CN111140226B - 一种提高裂缝导流能力的方法 - Google Patents

一种提高裂缝导流能力的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111140226B
CN111140226B CN201811309916.XA CN201811309916A CN111140226B CN 111140226 B CN111140226 B CN 111140226B CN 201811309916 A CN201811309916 A CN 201811309916A CN 111140226 B CN111140226 B CN 111140226B
Authority
CN
China
Prior art keywords
sand
displacement
construction
fracturing
liquid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201811309916.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN111140226A (zh
Inventor
蒋廷学
侯磊
曾义金
李奎为
卞晓冰
苏瑗
张志昂
周林波
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201811309916.XA priority Critical patent/CN111140226B/zh
Publication of CN111140226A publication Critical patent/CN111140226A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111140226B publication Critical patent/CN111140226B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Abstract

本发明公开一种提高裂缝导流能力的方法，包括：第1步：储层评估及参数优化；第2步：确定压裂液配方及分阶段破胶剂；第3步：射孔作业或者射孔作业及酸预处理；第4步：压裂前置液造缝施工；第5步：早期变排量携砂施工；第6步：中期变排量携砂施工；第7步：后期变排量携砂施工；第8步：顶替作业；第9步：重复第3～8步，到将所有段压裂完为止。本发明采用分阶段同步破胶技术，配合变排量加砂工艺，使不同粒径支撑剂在裂缝内自然分选，相近粒径支撑剂堆积在一起，大大降低了小粒径支撑剂对大粒径支撑剂孔道的堵塞，有效提高了裂缝的导流能力，从而建立起长期、高效的油气生产通道，有效提高了裂缝的导流能力，改善了压后增产和稳产效果。

Description

一种提高裂缝导流能力的方法
技术领域
本发明涉及油气开采领域，具体是涉及一种提高裂缝导流能力的方法。
背景技术
在其它条件不变的前提下，如何最大限度地提高水力裂缝的导流能力是一切压裂设计及施工追求的主要目标之一，它关系到压裂的产量高低及有效期长段。目前，提高裂缝导流能力的途径主要有：1)应用更大粒径的支撑剂，但加砂风险也大幅度提高；2)提高施工砂液比，这在大多数情况下易引发早期砂堵风险；3)应用低伤害压裂液，如黏弹性表面活性剂清洁压裂液或超低浓度胍胶压裂液。但前者价格太高，后者携砂性能相对较差，且低温条件下破胶难度大；4)应用高通道压裂新技术，应用可溶性纤维进行支撑剂的段塞式加砂，利用未加支撑剂的通道，提高较高的裂缝导流能力。但该技术可靠性差，尤其是支撑剂通过孔眼高剪切速率时，在裂缝内易分散，难以形成理想的支撑剂团块，稳定地支撑两个裂缝面，因此，其提高裂缝导流能力的机制在实际施工时，也难以真正建立起来。
文献《气藏压裂提高裂缝有效导流能力的技术分析》(新疆石油天然气、2009年06月)从提高裂缝初始导流能力、降低导流能力的伤害、保持裂缝长期导流能力等方面系统分析了近年来实现高导流能力的一些典型压裂工艺技术措施,包括:二次加砂压裂、端部脱砂压裂、提高支撑缝宽的超常规压裂、高砂比大粒径压裂、低伤害压裂液压裂、防支撑剂回流压裂等工艺。
文献《提高裂缝导流能力的新方法》(国外油田工程、2001年03月)公开了一种用于涂层支撑剂的新型流体表面调整体系,它极大地提高了表面摩阻,制约了周围颗粒。因涂层支撑剂颗粒间表面的高摩阻可经受高流速,从而可最大限度地减小压裂增产处理后的返排现象。这种独特的涂层技术通过改善某种流体中压裂破胶剂活性更进一步提高了导流能力,并能在增产处理后快速有效地洗井。
