pH值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(APS)破胶剂。

上述压裂液的配方中，组分的百分比以重量百分比计。所列举的具体组分，例如SRFP-1增稠剂、SRCS-1黏土稳定剂、SRCU-1助排剂、SRFC-1交联剂，由中国石油化工股份有限公司生产。但是，需要说明的是，适用于本发明的压裂液的组分，例如增稠剂、黏土稳定剂、助排剂等并不限于上述所列举的，也可以选自本领域中常用的其他组分代替。

根据本发明的一些优选实施方式，第一支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm³，优选在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围；A1支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm³，优选在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围；A2支撑剂的密度大于或等于1.65g/cm³，且小于1.8g/cm³；B支撑剂的密度小于或等于1.65g/cm³，优选在1.0g/cm³～1.65g/cm³范围；C支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm³，优选在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围；和/或，第三支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm³，优选在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围。

根据本发明的一些优选实施方式，A1支撑剂、A2支撑剂、B支撑剂和C支撑剂的粒径相同，且大于第一支撑剂的粒径，小于第三支撑剂的粒径。例如，在一些具体的实施方式中，第一支撑剂为70/140目陶粒支撑剂，A1支撑剂、A2支撑剂、B支撑剂和C支撑剂为40/70目陶粒支撑剂，第三支撑剂为30/50目陶粒支撑剂。

在本发明进一步优选的实施方式中，第一支撑剂为高密度(密度≥1.8g/cm³)70/140目陶粒支撑剂，A1支撑剂为高密度(密度≥1.8g/cm³)40/70目陶粒支撑剂，A2支撑剂为中密度(1.65g/cm³≤密度<1.8g/cm³)40/70目陶粒支撑剂，B支撑剂为低密度(密度≤1.65g/cm³)40/70目陶粒支撑剂，C支撑剂与A1支撑剂相同，为高密度(密度≥1.8g/cm³)40/70目陶粒支撑剂，第三支撑剂为高密度(密度≥1.8g/cm³)30/50目陶粒支撑剂。

根据本发明，压裂液和支撑剂的优选可基于两个方面：其一是基于压裂液携砂及输砂物理模拟实验结果，其二是根据压裂裂缝模拟软件的模拟结果，最后综合物理模拟和裂缝模拟结果，优选出合适的压裂液及支撑剂。

根据本发明提供的压裂加砂方法，利用支撑剂沉降速度和压裂液携带性的不同，在加砂不同阶段选用不同密度的支撑剂，提高了支撑剂在裂缝内的“充填度”及“支撑效率”，提高了远井地带裂缝的有效支撑。

根据本发明的上述优选实施方式，在加砂初期采用高密度小粒径(第一支撑剂)及中等粒径(A1支撑剂)的支撑剂，使得最先进入裂缝内的支撑剂裂缝沉降铺置在裂缝底部，也有利于平衡砂堤的形成；当平衡砂堤的形成后，先采用中密度中粒径的支撑剂(A2支撑剂)进行加砂，使得中密度的支撑剂铺置在储层中部；然后采用低密度中粒径支撑剂(B支撑剂)进行加砂，保证支撑剂运移到中远井裂缝地带，并实现低密度支撑剂填满裂缝上部；最后采用高密度中粒径或高密度大粒径的支撑剂(C支撑剂或第三支撑剂)进行加砂，让支撑剂在近井裂缝地带充分填充并支撑，提高近井地带裂缝的导流能力。

压裂加砂初期一般缝宽最窄，随着压裂液持续注入及注入量的增加，缝宽表现出逐渐增加的趋势；尤其某些储层为了控缝高而采用黏度相对较低的压裂液造缝，其加砂初期造缝缝宽更窄。因此，在本发明的加砂过程中，随着缝宽逐渐增加，采用的支撑剂粒径也逐渐增大，初期采用小粒径(第一支撑剂)的支撑剂，在加砂中后期逐渐采用中粒径(A1、A2、B支撑剂)及大粒径(第三支撑剂)支撑剂，提高支撑剂粒径与缝宽的匹配性，降低施工风险。

根据本发明的一些优选实施方式，在本发明提供的压裂加砂方法中，在前置液造缝阶段，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的40～60％，优选40-50％，注入液量为压裂过程中注入总液量的30～40％。

其中，最高设计排量是指在压裂施工前，本领域技术人员根据储层地质及物性评价参数评价结果，采用成熟的压裂裂缝模拟软件(如FracPro、StimPlan、GOHFER等软件)，通过正交设计，模拟不同压裂液类型、压裂液量、前置液比例、压裂排量等多参数下压裂裂缝延伸情况，结合裂缝扩展延伸规律及裂缝剖面情况综合确定最高排量及排量组合；压裂中最理想的情况是在最高设计排量下实现充分充分造缝(压裂裂缝的中心线位置必须与储层的中心线位置重合或基本重合，造缝体积最大限度地覆盖有效的储层厚度)。

根据本发明，一般地，对于致密储层或滤失性较差的储层，前置液造缝阶段可采用第一压裂液以最高排量的40％～50％注入。若储层天然裂缝发育或滤失较大，该阶段分两步进行注入(首先采用第一压裂液以最高排量的40％～50％注入，然后采用第二压裂液以最高排量的50％～60％注入)或者直接采用第二压裂液以最高排量的40％～60％变排量注入。

裂缝造缝过程中，造缝缝长包括快速增加、稳步增加段、缓慢增加三个阶段，70％左右的裂缝缝长主要是在裂缝快速增加阶段完成的，缝长快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段；故该阶段造缝缝长以达到压裂设计总缝长的70％～75％为目标。压裂设计总缝长基于ECLIPSE等油藏数值软件模拟优化结果。

根据本发明的一些进一步优选的实施方式，携砂液加砂第一阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的55～65％，注入液量为压裂过程中注入总液量的15～20％；

携砂液加砂第二阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的55～100％，注入液量为压裂过程中注入总液量的20～55％；

携砂液加砂第三阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的80～100％，注入液量为压裂过程中注入总液量的5～10％。

优选地，第三阶段的排量大于第二阶段的排量。

根据本发明的一些优选实施方式，上述携砂液加砂第二阶段包括携砂液加砂A阶段、携砂液加砂B阶段和携砂液加砂C阶段。在该优选的实施方式中，

前置液造缝阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的40～60％，注入液量为压裂过程中注入总液量的30～40％；

携砂液加砂第一阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的55～65％，注入液量为压裂过程中注入总液量的15～20％；

携砂液加砂A阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的55～75％，注入液量为压裂过程中注入总液量的15～25％；

携砂液加砂B阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的75～85％，注入液量为压裂过程中注入总液量的10～15％；

携砂液加砂C阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的80～100％，注入液量为压裂过程中注入总液量的5～10％；和/或

根据本发明提供的压裂加砂方法，在裂缝起裂及初始延伸阶段，以低排量(最高排量的40％～60％)注入，使井底压力集聚的速度相对较慢，特别是对于一些隔层应力遮挡较差的储层，裂缝的高度延伸受到很大程度的控制，有利于造缝剖面优化。加砂初期采用较低排量(最高排量的55％～65％)配合低粘度压裂液、高密度支撑剂的泵注方式，有利于早期加入的支撑剂沉降铺置在裂缝底部，形成平衡砂堤。当平衡砂堤形成后，渐近式提高排量(最高排量的65％～85％)配合中粘度压裂液、中低密度支撑剂的泵注方式，达到逐渐提高携砂液通过砂堤上部的过流速度，将支撑剂输送至远井端裂缝，提高远井地带裂缝支撑剂的充填及支撑。当远井地带裂缝内支撑剂量达到设计要求后，以大排量(最高排量的80％～100％)配合高粘度压裂液、中高密度支撑剂的泵注方式，通过液体粘度及变排量配合，逐渐降低砂堤高度，同时逐渐降低携砂液通过砂堤上部的过流速度，使更多的支撑剂沉降在近井裂缝地带。

根据本发明的一些进一步优选的实施方式，携砂液加砂A阶段包括携砂液加砂A1阶段和携砂液加砂A2阶段。在该进一步优选的实施方式中，

携砂液加砂A1阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的55～65％，注入液量为压裂过程中注入总液量的10～15％；

携砂液加砂A2阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的65～75％，注入液量为压裂过程中注入总液量的10～15％；

携砂液加砂B阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的75～85％，注入液量为压裂过程中注入总液量的15～20％；

该进一步优选的实施方式进一步减缓了排量提高的速度，提高了加砂初期，高密度、小粒径支撑剂在小裂缝底部的铺置效果，形成更加平衡的砂堤，为后续的逐渐增加排量的携砂液在砂堤上顺利平稳地流过，逐步地将支撑剂输送至远井段裂缝进行铺置奠定良好基础。

根据本发明的一些优选实施方式，在本发明提供的压裂加砂方法中，

在携砂液加砂第一阶段，支撑剂以段塞式加砂方式加入，砂液比在2％～12％范围，以2％～6％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增；

携砂液加砂A1阶段中，支撑剂以段塞式加砂方式加入，砂液比在6％～16％范围，以6％～10％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增；

携砂液加砂A2阶段中，支撑剂以段塞式加砂方式加入，砂液比在10％～20％范围，以10％～15％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增；

携砂液加砂B阶段中，支撑剂以段塞式加砂方式加入，砂液比在15％～25％范围，以15％～20％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增；

携砂液加砂C阶段中，支撑剂以连续式、段塞式或螺旋式加砂方式加入，砂液比在20％～30％范围，以20％～26％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增；和/或

携砂液加砂第三阶段中，支撑剂以连续式、段塞式或螺旋式加砂方式加入，砂液比在20％～36％范围，以20％～28％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增。

根据本发明的优选实施方式，在各加砂阶段中，以上述排量泵注如前文所述的各阶段相应使用的压裂液，泵注过程中携带如前文所述的各阶段相应使用的撑剂组成携砂液。

在携砂液加砂第一阶段、A1阶段和A2阶段中，实际采用的携砂液砂比可采用小段塞多次试探加砂的方式进行综合权衡确定。

在携砂液加砂C阶段中，支撑剂可首选以连续式加砂方式加入；若在该步加砂过程中，储层对高砂比比较敏感，可采用段塞式或螺旋式加砂方式。

在携砂液加砂第三阶段中，支撑剂可首选以连续式加砂方式加入；若在该步加砂过程中，储层对高砂比比较敏感，可先采用段塞式或螺旋式加砂方式，且优选当支撑剂还剩余3～5m³时，改为连续式加砂，并试探快速提高施工砂液比。

根据本发明提供的压裂加砂方法，还可以包括平衡顶替阶段，采用第一压裂液将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，压裂液用量为井筒体积与地面管线容积之和。

根据本发明提供的压裂加砂方法，还可以包括压裂施工之前对储隔层的特性参数进行测定，以及根据所测定的储隔层特性参数确定射孔位置，优化压裂施工参数，以及实施射孔作业。

对储隔层特性的综合评价，可综合采取测井、岩心测试及小型压裂测试的方法，全面深入了解储层及隔层的各种岩性、物性、岩石力学、纵向地应力剖面及天然裂缝发育特征等，为压裂工艺方案优化提供全面准确的基础资料。对射孔位置的选择和压裂施工参数的确定所需的储隔层的特性参数，以及对储隔层的特性参数的测定的具体手段和测定过程是本领域技术人员所熟知的，在此不展开赘述。

裂缝造缝剖面与射孔位置、压裂液类型及压裂施工参数等因素相关。基于储隔层特性参数，结合本发明的思想，选择如上所述的压裂液类型和支撑剂类型。结合储隔层实际地应力分布，对射孔位置进行优化，并应用GOHFER等压裂裂缝模拟软件，采用上述类型的压裂液体系(尤其是第一压裂液、第二压裂液(A1压裂液、A2压裂液)、B压裂液、C压裂液、第四压裂液五种)，在不同注入模式下，开展不同注入阶段的压裂裂缝模拟研究，研究压裂施工工程参数变化对裂缝参数的影响。裂缝参数优化以裂缝剖面的纵向中心线与储层有效厚度的纵向中心线尽量接近为目标。压裂施工工艺参数优化包括：前置液造缝液量、压裂总注入液量、施工不同阶段压裂液用量、施工不同阶段支撑剂加量、施工最低及最高排量、施工不同阶段的注入排量、加砂不同阶段砂液比等。本领域技术人员可以根据实际情况优化得到最佳的施工参数组合。

现有的压裂加砂方法中，通常存在施工设计不合理：压裂施工参数优化不合理，导致裂缝在储层纵向上过度上延或过度下延乃至缝高失控，裂缝在平面上无法充分扩展无效裂缝，无效裂缝比例过大；另外，压裂前置液造缝阶段前置液比例过低造成压裂造缝不充分、加砂初期及中后期压裂排量选择不合理、压裂不同加砂阶段砂液比设计不当或砂液比过高，造成过多的支撑剂堆积在裂缝近井地带，远井裂缝支撑效率低，整个裂缝空间内支撑剂分布极不均匀。

为提高对储层、尤其是致密砂岩及非常规油气藏储层的有效性，提高压裂改造效果，本发明提出适用于压裂中提高裂缝内支撑剂充填度及支撑效率的加砂方法。在保证充分及有效造缝基础上，通过压裂液黏度、支撑剂粒径及密度的优化，或者进一步地，还对加砂方式、压裂注入工艺参数(施工不同阶段的施工排量、施工砂比及压裂液量)协同优化，控制加砂不同阶段裂缝内动态平衡砂堤的变化，达到支撑剂在整个造缝裂缝空间内的相对均匀铺置的目的，提高支撑剂在裂缝内的“充填度”及“支撑效率”，提高压裂改造的有效性。

本发明所提出的适用于压裂中提高裂缝内支撑剂充填度及支撑剂支撑效率的加砂方法，思路简洁，现场便于操作实施。本方法以储层有限厚度范围内最大限度挖掘储层增产潜质为目的，通过压裂液体系优化、支撑剂优选以及对压裂施工工程多参数的协同模拟优化，在充分造缝基础上，提高压裂改造体积，使裂缝得到充分扩展，并实现对压裂造缝空间内支撑剂的“有效充填”及“有效支撑”，提高了整个裂缝系统的支撑效率及压后裂缝的“有效导流能力”。该方法可有效缓解或解决压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，提高储层的压裂改造效果及储层动用程度。

现场试验证明，采用该方法压裂后，裂缝的长期导流能力明显得到改善，压后增产幅度大幅度提高，稳产周期明显好于常规压裂方式，提升了致密砂岩及非常规油气藏开发效益。

附图说明

附图1是X井的压裂目的层地应力剖面解释成果图。

附图2显示了X井压裂目的层地应力裂缝长度优化结果。

附图3是X井压裂目的层射孔位置及参数优化前后裂缝剖面图。

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，以下实施例仅用于进一步说明本发明，但不限制本发明。

X井是一口典型致密气藏评价井，目的层压裂井段为3250.7～3261.5m，10.8m/1层；井筒容积15m³；目的层段岩性为灰色含砾细砂岩，平均孔隙度9.73％，渗透率0.259mD，压力系数为1.0，温度120℃，为低孔特低渗常温常压气藏储层。

为了评价目的层砂组的含气性及其产能，借鉴本发明提出的工艺方法，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)储隔层地应力综合评价

除了X井的上述特性参数之外，根据应力剖面解释情况，本井目的层最小主应力均值44.1MPa，目的层上部隔层最小主应力数均值47.5MPa，下部隔层最小主应力均值49.7MPa。本井压裂目的层地应力剖面解释成果图见图1(最后一列显示了最小主应力变化)。

(2)压裂裂缝参数优化模拟

采用ECLIPSE油藏数值软件模拟软件，对压裂裂缝参数进行了优化模拟，模拟表明(见图2)：该井目的层产量随裂缝半长增加而增大；裂缝半长大于200m时累产量递增减缓，综合考虑推荐最佳裂缝半长为240m左右。

(3)射孔位置及压裂施工参数模拟优化

结合X井目的层储隔层实际地应力分布，应用GOHFER等压裂裂缝模拟软件，采用五种类型(Ⅰ号压裂液、Ⅱ号压裂液、Ⅲ号压裂液、Ⅳ号压裂液、Ⅴ号压裂液)压裂液体系和支撑剂，对压裂射孔位置及参数(附表1、附图3)、压裂裂缝剖面、压裂施工参数进行了综合模拟优化。

压裂液体系：

Ⅰ号压裂液配方：0.2％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度10mP·s～15mP·s，pH值6～7；

Ⅱ号压裂液配方：0.3％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度30mP·s～50mP·s，pH值6～7；

Ⅲ号压裂液配方：0.4％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度60mP·s～70mP·s，pH值6～7；

Ⅳ号压裂液配方：0.50％SRFP-1增稠剂+0.2％SRFC-1交联剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度100mP·s～120mP·s，pH值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(APS)胶囊破胶剂；

Ⅴ号压裂液配方：0.55％SRFP-1增稠剂+0.2％SRFC-1交联剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度130mP·s～150mP·s，pH值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(APS)胶囊破胶剂。

上述使用的增稠剂、黏土稳定剂、助排剂、交联剂等由中国石油化工股份有限公司生产。

支撑剂体系：

a支撑剂：高密度(密度≥1.8g/cm³)70/140目陶粒支撑剂；

b支撑剂：高密度(密度≥1.8g/cm³)40/70目陶粒支撑剂；

c支撑剂：中密度(1.65g/cm³≤密度<1.8g/cm³)40/70目陶粒支撑剂；

d支撑剂：低密度(密度≤1.65g/cm³)40/70目陶粒支撑剂；

e支撑剂：高密度(密度≥1.8g/cm³)30/50目陶粒支撑剂。

优化结果(参考附图3)为：压裂液总量995m³，其中Ⅰ号压裂液320m³、Ⅱ号压裂液400m³、Ⅲ号压裂液120m³、Ⅳ号压裂液80m³、Ⅴ号压裂液60m³；前置液造缝压裂液320m³，占总压裂液液量的32％。支撑剂总量72.0m³，其中a支撑剂6.3m³，b支撑剂20.7m³，c支撑剂11.8m³，d支撑剂16.3m³，e支撑剂16.9m³；最低排量2.5m³/min，最高排量6.0m³/min。

附表1X井压裂目的层射孔优化结果

射孔方案	射孔井段(m)	厚度(m)	枪型	弹型	密度(孔/m)	孔数(个)	相位(<sup>o</sup>)
								优化前	3250.7～3261.5	10.8	102	127	16	173	90
优化后	3255.5～3261.5	6.0	102	127	16	96	60

(4)前置液造缝阶段

以2.5m³/min排量注入120m³Ⅰ号压裂液(第一压裂液)，然后以3.0m³/min排量注入200m³Ⅱ号压裂液(第二压裂液)。

(5)携砂液加砂阶段

以3.5m³/min排量注入160m³Ⅱ号压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入a支撑剂(第一支撑剂)，段塞式加砂中以3％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(3％～5％～8％～10％)共加入a支撑剂6.3m³；

以3.5m³/min排量注入120m³Ⅱ号压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入b支撑剂(A1支撑剂)，段塞式加砂中以8％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(8％～10％～12％)共加入b支撑剂7.3m³；

以4.0m³/min排量注入120m³Ⅱ号压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入c支撑剂(A2支撑剂)，段塞式加砂中以14％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(14％～16％～18％)共加入c支撑剂11.8m³；

以5.0m³/min排量注入120m³Ⅲ号压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入d支撑剂(B支撑剂)，段塞式加砂中以18％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(20％～22％～24％)共加入d支撑剂16.3m³；

以6.0m³/min排量注入80m³Ⅳ号压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入b支撑剂(C支撑剂/A1支撑剂)，段塞式加砂中以26％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(26％～28％)共加入b支撑剂13.4m³；

以6.0m³/min排量注入60m³Ⅴ号压裂液，并在注入过程中以连续式加砂方式加入e支撑剂(第三支撑剂)，段塞式加砂中以26％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(26％～28％～32％)共加入e支撑剂16.9m³。

(6)平衡顶替阶段

以6.0m³/min排量泵入15.0m³Ⅰ号压裂液进行平衡顶替，顶替结束后停泵测压降2小时，然后结束该井施工。

X井压裂施工后裂缝反演造缝剖面较理想，井温测井解释缝高80％都在储层纵向范围内延伸，表明施工中缝高控制良好；压裂施工中不同粒径支撑剂都顺利加入不同尺度裂缝内，裂缝反演支撑剂在整个造缝裂缝空间横向上铺置比较均匀，纵向上充填度度高，支撑剂对储层有效支撑率较好。该井压后试采统计，初期日气量达到30000～45000m³/d，稳产后日气量稳定在20000～25000m³/d，是该区邻井常规压裂工艺实施井产量的2～3倍左右；该试验井压后产量递减速率明显减慢，有效期增长50％以上，提高了压裂增产及稳产效果。

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

1.一种油气藏压裂加砂方法，包括前置液造缝阶段和携砂液加砂阶段，

所述前置液造缝阶段采用第一压裂液和第二压裂液注入以压开裂缝；

所述携砂液加砂阶段包括：

携砂液加砂第二阶段，采用第三压裂液注入，并携带第二支撑剂，和

所述第一支撑剂、第二支撑剂和第三支撑剂的粒径依次增大；

所述第一压裂液的黏度在10mP·s～15mP·s的范围内，所述第二压裂液的黏度在30mP·s～50mP·s的范围内，所述第三压裂液的黏度30mP·s～120mP·s的范围内，所述第四压裂液的黏度在130mP·s～150mP·s的范围内。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述携砂液加砂第二阶段包括：

携砂液加砂A阶段，采用A压裂液注入，并携带A支撑剂，

携砂液加砂B阶段，采用B压裂液注入，并携带B支撑剂，

携砂液加砂C阶段，采用C压裂液注入，并携带C支撑剂；

其中，A压裂液、B压裂液和C压裂液的黏度依次增大，A压裂液的黏度大于或等于第二压裂液的黏度，且小于第四压裂液的黏度；

A支撑剂、B支撑剂和C支撑剂的粒径大于第一支撑剂的粒径；A支撑剂、B支撑剂和C支撑剂的粒径小于第三支撑剂的粒径。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述携砂液加砂A阶段包括：

携砂液加砂A1阶段，采用A1压裂液注入，并携带A1支撑剂，

携砂液加砂A2阶段，采用A2压裂液注入，并携带A2支撑剂；

其中，A1压裂液的黏度与A2压裂液的黏度相等，

A1支撑剂和A2支撑剂的粒径相等；

A1支撑剂与C支撑剂相同。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，A1压裂液和A2压裂液与第二压裂液相同，A1支撑剂的密度大于A2支撑剂的密度。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，A1支撑剂的密度在1.8g/cm³～2.0g/cm³的范围内，A2支撑剂的密度大于1.65g/cm³，且小于1.8g/cm³。

6.根据权利要求2到5中任一项所述的方法，其特征在于，A压裂液的黏度在30mP·s～50mP·s范围；B压裂液的黏度在60mP·s～70mP·s范围；C压裂液的黏度在100mP·s～120mP·s范围。

7.根据权利要求3到5中任一项所述的方法，其特征在于，

第一支撑剂的密度在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围；

A1支撑剂的密度在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围；

A2支撑剂的密度大于或等于1.65g/cm³，且小于1.8g/cm³；

B支撑剂的密度在1.0g/cm³～1.65g/cm³范围；

C支撑剂的密度在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围；和/或

第三支撑剂的密度在1.8g/cm³～2.0g/cm³范围。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，前置液造缝阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的40～60％，注入液量为压裂过程中注入总液量的30～40％；

9.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，前置液造缝阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的40～60％，注入液量为压裂过程中注入总液量的30～40％；

携砂液加砂C阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的80～100％，注入液量为压裂过程中注入总液量的5～10％；

10.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，

携砂液加砂第一阶段中，支撑剂以段塞式加砂方式加入，砂液比在2％～12％范围，以2％～6％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增；

携砂液加砂C阶段中，支撑剂以连续式、段塞式或螺旋式加砂方式加入，砂液比在20％～30％范围，以20％～26％起步，以2％～5％为一个加砂台阶逐级递增；

11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括平衡顶替阶段，采用第一压裂液将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，压裂液用量为井筒体积与地面管线容积之和。