CN114427426A - 一种水平井分段压裂段内增压驱替方法及其应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种水平井分段压裂段内增压驱替方法及其应用，所述方法包括：依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂，其中，所述小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂各自独立地包括超低密度支撑剂、透油(气)阻水支撑剂和高密度支撑剂；在注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂时，各自独立地如下进行：先注入其中的超低密度支撑剂，再注入其中的透油(气)阻水支撑剂，最后注入其中的高密度支撑剂。本发明所述水平井分段压裂段内增压驱替技术可以解决致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、页岩油气藏及煤层气藏开发时无法有效补充地层能量的问题，可以提高开发效果。
Description
技术领域
本发明属于压裂领域，尤其涉及油气储层改造技术领域，具体地，涉及水平井分段压裂段内增压驱替技术。
背景技术
目前，水平井分段多簇压裂技术已广泛应用于致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、页岩油气藏及煤层气藏等的开发中。由于上述油气藏渗透率极低，很难采用注水或注气的方式进行地层能量的补充。通过降低返排率实现增压的方法，不利于提高驱替效果，容易将油气推向更远的地方，从而降低压裂开发效果。
中国专利CN109653721A公开了一种浅层低压低渗透油(气)藏压裂增能驱油一体化工艺方法，在对浅层低压低渗透油(气)藏进行压裂改造时，注入预前置液，关井，待井口压力平衡后，再依次注入前置液,携砂液和顶替液，进行压裂施工，压裂施工结束后，关井，压裂液破胶所产生的压裂破胶液不返排，关井结束后,开井生产；所述工艺方法能够实现压裂、增能及驱油三重功能，简化了压裂工艺,缩短了压裂时间，节约经济成本；压裂破胶液不返排，既节约水又保护环境，利用压裂破胶液增压效应，恢复和提高地层压力，解决了浅层低压低渗透油(气)藏压裂改造单井产量低、注水困难、最终采收率低问题。
中国专利CN107939365A公开了一种前置液增能压裂方案生成方法及装置，获取目标油井的油藏物理数据，并建立对应的油藏模型；基于所述油藏模型对目标油井在不同增能液注入量下的地层压力恢复状况进行模拟，得到地层压力恢复模型；基于所述地层压力恢复模型对不同增能液注入量下压裂所述目标油井时的产油状况进行模拟，得到对应的压裂模拟模型，及产油量与生产时间之间的对应关系；根据所述对应关系选取出使目标油井在预设生产时间段内产油效率最高或经济效益最高的增能液注入量，并基于所述增能液注入量的压裂模拟模型生成相应的压裂方案。所述方法应用范围广，可针对目标油井生成合适的前置液增能压裂方案，以提高对应油井的压裂产油量。
中国专利CN105927198A公开了一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法，包括以下步骤：S1,依据前期储层结垢类型分析，采用优化后的解堵液配方对老井原射孔段进行小排量挤入解堵液，解除地层蜡和无机垢；S2，依据储层重复压裂净压力需求，中排量对目的层段注入低粘驱油型压裂液；S3,目的层段注液末期进行以“小砂比、大排量、低粘液”为主要方式的“体积压裂”重复改造施工，进一步扩大储层改造体积，恢复井筒附近主裂缝导流能力；S4,目的层段施工完后，进行关井扩散压力，待井口压力降低为0MPa；S5,冲砂完井、投产。对初期改造不充分的储层或裂缝导流能力下降明显的油井，本发明进一步扩大储层改造体积，实现油井增产、降低自然递减的目的。
总的来说，对于致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、页岩油气藏及煤层气藏等类油气藏缺乏有效的能量补充方式。目前水平井分段多簇压裂仍然只聚焦如何提高裂缝的复杂性及改造体积上，不利于提高开发效益，因此，需要一种集压裂与增压一体化的技术，以解决上述局限性。
发明内容