这两篇文献发表时间较早，技术相对落后，且主要总结了当时的压裂工艺，这些工艺应用范围较小，受压裂材料局限较大，目前现场已经不常用了
因此，如何在既有压裂液及支撑剂等施工条件下，最大限度地提高裂缝的导流能力，就显得尤其必要。
发明内容
为解决现有技术中存在的问题，本发明提供了一种提高裂缝导流能力的方法。本发明采用分阶段同步破胶技术，配合变排量加砂工艺，使不同粒径支撑剂在裂缝内自然分选，相近粒径的支撑剂堆积在一起，从而大大降低了小粒径支撑剂对大粒径支撑剂孔道的堵塞，有效提高了裂缝的导流能力，从而建立起长期、高效的油气生产通道，有效提高了裂缝的导流能力，改善了压后增产和稳产效果。
本发明的目的是提供一种提高裂缝导流能力的方法。
包括：
第1步：储层评估及参数优化；
第2步：确定压裂液配方及分阶段破胶剂；
第3步：射孔作业，或者射孔作业及酸预处理；
第4步：压裂前置液造缝施工；
第5步：早期变排量携砂施工；
第6步：中期变排量携砂施工；
第7步：后期变排量携砂施工；
第8步：顶替作业；
第9步：重复以上第3步～第8步，直到将所有段压裂完为止。
其中，优选：
所述第1步包括：关键储层参数的评估、裂缝参数的优化、地质、工程甜点评价及射孔位置确定、压裂施工参数的优化。
所述第2步包括：基于储层温度及压裂施工参数要求，确定压裂液的主体配方及黏度；第一阶段的破胶液黏度15～20mPa.s，第二阶段的破胶液黏度5～10mPa.s，第三阶段的破胶液黏度1～3mPa.s；在此基础上，优化压裂停泵后三个阶段的破胶剂浓度，破胶剂的浓度无法统一界定，不同液体体系对应的破胶剂类型、浓度都不一样，这里通过破胶后的液体黏度间接指导破胶剂浓度，具体数值可能还需要实验测量，每次施工皆不同。
所述破胶剂包括过硫酸铵、一层微胶囊包裹的过硫酸铵或两层微胶囊包裹的过硫酸铵。
所述第3步的射孔作业包括：射孔的簇长1-3m，射孔密度16-20孔/米，孔径9.5mm以上。
优选地，所述第3步中当储层为页岩气，在射孔作业之后进行酸预处理；
所述的酸预处理：注酸排量为1-1.5m3/min，替酸排量为3-5m3/min，等酸到第一簇射孔位置后，再将排量降为先前的注酸排量；等酸进地层20％～40％后，再分1-2次，逐步提升替酸排量。
所述第4步的压裂前置液造缝施工中液量为总液量的20-30％。
所述第5步的早期变排量携砂施工中：早期加砂时的变排量分别为优化最大排量的50-60％、70-80％和90-100％；砂液比可为3-6-9-12％；采用连续加砂或者段塞式加砂；每个顶替段塞的体积早期为0.5-1个井筒容积，后期减到0.2-0.3个井筒容积，以最大限度提高支撑剂量和裂缝导流能力。
早期变排量携砂施工的携砂液量为总携砂液量的20％-30％；
所述第6的中期变排量携砂施工中：中期加砂时的变排量分别为优化最大排量的50-60％、70-80％和90-100％；砂液比为15-18-21-24-27％。
中期变排量携砂施工的携砂液量为总携砂液量的30％-40％。
所述第7步的后期变排量携砂施工中：后期加砂时的变排量分别为优化最大排量的50-60％、70-80％和90-100％；砂液比为30-33-36-39-42％。
后期变排量携砂施工的携砂液量为总携砂液量的40％-50％。
所述第8步的顶替作业中：
按当段井筒容积的110-120％确定顶替量；排量取优化的最大排量；
顶替早期30％液量用黏度40-50mPa.s的高黏度胶液，剩余液体采用低黏度基液或滑溜水体系，最后剩余5-10m3顶替液时，采用台阶式降排量措施，直至停泵。
本发明利用等粒径支撑剂提高裂缝导流能力。实际应用的支撑剂，如20-40目、30-50目、40-70目及70-140目等，虽然名义上是一种规格的支撑剂，但实际上是多种粒径混合的支撑剂，按上述几种常用支撑剂规格，支撑剂的最小粒径与最大粒径几乎相差一倍，因此，在不同粒径、不同比例混合的支撑剂中，小粒径支撑剂会不同程度地堵塞大粒径支撑剂的孔隙通道，最终在较大程度上降低了裂缝的整体导流能力。
理论上讲，等粒径支撑剂，不管粒径大小，只要粒径相等，最终的支撑剂孔隙度最大值都是0.476，而渗透率与孔隙度直接相关。换言之，100目的等粒径支撑剂与20目的等粒径支撑剂，最终提供的导流能力是相当的。而相同或相近粒径的支撑剂，出厂筛析时困难较大，价格也会大幅上升。因此，应用等粒径支撑剂或支撑剂粒径分布相对集中的支撑剂，可行性不大。
