CN114427417A - 一种应力差异大的多层储层压裂方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种应力差异大的多层储层压裂方法与应用，所述方法包括：步骤1、桥塞射孔联作作业；步骤2、酸预处理作业；步骤3、注入低黏度压裂液；步骤4、缝底及缝顶暂堵剂的注入；步骤5、重复步骤3～4；步骤6、缝端暂堵剂注入；步骤7、支撑剂注入施工；步骤8、顶替作业。具体地，所述方法以不同高应力层位射孔方式优选、裂缝全封堵方法及缝宽打磨扩展方法为核心，解决了压裂时裂缝无法同时在低应力及高应力储层有效扩展的技术难题。同时，所述方法能有效促进裂缝在高、低地应力层位中扩展，利于提高压裂改造效果。
Description
技术领域
本发明涉及多层储层压裂技术，尤其涉及一种应力差异大的多层储层压裂方法与应用。
背景技术
近年来多层油气储层且各层最小水平主应力差异比较明显的油气藏大量出现。由于各层的应力不同，加之水平井筒在纵向上的穿行层位不同，目前的压裂技术会促使裂缝在低地应力层快速延伸，而高应力层无法有效延伸。如果水平井筒穿行在高应力层，则裂缝会容易在纵向上沟通低地应力层，但一旦沟通，则裂缝又会大部分表现为低应力层的延伸。总的结果是裂缝都大部分在低地应力层里延伸，导致各层的改造力度及改造潜力大幅度降低。
中国专利CN105370268A公开了一种优化水平井分段压裂参数的方法和装置。所述方法包括：获取水平井勘探工区内样本点地层的岩石弹性参数和矿物组分参数；获取所述工区的岩石弹性参数数据体和矿物组分参数数据体；基于所述岩石弹性参数和矿物组分参数，以及所述岩石弹性参数数据体和矿物组分参数数据体，获取所述工区内每个地层的脆性参数和总有机碳含量参数；获取所述工区的裂缝展布特征和水平应力差异比；基于所述脆性参数和总有机碳含量参数，以及所述裂缝展布特征和水平应力差异比，优化所述工区的分段压裂参数。本申请实施例的方法和装置，可以提高水平井分段压裂参数的优化效果，为实现油气资源产能最大化提供保证。
中国专利CN107470791A提供了一种页岩气水平井分段压裂变密度簇射孔方法及射孔枪，属于油气田增产开发领域。该方法包括：S1，求取水平井筒方向地应力剖面、纵向地应力剖面和地质甜点及工程甜点；S2，初步确定簇射孔参数；S3，优化簇射孔参数；S4，在S3确定的射孔压裂位置上进行沿水平井筒周向上的射孔，这样，射孔眼分布在一个平面的圆周上；S5，不同射孔簇采用变密度射孔：若沿水平井筒的地应力剖面差异大，则在不同射孔簇采用变密度射孔；S6，如果某射孔簇所处位置处的页岩地应力高，则在周向上增加此处的射孔的数量和或扩大孔径，反之则减少射孔的数量和或缩小孔径，以保证各簇射孔能够均匀进液和获得相同的裂缝长度。
但是，现有技术中针对应力差异大的多层储层压裂技术的涉及仍不多，因此，如何在地应力差异大的多层储层压裂中充分动用低应力及高应力层，是需要解决的现实问题。
发明内容
为了克服现有技术中存在的问题，本发明分析了目前应力差异大的多层油气储层压裂技术的不足，提出一种应力差异大的多层储层压裂方法，该方法以不同高应力层位射孔方式优选、裂缝全封堵方法及缝宽打磨扩展方法为核心，应用表明该技术能有效促进裂缝在高、低地应力层位中扩展，利于提高压裂改造效果，所述方法主要用以解决压裂时裂缝无法同时在低应力及高应力储层有效扩展的技术难题。
本发明一方面提供了一种应力差异大的多层储层压裂方法，具体方案如下：
(1)一种应力差异大的多层储层压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、桥塞射孔联作作业；
步骤2、酸预处理作业；
步骤3、注入低黏度压裂液；
步骤4、缝底及缝顶暂堵剂的注入；
步骤5、重复步骤3～4；
步骤6、缝端暂堵剂注入；
步骤7、支撑剂注入施工；
步骤8、顶替作业。
(2)根据上述(1)所述的多层储层压裂方法，其中，在步骤1之前进行以下步骤：
步骤1-1、多层地应力剖面的评估；
步骤1-2、水平井筒穿行轨迹设计；
步骤1-3、射孔方式及参数确定；
步骤1-4、裂缝参数及压裂施工参数的优化；
步骤1-5、暂堵剂注入参数优化。
(3)根据上述(1)所述的多层储层压裂方法，其中，在步骤1中，采用定向射孔或螺旋射孔作业。
(4)根据上述(3)所述的多层储层压裂方法，其中，当高应力层分布在多层储层的顶部和/或底部时，采用定向射孔作业，当高应力层在多层储层的中间位置，则采用螺旋式射孔作业。
