CN114233261B - 一种分段压裂实现油气井均匀改造的方法 - Google Patents

一种分段压裂实现油气井均匀改造的方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种低成本分段压裂实现油气井均匀改造的方法，其包括以下步骤：首先计算待压裂油气井每簇裂缝压裂完成时的缝口宽度：在每次单簇压裂完毕后，需要尾追封堵颗粒来封隔裂缝；封堵颗粒由填充颗粒和骨架颗粒组成；对填充颗粒和骨架颗粒的粒径尺寸进行优选设计组合，并通过水力压裂模型进行模拟确保裂缝缝口区域的砂比达到60％；然后再进行压裂施工，压开裂缝；向裂缝中先后泵注骨架颗粒和填充颗粒，确定封堵成功后进行下一簇裂缝压裂，重复前述步骤，直至完成所有裂缝压裂施工。本发明提供了一种低成本分段单簇压裂方法，每条裂缝压裂规模可控，成本低，改造均匀，能够实现油气井全井段均匀改造。

Description

一种分段压裂实现油气井均匀改造的方法
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，尤其是一种低成本分段压裂实现油气井均匀改造的方法。
背景技术
水平井压裂是开发低渗透油气藏的一种核心技术。该技术预期在油气藏内建造多条密集分布的水力裂缝，形成大量油气流动通道，提高油气产能。对于水平油气井，全井段能否得到均匀改造是决定其增产效果的核心因素之一。然而，目前广泛采用的分段多簇压裂技术存在裂缝发育不均的严重问题。由于储层岩石的物性非均质性和缝间应力干扰，分段多簇压裂中多数射孔簇难以获得压裂液供给，许多裂缝无法起裂延伸。水力裂缝的发育不均严重影响全井产能，造成了施工成本的浪费。因此，促进所有水力裂缝发育，使油气井全井段得到均匀改造，是压裂工程中最重要的优化目标之一。
为确保油气井全井段得到均匀改造，许多学者与工程师基于研究设计出射孔限流法、暂堵转向等技术工艺来缓解分段多簇压裂中的裂缝发育不均问题。除了优化多簇压裂技术以外，另一种解决思路是采用单簇压裂，即在每个压裂段只压裂一簇裂缝。由于不存在多条裂缝间的供液竞争，工程师能直接控制每条水力裂缝的尺寸，消除裂缝发育不均的问题，实现全井段的均匀改造。然而，传统意义上的单簇压裂需使用大量桥塞类封隔工具，在每簇压裂后进行机械封隔。其成本高昂，无法进行现场应用。
发明内容
本发明的目的是提供一种低成本分段压裂实现油气井均匀改造的方法，通过低成本分段单簇压裂的方法，实现油气井全井段均匀改造。该方法不采用桥塞等传统封隔工具，在每簇压裂结束时尾追高浓度封堵颗粒形成封隔层堵塞缝口，替代桥塞的机械封堵作用。
本发明的低成本分段压裂实现油气井均匀改造的方法首先设计出封堵裂缝所需的尾追泵注程序，然后现场采用连续油管工具依次进行单簇射孔、压裂、封堵，循环完成油气井全井段的压裂作业，其每条裂缝压裂规模可控，成本低，改造均匀。
具体方法步骤如下：
S1：收集待压裂油气井的地质与工程参数，采用式(1)的裂缝模型粗略预估每簇裂缝压裂完成时的缝口宽度：
式中：
wi为裂缝缝口宽度，m；
E为储层岩石杨氏模量，MPa；
Q为压裂液排量，m3/s；
μ为压裂液黏度，MPa·s；
ν为岩石泊松比，无因次；
h为产层厚度，m；
t为压裂时间，s。
S2：在每次单簇压裂完毕后，需要尾追封堵颗粒来封隔裂缝。封堵颗粒由骨架颗粒和填充颗粒混合组成。初步选取一组粒径较大的支撑剂颗粒(通常40目左右)作为骨架颗粒。这里选择的骨架颗粒粒径是一个粗略值，颗粒大小有上下浮动，本身还可以细分粒径大小。选取一组粒径小于骨架颗粒粒径1/3的可溶解颗粒作为填充颗粒。分别取两组颗粒样品进行进一步细筛，明确其粒径组成。计算两组颗粒粒径的调和平均数作为封堵颗粒的平均粒径：
式中：
a为封堵颗粒的平均粒径，m；