为此，需要在目前常用支撑剂规格的基础上，通过一定的方法实现裂缝内粒径相当或相近的支撑剂在裂缝高度上某个区域内尽量集中分布，如大粒径支撑剂主要分布在裂缝底部，小粒径支撑剂主要分布在裂缝顶部，其它粒径支撑剂主要分布在裂缝的中部区域。这样，即使各裂缝区域内，支撑剂的粒径不同，但整个裂缝内的导流能力却几乎相当，并各自都有大幅度的提升，从而在施工成本相当的前提下，实现裂缝导流能力的大幅度提升。
为了实现上述目标，可通过施工结束后压裂液分阶段同步破胶技术实现。可分三个阶段进行压裂液的同步破胶。第一阶段破胶时的压裂液黏度较高，只有大粒径的支撑剂才有可能沉降到裂缝的底部，而小粒径和中粒径支撑剂因颗粒直径小，沉降较小或不沉降；第二阶段破胶的压裂液黏度中等，只有中等粒径的支撑剂沉降较多，而小粒径支撑剂则沉降较少或不沉降。由于裂缝底部已有大粒径支撑剂堆积，中等粒径的支撑剂只能堆积在裂缝的中部；第三阶段破胶的压裂液黏度最低，小粒径支撑剂沉降最慢，此时，如还有未沉降的中等粒径支撑剂和大粒径支撑剂，则它们仍可继续沉降，并利用重力分异作用，实现大粒径在裂缝下部而中粒径支撑剂在裂缝中部的效果。此时，原先就在裂缝上部的支撑剂还基本上在原位置附近。
此外，由于支撑剂的加入过程按粒径大小一般由小到大，故早期注入的小粒径支撑剂需要防止其下沉至底部，避免与大粒径支撑剂混合。在加砂施工的早期，可采用台阶式提高排量的策略，提高裂缝内不同粒径支撑剂的悬砂效果。显然地，大粒径支撑剂悬砂效果最差，中粒径支撑剂悬砂效果中等，小粒径支撑剂的悬砂效果最好。换言之，通过逐步提高排量产生的压力脉冲波，最有利于小粒径支撑剂更多地分布于裂缝的顶部，其次，有利于中粒径支撑剂更多从底部向中部运移，最不利于大粒径支撑剂向中部和顶部运移。在压裂施工的中期及末期，再将排量降为初期的低排量，施工砂液比可逐步提高，但排量的台阶式逐步提升模式可重复2-3次。之所以采用这种低-中-高、低-中-高、低-中-高变排量模式，主要是产生压力脉冲波，增加不同粒径支撑剂尤其是中小粒径支撑剂最大限度地逆重力作用运移到裂缝的中上部位置。
优选地，本发明可采用以下技术方案：
1)关键储层参数的评估
包括纵横向沉积特征、岩性及敏感性特征、物性、含油含气性、岩石力学及三向地应力特征、天然裂缝特征、地下流体特征及温压特征等，主要通过地震、测井、录井及目的层岩心室内测试分析等手段获得。水平段因无法取心，可建立直导眼井测井动态参数与岩心测试的静态参数的关系，在此基础上获取水平段的储层静态参数。
2)裂缝参数的优化
在步骤1)的基础上，应用常用的地质建模商业软件PETROL，建立精细的地质模型，然后导入目前压裂产量预测的常用商业模拟软件ECLIPSE，按等效导流能力的方法设置水力裂缝(将裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝导流能力保持不变。实践证明可在不降低模拟精度的前提下，大幅度降低计算时间，提高模拟效率)，按正交设计方法，模拟不同的缝长、导流能力、缝间距、不同段缝长分布特征(等缝长分布、两头长中间短的U型分布、长短交互分布的W型分布及纺锤形分布等)，从中优选压后产量相对最大或经济净现值最大时对应的裂缝参数为最终的优化结果(本专利只考虑主裂缝参数的优化)。
3)地质、工程甜点评价及射孔位置确定
在步骤1)的基础上，分别计算水平井段的地质甜点与工程甜点，按照相同权重，确定综合甜点沿水平井筒的连续分布曲线。结合步骤2)优化的裂缝条数(缝间距确定)，结合套管固井质量和接箍位置等信息，综合确定分段分簇结果，在一个段内各射孔簇处的综合甜点应相当或接近。
4)压裂施工参数的优化
应用常用的压裂裂缝扩展模拟软件，如FracPro PT,Stimplan,GOFHER及MEYER等，模拟不同的压裂施工参数下(排量、液量、支撑剂量、压裂液黏度及施工砂液比等)的裂缝扩展特征，从中优选可获得步骤2)中优化裂缝参数下的压裂施工参数组合，即为优化的压裂施工参数。
5)压裂液配方及分阶段破胶剂浓度设计
基于步骤1)的储层温度及步骤4)确定的压裂施工参数要求，确定压裂液的主体配方及黏度。在此基础上，优化压裂停泵后三个阶段的破胶剂浓度，要求第一阶段的破胶液黏度15～20mPa.s，第二阶段的破胶液黏度5～10mPa.s，第三阶段的破胶液黏度1～3mPa.s。每个阶段的时间，按裂缝预计的闭合时间，除以3获得。裂缝闭合时间可参考邻井压裂后评估结果确定。
破胶剂包括常规的过硫酸铵、一层微胶囊包裹的过硫酸铵或两层微胶囊包裹的过硫酸铵。以实现三级逐级释放过硫酸铵的目的。
6)射孔作业
按常规的桥塞射孔联作技术规程执行。第一段用连续油管下射孔枪，不用桥塞。其它段采用泵送方式下桥塞和射孔联作工具串。