针对致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、页岩油气藏及煤层气藏压裂时无法有效补充地层能量、开发效果提不上去的问题，本发明提出了一种水平井分段压裂段内增压驱替方法。所述方法以压裂各簇裂缝间增压自驱实现方法、透油(气)阻水功能支撑剂优选方法及透油(气)阻水功能支撑剂注入方式为核心。
本发明一方面在于提供一种水平井分段压裂段内增压驱替方法，具体如下：
(1)一种水平井分段压裂段内增压驱替方法，包括：依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂，其中，所述小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂各自独立地包括超低密度支撑剂、透油(气)阻水支撑剂和高密度支撑剂。
(2)根据上述(1)所述的增压驱替方法，其中，在注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂时，均是独立地如下进行：先注入其中的超低密度支撑剂，再注入其中的透油(气)阻水支撑剂，最后注入其中的高密度支撑剂。
(3)根据上述(1)所述的增压驱替方法，其中，所述超低密度支撑剂的视密度为1.0～1.05g/cm3，和/或，所述高密度支撑剂的视密度为2.8～3.3g/cm3，和/或，所述透油(气)阻水支撑剂的视密度为1.0～1.7g/cm3。
(4)根据上述(1)所述的增压驱替方法，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。
(5)根据上述(4)所述的增压驱替方法，其中，小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂的用量比为(2～3)：(1～2):1，优选为3:2:1。
(6)根据上述(1)～(5)之一所述的增压驱替方法，其中，所述方法包括以下步骤：
(I)依次注入70-140目超低密度支撑剂、70-140目透油(气)阻水支撑剂和70-140目高密度支撑剂；
(II)依次注入40-70目超低密度支撑剂、40-70目透油(气)阻水支撑剂和40-70目高密度支撑剂；
(III)依次注入30-50目超低密度支撑剂、30-50目透油(气)阻水支撑剂和30-50目高密度支撑剂。
(7)根据上述(6)所述的增压驱替方法，其中，在各步骤中，超低密度支撑剂的用量与透油(气)阻水支撑剂的用量之比为(1～3):1，优选为2:1。
(8)根据上述(6)所述的增压驱替方法，其中，在各步骤中，高密度支撑剂的总用量与透油(气)阻水支撑剂的用量之比为1:(1～3)，优选为1:2。
(9)根据上述(6)所述的增压驱替方法，其中，采用的压裂液满足如下条件：破胶后压裂液的导流能力小于气测导流能力的10％，小于油测导流能力的30％。
(10)根据上述(9)所述的增压驱替方法，其中，
自步骤(I)至步骤(III)，随着支撑剂的粒径增大，采用的压裂液的黏度随着增大；和/或
在步骤(I)至步骤(III)每个独立的步骤中，随着注入的支撑剂的视密度增大，采用的压裂液的黏度随着增大。
本发明第二方面在于提供本发明第一方面所述的增压驱替方法在水平井分段压裂中的应用。
本发明第三方面在于提供本一种水平井分段压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、射孔作业；
步骤2、酸预处理作业；
步骤3、前置液造缝；
步骤4、采用上述(1)～(10)之一所述的增压驱替方法进行加砂作业；
步骤5、顶替作业；
步骤6、其它段的压裂施工，直到将所有段施工完为止；
步骤7、压后钻塞、返排、测试及生产。
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：本发明所述水平井分段压裂段内增压驱替方法可以解决致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、页岩油气藏及煤层气藏开发时无法有效补充地层能量的问题，可以提高开发效果。
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水平井分段压裂段内增压驱替方法，包括：依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂，其中，所述小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂各自独立地包括超低密度支撑剂、透油(气)阻水支撑剂和高密度支撑剂。