bn为骨架颗粒中第n种颗粒的粒径，m；
vn为骨架颗粒中第n种颗粒所占体积分数，无因次；
cm为填充颗粒中第m种颗粒的粒径，m；
gm为填充颗粒中第m种颗粒所占体积分数，无因次。
T为骨架颗粒占封堵颗粒的体积分数，无因次。
S3：检验封堵颗粒平均粒径a是否大于S1预测缝口宽度的1/5：
式中：
a为封堵颗粒的平均粒径，m；
wi为裂缝入口宽度，m。
如果式(3)条件满足，则步骤S2计算出的封堵颗粒平均粒径，其对应的组成即是优化出的颗粒粒径组成。
如果式(3)条件不满足，则选择比骨架颗粒粒径更大一级(目数更小一级)的支撑剂颗粒(例如20目左右)作为骨架颗粒，重新根据步骤S2计算封堵颗粒。
S4：基于步骤S3优化出封堵颗粒的平均粒径，计算封堵裂缝所需的尾追封堵颗粒的砂比(体积浓度)：
式中：
Co为封堵缝口所需的颗粒的尾追砂比；
a为封堵颗粒的平均粒径，m；
wo为裂缝入口宽度，m。
式(4)计算出来的值Co即是优化出的尾追颗粒砂比。
S5：基于水力压裂模型、软件模拟预测水力压裂、颗粒运移铺置过程。根据步骤S3、S4得到的优化封堵颗粒组成和尾追颗粒砂比，在压裂过程结束时尾追高浓度颗粒，模拟计算出裂缝缝口区域的砂比是否达到60％(堵塞所需的砂比)。例如可采用如下三维水力压裂模型进行模拟：
式中：
w为裂缝宽度，m；
t为时间，s；
s为空间距离，m；
i为压裂液注入滤失速度，m/s；
qs为携砂压裂液流速，m/s；
qd为颗粒运移速度，m/s；
C为裂缝内颗粒的砂比；
c为裂缝内颗粒的归一化体积浓度；
μ为压裂液黏度，Pa·s；
a为颗粒粒径；
Δρ为压裂液与颗粒之间的密度差，kg/m3；
g为重力加速度，m/s2。
若模拟结果显示裂缝缝口区域的砂比未能达到60％，则进一步调整选择比骨架颗粒粒径更大一级(目数更小一级)的支撑剂颗粒作为骨架颗粒，重新根据步骤S2～S5进行设计。直至模拟计算结果中裂缝缝口区域的砂比能够达到60％为止。
S6：压裂施工：采用连续油管将射孔工具下入对应深度，对需要压裂改造的层位进行射孔，射孔后连续油管不起出井筒，打开井口阀门，关闭循环放空阀门，逐台启动压裂泵车，按照压裂设计要求排量将压裂液挤入地层，压力由低到高直到稳定，确保井下管柱和工具工作正常，明确目的层位的吸液能力，试挤正常后，采用环空泵注，根据管柱摩阻和地层破裂压力选择合理最大排量，使裂缝形成并扩展延伸，记录油气层破裂瞬间的破裂压力。
压裂施工前需要进行以下准备工作：
(1)根据储层地质条件、压裂裂缝设计参数和施工要求准备压裂设备和压裂材料，并配备与施工规模相匹配的压裂施工人员。
(2)井场布置和井筒准备：按照油气井压裂施工标准化平面图安装压裂设备并设置最高安全泵压阈值，下入连续油管，根据实际施工方式提前通过正循环或者反循环通洗压裂井。
(3)施工检查：正式压裂施工之前，通过循环清水或者压裂液检查压裂车组设备性能，保证地面高低压管线畅通，通过试压对井口阀门以上的设备和地面管线进行承压性能试验，压力为预测泵压的1.2～1.5倍，稳压5min，确保各设备承压性能合格。
S7：裂缝支撑及缝口暂堵：油层裂缝形成，泵压和压裂泵排量稳定后即可加砂，加砂量要逐渐提高且均匀，保证压力和排量平稳，当注入液量达到该段设计液量的80～85％后，按照优化的尾追砂比泵注封堵颗粒进行暂堵，当用于封堵的高浓度封堵颗粒进入地层孔眼后，降低注入排量直至尾追段高浓度封堵颗粒全部进入地层。
暂堵效果判定：加砂完成后，打开混砂车的旁通替挤流程，向井筒内注入替挤液，确保携砂液携带砂粒全部进入裂缝，若尾追段高浓度封堵颗粒进入地层后，井筒压力持续升高且超过地面设置的最高安全泵压，则裂缝封堵成功，准备施工材料进行下一条裂缝压裂。
S8：顺序开展裂缝压裂：根据下一簇裂缝所在位置的基本地质情况重复S1～S7，直至完成目标井所有裂缝压裂施工。
