CN109812247B - 一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法 - Google Patents
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Abstract
一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，选定各段射孔位置，每段射孔N簇，优化每簇射孔段长度及射孔孔眼数量；使用通井规通井至作业井的人工井底；对水平井第一段进行多簇射孔，采用多簇压裂工艺进行压裂施工；泵注一级前置液和携砂液，根据井口压力特征，判断井底有效起裂的射孔簇数，若部分簇未起裂，则通过压裂液泵送可降解树脂，根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果，并采用相应措施；水力泵送桥塞及射孔工具，实现已作业井段的封隔与待作业井段的射孔；最后压裂作业井全部层段。该方法可有效提高段内多簇压裂裂缝有效性，进而提高单井产量和采出程度，在非常规油气水平井增产稳产方面具有广阔的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及采油工程领域，特别涉及一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法。
背景技术
近年来，“水平井分段多簇体积压裂”方法已经成为开发致密油的有效手段，主要采用桥塞分段多簇压裂工艺，即对套管进行分段多簇射孔，多簇同时压裂。首先根据储层测井解释结果选定射孔簇，每段射孔簇数4～6簇，每簇射孔段长0.4m，孔眼密度15孔/m。现场实施时，通过水力泵送或连续油管将桥塞与射孔枪联作钻具下至预订位置，座封并释放桥塞后，与射孔枪脱离，上提射孔枪至射孔位置，按设计进行多簇射孔，采用低粘清水或混合水进行大排量、大液量压裂施工，实现多簇开启，形成裂缝，下入新的桥塞与射孔枪联作钻具重复上述步骤，依次自下而上完成多个层段作业，最后采用连续油管或常规油管钻磨桥塞，投产。上述方法主要存在以下问题：由于受储层非均质性的影响，使用原有的“多簇射孔大排量笼统压裂”方法，水平井每段各簇地应力和岩石断裂韧性大小不同，裂缝开启并有效延伸的几率只有30～40％。近年来部分研究人员通过在压裂过程中加入暂堵转向材料，可将多簇裂缝起裂有效性提高到60～70％，但整体依然较低，裂缝控制储量与设计差异较大，单井产量未达到设计预期。
发明内容
本发明的目的在于提供一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法以解决现有水平井段内多簇裂缝开启及有效支撑几率过低，导致单井产量与设计预期相比较低的问题。
为实现上述目的，本发明采用如下的技术方案：
一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，包括以下步骤：
步骤(1)，选定各段射孔位置，每段射孔N簇，计算每簇最小水平主应力值，根据最小水平主应力值高低优化每簇射孔段长度及射孔孔眼数量；
步骤(2)，使用通井规通井至作业井的人工井底；
步骤(3)，对水平井第一段进行多簇射孔，采用多簇压裂工艺进行压裂施工；
步骤(4)，泵注一级前置液和携砂液，一级前置液量和携砂液量的总量为第一段设计总量的1/N；
步骤(5)，根据井口压力特征，判断井底有效起裂的射孔簇数，若部分簇未起裂，则进入步骤(6)，若设计簇数全部起裂，则进入步骤(8)；
步骤(6)，通过压裂液泵送可降解树脂，可降解树脂包括粒径为4～8目、20～40目及100目的可降解树脂；
步骤(7)，根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果，若暂堵有效且实现未起裂簇的全部起裂与延伸，则进入步骤(8)；若暂堵有效但仍有部分簇未起裂，则重复步骤(4)至步骤(6)；
步骤(8)，继续泵注剩余的前置液和携砂液至该段施工结束；
步骤(9)，水力泵送桥塞及射孔工具，实现已作业井段的封隔与待作业井段的射孔；
步骤(10)，重复步骤(2)至步骤(9)，压裂作业井全部层段。
本发明进一步的改进在于，步骤(1)中，采用公式(1)计算每簇最小水平主应力值：
式中，σh为最小水平地应力；ν为泊松比；α为毕奥特系数；σv为垂向应力；pr为油藏压力。
本发明进一步的改进在于，步骤(1)中，根据最小水平主应力值高低优化每簇射孔段长度及射孔孔眼数量的具体过程如下：射孔簇数N为4～6，当射孔簇数N为4时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m，孔眼密度为15孔/m；当射孔簇数N为5时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m、0.2m，孔眼密度为15孔/m；当射孔簇数N为6时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m、0.2m、0.1m，；孔眼密度除0.1m为20孔/m外，其余为15孔/m。
本发明进一步的改进在于，步骤(3)中，多簇射孔采用火力多簇射孔。