一般射孔的簇长1m，射孔相位60度，射孔密度16-20孔/米，孔径9.5mm以上。
7)酸预处理
此步骤可选可不选。一般对页岩气而言是必选项，砂岩和碳酸盐岩则不一定。
一般用盐酸或土酸，可由步骤1)的岩心实验，优选酸类型及配方。注酸排量一般1～1.5m3/min，替酸排量一般3～5m3/min，等酸到第一簇射孔位置后，再将排量降为先前的注酸排量。为了增加酸均匀进入各射孔簇的几率，以确保各簇裂缝均匀起裂和延伸，等酸进地层30％左右后，在分1-2次，逐步提升替酸排量。
8)压裂前置液造缝施工
基于步骤4)优化结果，进行前置液的造缝施工。该段用液量一般为总液量的20-30％。
9)早期变排量携砂施工(占携砂液量20～30％)
基于步骤4)优化的总体压裂施工参数，早期加砂时的变排量可分别为步骤4)优化最大排量的50～60％、70～80％和90～100％。砂液比可为3-6-9-12％，可连续加砂，也可段塞式加砂。每个顶替段塞的体积早期可为0.5-1个井筒容积，后期可试探性减到0.2-0.3个井筒容积，以最大限度提高支撑剂量和裂缝导流能力。
10)中期变排量携砂施工(占携砂液量30～40％)
基本流程及参数，可参照步骤9)，但砂液比应在步骤9)的基础上继续增加，可为15-18-21-24-27％。以井口应力上升速度低于1MPa/min为依据，实时调整各段砂液比高低及对应液量。
11)后期变排量携砂施工(占携砂液量40～50％)
该阶段可参照步骤10)流程，但砂液比应在步骤10)的基础上继续增加，如30-33-36-39-42％。如井口压力上升速度低于1MPa/min，可实时调整砂液比高低及各段液量。
12)顶替作业
按当段井筒容积的110～120％确定顶替量。排量取步骤4)优化的最大排量。为了降低井筒沉砂效应影响下段下桥塞和有效座封，顶替早期30％液量可用黏度40-50mPa.s的高黏度胶液，剩余液体采用低黏度基液或滑溜水体系，在剩余5-10m3顶替液时，采用台阶式降排量措施，直至停泵。一般每段停泵后，测20-30min压力降数据，以利于压后评估分析，上述三阶段破胶是在此段裂缝闭合过程中自动实现的。
13)重复以上步骤6)～步骤12)，直到将所有段压裂完为止。
14)钻塞、测试及求产，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
本发明具有以下技术特点和优良效果：
本发明思路新颖、方法系统、步骤清晰、切实可行，提出了一种提高压裂裂缝导流能力的新方法，采用分阶段同步破胶技术，配合变排量加砂工艺，使不同粒径支撑剂在裂缝内自然分选，相近粒径的支撑剂堆积在一起，从而大大降低了小粒径支撑剂对大粒径支撑剂孔道的堵塞，有效提高了裂缝的导流能力，建立长期、高效的油气生产通道，从而改善压后增产和稳产效果。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例1：
某致密气A井
1)关键储层参数的评估
包括纵横向沉积特征、岩性及敏感性特征、物性、含油含气性、岩石力学及三向地应力特征、天然裂缝特征、地下流体特征及温压特征等，主要通过地震、测井、录井及目的层岩心室内测试分析等手段获得。水平段因无法取心，可建立直导眼井测井动态参数与岩心测试的静态参数的关系，在此基础上获取水平段的储层静态参数。
2)裂缝参数的优化
在步骤1)的基础上，应用常用的地质建模商业软件PETROL，建立精细的地质模型，然后导入目前压裂产量预测的常用商业模拟软件ECLIPSE，按等效导流能力的方法设置水力裂缝(将裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝导流能力保持不变。实践证明可在不降低模拟精度的前提下，大幅度降低计算时间，提高模拟效率)，按正交设计方法，模拟不同的缝长、导流能力、缝间距、不同段缝长分布特征(等缝长分布、两头长中间短的U型分布、长短交互分布的W型分布及纺锤形分布等)，从中优选压后产量相对最大或经济净现值最大时对应的裂缝参数为最终的优化结果(本专利只考虑主裂缝参数的优化)，根据模拟结果，该井选用等缝长分布方式为最优化结果，主裂缝长100米，高45米，宽10mm，缝间距90米。
3)地质、工程甜点评价及射孔位置确定
在步骤1)的基础上，分别计算水平井段的地质甜点与工程甜点，按照相同权重，确定综合甜点沿水平井筒的连续分布曲线。结合步骤2)优化的裂缝条数(缝间距确定)，结合套管固井质量和接箍位置等信息，综合确定分段分簇结果，改井最终分7段进行压裂施工。
4)压裂施工参数的优化
