CN110984939B - 一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺，该工艺由水平井长分段、密切割射孔完井、大规模压裂、暂堵压裂组成；所述水平井长分段、密切割射孔完井中的段间距与常规分段对比，可增大至原来的2倍以上，段内簇间距减小到4.0‑8.0m，每簇射孔6‑16孔；所述的大规模压裂技术是在压裂施工过程中，采用12.0‑20.0m³/min的排量进行施工，大规模压裂施工，单段用液量1500‑2000m³，单段加砂量80‑120m³。本发明的水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺大幅度提高了单井产量、提高了最终采收率。

Description

一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺

技术领域

本发明属于非常规天然气开发领域，涉及一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺。

背景技术

页岩油气资源，储层致密、渗透性极差，采用常规的技术不能实现经济开发，需要利用水平钻井和分段水力压裂等技术才能开采。

针对页岩油气储层物性差、渗透率低的特点，普遍采用分段水力压裂手段，在储层中形成多条裂缝，形成复杂的人工裂缝网络，对储层进行体积压裂改造，增大压裂改造体积(SRV)，从而实现产量的高产稳产。

如何进一步提高储层压裂改造体积(SRV)，是目前页岩油气资源开发中面临的重要问题。

本发明提出一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺，可以实现增加人工裂缝条数，大幅度提高压裂改造体积(SRV)，粉碎储层，形成超级裂缝网络，实现开采产量的高产稳产，提高资源最终采收率。

发明内容

本发明的目的是提供一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺，该压裂工艺技术可以实现水平井的超级缝网体积压裂，大幅度提高了人工裂缝波及体积，从而实现提高单井产量的高产稳产、提高最终采收率。

本发明的技术方案是，设计一种水平井长分段、密切割、暂堵压裂实现超级缝网体积压裂工艺技术，其特征是：该工艺技术由水平井长分段、密切割射孔完井技术、大规模压裂技术、暂堵压裂技术组成。

所述的水平井长分段、密切割射孔完井技术是在水平井完井过程中，采用提高单次压裂段长度、减小段内簇间距、增加射孔簇的方式射孔完井。

常规的完井方式是簇间距较大，一般为15-20m左右，压裂时形成的裂缝形态单一，平面主裂缝相互独立，互不干扰，而由于缝间距较大，裂缝间将存在较多的剩余油区没有改造到位，存在水平段改造不完全的情况，如图4所示：

所述暂堵剂压裂的满足条件为：

(1)高强度的承压能力，满足井底足够高的破裂压力与地层压力差，实现压开裂缝的有效封堵；(提供的暂堵剂承压达到80MPa，满足深层储层暂堵承压需要)；

(2)适时可降解性，满足水平井施工周期内的溶解性；暂堵剂溶解时间在 24小时以上，满足一天压裂3级的施工时间；

(3)暂堵剂降解后的水溶液，低粘度、低残渣，对储层无伤害，暂堵剂降解后溶液粘度小于5mpa.s，残渣含量小于5％，不会堵塞孔喉对储层造成伤害, 并能顺利返排。

6-40目暂堵剂残渣含量实验结果

5-8mm暂堵剂残渣含量实验结果

根据储层高压物性特征，可以计算出合理的油气渗流距离，主要表现在储层孔隙度、渗透率、储层流体粘度和储层流体压缩系数四个参数，可以看出，不同的油藏，其渗流距离差别较大，比如稠油和稀油，其流体粘度较大的差异性会导致其渗流距离相差较大；常规砂岩和致密砂岩或页岩，其较大的孔渗性差异，会导致其流体渗流距离差别较大，根据不同的油气藏，建立了裂缝缝控油藏渗流距离公式，为高密度射孔完井建立了可靠的工程模型。

缝控距离计算公式如下：

致密气：5.5×10^-2×[K_t/(Φ×υ×C_t)]^0.5

页岩气：space＝3.135×[K_t/(Φ×υ×C_t)]^0.5

油井(稀油)：6×10^-1×[K_t/(Φ×υ×C_t)]^0.5

油井(普通稠油)：space＝被乘数×[K_t/(Φ×υ×C_t)]^0.5

油井(超稠油)：space＝被乘数×[K_t/(Φ×υ×C_t)]^0.5

其中，普通稠油油藏，其被乘数取值与其渗透率对应关系如下：

普通稠油	渗透率Kt(md)
		被乘数5	0.001
被乘数5	0.01
		被乘数3	0.1
被乘数1	1
		被乘数0.5	10

超稠油油藏，其被乘数取值与储层渗透率的对应关系如下：

超稠油	渗透率Kt(md)
		被乘数3	0.001
被乘数3	0.01
		被乘数2	0.1
被乘数1	1
		被乘数0.5	10

通过此计算方式，可对不同储层其物性所要求的射孔间距提出了更高的要求，比如页岩储层，计算的射孔簇间距如下：

对于纳达西级的页岩气来说，其有效基质渗流距离为7-8m左右，因此最佳的射孔簇间距为7-8m左右，由此可见，目前页岩气大多的20m簇间距具有其不合理性，为了大量减小剩余油气留在地层里采不出来，需要采用密切割射孔方式，缩小每段内的射孔簇间距，最大限度的满足油藏在改造后的渗流通道，提高单井采收率。高密度射孔完井形式如图5所示。

水平井密切割射孔方式从提高采收率上解决了两个问题：一是缩小簇间距后，压裂时形成的横切井眼的水力裂缝缝控距离明显减小，单缝之间无明显剩油气区；二是水力裂缝间距缩小后，裂缝之间不再相互独立，而是相互影响，通过缝内转向后，主裂缝之间实现相互沟通，更有利于形成复杂缝网，因此能够改善油气单向的渗流方式，形成复杂缝网后，储层内油气流动由原来的单向线性流会调整为双向线性流，基质内油气先流入微缝、支缝，再流主缝，最后流入井筒采出，有效的减小了渗流距离后，提高了油气在储层内的流动效率。

所述的大规模压裂技术是在压裂施工过程中，采用12.0-16.0m³/min的排量进行施工。

水平井高密度射孔后，单段内射孔簇在6-9簇以上，进行单段笼统压裂时，目前的施工排量能够导致其压开的射孔簇仅为2-3簇左右，只有2-3个射孔簇进液并延伸裂缝，段内其他簇裂缝难以延伸，为了保证其射孔簇的全部打开并延伸，采用层间暂堵裂缝的方式，进行多级暂堵压裂，对已延伸的裂缝进行临时性暂堵，再压开首次压裂未压开的裂缝，如此反复暂堵压裂，使得水平段内各簇裂缝均被改造到位，实现超级缝网体积压裂的目的。

以下是采用暂堵和不暂堵两种压裂方式形成的水平段裂缝延伸及复杂程度对比图如图6所示。

其裂缝延伸差异性大，多表现为段内边簇延伸较好，中间簇由于簇集效率的影响，裂缝未延伸或延伸不利；通过多级层间暂堵后，其横切井眼的水力裂缝明显增多，各级射孔簇都被打开，裂缝延伸程度也更均衡，水平段改造程度明显提高。增加缝内暂堵的裂缝形态对比如图7所示。

因此，对于长分段、密切割射孔完井，需要开展多级缝内、层间暂堵转向压裂，提高水平段横向和纵向的裂缝复杂程度，达到形成水平井超级缝网体积压裂的目的。

在实际操作过程中，准确判断裂缝开启的数量，是通过孔眼开启计算公式来实时判断裂缝的形成数量，进而根据需要暂堵的裂缝条数设计暂堵剂用量。

孔眼开启计算公式如下：

第一步：孔眼摩阻计算P_perf＝P_w-ISIP-P_pipe

第二步：

开启的孔眼数量计算N_p＝(22.45×Q²×ρ/(P_perf×d_f ⁴×C_d ²))^0.5

其中：其中：P_perf孔眼摩阻，P_w井口压力，ISIP瞬时停泵压力，P_pipe管流摩阻，N_p孔眼开启数，Q施工排量，ρ液体密度，d_f孔眼直径，C_d流量系数。

根据开启的孔眼数量与单簇射孔的孔眼数进行匹配对应，分析压开的裂缝条数进行暂堵设计。

所述的暂堵压裂技术是在压裂过程中，采用可降解性暂堵材料对已压裂层段的人工裂缝进行暂时封堵，迫使在另外射孔簇处开启新的人工裂缝。

所述的暂堵材料可以实现在压裂过程中对已压开的人工裂缝进行暂堵封堵；压裂施工完成后，暂堵材料可以在压裂液和地层水的作用下完全溶解并排出地面，将人工裂缝全部完全打开，恢复其导流能力。

要求提供的暂堵剂具有如下特征：

1、高强度的承压能力，满足井底足够高的破裂压力与地层压力差，实现压开裂缝的有效封堵；

2、适时可降解性，满足水平井施工周期内的溶解性

3、暂堵剂降解后的水溶液，低粘度、低残渣，对储层无伤害

所述的段间距与常规分段对比，可增大至原来的2倍以上，段内簇间距减小到4.0-8.0m，每簇射孔6-16孔，从而实现密集切割水平段储层。

所述的施工排量采用12.0-16.0m³/min的排量进行施工，可以实现2-3簇射孔段同时开启人工裂缝。

所述的施工排量通过射孔孔眼的摩阻计算所得，无法开启4个射孔簇及以上的人工裂缝。

所述的压裂工艺技术根据储层物性特征选择相应合适的压裂液体和支撑剂进行加砂压裂施工。

所述暂堵剂型号可以采用：GTF-M(古莱特科技股份有限公司)，GX-100(东方宝麟科技发展(北京)有限公司)。

本发明的优点和积极效果如下：

本发明适用于水平井体积压裂，解决了常规压裂人工裂缝波及体积小，压裂改造程度低的问题。该项压裂工艺技术的应用，使水平井的储层得到最大程度的压裂改造，实现油气藏的高产稳产开发，提高最终采收率。