S9：解除暂堵：待所有预设裂缝压裂施工完成后，向井筒内注入解堵剂，将缝口的填充颗粒溶解，恢复各裂缝与井筒的流动通道，至此，完成该井的低成本单簇压裂施工改造。
与现有技术相比，本发明的有益之处在于：
1、本发明的方法能有效解决多段分簇压裂过程中裂缝长度不可控，裂缝延伸非均质性的现象，能有效促进所有射孔裂缝按照预设尺寸延伸，使得油气井全井段得到均匀改造，而且使用优选出的封堵颗粒尺寸组合设计可以确保封堵成功率。
2、本发明的方法在压裂施工过程中能通过向井下下一次连续油管完成所有压裂作业，通过尾追高浓度封堵颗粒减少封隔器使用，大大增加了压裂施工的便捷性并降低施工成本。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1为本发明的封堵颗粒尺寸参数优化计算流程图。
图2为低成本单簇压裂单条裂缝砂比分布图。
图3为低成本单簇压裂流程图。
图4为低成本单簇压裂三条裂缝延伸情况示意图。
图5为传统多簇压裂三条裂缝延伸情况示意图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
如图1所示，给出了本发明的步骤S1-S5对应的封堵颗粒尺寸参数优化计算流程图。
以四川某一区块的页岩气井B第1段为例。该井所处地层产状较平缓，地层分布稳定，构造平缓，为页岩气有利保存区。为使得各压裂裂缝均匀延伸，从而获得较好的压裂效果，选择使用本发明提供的低成本单簇压裂工艺进行压裂。其具体储层地质、工程参数如表1所示。
表1关键地质工程参数
水平最大主应力(MPa) 60 水平最小主应力(MPa) 50
垂向主应力(MPa) 75 地层孔隙度(％) 3
杨氏模量(MPa) 30000 泊松比 0.38
<![CDATA[岩石断裂韧性(MPa·m<sup>1/2</sup>)]]> 1.5 <![CDATA[综合(天然裂缝/基质)滤失系数(m<sup>3</sup>/s<sup>1/2</sup>)]]> <![CDATA[2×10<sup>-5</sup>]]>
隔层应力差(MPa) 5 产层厚度(m) 100
压裂液粘度(MPa·s) <![CDATA[5×10<sup>-9</sup>]]> <![CDATA[压裂液排量(m<sup>3</sup>/min)]]> 5
<![CDATA[压裂液密度(kg/m<sup>3</sup>)]]> 1011 孔眼流量系数 0.6
射孔孔径(m) 0.008 射孔孔密(1/m) 6
段间距(m) 90 有效压裂时间(s) 1800
步骤1、基于收集的目标区块地质、工程参数(表1)代入公式(1)裂缝模型计算水力裂缝的入口宽度预测值为0.00302m，即3.02mm。
步骤2、选取20/40目及40/70目两组颗粒，分别将其定义为分组1(20/40目)及分组2(40/70目)。分组1(20/40目)即为骨架颗粒。分组2(40/70目)即为填充颗粒。20/40目颗粒平均粒径0.759mm，40/70目颗粒平均粒径0.274mm。分组2(40/70目)颗粒平均粒径大于分组1(20/40目)颗粒平均粒径的1/3，符合要求。对两组支撑剂样品进行进一步的细筛获取各自的具体粒径组成，其中20/40目骨架颗粒的比例为70％。筛选时目数所对应的粒径大小可查询颗粒粒径与目数对应关系表2。
表2颗粒与目数对应表
颗粒粒径(mm) 2.38 2.00 1.68 1.41 1.68 1.19 1.00
颗粒目数 8 10 12 14 12 16 18
颗粒粒径(mm) 0.841 0.707 0.400 0.297 0.250 0.210 0.177
颗粒目数 20 25 40 50 60 70 80
根据公式(2)计算两组颗粒混合后的平均封堵颗粒粒径a为0.613mm。