应用常用的压裂裂缝扩展模拟软件，如FracPro PT,Stimplan,GOFHER及MEYER等，模拟不同的压裂施工参数下(排量、液量、支撑剂量、压裂液黏度及施工砂液比等)的裂缝扩展特征，从中优选可获得步骤2)中优化裂缝参数下的压裂施工参数组合，得到优化的压裂施工参数，其中，每段的施工总液量在500-600方，总砂量在50-60方，施工排量5-6m3/min。
5)压裂液配方及分阶段破胶剂浓度设计
基于步骤1)的储层温度及步骤4)确定的压裂施工参数要求，确定压裂液的主体配方及黏度，其中基液粘度70mPa·s，采用过硫酸铵、一层微胶囊包裹的过硫酸铵、两层微胶囊包裹的过硫酸铵等三种破胶剂，实现胶液的分阶段同步破胶，破胶剂的用量通过室内实验测试获得，由于每次施工选用的压裂液、破胶剂等配方、用料各异，每次都需要重复破胶实验，以获取准确的破胶时间，其中，过硫酸铵在施工结束前加入，一层微胶囊包裹的过硫酸铵在施工约一半时间加入，两层微胶囊包裹的过硫酸铵从加砂时开始加入。
第一阶段的破胶液黏度15-20mPa.s，第二阶段的破胶液黏度5-10mPa.s，第三阶段的破胶液黏度1-3mPa.s；
6)射孔作业
采用套管完井，选用桥塞射孔联作技术，完成射孔作业，其中第一簇射孔采用连续油管作业，射孔密度16-20孔/米，每簇射孔长度1.0-1.5米。
7)酸预处理
该井为砂岩储层，未采用酸处理。
8)压裂前置液造缝施工
基于步骤4)优化结果，进行前置液的造缝施工，每段的造缝液量在100-150方。
9)早期变排量携砂施工(占携砂液量1/4)
基于步骤4)优化的总体压裂施工参数，该井早期加砂时，采用2、3、4m3/min变排量加砂，相应的砂液比分别为6-9-12％，采用连续加砂模式，以最大限度提高支撑剂量和裂缝导流能力。
10)中期变排量携砂施工(占携砂液量1/3)
基本流程及参数，与步骤9)相同，该阶段排量为5、6m3/min，砂比由15-18-21-24-27％逐渐提高。
11)后期变排量携砂施工(占携砂液量5/12)
与步骤10)流程相同，继续提高砂比至40％，并按设计完成了全部加砂泵序。
12)顶替作业
继续采用胶液完成顶替，顶替排量维持在5～6m3/min。
13)其它段的压裂施工，重复步骤6)～步骤12)，直到将所有段压裂完为止。
14)钻塞、测试及求产，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
该井采用一种提高裂缝导流能力的新方法，使胶液分阶段同步破胶，支撑剂在缝内按重力的自然分选堆积，提高了裂缝的导流能力，该井压后日产气20000m3，压后增产效果明显高于周边井。
实施例2：
某致密气B井为
1)关键储层参数的评估
包括纵横向沉积特征、岩性及敏感性特征、物性、含油含气性、岩石力学及三向地应力特征、天然裂缝特征、地下流体特征及温压特征等，主要通过地震、测井、录井及目的层岩心室内测试分析等手段获得。水平段因无法取心，可建立直导眼井测井动态参数与岩心测试的静态参数的关系，在此基础上获取水平段的储层静态参数。
2)裂缝参数的优化
在步骤1)的基础上，应用常用的地质建模商业软件PETROL，建立精细的地质模型，然后导入目前压裂产量预测的常用商业模拟软件ECLIPSE，按等效导流能力的方法设置水力裂缝(将裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝导流能力保持不变。实践证明可在不降低模拟精度的前提下，大幅度降低计算时间，提高模拟效率)，按正交设计方法，模拟不同的缝长、导流能力、缝间距、不同段缝长分布特征(等缝长分布、两头长中间短的U型分布、长短交互分布的W型分布及纺锤形分布等)，从中优选压后产量相对最大或经济净现值最大时对应的裂缝参数为最终的优化结果(本专利只考虑主裂缝参数的优化)，根据模拟结果，该井选用等缝长分布方式为最优化结果，主裂缝长120米，高50米，宽12mm，缝间距80米。
3)地质、工程甜点评价及射孔位置确定
在步骤1)的基础上，分别计算水平井段的地质甜点与工程甜点，按照相同权重，确定综合甜点沿水平井筒的连续分布曲线。结合步骤2)优化的裂缝条数(缝间距确定)，结合套管固井质量和接箍位置等信息，综合确定分段分簇结果，改井最终分8段进行压裂施工。
4)压裂施工参数的优化
应用常用的压裂裂缝扩展模拟软件，如FracPro PT,Stimplan,GOFHER及MEYER等，模拟不同的压裂施工参数下(排量、液量、支撑剂量、压裂液黏度及施工砂液比等)的裂缝扩展特征，从中优选可获得步骤2)中优化裂缝参数下的压裂施工参数组合，得到优化的压裂施工参数，其中，每段的施工总液量在750-800方，总砂量在70-80方，施工排量5-6m3/min。