(5)根据上述(1)所述的多层储层压裂方法，其中，在步骤3中，采用低黏度压裂液进行慢提排量施工，其中，所述低黏度压裂液的黏度为6～9mPa.S；和/或，所述慢提排量施工按以下方式进行：以2m3/min为初始排量，在最高限压条件下排量每隔5～10min提高40～50％，直至达到具体设计排量。
(6)根据上述(1)所述的多层储层压裂方法，其中，在步骤4中，先连续注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂，直至发生封堵；优选地，超低密度暂堵剂与高密度暂堵剂的用量比为1:1～7:3；
更优选地，所述超低密度暂堵剂的视密度为1.0～1.2g/cm3、粒径为70～180目，所述高密度暂堵剂的视密度为3.2～3.4g/cm3、粒径为70～180目。
(7)根据上述(6)所述的多层储层压裂方法，其中，在注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂时，通过井口施工压力的变化判断缝长方向的缝底及缝顶是否被完全封堵，其中，在施工参数不变的情况下井口压力从一直降低变为平稳甚至升高5～10％，说明封堵成功。
(8)根据上述(6)所述的多层储层压裂方法，其中，在注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂之后再连续注入超低密度暂堵剂，直至发生封堵；优选地，，在注入所述超低密度暂堵剂时，当井口压力上升速率为1-2MPa/min时，发生封堵。
(9)根据上述(1)所述的多层储层压裂方法，其中，在步骤6中，注入常规密度暂堵剂进行缝端封堵，其中，所述常规密度暂堵剂的视密度为3.0～3.2g/cm3、粒径为70～180目。
(10)根据上述(1)～(9)之一所述的多层储层压裂方法，其中，在步骤7中，依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂。
(11)根据上述(10)所述的多层储层压裂方法，其中，
所述小粒径支撑剂的粒径为70～140目，所述中粒径支撑剂的粒径为40～70目，所述大粒径支撑剂的粒径为30～50目；和/或
所述小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂的用量比根据具体压裂设计而定。
本发明另一方面在于提供本发明第一方面所述多层储层压裂方法在应力差异大的多层储层压裂中的应用。
附图说明
图1示出本发明所述方法的流程示意图。
具体实施方式
下面通过对本发明进行详细说明，本发明的特点和优点将随着这些说明而变得更为清楚、明确。
本发明的目的之一在于提供一种应力差异大的多层储层压裂改造方法，包括以下步骤：
步骤1、桥塞射孔联作作业；
步骤2、酸预处理作业；
步骤3、注入低黏度压裂液；
步骤4、缝底及缝顶暂堵剂的注入；
步骤5、重复步骤3～4；
步骤6、缝端暂堵剂注入；
步骤7、依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂；
步骤8、顶替作业。
在一种优选的实施方式中，在步骤1之前进行以下步骤：
步骤1-1、多层地应力剖面的评估；
步骤1-2、水平井筒穿行轨迹设计；
步骤1-3、射孔方式及参数确定；
步骤1-4、裂缝参数及压裂施工参数的优化；
步骤1-5、暂堵剂注入参数优化。
在一种优选的实施方式中，在步骤1中，采用定向射孔或螺旋射孔作业。
在进一步优选的实施方式中，在步骤1中，当高应力层分布在多层储层的顶部和/或底部时，采用定向射孔作业，当高应力层在多层储层的中间位置，则采用螺旋式射孔作业。
其中，在确保水平井筒沿高地应力层位穿行的前提下，如果高应力层分布在储层的顶部或底部，为了增加均匀压开与延伸多个小层的目的，采用定向射孔技术，只向低地应力层方向射孔。如果高应力层在多层储层的中间位置，则采用正常的螺旋式射孔技术。
在一种优选的实施方式中，在步骤3中，采用低黏度压裂液进行慢提排量施工。
在进一步优选的实施方式中，在步骤3中，所述低黏度压裂液的黏度为6～9mPa.S。
在更进一步优选的实施方式中，所述所述慢提排量施工按以下方式进行：以2m3/min为初始排量，在最高限压条件下排量每隔5～10min提高40～50％，直至达到具体设计排量。
在一种优选的实施方式中，在步骤4中，先连续注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂，直至发生封堵。