附图说明

图1为实施例1中威XXH-5井第8段压裂施工曲线。

图2为实施例1中威XXH-5井第12段压裂施工曲线。

图3为实施例1中威XXH-5井微地震事件俯视图。

图4为水平段改造不完全的情况示意图。

图5为高密度射孔完井形式示意图。

图6为采用了层间暂堵后的裂缝对比图，水平段未进行暂堵时示意图，15米簇间距。

图7为增加缝内暂堵后，水平段形成的裂缝复杂程度更高，超级缝网形态表现更明显示意图，8米间簇距。

图8为GTF-M暂堵剂承压强度性能示意图。

图9为GTF-M注入暂堵剂后岩芯渗透率测试。

图10为暂堵剂溶解速率示意图。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明作进一步详述，以下实施例只是描述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。

实施例1

一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺，以威XXH-5井为例来说明。

威XXH-5井是位于四川盆地西南部长宁-威远页岩气国家示范区的一口页岩气开发水平井。储层垂深在4100-4300m，水平井段长1200m，含气量在 2.0-4.0m³/t，孔隙度2-3％之间，基质渗透率在0.01-0.05mD之间，空隙体积占页岩总空隙体积的40-60％，裂缝发育且为高角度构造裂缝。

根据本井储层特征，采用超级缝网体积压裂工艺技术，将水平段近450m一次性射开，每簇射孔6孔，共射开54簇。按照一次压开3簇、暂堵3簇进行设计，通过对已压开的裂缝进行暂堵，实现不同地质级别射孔簇逐一被压开，达到超级缝网体积压裂的目的。

2018年9月，对该井进行了压裂施工，部分施工曲线见图1、图2所示的压裂施工曲线图。该井在压裂过程中采用大排量14.0m³/min的施工排量，砂浓度 70-210kg/m³，单段施工完成后投加100-400kg暂堵剂。该井共投加暂堵剂17次，暂堵压力涨幅2-12MPa。

该井压裂的同时，采用井下微地震进行裂缝监测，数据显示：投加暂堵剂后，裂缝的起裂位置发生了转变，说明暂堵后成功将已压裂裂缝进行了封堵。微地震事件俯视图见图3，射孔覆盖率100％。

该井压裂施工顺利，获得初产日产气52.3╳10⁴m³/d的高产，产量稳定在 32╳10⁴m³/d左右。

Claims (2)

1.一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺，其特征在于：该工艺由水平井长分段、密切割射孔完井、大规模压裂、暂堵剂压裂组成；

所述的大规模压裂是在压裂施工过程中，采用12.0-20.0m³/min的排量进行施工，大规模压裂施工，单段用液量1500-2000m³，单段加砂量80-120m³；

所述暂堵剂压裂的满足条件为：

(1)高强度的承压能力，满足井底足够高的破裂压力与地层压力差，实现压开裂缝的有效封堵，要求暂堵剂承压达到80MPa；

(2)暂堵剂溶解时间在24小时以上，满足一天压裂3级的施工时间；

(3)暂堵剂降解后溶液粘度小于5mpa.s，残渣含量小于5％；

所述暂堵剂压裂的施工排量采用12.0-16.0m³/min的排量进行施工，实现2-3簇射孔段同时开启人工裂缝；

所述水平井长分段的段间距减小到10-20m，簇间距减小到4.0-15.0m，每簇射孔6-16孔；

所述密切割射孔完井的缝控距离计算公式如下：

致密气：space＝5.5×10^-2×[K_t/(φ×υ×C_t)^]0.5

页岩气：space＝3.135×[K_t/(φ×υ×C_t)]^0.5

稀油：space＝6×10^-1×[K_t/(φ×υ×C_t)]^0.5

普通稠油：space＝被乘数×[K_t/(Φ×υ×C_t)]^0.5

超稠油：space＝被乘数×[K_t/(Φ×υ×C_t)]^0.5

Kt：渗透率，Ct：地层流体压缩系数、Φ：孔隙度，υ：地层流体粘度

普通稠油油藏，其被乘数取值与其渗透率对应关系如下：

普通稠油 渗透率K_t(md) 被乘数5 0.001 被乘数5 0.01 被乘数3 0.1 被乘数1 1 被乘数0.5 10

超稠油油藏，其被乘数取值与储层渗透率的对应关系如下：

2.根据权利要求1所述的水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺，其特征在于：孔眼开启计算公式如下：

第一步：孔眼摩阻计算P_perf＝P_w-ISIP-P_pipe

第二步：

开启的孔眼数量计算N_p＝(22.45×Q²×ρ/(P_perf×d_f ⁴×C_d ²))^0.5

其中：P_perf孔眼摩阻，P_w井口压力，ISIP瞬时停泵压力，P_pipe管流摩阻，N_p孔眼开启数，Q施工排量，ρ液体密度，d_f孔眼直径，C_d流量系数。

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