5)压裂液配方及分阶段破胶剂浓度设计
基于步骤1)的储层温度及步骤4)确定的压裂施工参数要求，确定压裂液的主体配方及黏度，其中基液粘度65mPa·s，采用过硫酸铵、一层微胶囊包裹的过硫酸铵、两层微胶囊包裹的过硫酸铵等三种破胶剂，实现胶液的分阶段同步破胶，破胶剂的用量通过室内实验测试获得，由于每次施工选用的压裂液、破胶剂等配方、用料各异，每次都需要重复破胶实验，以获取准确的破胶时间，其中，过硫酸铵在施工结束前加入，一层微胶囊包裹的过硫酸铵在施工约一半时间加入，两层微胶囊包裹的过硫酸铵从加砂时开始加入。
第一阶段的破胶液黏度15-20mPa.s，第二阶段的破胶液黏度5-10mPa.s，第三阶段的破胶液黏度1-3mPa.s；
6)射孔作业
采用套管完井，选用桥塞射孔联作技术，完成射孔作业，其中第一簇射孔采用连续油管作业，射孔密度16-20孔/米，每簇射孔长度1.0-1.5米。
7)酸预处理
该井为砂岩储层，未采用酸处理。
8)压裂前置液造缝施工
基于步骤4)优化结果，进行前置液的造缝施工，每段的造缝液量在200-250方。
9)早期变排量携砂施工(占携砂液量1/4)
基于步骤4)优化的总体压裂施工参数，该井早期加砂时，采用2、3、4m3/min变排量加砂，相应的砂液比分别为7-10-13％，采用连续加砂模式，以最大限度提高支撑剂量和裂缝导流能力。
10)中期变排量携砂施工(占携砂液量1/3)
基本流程及参数，与步骤9)相同，该阶段排量为5、6m3/min，砂比由15-18-21-24-27-30％逐渐提高。
11)后期变排量携砂施工(占携砂液量5/12)
与步骤10)流程相同，继续提高砂比至45％，并按设计完成了全部加砂泵序。
12)顶替作业
继续采用胶液完成顶替，顶替排量维持在5～6m3/min。
13)其它段的压裂施工，重复步骤6)～步骤12)，直到将所有段压裂完为止。
14)钻塞、测试及求产，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
该井采用一种提高裂缝导流能力的新方法，使胶液分阶段同步破胶，支撑剂在缝内按重力的自然分选堆积，提高了裂缝的导流能力，该井压后日产气34000m3，压后增产效果明显高于周边井。
对比例：
以中国鄂尔多斯某致密气X井为例，采用常规设计方法进行压裂施工改造，压后日产气9000m3，产量较低，且递减较快，改造效果明显低于实施新技术改造的页岩气井。

Claims (6)

1.一种提高裂缝导流能力的方法，包括以下步骤：
第1步：储层评估及参数优化；
第2步：确定压裂液配方及分阶段破胶剂；
包括：基于储层温度及压裂施工参数要求，确定压裂液的主体配方及黏度； 第一阶段的破胶液黏度15~20mPa.s，第二阶段的破胶液黏度5~10mPa.s，第三阶段的破胶液黏度1~3mPa.s；
第3步：射孔作业，或者射孔作业及酸预处理；
第4步：压裂前置液造缝施工；
第5步：早期变排量携砂施工；
早期加砂时的变排量分别为优化最大排量的50~60%、70~80%和90~100%；砂液比为3-6-9-12%；采用连续加砂或者段塞式加砂；每个顶替段塞的体积早期为0.5-1个井筒容积，后期减到0.2-0.3个井筒容积，以最大限度提高支撑剂量和裂缝导流能力；
早期变排量携砂施工的携砂液量为总携砂液量的20~30%；
第6步：中期变排量携砂施工；
中期加砂时的变排量分别为优化最大排量的50~60%、70~80%和90~100%；砂液比为15-18-21-24-27%；
中期变排量携砂施工的携砂液量为总携砂液量的30~40%；
第7步：后期变排量携砂施工；
所述第7步的后期变排量携砂施工中：后期加砂时的变排量分别为优化最大排量的50-60%、70~80%和90~100%；砂液比为30-33-36-39-42%；
后期变排量携砂施工的携砂液量为总携砂液量的40~50%；
第8步：顶替作业；
第9步：重复以上第3步～第8步，直到将所有段压裂完为止。
2.根据权利要求1所述的提高裂缝导流能力的方法，其特征在于：
所述第1步包括：关键储层参数的评估、裂缝参数的优化、地质、工程甜点评价及射孔位置确定、压裂施工参数的优化。
3.根据权利要求1所述的提高裂缝导流能力的方法，其特征在于：
所述第2步的破胶剂包括过硫酸铵、一层微胶囊包裹的过硫酸铵或两层微胶囊包裹的过硫酸铵。
4.根据权利要求1所述的提高裂缝导流能力的方法，其特征在于：
所述第3步的射孔作业其中射孔的簇长1-3m，射孔密度16-20孔/米，孔径9.5mm以上；
当储层为页岩气，所述第3步在射孔作业之后进行酸预处理；