本发明进一步的改进在于，步骤(3)中，多簇压裂工艺采用水力桥塞进行压裂施工。
本发明进一步的改进在于，步骤(5)中，根据井口压力特征，判断井底有效起裂的射孔簇数的具体过程为：采用压裂测试方法，结合压裂软件对压裂施工曲线进行裂缝反演模拟，通过拟合孔眼摩阻和裂缝缝内净压力，计算有效的孔眼数量和开启簇数。
本发明进一步的改进在于，步骤(6)中，4～8目、20～40目及100目的可降解树脂的质量比为6:3:1。
本发明进一步的改进在于，步骤(6)中，可降解树脂在压裂液中的体积分数为20％。
本发明进一步的改进在于，步骤(7)中，根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果，暂堵升压值大于每两簇间最小水平主应力差值的最大值，则认为有效；否则无效。
与现有技术相比，本发明具有的有益效果为：
本发明通过对目的簇根据最小水平主应力大小进行非均匀射孔，并在施工过程中加入多尺度可降解树脂，对已起裂和延伸的裂缝缝口进行动态多级暂堵，使流体在射孔簇间发生转向迫使未起裂的射孔簇起裂并造出新缝，可达到各射孔簇均能有效起裂并延伸的目的，实现多簇裂缝开启最大化，且暂堵剂在地层温度和流体作用下会自然降解，不会堵塞孔眼，影响油井产量。本发明中采用的多尺度可降解树脂，大粒径的可降解树脂到达射孔孔眼被截堵在裂缝缝口，较小的可降解树脂填充在大粒径可降解树脂之间，有效快速提高封堵效果，使流体在射孔簇间发生转向，迫使未起裂的射孔簇起裂并造出新缝施工结束后，多尺度可降解树脂在井底温度的作用下完全降解，无残渣，不对地层产生二次污染。该方法可有效提高段内多簇压裂裂缝有效性，进而提高单井产量和采出程度，在非常规油气水平井增产稳产方面具有广阔的应用前景，解决了现有致密油水平井每段各簇开启率均较低，导致有效压裂裂缝与设计差异较大而影响增产效果的问题，该方法在致密油水平井现场试验5口井，测试表明裂缝控制程度由60～70％提高到90％，投产显示水平井单井产量由11.5t/d提高到17.2t/d，一年累产由3700t提高至4800t。
附图说明
图1是水平井多簇不均匀射孔示意图；
图2是第一阶段泵注后形成的簇及暂堵剂封堵示意图；
图3是第二阶段泵注后形成的簇及暂堵剂封堵示意图；
图4是多级暂堵剂溶解后水平井多簇裂缝示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明进行详细描述。
本发明的一种提高致密油水平井改造程度的差异化射孔及动态多级暂堵压裂方法，包括以下步骤：
步骤(1)，根据储层测井解释结果选定各段射孔位置，每段射孔N簇，计算每簇最小水平主应力值，根据最小水平主应力值高低优化每簇射孔段长度及射孔孔眼数量；
其中，中最小水平主应力计算采用公式(1)：
式中，σh为最小水平地应力，MPa；ν为泊松比；α为毕奥特系数；σv为垂向应力，MPa；pr为油藏压力，MPa。其中不同射孔簇对应的泊松比ν由测井曲线中的声波时差计算，其余参数为固定值。
步骤(1)中，根据最小水平主应力值高低优化每簇射孔段长度及射孔孔眼数量的具体过程如下：射孔簇数N为4～6，当射孔簇数N为4时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m，孔眼密度为15孔/m，即孔眼数量为15孔、12孔、9孔、6孔；当射孔簇数N为5时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m、0.2m，孔眼密度为15孔/m，即孔眼数量为15孔、12孔、9孔、6孔、3孔；当射孔簇数N为6时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m、0.2m、0.1m，；孔眼密度除0.1m为20孔/m外，其余为15孔/m，即孔眼数量为15孔、12孔、9孔、6孔、3孔、2孔。
步骤(2)，使用通井规通井至作业井的人工井底，确保井筒干净，检查作业井的内径是否有变形或堵塞，若作业井有变形或者堵塞，则修井；
步骤(3)，对水平井第一段进行多簇射孔，参见图1，采用多簇压裂工艺进行压裂施工；其中，步骤(3)中多簇射孔方式采用火力多簇射孔，分段多簇压裂工艺采用水力桥塞进行压裂施工；步骤(4)，泵注第一级前置液和携砂液，一级前置液量和携砂液量的总量为一段设计总量的1/N；
步骤(5)，根据井口压力特征，判断井底有效起裂的射孔簇数，若部分簇未起裂，则进入步骤(6)，若设计簇数全部起裂，则进入步骤(8)；其中，步骤(5)中根据井口压力特征，判断井底有效起裂的射孔簇数的具体过程为：采用小型压裂测试方法，结合压裂软件对压裂施工曲线进行裂缝反演模拟，通过拟合孔眼摩阻和裂缝缝内净压力，计算有效的孔眼数量和开启簇数。
步骤(6)，通过压裂液泵送粒径组合为4～8目、20～40目及100目的可降解树脂，质量比例为6:3:1，可降解树脂在压裂液中的体积分数为0.2；其中，步骤(6)中采用的多尺度可降解树脂，大粒径的可降解树脂到达射孔孔眼被截堵在裂缝缝口，较小的可降解树脂填充在大粒径可降解树脂之间，有效快速提高封堵效果，使流体在射孔簇间发生转向，迫使未起裂的射孔簇起裂并造出新缝施工结束后，多尺度可降解树脂在井底温度的作用下完全降解，无残渣，不对地层产生二次污染；