在进一步优选的实施方式中，超低密度暂堵剂与高密度暂堵剂的用量比为1:1～7:3，优选为1:1～2:1，例如1:1。
其中，所述超低密度暂堵剂的视密度为1.0～1.2g/cm3(例如1.05g/cm3)、粒径为70～180目，所述高密度暂堵剂的视密度为3.2～3.4g/cm3(例如3.4g/cm3)、粒径为70～180目。
在更进一步优选的实施方式中，在注入低密度暂堵剂和高密度暂堵剂时，通过井口施工压力的变化判断缝长方向的缝底及缝顶是否被完全封堵，优选地，在施工参数不变的情况下井口压力从一直降低变为平稳甚至略有升高(优选升高5～10％)，说明封堵成功。
在一种优选的实施方式中，在注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂之后再连续注入超低密度暂堵剂，直至发生封堵。
在进一步优选的实施方式中，在注入所述超低密度暂堵剂时，当井口压力上升速率为1-2MPa/min时，说明裂缝在垂向上获得了完全的封堵，否则要提高暂堵剂注入浓度，直到封堵发生。
在一种优选的实施方式中，在裂缝长度及垂直方向的封堵过程中可注入一段隔离液，再进行封堵施工，优选在步骤4进行到60％～70％时注入一段隔离液。
在一种优选的实施方式中，在步骤6中，注入常规密度暂堵剂进行缝端封堵。
在进一步优选的实施方式中，所述常规密度暂堵剂的视密度为3.0～3.2g/cm3(例如3.2g/cm3)、粒径为70～180目。
其中，在裂缝顶及底部施工结束后可进行裂缝端部的封堵。
在一种优选的实施方式中，在步骤7中，依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂。
在进一步优选的实施方式中，在步骤7中，所述小粒径支撑剂的粒径为70～140目，所述中粒径支撑剂的粒径为40～70目，所述大粒径支撑剂的粒径为30～50目。
其中，在压裂施工早期加入大量小粒径支撑剂，实现对裂缝较窄处的打磨，以扩大缝宽，利于后续施工。
在更进一步优选的实施方式中，所述小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂的用量比根据具体压裂涉及方案而定。
其中，小粒径支撑剂和中粒径支撑剂是长段塞注入施工，大粒径支撑剂连续注入施工。
本发明目的之二在于提供本发明目的之一所述多层储层压裂改造方法在应力差异大的多层储层压裂中的应用。
在本发明中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。在下文中，各个技术方案之间原则上可以相互组合而得到新的技术方案，这也应被视为在本文中具体公开。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：本发明所述压裂改造方法可以有效促进裂缝在高、低地应力层位中扩展，利于提高压裂改造效果。
【实施例】
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在以下具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，由此而形成的技术方案属于本说明书原始公开内容的一部分，同时也落入本发明的保护范围。
实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。
【实施例1】
某井主力层位有3个应力差异较明显的应力剖面，属于典型的应力差异大的多层油气储层。
按照要求该井水平段基本在高应力层中部穿行，因此，采用常规螺旋射孔方式。根据储层应力及岩石力学性质评价结果，优化了压裂液体系(三种不同粘度6-9mPa.s、12-15mPa.s、25-30mPa.s)，选择视密度1.05g/cm3的超低密度暂堵剂，视密度3.2g/cm3的常规密度暂堵剂及视密度3.4g/cm3的高密度暂堵剂，暂堵剂粒径范围为70-180目，支撑剂为常规的70-140目、40-70目及30-50目陶粒。
(1)采用常见泵送桥塞加射孔联作方式进行分段射孔，共分20段，每段2-3簇，射孔孔密16孔/m。
(2)以2m3/min排量注入20m3的15％盐酸进行酸预处理。
(3)低黏度压裂液慢提排量施工