所述酸预处理：注酸排量为1~1.5m3/min，替酸排量为3~5m3/min，等酸到第一簇射孔位置后，再将排量降为先前的注酸排量；等酸进地层20~40%后，再分1-2次，逐步提升替酸排量。
5.根据权利要求1所述的提高裂缝导流能力的方法，其特征在于：
所述第4步的压裂前置液造缝施工中的液量为总液量的20~30%。
6.根据权利要求1所述的提高裂缝导流能力的方法，其特征在于：
所述第8步的顶替作业中：
按当段井筒容积的110~120%确定顶替量；排量取优化的最大排量；
顶替早期25~35%液量用黏度40~50mPa.s的高黏度胶液，剩余液体采用低黏度基液或滑溜水体系，最后剩余5~10m3顶替液时，采用台阶式降排量措施，直至停泵。
CN201811309916.XA 2018-11-06 2018-11-06 一种提高裂缝导流能力的方法 Active CN111140226B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811309916.XA CN111140226B (zh) 2018-11-06 2018-11-06 一种提高裂缝导流能力的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811309916.XA CN111140226B (zh) 2018-11-06 2018-11-06 一种提高裂缝导流能力的方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111140226A CN111140226A (zh) 2020-05-12
CN111140226B true CN111140226B (zh) 2022-09-27

Family

ID=70515704

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811309916.XA Active CN111140226B (zh) 2018-11-06 2018-11-06 一种提高裂缝导流能力的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111140226B (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114526043A (zh) * 2020-11-06 2022-05-24 中国石油化工股份有限公司 一种地层改造方法
CN112943208A (zh) * 2021-01-21 2021-06-11 中国石油天然气股份有限公司 一种裂缝饱填砂开启新缝的压裂方法
CN115217457A (zh) * 2021-04-21 2022-10-21 中国石油化工股份有限公司 一种与目标层同频的谐振脉冲压力波压裂方法及系统
CN113216923A (zh) * 2021-05-19 2021-08-06 西南石油大学 一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺
CN115045645B (zh) * 2022-05-26 2023-08-25 西南石油大学 一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107558979A (zh) * 2016-06-30 2018-01-09 中国石油化工股份有限公司 一种页岩体积压裂的方法
CN107965306A (zh) * 2016-10-20 2018-04-27 中国石油化工股份有限公司 一种注酸压裂方法
CN107989592A (zh) * 2016-10-27 2018-05-04 中国石油化工股份有限公司 一种水平井分段压裂方法
CN108316909A (zh) * 2017-01-18 2018-07-24 中国石油化工股份有限公司 一种油气储层压裂施工方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2007355915B2 (en) * 2007-07-03 2013-04-04 Schlumberger Technology B. V. Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107558979A (zh) * 2016-06-30 2018-01-09 中国石油化工股份有限公司 一种页岩体积压裂的方法