步骤(7)，根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果，参见图2，若实现了未开启簇的全部起裂与延伸，则进入步骤(8)；若仍未实现设计簇数全部起裂，则重复步骤(4)至步骤(6)；其中，步骤(7)中根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果的准则为暂堵剂进入缝后，井口压力升高值大于每两簇间最小水平主应力差值的最大值。
即根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果，暂堵升压值大于每两簇间最小水平主应力差值的最大值，则认为有效；否则无效。若暂堵无效果，则重复步骤(6)，并提高可降解树脂用量。
步骤(8)，继续泵注剩余的前置液和携砂液至本段施工结束；
步骤(9)，水力泵送桥塞及射孔工具，实现已作业井段的封隔与待作业井段的射孔；
步骤(10)，重复步骤(2)至步骤(9)，压裂作业井全部层段，参见图3；
步骤(11)，可降解树脂在压裂施工完后自行溶解，参见图4；
步骤(12)，放喷、求产和完井。
Claims (7)
1.一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤(1)，选定各段射孔位置，每段射孔N簇，计算每簇最小水平主应力值，根据最小水平主应力值高低优化每簇射孔段长度及射孔孔眼数量；
其中，采用公式(1)计算每簇最小水平主应力值：
式中，σh为最小水平地应力；ν为泊松比；α为毕奥特系数；σv为垂向应力；pr为油藏压力；
根据最小水平主应力值高低优化每簇射孔段长度及射孔孔眼数量的具体过程如下：射孔簇数N为4～6，当射孔簇数N为4时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m，孔眼密度为15孔/m；当射孔簇数N为5时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m、0.2m，孔眼密度为15孔/m；当射孔簇数N为6时，按照最小水平主应力值由高到低，每簇射孔段长度分别为1.0m、0.8m、0.6m、0.4m、0.2m、0.1m，；孔眼密度除0.1m为20孔/m外，其余为15孔/m；
步骤(2)，使用通井规通井至作业井的人工井底；
步骤(3)，对水平井第一段进行多簇射孔，采用多簇压裂工艺进行压裂施工；
步骤(4)，泵注一级前置液和携砂液，一级前置液量和携砂液量的总量为第一段设计总量的1/N；
步骤(5)，根据井口压力特征，判断井底有效起裂的射孔簇数，若部分簇未起裂，则进入步骤(6)，若设计簇数全部起裂，则进入步骤(8)；
步骤(6)，通过压裂液泵送可降解树脂，可降解树脂包括粒径为4～8目、20～40目及100目的可降解树脂；
步骤(7)，根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果，若暂堵有效且实现未起裂簇的全部起裂与延伸，则进入步骤(8)；若暂堵有效但仍有部分簇未起裂，则重复步骤(4)至步骤(6)；
步骤(8)，继续泵注剩余的前置液和携砂液至该段施工结束；
步骤(9)，水力泵送桥塞及射孔工具，实现已作业井段的封隔与待作业井段的射孔；
步骤(10)，重复步骤(2)至步骤(9)，压裂作业井全部层段。
2.根据权利要求1所述的一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，其特征在于，步骤(3)中，多簇射孔采用火力多簇射孔。
3.根据权利要求1所述的一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，其特征在于，步骤(3)中，多簇压裂工艺采用水力桥塞进行压裂施工。
4.根据权利要求1所述的一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，其特征在于，步骤(5)中，根据井口压力特征，判断井底有效起裂的射孔簇数的具体过程为：采用压裂测试方法，结合压裂软件对压裂施工曲线进行裂缝反演模拟，通过拟合孔眼摩阻和裂缝缝内净压力，计算有效的孔眼数量和开启簇数。
5.根据权利要求1所述的一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，其特征在于，步骤(6)中，4～8目、20～40目及100目的可降解树脂的质量比为6:3:1。
6.根据权利要求1所述的一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，其特征在于，步骤(6)中，可降解树脂在压裂液中的体积分数为20％。
7.根据权利要求1中所述的一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法，其特征在于，步骤(7)中，根据可降解树脂进入裂缝缝口的压力特征判断暂堵效果，暂堵升压值大于每两簇间最小水平主应力差值的最大值，则认为有效；否则无效。
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