CN109751035B - 一种油气藏压裂加砂方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种油气藏压裂加砂方法，包括压裂造缝阶段和加砂阶段，其中压裂造缝阶段形成多尺度复杂裂缝系统，加砂阶段注入不同黏度的压裂液和不同粒径的支撑剂，以适应多尺度的裂缝系统，由远及近填充支撑裂缝体系。根据本发明提供的方法，通过优化调整施工参数，调整和控制缝内支撑剂堆积高度，从而提高支撑剂在缝高方向上的有效支撑，提高多尺度复杂裂缝系统的填充度，完善和改进体积压裂复杂裂缝加砂技术，最终提高压后增产和稳产的效果。

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，更具体地涉及一种适用于压裂中提高裂缝内支撑剂充填度的压裂加砂方法。

背景技术

体积压裂技术是页岩气、致密气等非常规油气资源实现商业化开发的核心技术之一，扩大压裂改造体积及提高裂缝复杂程度是体积压裂技术追求的目标。目前该类储层压裂中，由于压裂液及支撑剂选择不当、压裂施工参数优化不够以及施工中加砂方式不合理等原因，压裂依然存在裂缝造缝剖面差、裂缝内支撑剂充填度程度低、裂缝有效支撑较难等问题。

作为目前压裂加砂方法中一个突出的问题，裂缝支撑剖面不合理，裂缝充填不饱满。体积压裂中，多尺度的复杂裂缝形成后，需要支撑剂对张开的裂缝进行充填，充填率越高，有效支撑裂缝比例越大，则压后的增产效果越好，稳产周期越长。但是，当裂缝得不到有效填充时，多数造缝空间得不到有效支撑成为无效裂缝，随着压裂施工的结束，裂缝将很快闭合，从而导致压后增产稳产效果大打折扣。目前，有些压裂井由于整个裂缝空间支撑剂充填程度低，支撑剂分布不合理，大部分支撑剂沉降在裂缝底部，支撑裂缝覆盖有效砂层有效厚度的概率大幅度降低，裂缝充填不饱满，“支撑效率”大幅度降低。

目前针对复杂多尺度裂缝的加砂工艺不合理，依然是借鉴单一裂缝压裂的加砂经验，与复杂裂缝压裂技术相配套的加砂工艺还不是很成熟，也缺乏相应的理论依据和实验参考。因此，不能确保支撑剂在微裂缝、分支缝、主裂缝组成的复杂裂缝体系内的有效输送及高效充填支撑。

多尺度裂缝支撑剂规格与储层裂缝匹配性差，影响压裂施工效率及压后产量。体积压裂形成的裂缝一般具有多尺度特征，即多尺度的裂缝系统，多尺度的裂缝系统的支撑好坏直接影响到压后稳产周期；故支撑剂的尺寸也要与不同尺度裂缝的缝宽进行严格匹配，若匹配性差，易造成裂缝充填太低甚至早期砂堵。

因此，需要开发和提出体积压裂中针对多尺度复杂裂缝的新的加砂工艺，提高支撑剂在复杂缝网内的输送效率，提高各尺度裂缝的填充度，从而提高多尺度裂缝的“有效支撑”。

发明内容

为解决体积压裂复杂裂缝内支撑剂填充不饱满、支撑剂有效支撑比例较低的问题，本发明提出一种可提高裂缝充填度的油气藏压裂加砂方法。本发明提供的压裂加砂方法通过压裂不同阶段对裂缝内支撑剂的输送及堆积高度的优化，提高支撑剂在复杂缝网内的输送效率，提高支撑剂在缝高方向上对各尺度裂缝的填充度及有效支撑，从而延缓复杂裂缝体系中多尺度裂缝导流能力的递减速度，改善压后增产和稳产效果。

根据本发明提供的油气藏压裂加砂方法，包括压裂造缝阶段和加砂阶段，其中，在所述压裂造缝阶段中，向地层注入第一压裂液，以压开地层裂缝；所述加砂阶段包括：

平衡砂堤建立阶段，向地层注入第二压裂液和第一支撑剂，以在裂缝中形成平衡砂堤，并使第一支撑剂被运送至远井裂缝地带；

平衡砂堤高度削减阶段，向地层注入第三压裂液和第二支撑剂，以使平衡砂堤的高度被逐渐削减，并使第二支撑剂被运送至近井和中井裂缝地带；

携砂液追加阶段，向地层注入第四压裂液和第三支撑剂，以使第三支撑剂充填于近井造缝地带；

其中，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度相同或不同，且小于第三压裂液的黏度；

第一支撑剂、第二支撑剂和第三支撑剂的平均粒径依次增大。

根据本发明提供的压裂加砂方法，在前置液造缝阶段以低黏度压裂液压开裂缝，然后经过三个加砂阶段扩展和支撑裂缝。在三个加砂阶段，压裂液黏度低-高-低变化，而支撑剂以小/中-中-大变化，可提高支撑剂在裂缝网络中的输送效率和在远、中、近井裂缝中的填充度。在本发明所述压裂造缝阶段中，通过第一压裂液注入，压开地层裂缝，并充分造缝形成多尺度复杂裂缝系统。

首先在平衡砂堤建立阶段，在一定压裂条件下，由于支撑剂在近井裂缝地带的不断沉降形成砂堤，当砂堤达到一定高度时，随着携砂液的不断泵注，砂堤高度会达到基本平衡，此时形成平衡砂堤。低于这个平衡砂堤的高度，注入的支撑剂会继续沉降；高于这个高度，因裂缝上部过流断面面积的降低，在注入排量不变时，砂堤上部的过流速度增加，速度的增加又会携带砂堤顶部的支撑剂，将其卷起并带走。当达此平衡砂堤高度后，后续注入的支撑剂会从砂堤顶部源源不断地携带至远井地带，从而不断地增加裂缝的支撑长度。

根据本发明，平衡砂堤的高度为造缝高度的60％～70％。在本发明提供的压裂加砂方法的平衡砂堤建立阶段使用的施工条件下，可在裂缝中形成厚度为造缝高度的60％～70％的平衡砂堤。在这个厚度的平衡砂堤的作用下，此阶段后续注入的支撑剂不会显著沉降在砂堤上面，会通过砂堤上面被携带至远井地带的裂缝，支撑起远井裂缝，提高远井裂缝内支撑剂的充填度及导流能力。

然后，在平衡砂堤高度削减阶段，通过调节压裂液及支撑剂参数及压裂施工参数，使平衡砂堤高度慢慢降低，让更多的支撑剂沉降在近井及中井裂缝地带，提高该区域裂缝的充填度。

最后，在携砂液追加阶段，通过降低压裂液黏度并最大限度提高砂液比的方法，让更多的大粒径支撑剂最大比例地沉降堆积于近井裂缝地带，使支撑剂最大限度地充填于近井造缝空间内，进一步提高近井裂缝区域的充填度。

根据本发明的优选实施方式，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度各自在30mPa·s～50mPa·s范围，第四压裂液的黏度(表观黏度)在60mPa·s～150mPa·s范围。

根据本发明提供的压裂加砂方法，在前置液造缝阶段优选使用黏度在30mPa·s～50mPa·s范围的压裂液来初步压开裂缝。

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。在形成平衡砂堤后，后续注入的支撑剂被不断地携带至远井地带，从而不断地增加裂缝的支撑长度。

根据本发明提供的压裂加砂方法，在携砂液加砂中期采用黏度较大的压裂液，使其携带足够多的支撑剂运送至远井、中井和近井裂缝地带，尤其使更多的支撑剂沉降在近井及中井裂缝地带，提高该区域裂缝的充填度。

在后期加砂阶段中，则改用低黏度的压裂液，可以使用较大的砂液比，使大粒径支撑剂最大比例地沉降堆积于近井裂缝地带，以提高近井裂缝区域的充填度。

在本发明的一些优选实施方式中，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度相等；更优选地，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液为相同的压裂液。如此，既可满足各个阶段对压裂液的黏度要求，又可以大大简化整个压裂施工的压裂液类型，降低施工复杂性。