CN107965306A (zh) * 2016-10-20 2018-04-27 中国石油化工股份有限公司 一种注酸压裂方法
CN107989592A (zh) * 2016-10-27 2018-05-04 中国石油化工股份有限公司 一种水平井分段压裂方法
CN108316909A (zh) * 2017-01-18 2018-07-24 中国石油化工股份有限公司 一种油气储层压裂施工方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用;刘建坤等;《岩性油气藏》;20180228;第30卷(第1期);第165-172页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN111140226A (zh) 2020-05-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111140226B (zh) 一种提高裂缝导流能力的方法
CN110608024B (zh) 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法
CN109958416B (zh) 一种变孔径变孔密均匀进液进砂的多簇射孔压裂方法
CN107965305B (zh) 一种分层重复压裂方法
Palisch et al. Slickwater fracturing: food for thought
CN110905472B (zh) 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法
US10001003B2 (en) Multl-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales
CN109931045B (zh) 一种双缝系统的自支撑酸压方法
CN110761765B (zh) 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法
CN109958424B (zh) 一种实现水力裂缝端部有效封堵的方法
CN107989592B (zh) 一种水平井分段压裂方法
CN110344799B (zh) 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法
Vincent Proving It–A Review of 80 Published Field Studies Demonstrating the Importance of Increased Fracture Conductivity
CN111305807B (zh) 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法
Abou-Sayed et al. Multiple hydraulic fracture stimulation in a deep horizontal tight gas well
CN112211608A (zh) 一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法
CN112240191A (zh) 一种页岩气压裂加砂方法
CN108661616B (zh) 一种适用于砂岩油气藏的分层压裂方法
CN110630239A (zh) 一种深层碳酸盐岩地层多注酸系统的酸压方法
CN108952668B (zh) 一种常压页岩气藏储层的压裂方法
Jabbari et al. Hydraulic fracturing design for horizontal wells in the Bakken formation
CN107642348B (zh) 一种改造裂缝体积的方法及其应用
CN113027441B (zh) 一种水力裂缝全支撑的加砂压裂的优化设计方法
CN113513295B (zh) 一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法
Hwang et al. Use of Horizontal Injectors for Improving Injectivity and Conformance in Polymer Floods

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant