CN114790883A - 一种变段长和变簇数水平向井压裂方法及其应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种变段长和变簇数水平向井压裂方法及其应用。所述方法包括在水平向井压裂中，将水平向井按不等段长、不等簇数分段，大段长和小段长交替分段，相邻段长长度差为20‑40m。本发明提供变段长和变簇数压裂方法，不额外增加施工成本，可以根据现场情况进行调节，并可增加油气产量。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采领域，具体的说，本发明涉及一种变段长和变簇数水平向井压裂方法及其应用。
背景技术
在低渗透超低渗透长水平井井段的油气井中，一次压裂的笼统施工仅能对某一部分储层进行改造，因此需要分段进行改造，以保证所有储层层段得到有效改造。大幅增加页岩气水平井产量，是油气工业界比较关心的难题。
为了解决上述问题，CN112031733A提供了一种深层页岩储层复杂缝网形成和高效支撑的压裂方法，包括压裂前准备、射孔作业、储层裂缝起裂和第一阶段裂缝扩展、第二阶段裂缝扩展和加入支撑剂、第一次频繁突变排量输送支撑剂、暂堵、第三阶段裂缝扩展和加入支撑剂、第二次频繁突变排量输送支撑剂、第二段及后续压裂段压裂等多个步骤。通过泵注前置高粘度胶液、突变排量压裂、配置合理的排量和砂比等方法，可在深层页岩储层中形成复杂裂缝网络和对裂缝形成高效支撑，解决了深层页岩储层地应力高和储层裂缝欠发育带来的压裂缝网单一、裂缝支撑效率有限等难题。
CN111878051A提供了一种页岩储层控缝匀扩压裂方法，具体包括：压裂方案设计、入井材料优选、现场施工实施等3个关键方法与技术组成。(1)压裂方案设计，主要包括分段设计、射孔设计、规模设计和暂堵设计；(2)入井材料优选，主要包含支撑剂优选和压裂流体优选；(3)现场施工实施，主要包含暂堵施工和加砂模式两部分。该方法与箱体改造理论及密切割技术相比具有改造体积更大，裂缝复杂程度更高，储层动用效率更好等优点，同时有力减弱了套变及压窜对储层增产改造带来的不利影响，适宜在我国南方页岩气区块进行推广应用，为当前页岩气井高效开发提供了确实可行的技术手段。
但上述方法均存在工艺复杂，产量提高幅度小的缺点。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种水平向井压裂方法；
本发明的另一目的在于提供所述水平向井压裂方法的应用。
为达上述目的，一方面，本发明提供了一种变段长和变簇数水平向井压裂方法，其中，所述方法包括在水平向井压裂中，将水平向井按不等段长、不等簇数分段，相邻段长长度差为20-40m，射孔相位60°-180°。
根据本发明一些具体实施方案，其中，每段的射孔总数为30-60个。
根据本发明一些具体实施方案，其中，每段上的每个簇上的射孔数为2-4个。
根据本发明一些具体实施方案，其中，射孔相位180°或60°。
根据本发明一些具体实施方案，其中，每段上的每个簇上的射孔数为个2时，采用180°相位，每段上的每个簇上的射孔数为3个或4个时，采用60°相位。
根据本发明一些具体实施方案，其中，每段上的射孔簇长度0.2-1.0m；
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法包括在水平向井压裂中，将水平向井按不等段长分段，其中长度为50-60m的为小段，每个小段上的簇的数量为5-7簇；长度为70-90m的为大段，每个大段上的簇的数量为10-15簇。
根据本发明一些具体实施方案，其中，小段上的每相邻两个射孔簇之间的长度为10-12m，大段上的每相邻两个射孔簇之间的长度为5-10m。
根据本发明一些具体实施方案，其中，小段上的簇在小段上均匀分布；大段上的簇在大段上均匀分布。
根据本发明一些具体实施方案，其中，各个簇上的射孔分别在各自的簇上均匀分布。
根据本发明一些具体实施方案，其中，大段和小段的长度差为20-40m。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法包括在水平向井压裂中，大段和小段交替设置。
根据本发明一些具体实施方案，其中，水平向井上大段或小段连续设置的数量不超过2个。
可以理解的是，为避免在套管接箍处射孔，可局部调整大段和小段的设置。
根据本发明一些具体实施方案，其中，小段的排量范围是14-16m3/min；大段的的排量范围是16-18m3/min。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法采用的支撑剂的目数为70/140目～20/40目。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述支撑剂为石英砂和/或陶粒。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述石英砂和/或陶粒各自独立的分别为覆膜或未覆膜的石英砂和/或陶粒。
根据本发明一些具体实施方案，其中，70/140目的支撑剂占支撑剂总重量的30％-100％。
根据本发明一些具体实施方案，其中，小段的每米支撑剂重量范围是2.0t/m～3.0t/m；大段的每米支撑剂重量范围是2.7t/m～4.0t/m。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法采用的压裂液的液体为滑溜水，所述滑溜水的黏度为3mPa·s～12mPa·s。
根据本发明一些具体实施方案，其中，小段的压裂液每米用液体积的范围24m3/m～32m3/m；大段的压裂液每米用液体积优化的范围26m3/m～38m3/m。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述水平向井为水平井或斜井。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述斜井的井斜角大于等于55°。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述斜井的井斜角为55°-90°。
发明人采用页岩气藏数值模拟软件进行了大量的模拟研究，总结发现变段长和变簇数，且采用小段长多簇与大段长加密簇交错排列的方法进行分段压裂，页岩气水平向井的产量最高，不额外增加施工成本。模拟页岩储层的单层厚度范围2m～30m，基质渗透率范围1×10-6mD～1×10-3mD。
模拟压裂段长度范围40m～150m，簇间距范围5m～40m，排量范围10m3/min～20m3/min。
支撑剂的目数是70/140目～20/40目，70/140目支撑剂的重量比例范围30％～100％，每米支撑剂重量范围2.0t/m～5.0t/m。
液体使用滑溜水，滑溜水的黏度范围3mPa·s～12mPa·s，每米用液体积范围20m3/m～50m3/m。
射孔孔眼总数量30-60个。
模拟形成了以下认识：①受应力场干扰的影响，变段长和变簇数分段的水平向井压裂后产量高于等段长、等簇数分段的水平向井压裂后的产量，产量高出10％以上；②固定簇数，模拟了等段长排列和不等段长排列方式，发现不同压裂段长交错排列方式的产量高，其中小段长50m～60m和大段长70m～90m交错排列的方式最优，且大段长和小段长的差值在20m～30m之间；③固定不同压裂段长的交错排列方式，不同的压裂段长存在较优的簇数和簇长度，其中，压裂段长50m～60m，较优的簇数5～7簇且簇长度10m～12m；压裂段长70m～90m，较优的簇数10～15簇且簇长度5m～10m；④不同压裂段长交错排列方式中，压裂段长50-60m，簇数5～7簇，优化的排量范围是14-16m3/min；压裂段长70-90m，簇数10～15簇，优化的排量范围是16-18m3/min；⑤不同压裂段长交错排列方式中，压裂段长50-60m，簇数5～7簇，每米支撑剂重量优化的范围是2.0t/m～3.0t/m；压裂段长70-90m，簇数10～15簇，每米支撑剂重量优化的范围是2.7t/m～4.0t/m；⑥不同压裂段长交错排列方式中，70/140目支撑剂的重量比例≥30％；⑦不同压裂段长交错排列方式中，压裂段长50-60m，簇数5～7簇，每米用液体积优化的范围24m3/m～32m3/m；压裂段长70-90m，簇数10～15簇，每米用液体积优化的范围26m3/m～38m3/m；⑧设定的模拟方案中，调整滑溜水黏度3mPa·s～12mPa·s之间，产量变化不明显。
另一方面，本发明还提供了任意一项所述的压裂方法在页岩储层压裂中的应用。
根据本发明一些具体实施方案，其中，页岩储层的单层厚度范围2m～30m。
根据本发明一些具体实施方案，其中，页岩储层的基质渗透率范围1×10-6mD～1×10-3mD。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述页岩储层是海相页岩储层、陆相页岩储层或海陆过渡相页岩储层。
综上所述，本发明提供了一种变段长和变簇数水平向井压裂方法及其应用。本发明的方法具有如下优点：
1、本发明提供变段长和变簇数压裂方法，不额外增加施工成本，可以根据现场情况进行调节，并可增加油气产量。
2、本发明提供的方法适用于页岩、致密油气等储层的水平井和井斜角大于等于55°的大斜度井。
附图说明
图1为实施例1的水平井示意图；
其中1为水平井的小段，2为水平井的大段，3为簇；
图2为实施例1的大段放大示意图；
其中3为簇，4为射孔。
具体实施方式
以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
实施例1
页岩气水平井W2XXH-1钻完井后，采用本发明的压裂方法。滑溜水(清水+0.1％减阻剂FR-1)黏度6.0mPa·s；70/140目石英砂支撑剂密度1.48g/cm3；40/70目陶粒支撑剂密度1.56g/cm3。70/140目支撑剂比例40％。压裂段数27段，其中压裂段长50-55m、簇数5簇的有14段，压裂段长70-80m、簇数10-11簇的有13段，压裂段长50-55m与压裂段长70-80m沿水平井段从趾部到跟部顺序进行交错排列(见图1和图2所示，页岩气水平井W2XXH-1井分段压裂参数表见表1)。表1中奇数段压裂段长50-55m的平均施工排量16.0m3/min，平均每米支撑剂重量2.36t/m，平均每米用液体积27.5m3/m；表1中偶数段压裂段长70-80m的施工排量18.0m3/min，平均每米支撑剂重量3.03t/m，平均每米用液体积34.3m3/m。本井压裂后测试产量35.5万方/天。同平台邻井压裂段数27段，平均分段，压裂段长67m，施工排量16.5m3/min，平均加砂强度2.5t/m，平均用液强度27.2m3/m，压裂后测试产量24.9万方/天。采用本专利压裂方法，压后测试产量较同平台邻井高约30％。
表1页岩气水平井W2XXH-1井分段压裂参数表
实施例2
页岩气水平井W2XXH-7钻完井后，采用本发明的压裂方法。滑溜水(清水+0.1％减阻剂FR-1)黏度6.0mPa·s；70/140目石英砂支撑剂密度1.50g/cm3；40/70目陶粒支撑剂密度1.53g/cm3。70/140目支撑剂比例55％。压裂段数34段，其中压裂段长50-57m、簇数5-6簇的有17段，压裂段长70-85m、簇数10-12簇的有17段，压裂段长50-57m与压裂段长70-85m沿水平井段从趾部到跟部顺序进行交错排列(页岩气水平井W2XXH-7井分段压裂参数表见表2)。表2中奇数段压裂段长50-57m的平均施工排量15.5m3/min，平均每米支撑剂重量2.11t/m，平均每米用液体积26.7m3/m；表2中偶数段压裂段长70-85m的施工排量16.5m3/min，平均每米支撑剂重量2.92t/m，平均每米用液体积35.1m3/m。本井压裂后测试产量47.2万方/天。同平台邻井压裂段数36段，平均分段，压裂段长63m，施工排量16.0m3/min，平均加砂强度2.62t/m，平均用液强度28.7m3/m，压裂后测试产量36.8万方/天。采用本专利压裂方法，压后测试产量较同平台邻井高约22％。
表2页岩气水平井W2XXH-7井分段压裂参数表
Claims (14)
1.一种变段长和变簇数水平向井压裂方法，其中，所述方法包括在水平向井压裂中，将水平向井按不等段长、不等簇数分段，相邻段长长度差为20-40m，射孔相位60°-180°。
2.根据权利要求1所述的压裂方法，其中，每段的射孔总数为30-60个。
3.根据权利要求1或2所述的压裂方法，其中，每段上的每个簇上的射孔数为2-4个。
4.根据权利要求3所述的压裂方法，其中，每段上的每个簇上的射孔数为个2时，采用180°相位；每段上的每个簇上的射孔数为3个或4个时，采用60°相位。
5.根据权利要求1～4任意一项所述的压裂方法，其中，每段上的每个射孔簇长度0.2-1.0m。
6.根据权利要求1～5任意一项所述的压裂方法，其中，所述方法包括在水平向井压裂中，将水平向井按不等段长分段，其中长度为50-60m的为小段，每个小段上的簇的数量为5-7簇；长度为70-90m的为大段，每个大段上的簇的数量为10-15簇。
7.根据权利要求5所述的压裂方法，其中，小段上的每相邻两个射孔簇之间的长度为10-12m，大段上的每相邻两个射孔簇之间的长度为5-10m。
8.根据权利要求6～7任意一项所述的压裂方法，其中，所述方法包括在水平向井压裂中，大段和小段交替设置。
9.根据权利要求8所述的压裂方法，其中，相邻的大段和小段的长度差为20-40m。
10.根据权利要求6～9任意一项所述的压裂方法，其中，水平向井上大段或小段连续设置的数量不超过2个。
11.根据权利要求1～10任意一项所述的压裂方法，其中，所述方法采用的支撑剂为70/140目～20/40目的石英砂和/或陶粒。
12.根据权利要求11所述的压裂方法，其中，70/140目的支撑剂占支撑剂总重量的30％-100％。
13.根据权利要求1～12任意一项所述的压裂方法，其中，所述方法采用的压裂液的液体为滑溜水，所述滑溜水的黏度为3mPa·s～12mPa·s。
14.权利要求1～13任意一项所述的压裂方法在低渗透和超低渗透的页岩、砂岩、火山岩和碳酸盐岩储层压裂中的应用。
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