采用黏度7mpa.s的低黏度压裂液(滑溜水)，体积为50m3，采取变排量的慢提排量方式，所述慢提排量施工按以下方式进行：以2m3/min为初始排量，在最高限压条件下排量每隔5～10min提高约50％，直至达到具体设计排量。
(4)缝底及缝顶暂堵剂的注入
选择粒径70-180目高密度与超低密度暂堵剂，保证两者混合比例为1：1，施工砂液比为2-4-6％，采用连续注入，每个砂比的体积为15m3，排量为设计排量的60％(9m3/min)。然后连续注入超低密度暂堵剂，当井口压力上升速率为1-2MPa/min时，说明发生封堵，则进入下一个施工阶段。
(5)重复步骤(3)和步骤(4)。
(6)缝端暂堵剂注入
加入常规密度暂堵剂，粒径70-180目，施工砂液比3-6-9％，采用连续加入模式，每个砂液比的体积为10m3，排量为设计排量的60％(9m3/min)。
(7)小粒径支撑剂加入施工
加入粒径70-140目小粒径支撑剂，用7mpa.s低黏度压裂液携带，按段塞式加入模式，砂液比为2％、4％、6％、8％、10％，每个砂液比的体积为80m3，前3个砂液比可段塞式，与隔离液的比例可为1.5：1，后2个砂液比为连续加砂模式，排量为优化排量的100％(15m3/min)。
(8)中粒径支撑剂长段塞注入施工
采用黏度12mpa.s的中黏度压裂液携带40-70目支撑剂，采用长段塞加砂模式，砂液比为8-11-14％和17-20-23％，每个砂液比的体积40-50m3，中间隔离液取当段的一个井筒容积(45m3)，排量为15m3/min。
(9)大粒径支撑剂连续注入施工
采用黏度25mpa.s的中高黏度压裂液携带30-50目支撑剂，采用连续加砂模式，砂液比为18-23-28％，每个砂液比的体积10m3，排量为15m3/min。
(10)顶替作业
取当段井筒容积的110％进行适量的过顶替作业，且前40％采用黏度25mpa.s的中高黏度压裂液，之后换用黏度7mpa.s的低黏度压裂液，排量为15m3/min。
(11)其它段的压裂施工，重复上述步骤，直到将所有段施工完为止。
【实施例2】
某井主力层位有3个应力差异较明显的应力剖面，属于典型的应力差异大的多层油气储层。该井水平段在高应力底部穿行，因此，采用定向射孔方式。具体为定向向上射孔。
(1)采用常见泵送桥塞加射孔联作方式进行定向向上射孔，共分18段，每段5-8簇，射孔孔密6孔/m。
(2)以2m3/min排量注入10m3的15％盐酸进行酸预处理。
(3)低黏度压裂液慢提排量施工
采用黏度9mpa.s的低黏度压裂液(滑溜水)，体积为40m3，采取变排量的慢提排量方式，所述慢提排量施工如下进行：以2m3/min为初始排量，在最高限压条件下排量每隔8min提高约50％，直至达到具体设计排量。
(4)缝底及缝顶暂堵剂的注入
选择粒径70-180目高密度与超低密度暂堵剂，保证两者混合比例为1：1，施工砂液比为2-5-8％，采用连续注入，每个砂比的体积为20m3，排量为设计排量的60％(10.8m3/min)。然后连续注入超低密度暂堵剂，当井口压力上升速率为1-2MPa/min时，说明发生封堵，则进入下一个施工阶段。
(5)重复步骤(3)和步骤(4)。
(6)缝端暂堵剂注入
加入常规密度暂堵剂，粒径70-180目，施工砂液比4-6-8％，采用连续加入模式，每个砂液比的体积为15m3，排量为设计排量的60％(10.8m3/min)。
(7)小粒径支撑剂加入施工
加入粒径70-140目小粒径支撑剂，用9mpa.s低黏度压裂液携带，按段塞式加入模式，砂液比为3％、5％、7％、9％、11％，每个砂液比的体积为80m3，前3个砂液比可段塞式，与隔离液的比例可为1.5：1，后2个砂液比为连续加砂模式，排量为优化排量的100％(18m3/min)。
(8)中粒径支撑剂长段塞注入施工
采用黏度12mpa.s的中黏度压裂液携带40-70目支撑剂，采用长段塞加砂模式，砂液比为8-10-12％和16-18-22％，每个砂液比的体积40m3，中间隔离液取当段的一个井筒容积(55m3)，排量为18m3/min。
(9)大粒径支撑剂连续注入施工
采用黏度28mpa.s的中高黏度压裂液携带30-50目支撑剂，采用连续加砂模式，砂液比为18-22-26％，每个砂液比的体积10m3，排量为18m3/min。
(10)顶替作业
取当段井筒容积的120％进行适量的过顶替作业，且前50％采用黏度28mpa.s的中高黏度压裂液，之后换用黏度9mpa.s的低黏度压裂液，排量为18m3/min。
(11)其它段的压裂施工，重复上述步骤，直到将所有段施工完为止。