根据本发明提供的压裂加砂方法，在三个加砂阶段，使用粒径依次渐增的支撑剂，填充裂缝远井、中井和近井的裂缝。优选地，第一支撑剂为70/140目和40/70目支撑剂，可以是两种支撑剂的混合，也可以两个阶段，先注入较小粒径的支撑剂，使其被运移至远井的微裂缝系统，再注入较大粒径的支撑剂；第二支撑剂为40/70目支撑剂；第三支撑剂为30/50目和/或20/40目支撑剂，可以使用其中一种支撑剂，也可以使用其混合支撑剂，或者先后使用较小粒径和较大粒径的支撑剂。

多尺度的裂缝系统的支撑好坏直接影响到压后稳产周期，本发明使用多粒径支撑剂组合加砂方式来配合多尺度的裂缝系统，实现不同粒径的支撑剂充填于与其匹配的不同尺度的裂缝系统中，提高裂缝的充填度。

根据本发明的一些优选实施方式，在所述压裂造缝阶段中，第一压裂液的液量为压裂液总液量的30％～35％，第一压裂液的泵注排量为最高设计排量的40％～50％。这样，在此阶段的施工中，前置液充分造缝形成多尺度复杂裂缝系统，为后续扩缝和加砂充填施工以及最终的油气导流效果奠定良好的基础。

压裂液总液量是指在整个压裂施工过程中所需注入的所有压裂液的液量总和。最高设计排量是指在压裂施工前，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)。

根据本发明的一些优选实施方式，平衡砂堤建立阶段中，第二压裂液的液量为压裂液总液量的20％～30％，第二压裂液的泵注排量为最高设计排量的60％～70％。由此，可形成相对稳固的平衡砂堤，相当一部分支撑剂被源源不断地运送至远井裂缝进行填充。

根据本发明的一些优选实施方式，平衡砂堤高度削减阶段中，第三压裂液的液量为压裂液总液量的30％～45％，第三压裂液的泵注排量为最高设计排量的85％～100％，优选90％～100％。在前一个阶段，小粒径的支撑剂被运移至远井裂缝并沉降填充远井裂缝，此阶段显著地提高排量和液量，使中粒径的支撑剂被运移至中井地带填充裂缝。在大排量下，前一阶段建立的平衡砂堤的高度被逐渐削减，从而有利于中粒径支撑剂在砂堵上面运移至中井地带，提高填充效果。

根据本发明的一些优选实施方式，携砂液追加阶段中，第四压裂液的液量为压裂液总液量的10％～15％，第四压裂液的泵注排量为最高设计排量的85％～100％，优选90％～100％。此阶段的目的是通过追加携砂液注入，利用大粒径的支撑剂填充近井地带的裂缝。由于支撑剂粒径较大、采用的砂液比较高，故此阶段仍然采用高排量注入。

在上述各阶段优选的压裂液液量和泵注排量，以及前述压裂液黏度和支撑剂条件下，前置液阶段基础裂缝被压开，加砂阶段不同粒径尺度的支撑剂被分别充分地运移至不同的井段，分别对不同的裂缝系统实施填充，从而提高整个油气井的填充支撑效果。

根据本发明的一些优选实施方式，压裂造缝阶段中，第一压裂液任选地携带支撑剂，其粒径小于或等于第一支撑剂的粒径，平均施工砂液比为最高砂液比的3％～10％。根据压裂裂缝扩展模拟结果，若压裂造缝过程中，裂缝易于向下隔层方向延伸，可采用低黏度压裂液造缝并携带小粒径、例如70/140目的粉陶或粉砂支撑剂，使之沉降缝底控制缝高下窜，或者采用低密度的泡沫压裂液体系；如裂缝易于向上隔层方向延伸，可采用加重压裂液体系液进行施工。如本领域技术人员所公知的，加重压裂液是在现有压裂液中添加加重剂组成的新的压裂液体系。

根据本发明的一些优选实施方式，平衡砂堤建立阶段中，第一支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的20％～30％，平均施工砂液比为最高砂液比的45％～55％。此阶段中支撑剂为小粒径支撑剂，其需要被运移至远井地带的微裂缝系统实施填充，同时考虑一部分在运移过程中会沉降下来形成平衡砂堤，故此阶段的支撑剂加入量选择在20％～30％，砂液比为最高砂液比的45％～55％较为合适。