步骤3、封堵颗粒平均粒径a＝0.613mm大于裂缝缝口宽度3.02mm的1/5，即5a>wi，因此封堵颗粒目数符合要求。
步骤4、基于公式(4)计算实现单簇压裂尾追高浓度封堵颗粒所需要的砂比C至少为0.2821。
步骤5、通过公式(5)所示的三维水力压裂模型进行模拟，模拟计算出裂缝缝口区域的砂比大于0.6(如图2)，满足所需砂比。
步骤6、首先进行压裂前的准备工作，包括：(1)施工准备：根据储层地质条件、压裂裂缝设计参数和施工要求准备压裂设备和压裂材料，并配备与施工规模相匹配的压裂施工人员。(2)井场布置和井筒准备：安装压裂设备并设置最高安全泵压阈值，下入连续油管，根据实际施工方式提前通过正循环或者反循环通洗压裂井。(3)施工检查：正式压裂施工之前，通过循环清水或者压裂液检查压裂车组设备性能，保证地面高低压管线畅通，通过试压对井口阀门以上的设备和地面管线进行承压性能试验，压力为预测泵压的1.2～1.5倍，稳压5min，确保各设备承压性能合格。
进行压裂施工：采用连续油管将射孔工具下入对应深度，对需要压裂改造的层位进行射孔，射孔后连续油管不起出井筒，打开井口阀门，关闭循环放空阀门，逐台启动压裂泵车，按照压裂设计要求排量将压裂液挤入地层，压力由低到高直到稳定，确保井下管柱和工具工作正常，明确目的层位的吸液能力，试挤正常后，采用环空泵注，根据管柱摩阻和地层破裂压力选择合理最大排量，使裂缝形成并扩展延伸，记录油气层破裂瞬间的破裂压力。
步骤7、裂缝支撑及缝口暂堵：油层裂缝形成，泵压和压裂泵排量稳定后即可加砂，加砂量要逐渐提高且均匀，保证压力和排量平稳，当注入液量达到该段设计液量的80～85％后，按照优化的尾追砂比泵注封堵颗粒进行暂堵，当用于封堵的高浓度封堵颗粒进入地层孔眼后，降低注入排量直至尾追段高浓度封堵颗粒全部进入地层。
暂堵效果判定：加砂完成后，打开混砂车的旁通替挤流程，向井筒内注入替挤液，确保携砂液携带砂粒全部进入裂缝，若尾追段高浓度封堵颗粒进入地层后，井筒压力持续升高且超过地面设置的最高安全泵压，则裂缝封堵成功，准备施工材料进行下一条裂缝压裂。
步骤8、根据下一簇裂缝所在位置的基本地质情况从步骤S1开始，依次进行后续步骤，直至完成目标井所有裂缝压裂施工。压裂施工流程如图3所示。
步骤9、解除暂堵：待所有预设裂缝压裂施工完成后，向井筒内注入解堵剂，将缝口填充颗粒溶解，恢复各裂缝与井筒的流动通道，至此，完成该井的低成本单簇压裂施工改造。
对比传统多簇压裂效果和本发明提供的单簇压裂裂缝延伸情况，使用本发明提供的方法展开压裂作业，各裂缝依次展开压裂，裂缝延伸长度可控，多条裂缝压裂完成后裂缝延伸长度差别较小，压裂效果较好(如图4)。使用传统多簇压裂方法展开压裂作业后，三条裂缝的延伸长度存在明显差异，裂缝延伸长度不可控，裂缝延伸长度非均质性较强，压裂效果较差(如图5)。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (6)

1.一种分段压裂实现油气井均匀改造的方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：采用式(1)计算待压裂油气井每簇裂缝压裂完成时的缝口宽度wi：
Figure FDA0004159561990000011
式中：wi为裂缝缝口宽度，m；E为储层岩石杨氏模量，MPa；Q为压裂液排量，m3/s；μ为压裂液黏度，MPa·s；ν为岩石泊松比，无因次；h为产层厚度，m；t为压裂时间，s；
S2：在每次单簇压裂完毕后，需要尾追封堵颗粒来封隔裂缝；封堵颗粒由骨架颗粒和填充颗粒混合组成；所述填充颗粒为可溶解暂堵剂，填充颗粒粒径小于骨架颗粒粒径的1/3；分别取骨架颗粒和填充颗粒进行细筛，明确其粒径组成；按照公式(2)计算两种颗粒粒径的调和平均数作为封堵颗粒的平均粒径：