以上结合具体实施方式和范例性实例对本发明进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本发明的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本发明精神和范围的情况下，可以对本发明技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本发明的范围内。本发明的保护范围以所附权利要求为准。
Claims (12)
1.一种应力差异大的多层储层压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、桥塞射孔联作作业；
步骤2、酸预处理作业；
步骤3、注入低黏度压裂液；
步骤4、缝底及缝顶暂堵剂的注入；
步骤5、重复步骤3～4；
步骤6、缝端暂堵剂注入；
步骤7、支撑剂注入施工；
步骤8、顶替作业。
2.根据权利要求1所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在步骤1之前进行以下步骤：
步骤1-1、多层地应力剖面的评估；
步骤1-2、水平井筒穿行轨迹设计；
步骤1-3、射孔方式及参数确定；
步骤1-4、裂缝参数及压裂施工参数的优化；
步骤1-5、暂堵剂注入参数优化。
3.根据权利要求1所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在步骤1中，采用定向射孔或螺旋射孔作业。
4.根据权利要求3所述的多层储层压裂方法，其特征在于，当高应力层分布在多层储层的顶部和/或底部时，采用定向射孔作业，当高应力层在多层储层的中间位置，则采用螺旋式射孔作业。
5.根据权利要求1所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在步骤3中，采用低黏度压裂液进行慢提排量施工，其中，所述低黏度压裂液的黏度为6～9mPa.S；和/或，所述慢提排量施工按以下方式进行：以2m3/min为初始排量，在最高限压条件下排量每隔5～10min提高40～50％，直至达到具体设计排量。
6.根据权利要求1所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在步骤4中，先连续注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂，直至发生封堵；优选地，超低密度暂堵剂与高密度暂堵剂的用量比为1:1～7:3；
更优选地，所述超低密度暂堵剂的视密度为1.0～1.2g/cm3、粒径为70～180目，所述高密度暂堵剂的视密度为3.2～3.4g/cm3、粒径为70～180目。
7.根据权利要求6所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂时，通过井口施工压力的变化判断缝长方向的缝底及缝顶是否被完全封堵，其中，在施工参数不变的情况下井口压力从一直降低变为平稳甚至升高5～10％，发生封堵。
8.根据权利要求6所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在注入超低密度暂堵剂和高密度暂堵剂之后再连续注入超低密度暂堵剂，直至发生封堵；优选地，在注入所述超低密度暂堵剂时，当井口压力上升速率为1-2MPa/min时，说明发生封堵。
9.根据权利要求1所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在步骤6中，注入常规密度暂堵剂进行缝端封堵，其中，所述常规密度暂堵剂的视密度为3.0～3.2g/cm3、粒径为70～180目。
10.根据权利要求1～9之一所述的多层储层压裂方法，其特征在于，在步骤7中，依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂。
11.根据权利要求10所述的多层储层压裂方法，其特征在于，
所述小粒径支撑剂的粒径为70～140目，所述中粒径支撑剂的粒径为40～70目，所述大粒径支撑剂的粒径为30～50目。
12.权利要求1～11之一所述的多层储层压裂方法在应力差异大的多层储层压裂中的应用。
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