根据本发明的一些优选实施方式，平衡砂堤高度削减阶段中，第二支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的35％～55％，平均施工砂液比为最高砂液比的55％～85％。

根据本发明的一些优选实施方式，携砂液追加阶段中，第三支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的30％～40％，平均施工砂液比为最高砂液比的85％～100％。大粒径支撑剂高砂比充填近井裂缝，可大幅度提高近井裂缝导流能力。

在上述各阶段优选的支撑剂用量和砂液比，以及前述压裂液黏度和支撑剂条件粒径条件下，油气井的远井、中井和近井地带的裂缝都得到了与裂缝宽度匹配的多尺度支撑剂的充分填充，从而提高整个油气井的导流效果。

根据本发明的优选实施方式，所述平衡砂堤高度削减阶段包括：

第一步骤，以a泵注排量向地层注入a压裂液和a支撑剂；

第二步骤，以b泵注排量向地层注入b压裂液和b支撑剂；

第三步骤，以c泵注排量向地层注入c压裂液和c支撑剂。

优选地，a压裂液、b压裂液和c压裂液的黏度依次增大，优选a压裂液的黏度为60mPa·s～70mPa·s，b压裂液的黏度为80mPa·s～100mPa·s，c压裂液的黏度为120mPa·s～150mPa·s。压裂液黏度逐渐增大，使平衡砂堤的高度逐渐削减，支撑剂逐渐地由在中井然后在近井地带慢慢沉降，实现由远及近地填充油气井裂缝。

a压裂液、b压裂液和c压裂液的液量相同或不同，优选各自在压裂液总液量的10％～15％。优选a压裂液、b压裂液和c压裂液的液量相同。

a泵注排量、b泵注排量和c泵注排量相同或依次增大，优选各自为最高设计排量的85％～100％，优选均为最高设计排量。

a支撑剂、b支撑剂和c支撑剂的平均粒径相同或不同，优选各自为40/70目支撑剂。优选a支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的10％～15％、b支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的10％～15％，c支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的15％～25％。为了实现支撑剂由远及近地填充井段，同时考虑近井裂缝空间相对较大，本发明提供的方法在压裂液黏度较大的第三步骤增加支撑剂的加入量，使其在中、近井段沉降，提高填充效果。

上述优选实施方式中，平衡砂堤高度削减阶段分为三个阶段来实施。在此过程，分多级持续调节平衡砂堤的高度，通过三种变黏度压裂液施工，使平衡砂堤高度慢慢降低，使更多的支撑剂沉降在近井及中井裂缝地带，提高该区域裂缝的充填度。

根据本发明提供的压裂加砂方法，通过压裂液体体系、支撑剂类型、压裂施工参数等协同优化，可有效沟通和扩展天然裂缝、层理等，构建多尺度的复杂裂缝网络系统，提高储层的改造体积及裂缝的复杂性，提高支撑剂在储层内的均匀分布程度及支撑效率。

在本发明的一些特别优选的实施方式中，平衡砂堤高度削减阶段包括以下施工条件的三个步骤：

第一步骤：采用黏度为60mP·s～70mP·s的压裂液，压裂液量为总压裂液量的10％～15％；支撑剂为40/70目陶粒或覆膜砂，支撑剂加入量为总支撑剂加量的10％～15％；泵注排量为最高设计排量进行施工；

第二步骤：采用黏度为80mP·s～100mP·s的压裂液，压裂液量为总压裂液量的10％～15％；支撑剂为40/70目陶粒或覆膜砂，支撑剂加入量为总支撑剂加量的10％～15％；泵注排量为最高设计排量进行施工；

第三步骤：采用黏度为120mP·s～150mP·s的压裂液，压裂液量为总压裂液量的10％～15％；支撑剂为40/70目陶粒或覆膜砂，支撑剂加入量为总支撑剂加量的15％～25％；泵注排量为最高设计排量进行施工。

根据本发明的一些优选实施方式，平衡砂堤建立阶段包括：

第一步，以m泵注排量向地层注入m压裂液，以段塞式加砂方式加入m支撑剂，砂液比在6％～12％范围；

第二步，以n泵注排量向地层注入n压裂液，以段塞式加砂方式加入n支撑剂，砂液比在10％～16％范围；

其中，m泵注排量小于n泵注排量，m支撑剂的粒径小于n支撑剂的粒径。

优选地，m泵注排量、n泵注排量各自在最高设计排量的60％～70％范围。

优选地，m支撑剂为70/140目支撑剂，n支撑剂为40/70目支撑剂。

m压裂液和n压裂液的黏度在30mPa·s～50mPa·s。

优选地，m压裂液的液量小于n压裂液的液量，优选m压裂液的液量为n压裂液的液量的0.7-0.9倍。

优选地，m支撑剂的用量为n支撑剂用量的0.3-0.6倍。

在上述优选的实施方式中，平衡砂堤建立阶段包括两个步骤，第一步以较小排量注入较少量的压裂液，同时以较小的砂液比携带较少量的较小粒径支撑剂，以进行初步加砂，逐渐地形成平衡砂堤，且使较小粒径的支撑剂被率先运移至井段深处，进入微裂隙中；第二步以较大排量注入较大量的压裂液，同时以较大的砂液比携带较大量的较大粒径支撑剂，此过程形成平衡砂堤，且此阶段中粒径相对较大的支撑剂在平衡砂堤形成后继续被运移至远井地带进行填充。通过设置两个阶段的施工过程，增强了多粒径尺度支撑剂对多尺度裂缝系统的填充效果，尤其是使远井地带微裂隙得到充分的填充，从而增加有效导流的裂缝长度。

在平衡砂堤建立阶段，随着进入裂缝内支撑剂的沉降，砂堤厚度逐渐变高，压裂液携带支撑剂进人裂缝内的阻力逐渐变大，则井口压力会有一定幅度的上升；为了防止早期砂堵的出现，施工过程中应控制井口压力的上升速度应小于1MPa/min。

根据本发明的一些具体实施方式，所述方法还可以包括在压裂造缝阶段的施工之前对油气藏储层的特性参数进行测定，基于储层的特性参数确定射孔位置，模拟优化裂缝参数和压裂施工参数，实施射孔作业，并任选地对地层实施酸液预处理作业。

对储层特性参数的测定，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。对储层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。

射孔中心位置的确定：应用适用于多层裂缝模拟GOHFER等压裂裂缝模拟软件，考察裂缝高度的上下延伸情况，优选确定能使造缝的纵向中心线与储层有效厚度的纵向中心线接近重合的射孔中心位置，且裂缝剖面最大限度地覆盖有效的储层厚度。对于目的层上隔层应力遮挡条件较差的，向目的层段底部射孔；对于目的层下隔层应力遮挡条件较差，向目的层段段顶部射孔；对于目的层上下隔层应力遮挡条件均较差情况，可以向目的层段中部射孔。

射孔井段长度确定：对直井厚层(大于10m)压裂，一般取3～10m；若储层有效厚度小于3～6m，可取有效厚度的70％左右为射孔井段；对水平井压裂，以地质甜点评价结果为依据确定射孔井段。

射孔方式确定：直井射孔采用螺旋式射孔方式，60度相位角，孔密16孔/米；水平井采用水力喷射方式，每个喷射窜含3-6个喷嘴，喷嘴直径6m左右，实现平面射孔。

根据上述优化射孔条件实施射孔作业。

裂缝参数优化：针对储层地质及物性特征，建立地质模型，采用ECLIPSE等油藏数值模拟软件，模拟不同裂缝缝长及导流能力下的储层产量动态，依据产量与缝长及导流能力变化曲线，优化出压裂最佳缝长及导流能力。

在目的层压裂裂缝参数优化基础上，结合储隔层实际地应力及射孔参数，并应用GOHFER、FracProPT等压裂裂缝扩展模拟软件，以裂缝长度、裂缝宽度及裂缝中心线距离有效储层厚度的中心线的位置为目标函数，优选出最佳的压裂液参数、支撑剂参数以及压裂泵注参数。压裂液参数包括施工不同阶段压裂液类型及黏度。支撑剂参数包括施工不同阶段采用的支撑剂类型及体积。压裂泵注参数组合包括：压裂液总量、支撑剂总量、压裂施工排量组合、砂液比。最终形成可执行泵注程序。

对于埋藏深、构造应力异常、泥质含量高以及钻完井过程中地层伤害严重等储层，压裂破裂压力及施工压力会比较高，在压裂之前可以先采用与储层配伍性较好的前置酸对对地层进行预处理。酸液预处理基于井筒污染物类型或储层岩石的矿物组分特征，优选常规盐酸或土酸，用量按0.5-1.0m³/m确定。酸液预处理施工中，在酸液前缘进入射孔炮眼前，可按酸泵供给排量(在1.0m³/min～1.5m³/min)进行正常泵注；当所有酸液顶替进炮眼后，进行停泵10min～30min，让酸液有尽可能多的时间与井筒污染物和地层岩石发生反应，最大限度发挥酸液的降压作用。

酸液预处理一方面可有效降低地层破裂压力及解除近井地带的污染物及堵塞；另一方面，酸预处理还具有控制初始裂缝高度的作用，可以防止因破裂压力过高致使裂缝造缝初期缝高在纵向过度延伸甚至失控，这对目的储层较薄或者上下隔层遮挡条件的储层压裂是极为有利的，也为后期体积压裂静压力提升及顺利加砂预留了更大的压力窗口。

根据本发明，还提供了根据本发明提供的压裂加砂方法在非常规油气藏，尤其是页岩油气藏或致密砂岩油气藏的压裂改造施工中的应用。本发明提供的压裂加砂方法对这类油气藏的压裂效果尤为突出。当然，也可以借鉴参考本发明提供的工艺方法，应用于其他类似油气储层的压裂改造。

根据本发明，所提及的近井、中井、远井的概念是本领域技术人员可以根据实际情况来判断的，例如，整个井段中从距离井口较近的一端开始大约占整个井段的1/3的井段可称为近井，再往下游占整个井段的1/3的井段可称为中井，最后1/3的井段可称为远井。

本发明针对复杂裂缝体积压裂技术，提出了一种提高多尺度裂缝系统内支撑剂充填度的压裂加砂新方法，可提高支撑剂在缝高方向上对各尺度裂缝的填充度及有效支撑效率，实现整个裂缝剖面上裂缝系统的支撑剂均匀铺置，从而延缓复杂裂缝体系中多尺度裂缝导流能力的递减速度，改善了压后增产和稳产效果。按此方法进行页岩气、致密气等非常规油气藏储层的压裂方案的设计及施工，可有效解决此类储层裂缝系统“有效”支撑效率低、长期导流能力保持较差等问题，缓解或解决压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。此外，本发明提供的压裂加砂方法思路新颖、方法系统、步骤清晰、现场便于操作实施。

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。

A井是位于中石化某区块的1口评价直井，目的层压裂井段为3375～3411m，27.5m/5层；目的层段岩性为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，目的层孔隙度在3.3％～14.3％，平均7.2％，渗透率在0.017～3.56mD，平均0.21mD，属低孔微细喉致密气藏储层；气藏压力系数0.85-1.02，地温梯度3.4-3.5℃/100m，属于常温常压气藏。

根据应力剖面解释情况，本井目的层的最小主应力数值在58.4MPa～59.7Mpa；目的层上部隔层的最小主应力数值在62MPa～63MPa，措施层下部隔层最小主应力数值在63MPa～64.5MPa。

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)压裂液优化优选

①A压裂液配方：0.30％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。

①B压裂液配方：0.35％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。

①C压裂液配方：0.45％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80mP·s～100mP·s，pH值6～7。

④D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120mP·s～150mP·s，pH值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(APS)和胶囊破胶剂。

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，可通过市场或其他途径获得。

(2)射孔位置及参数优化

根据目的层储隔层实际地应力分布，结合GOHFER压裂裂缝模拟结果，目的层射孔位置为3390～3398m；射孔采用螺旋式射孔方式，60度相位角，孔密16孔/米，共128孔。

(3)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：该井目的层产量随裂缝半长增加而增大；裂缝半长大于220m时累产量递增减缓，综合考虑推荐最佳裂缝半长为235m。

(4)压裂施工工艺参数模拟优化

结合A井目的层射孔位置及参数优化情况，采用本发明的思路，应用GOHFER压裂裂缝模拟软件，得出影响裂缝参数及支撑剂分布的主控工程因素，并优化出最佳施工参数及裂缝剖面。优化结果为：压裂液总量738m³，其中A压裂液522m³、B压裂液72m³、C压裂液72m³、D压裂液72m³；前置液造缝压裂液220m³，占总压裂液液量的29.8％。支撑剂总量54.3m³，其中70/140目支撑剂4.0m³，40/70目支撑剂31.8m³，30/50目支撑剂18.5m³；最低排量3.0m³/min，最高排量6.0m³/min。

(5)酸液预处理

以1.0m^3/min排量挤入15m³与储层配伍性较好的前置土酸，注酸作业结束后停泵30min；土酸配方为：12％HCl+3％HF+1％酸化缓蚀剂(SRCI-1)+0.2％铁离子稳定剂(SRCF-1)+1％粘土稳定剂(SRCS-1)。

酸化缓蚀剂SRCI-1、铁离子稳定剂SRCF-1和粘土稳定剂SRCS-1均为购买获得。

(6)前置液造缝阶段

以3.0m³/min排量注入220m³A压裂液。

(7)第一个平衡砂堤加砂阶段

①以3.5m³/min排量注入97m³A压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目的支撑剂，段塞式加砂中以6％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(6％～8％～10％)共加入70/140目的支撑剂4.0m³。

②以4.0m³/min排量注入123m³A压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入40/70目的支撑剂，段塞式加砂中以10％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(10％～12％～14％)共加入40/70目的支撑剂9.0m³。

(8)变平衡砂堤高度的加砂阶段

①以6.0m³/min排量注入72m³B压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目的支撑剂，段塞式加砂中以14％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(14％～16％)共加入70/140目的支撑剂6.0m³。

②以6.0m³/min排量注入72m³C压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入40/70目的支撑剂，段塞式加砂中以16％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(16％～18％)共加入40/70目的支撑剂7.6m³。

③以6.0m³/min排量注入72m³D压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入40/70目的支撑剂，段塞式加砂中以20％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(20％～22％)共加入40/70目的支撑剂9.2m³。

(9)近井裂缝充填加砂阶段

以6.0m³/min排量注入66m³A压裂液，并在注入过程中以连续式加砂方式加入30/50目支撑剂，连续式加砂中以26％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(26％～28％～30％～32％)共加入30/50目支撑剂18.5m³。

(10)顶替阶段

以6.5m³/min排量泵入16.0m³A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。

支撑剂填充效率及填充度最直接的判别方式就是压后导流能力保持情况，而导流能力保持情况则可以通过压裂后稳产周期来衡量。采用本发明方法压裂后，裂缝的长期导流能力明显得到改善，压后初期产量同比提高15％以上，稳产周期同比提高15％以上，压裂效果明显好于常规压裂方式，提升了致密及非常规油气藏开发效益。

根据本发明提供的压裂加砂方法可提高多尺度复杂裂缝系统的填充度，实现了支撑剂在缝高方向上的有效支撑，成功解决了致密及页岩油气藏压裂中无效缝和低效裂缝比例高、改造体积有限的难题，延缓产量递减速度，达到了提高稳产周期的目标。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，提升了致密及非常规油气藏开发效益。该方法完善和改进了体积压裂中针对多尺度复杂裂缝体系的加砂技术，设计方法清晰、方便操作，对国内外类似油气藏、类似储层的压裂改造具有较好的借鉴意义，具有广阔的应用前景。

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 (18)

1.一种油气藏压裂加砂方法，包括压裂造缝阶段和加砂阶段，其中，在所述压裂造缝阶段中，向地层注入第一压裂液，以压开地层裂缝，形成多尺度裂缝系统，所述加砂阶段包括：

平衡砂堤建立阶段，向地层注入第二压裂液和第一支撑剂，以在裂缝中形成平衡砂堤，并使第一支撑剂被运送至远井裂缝地带；

平衡砂堤高度削减阶段，向地层注入第三压裂液和第二支撑剂，以使平衡砂堤的高度被逐渐削减，并使第二支撑剂被运送至近井和中井裂缝地带；和

携砂液追加阶段，向地层注入第四压裂液和第三支撑剂，以使第三支撑剂充填于近井造缝地带；

其中，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度相同或不同，且小于第三压裂液的黏度；

第一支撑剂、第二支撑剂和第三支撑剂的平均粒径依次增大。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度为30mPa·s～50mPa·s，第四压裂液的黏度为60mPa·s～150mPa·s；和/或

第一支撑剂为70-140目和40-70目支撑剂，第二支撑剂为40-70目支撑剂，第三支撑剂为30-50目和/或20-40目支撑剂。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，平衡砂堤的高度为造缝高度的60％～70％。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述压裂造缝阶段中，第一压裂液的液量为压裂液总液量的30％～35％，第一压裂液的泵注排量为最高设计排量的40％～50％；

平衡砂堤建立阶段中，第二压裂液的液量为压裂液总液量的20％～30％，第二压裂液的泵注排量为最高设计排量的60％～70％；

平衡砂堤高度削减阶段中，第三压裂液的液量为压裂液总液量的30％～45％，第三压裂液的泵注排量为最高设计排量的85％～100％；和/或

携砂液追加阶段中，第四压裂液的液量为压裂液总液量的10％～15％，第四压裂液的泵注排量为最高设计排量的85％～100％。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，压裂造缝阶段中，第一压裂液携带支撑剂，其粒径小于或等于第一支撑剂的粒径，平均施工砂液比为最高砂液比的3％～10％；

平衡砂堤建立阶段中，第一支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的20％～30％，平均施工砂液比为最高砂液比的45％～55％；

平衡砂堤高度削减阶段中，第二支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的35％～55％，平均施工砂液比为最高砂液比的55％～85％；和/或

携砂液追加阶段中，第三支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的30％～40％，平均施工砂液比为最高砂液比的85％～100％。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述平衡砂堤高度削减阶段包括：

第一步骤，以a泵注排量向地层注入a压裂液和a支撑剂；

第二步骤，以b泵注排量向地层注入b压裂液和b支撑剂；

第三步骤，以c泵注排量向地层注入c压裂液和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、b压裂液和c压裂液的液量相同或不同；

a泵注排量、b泵注排量和c泵注排量相同或依次增大；

a支撑剂、b支撑剂和c支撑剂的平均粒径相同或不同。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，a压裂液的黏度为60mPa·s～70mPa·s，b压裂液的黏度为80mPa·s～100mPa·s，c压裂液的黏度为120mPa·s～150mPa·s。

8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，a压裂液、b压裂液和c压裂液的液量各自为压裂液总液量的10％～15％。

9.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，a泵注排量、b泵注排量和c泵注排量各自为最高设计排量的85％～100％。

10.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，a支撑剂、b支撑剂和c支撑剂各自为40-70目支撑剂。

11.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，a支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的10％～15％，b支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的10％～15％，c支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的15％～25％。

12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，平衡砂堤建立阶段包括：

第一步，以m泵注排量向地层注入m压裂液，以段塞式加砂方式加入m支撑剂，砂液比在6％～10％范围；

第二步，以n泵注排量向地层注入n压裂液，以段塞式加砂方式加入n支撑剂，砂液比在10％～14％范围；

其中，m压裂液和n压裂液的黏度为30mPa·s～50mPa·s；m泵注排量小于n泵注排量，且在最高设计排量的60％～70％范围；m支撑剂的粒径小于n支撑剂的粒径。

13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，m支撑剂为70-140目支撑剂，n支撑剂为40-70目支撑剂。

14.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，m压裂液的液量小于n压裂液的液量。

15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，m压裂液的液量为n压裂液的液量的0.7-0.9倍；和/或，m支撑剂的用量为n支撑剂用量的0.3-0.6倍。

16.根据权利要求1-15中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在压裂造缝阶段的施工之前对油气藏储层的特性参数进行测定，基于储层的特性参数确定射孔位置，模拟优化裂缝参数和压裂施工参数，实施射孔作业，并对地层实施酸液预处理作业。

17.根据权利要求1-16中任一项所述的方法在非常规油气藏的压裂改造施工中的应用。

18.根据权利要求17所述的应用，其特征在于，所述非常规油气藏是页岩油气藏或致密砂岩油气藏。