Figure FDA0004159561990000012
式中：a为封堵颗粒的平均粒径，m；bn为骨架颗粒中第n种颗粒的粒径，m；vn为骨架颗粒中第n种颗粒所占体积分数，无因次；cm为填充颗粒中第m种颗粒的粒径，m；gm为填充颗粒中第m种颗粒所占体积分数，无因次；T为填充颗粒占封堵颗粒的体积分数，无因次；
S3：检验封堵颗粒平均粒径a是否大于步骤S1计算出的缝口宽度的1/5：
Figure FDA0004159561990000013
若式(3)条件满足，平均粒径a是优化出的颗粒平均粒径，其对应的颗粒组成即为优化的颗粒粒径组成；若式(3)条件不满足，则选择更大粒径的骨架颗粒，根据步骤S2重新计算封堵颗粒的平均粒径，直到式(3)满足为止；
S4：计算封堵裂缝所需的尾追封堵颗粒的砂比Co：
Figure FDA0004159561990000014
式中：a为封堵颗粒的平均粒径，m；wi为裂缝缝口宽度，m；
S5：基于水力压裂模型和步骤S3、S4优化得到的封堵颗粒组成和尾追封堵颗粒的砂比，在压裂过程结束时尾追高浓度颗粒，模拟计算出裂缝缝口区域的砂比是否达到60％；如果未达到60％，则选择更大粒径的骨架颗粒，重复步骤S2～S5，直至模拟计算结果中裂缝缝口区域的砂比能够达到60％为止；
S6：压裂施工，压开裂缝；
S7：注入压裂液量达到该段设计液量的80～85％后，按照优化的尾追砂比泵注封堵颗粒封堵裂缝，确定封堵成功后进行下一簇裂缝压裂；
S8：根据下一簇裂缝所在位置基本地质情况重复步骤S1～S7，直至完成目标井所有裂缝压裂施工；
S9：向井筒内注入解堵剂溶解缝口的填充颗粒，恢复各裂缝与井筒的流动通道，即完成该井的单簇压裂施工改造。
2.如权利要求1所述的分段压裂实现油气井均匀改造的方法，其特征在于，所述步骤S2中，最开始选择粒径30-40目范围内的支撑剂颗粒作为骨架颗粒。
3.如权利要求1所述的分段压裂实现油气井均匀改造的方法，其特征在于，所述步骤S5中，采用的水力压裂模型为三维水力压裂模型：
Figure FDA0004159561990000021
式中：
w为裂缝宽度，m；t为时间，s；s为空间距离，m；i为压裂液注入滤失速度，m/s；qs为携砂压裂液流速，m/s；qd为颗粒运移速度，m/s；C为裂缝内颗粒的砂比；c为裂缝内颗粒的归一化体积浓度；μ为压裂液黏度，Pa·s；a为颗粒粒径；Δρ为压裂液与颗粒之间的密度差，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。
4.如权利要求1所述的分段压裂实现油气井均匀改造的方法，其特征在于，所述步骤S7中，封堵效果判定方法：封堵完成后，打开混砂车的旁通替挤流程，向井筒内注入替挤液，确保携砂液携带砂粒全部进入裂缝，若尾追段封堵颗粒进入底层后，井筒压力持续升高且超过地面设置的最高安全泵压，则裂缝封堵成功。
5.如权利要求1所述的分段压裂实现油气井均匀改造的方法，其特征在于，所述步骤S6具体方法是：采用连续油管将射孔工具下入对应深度，对需要压裂改造的层位进行第一簇射孔，射孔后连续油管不起出井筒，打开井口阀门，关闭循环放空阀门，逐台启动压裂泵车，按照压裂设计要求排量将压裂液挤入地层，压力由低到高直到稳定，确保井下管柱和工具工作正常，明确目的层位的吸液能力，试挤正常后，采用环空泵注，根据管柱摩阻和地层破裂压力选择合理最大排量，使裂缝形成并扩展延伸，记录油气层破裂瞬间的破裂压力。
6.如权利要求5所述的分段压裂实现油气井均匀改造的方法，其特征在于，进行步骤S6之前还需要进行压裂前准备工作，包括准备压裂设备和压裂材料，井场布置和井筒准备以及施工检查。
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