在一种优选的实施方式中，在注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂时，各自独立地如下进行：先注入其中的超低密度支撑剂，再注入其中的透油(气)阻水支撑剂，最后注入其中的高密度支撑剂。
其中，缩小簇间距离，通过透油(气)阻水支撑剂将压裂液滞留于各簇裂缝系统，引起的地层压力增加效应会对左右相邻的裂缝具有真正的驱替作用。
在一种优选的实施方式中，所述超低密度支撑剂的视密度为1.0～1.05g/cm3；和/或，所述高密度支撑剂的视密度为2.8～3.3g/cm3；和/或，所述透油(气)阻水支撑剂的视密度为1.0～1.7g/cm3，优选为1.2～1.5g/cm3。
在一种优选的实施方式中，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。
在进一步优选的实施方式中，小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂的用量比为(2～3):(1～2):1，优选为3:2:1。
其中，小粒径支撑剂的用量以小粒径超低密度支撑剂、小粒径透油(气)阻水支撑剂和小粒径高密度支撑剂的总用量计，所述中粒径支撑剂的用量以中粒径超低密度支撑剂、中粒径透油(气)阻水支撑剂和中粒径高密度支撑剂的总用量计，所述大粒径支撑剂的用量以大粒径超低密度支撑剂、大粒径透油(气)阻水支撑剂和大粒径高密度支撑剂的总用量计。
在一种优选的实施方式中，所述方法包括以下步骤：
(I)依次注入70-140目超低密度支撑剂、70-140目透油(气)阻水支撑剂和70-140目高密度支撑剂；
(II)依次注入40-70目超低密度支撑剂、40-70目透油(气)阻水支撑剂和40-70目高密度支撑剂；
(III)依次注入30-50目超低密度支撑剂、30-50目透油(气)阻水支撑剂和30-50目高密度支撑剂。
在一种优选的实施方式中，在各步骤中，超低密度支撑剂与透油(气)阻水支撑剂的用量比为(1～3):1，优选为2:1。
在一种优选的实施方式中，在各步骤中，高密度支撑剂与透油(气)阻水支撑剂的用量比为1:(1～3)，优选为1:2。
在一种优选的实施方式中，采用的压裂液满足如下条件：破胶后压裂液的导流能力小于气测导流能力的10％，小于油测导流能力的30％。
经过上述限定得到优选的压裂液体系。
在一种优选的实施方式中，自步骤(I)至步骤(III)，随着支撑剂的粒径增大，采用的压裂液的黏度随着增大。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(I)至步骤(III)每个独立的步骤中，随着注入的支撑剂的视密度增大，采用的压裂液的黏度随着增大。
在一种优选的实施方式中，在步骤(I)中，采用黏度2-10mPa.s的压裂液。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(I)中，采用2-3mPa.s的压裂液携带所述小粒径超低密度支撑剂，采用5-6mPa.s的压裂液携带所述小粒径透油(气)阻水支撑剂，采用9-10mPa.s的压裂液携带所述小粒径高密度支撑剂。
在一种优选的实施方式中，在步骤(II)中，采用黏度5-15mPa.s的压裂液。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(II)中，采用5-6mPa.s的压裂液携带所述中粒径超低密度支撑剂，采用9-10mPa.s的压裂液携带所述中粒径透油(气)阻水支撑剂，采用14-15mPa.s的压裂液携带所述中粒径高密度支撑剂。
在一种优选的实施方式中，在步骤(III)中，采用黏度40-80mPa.s的压裂液。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(III)中，采用40-45mPa.s的压裂液携带所述大粒径超低密度支撑剂，采用50-55mPa.s的压裂液携带所述大粒径透油(气)阻水支撑剂，采用75-80mPa.s的压裂液携带所述大粒径高密度支撑剂。
本发明目的之二在于提供本发明目的之一所述方法在水平井分段压裂中的应用。
本发明目的之三在于提供一种水平井分段压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、射孔作业；
步骤2、酸预处理作业；
步骤3、前置液造缝；
步骤4、采用本发明目的之一所述段内增压驱替方法进行加砂作业；
步骤5、顶替作业；
步骤6、其它段的压裂施工，直到将所有段施工完为止；
步骤7、压后钻塞、返排、测试及生产。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，注酸排量1-1.5m3/min，替酸排量3-6m3/min，但等酸到达靠近A靶点的第一个射孔簇后，再将排量降低到先前的注酸低排量。然后，分1-2次逐级提高替酸排量，每次提高排量的幅度在2-3m3/min，以确保酸液在各簇射孔处的均匀分布或接近均匀分布。
在一种优选的实施方式中，在步骤3中，先泵入黏度2-3mPa.s的压裂液，排量10-15m3/min。如层理缝异常发育，则采用20-50m3黏度50-60mPa.s的高黏度压裂液前置，且排量在1-2min内快速提到设计的最高值，以增加垂直裂缝的高度，避免裂缝改造体积因此大幅度降低的被动局面出现。
在进一步优选的实施方式中，为了增加各簇裂缝均匀延伸的概率，在前置液的中后期(为该阶段总加液量的60％)，注入10-20m3的黏度80-90mPa.s的高黏度胶液，且在加砂时该胶液可快速破胶水化。
其中，加入高黏度胶液的目的就是利用其密度与压裂液相当的特殊性，封堵或部分封堵进液多的簇，从而确保后续注入的压裂液更多地进入先前进液少的簇。
【实施例】
下面结合具体附图及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。
本发明实施例中所述透气阻水支撑剂采用的是北京仁创科技集团有限公司生产的孚盛砂IV型。
【实施例1】
本发明在华北地区某致密气井中得到应用。首先筛选出了满足该井储层条件的透气阻水支撑剂，其粒径分别为80-120目、40-70目及30-50目，导流能力也满足要求。
1)压裂施工方案优化
包括压前储层评价、水平井综合甜点确定及段簇位置优选、压裂液优选、支撑剂类型及导流能力优选、压裂施工参数优选等，参照常规流程及参数执行。
2)透油(气)阻水支撑剂评价及筛选
选择不同的涂抹聚合物的支撑剂进行导流能力测试评价。先是流动介质用油及气测试，然后用压裂液破胶液测试，压裂液破胶液测试的导流能力应是气的10％以下，油的30％以下。否则，重新筛选上述特殊功能的支撑剂。如还达不到要求，应重新筛选或合成新的聚合物，直到达到上述技术指标要求为止。透油(气)阻水支撑剂的视密度为1.2g/cm3，粒径为80-120目、40-70目及30-50目三种。
3)桥塞射孔联作作业
4)酸预处理作业
15％酸用量为15m3，注酸排量1.5m3/min，替酸排量4m3/min，但等酸到达靠近A靶点的第一个射孔簇后，再将排量降低到先前的注酸低排量。然后，分1-2次逐级提高替酸排量，每次提高排量的幅度在2-3m3/min，以确保酸液在各簇射孔处的均匀分布或接近均匀分布。
5)前置液造缝施工
泵入的压裂液黏度2-3mPa.s，体积300m3，排量10-15m3/min。该井理缝比较发育，可用40m3黏度50-60mPa.s的高黏度压裂液前置，且排量应在1-2min内快速提到设计的最高值，以增加垂直裂缝的高度，避免裂缝改造体积因此大幅度降低的被动局面出现。
为了增加各簇裂缝均匀延伸的概率，在前置液的中后期(为该阶段总加液量的60％)，可各注入20m3的黏度80-90mPa.s的高黏度胶液，且在加砂时该胶液可快速破胶水化。加入高黏度胶液的目的就是利用其视密度与压裂液相当的特殊性，封堵或部分封堵进液多的簇，从而确保后续注入的压裂液更多地进入先前进液少的簇。
6)小粒径支撑剂注入施工
三种密度的支撑剂都按段塞式方式进行加砂，压裂液黏度2-3mPa.s，排量15m3/min，砂液比为2-4-6-8-10％，每个砂液比体积为80m3，隔离液体积按1:1进行设计。为了增加携砂能力，携带超低密度支撑剂的压裂液黏度2-3mPa.s，中密度支撑剂(即透油(气)阻水支撑剂)的压裂液黏度5-6mPa.s，高密度支撑剂的压裂液黏度9-10mPa.s。
7)中粒径支撑剂注入施工
三种密度的支撑剂都按长段塞式方式进行加砂，压裂液黏度12-15mPa.s，15m3/min，砂液比为6-8-10％，12-14-16％，每个砂液比体积40m3，隔离液体积按当段井筒容积进行设计。为了增加携砂能力，超低密度支撑剂的压裂液黏度5-6mPa.s，中密度支撑剂(即透油(气)阻水支撑剂)的压裂液黏度9-10mPa.s，高密度支撑剂的压裂液黏度14-15mPa.s。
8)大粒径支撑剂注入施工
三种密度的支撑剂都按连续加砂方式进行加砂，压裂液黏度25-30mPa.s，排量15m3/min，砂液比为16-19-22-25％，每个砂液比体积15m3。为了增加携砂能力，超低密度支撑剂的压裂液黏度40-45mPa.s，中密度支撑剂(即透油(气)阻水支撑剂)的压裂液黏度50-55mPa.s，高密度支撑剂的压裂液黏度75-80mPa.s。
9)顶替作业
取当段井筒容积的110％进行适当过顶替，且前30％采用黏度40-50mPa.s的高黏度胶液，以清扫水平井筒内沉砂效应，便于下段下桥塞作业。然后，换用黏度2-3mPa.s的低黏度压裂液注入，排量15m3/min，直到完成预定的顶替量为止。
10)其它段的施工，重复步骤3)～步骤9)，直到将所有段施工完为止。
11)其它钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
压后近井储层压力较同类型井高出约15％，测试产量达到4.5万方/天，高出同类型井约20％。
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)
1.一种水平井分段压裂段内增压驱替方法，包括：依次注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂，其中，所述小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂各自独立地包括超低密度支撑剂、透油阻水支撑剂和高密度支撑剂。
2.根据权利要求1所述的增压驱替方法，其特征在于，在注入小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂时，各自独立地如下进行：先注入其中的超低密度支撑剂，再注入其中的透油阻水支撑剂，最后注入其中的高密度支撑剂。
3.根据权利要求1所述的增压驱替方法，其特征在于，所述超低密度支撑剂的视密度为1.0～1.05g/cm3，和/或，所述高密度支撑剂的视密度为2.8～3.3g/cm3，和/或，所述透油阻水支撑剂的视密度为1.0～1.7g/cm3。
4.根据权利要求1所述的增压驱替方法，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。
5.根据权利要求4所述的增压驱替方法，其特征在于，小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和大粒径支撑剂的用量比为(2～3):(1～2):1。
6.根据权利要求1～5之一所述的增压驱替方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
(I)依次注入70-140目超低密度支撑剂、70-140目透油阻水支撑剂和70-140目高密度支撑剂；
(II)依次注入40-70目超低密度支撑剂、40-70目透油阻水支撑剂和40-70目高密度支撑剂；
(III)依次注入30-50目超低密度支撑剂、30-50目透油阻水支撑剂和30-50目高密度支撑剂。
7.根据权利要求6所述的增压驱替方法，其特征在于，在各步骤中，超低密度支撑剂与透油阻水支撑剂的用量比为(1～3):1。
8.根据权利要求6所述的增压驱替方法，其特征在于，在各步骤中，高密度支撑剂与透油阻水支撑剂的用量比为1:(1～3)。
9.根据权利要求6所述的增压驱替方法，其特征在于，采用的压裂液满足如下条件：破胶后压裂液的导流能力小于气测导流能力的10％，小于油测导流能力的30％。
10.根据权利要求9所述的增压驱替方法，其特征在于，
自步骤(I)至步骤(III)，随着支撑剂的粒径增大，采用的压裂液的黏度随着增大；和/或
在步骤(I)至步骤(III)每个独立的步骤中，随着注入的支撑剂的密度增大，采用的压裂液的黏度随着增大。
11.权利要求1～10之一所述的增压驱替方法在水平井分段压裂中的应用。
12.一种水平井分段压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、射孔作业；
步骤2、酸预处理作业；
步骤3、采用权利要求1～10之一所述的增压驱替方法进行加砂作业；
步骤4、顶替作业；
步骤5、其它段的压裂施工，直到将所有段施工完为止；
步骤6、压后钻塞、返排、测试及生产。
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