CN115324551A - 一种低渗水敏含蜡储层的压裂方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于储层压裂领域，具体涉及一种低渗水敏含蜡储层的压裂方法。本发明的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，采用补液增能、控缝扩远、暂堵促缝、增大泄油气面积为核心的控缝高造复杂缝压裂思路，增加裂缝复杂性，提高改造体积。压裂改造过程形成的网状裂缝(人造主裂缝和分支裂缝)，主裂缝延伸长度及裂缝尺度远远大于分支裂缝，主裂缝和分支裂缝的相互作用，提高地下裂缝开启程度，并进而有利于提高水驱油程度。

Description

一种低渗水敏含蜡储层的压裂方法
技术领域
本发明属于储层压裂领域，具体涉及一种低渗水敏含蜡储层的压裂方法。
背景技术
根据某油田的平面上沉积相研究，储层主要属于三角洲前缘分流河道和河口坝砂体。湖水的周期性进退形成部分河道砂体与河口坝砂体相互叠置，水下分流河道改道频繁，局部物源方向不稳定。岩性为粉－细砂岩为主，少量中－细砂及含砾砂岩，由北向南逐渐变细。
某油田油藏纵向上的特征如下：①油藏埋深一般在2246.7－2622.3m之间，含油井段长，层位多；②油层厚度一般2-6m，呈层状分布；③不同油层具有独立的油水系统，无统一油水边界；④油层分布受断层控制明显，油层在剖面上顺断层呈“屋脊状”分布，平面上沿构造高部位呈“叠瓦状”展布。⑤单油砂体呈条带状分布，含油高度小，一般为80～100m，含油宽度窄(300m左右)，单油砂体含油面积小，一般0.2～0.6km2，呈现单油砂体含油面积小，叠合面积大，叠合性差的特点。总体来看，各断块具有独立的油水系统，各油砂体油水界面参差不齐。
某油田油藏开采初期由于天然能量不足，其开采特征为油井投产初期有一定产能，但产量递减快，日产油量由初期高产迅速减至低产状态，产量递减幅度大。对应油井的注水井欠注、甚至高压都注不进水，油井有采无注，地层能量亏空，水驱效率低，油田注水难的困境，其技术难点为：
(1)低渗透强水敏油藏地层中的蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石等粘土矿物。遇矿化度低的淡水等发生膨胀，体积可增大30倍以上，堵塞孔隙和吼道，降低孔隙度和渗透率。
(2)绿泥石富含高价铁离子是酸敏性矿物，与当酸化解堵施工时，HCl酸液作用易产生沉淀，造成储层伤害。
(3)在注水过程中，注水站SRB超标、腐生菌、铁细菌、悬浮物长期超标，形成有机质为主的堵塞。
(4)长期注清水，与地层不配伍，引起粘土膨胀后，加剧了地层孔隙和孔吼缩小，地层渗透率降低。粘土膨胀后，孔隙和孔吼缩小到纳米级别，而且粘土微粒(最小粒径5纳米)游离状态存在于通道内，加上注水携带的有机质堵塞物，是形成低渗透强水敏油藏地层堵塞的主要原因。
(5)原油含蜡量高，凝固点高，当冷水注入地层时，原油中含蜡物质凝析出，堵塞地层。
目前出现的提高水敏地层水驱油效果的主要技术如下：
公告号为CN105545272B的中国发明专利公开了一种特低渗透水敏储层/致密储层的采油方法，其包括以下步骤：在处于特低渗透或致密油藏区域的水平井套管完井后，采用水平井分段压裂技术对储层进行分段压裂以形成N条与水平井连通的人工裂缝，第M条人工裂缝较第M+1条人工裂缝靠近水平井的井口；将相邻的第1条人工裂缝与第2条人工裂缝之间的水平井的水平段坐封，通过套管向第1条人工裂缝中注入二氧化碳，通过油管进行采油，并且在采油完成后解封；将相邻的第M条人工裂缝与第M+1条人工裂缝之间的水平井的水平段进行坐封并且通过套管向第M条人工裂缝中进行注入二氧化碳后，通过油管进行采油。该方法能够通过一个水平井实现同井注二氧化碳、同井采油。
公开号为CN112324406A的中国发明专利申请公开了一种低渗水敏油藏水井纳米脉冲高压解堵降压增储的方法，其包括以下步骤：A：获取吸水指示曲线，根据吸水指示曲线确定现场施工注入的压力和排量；B：压裂泵根据注入压力，通过高低压脉冲造缝，并向远端储层注入0.3％防膨剂和0.3％纳米胶束乳液，并根据储层的测试结果计算泵注排量和泵注体积，注入60分钟；C：采用清水代替防膨剂和纳米胶束乳液，注入5分钟，再关井一小时；D：重复两次B,C的步骤，再向井内加入控砂剂，再关井36小时，对井下压力或井口压力进行监测。本发明通过压裂车高压携带纳米胶束和防膨剂，在地层堵塞储层段，通过多次高低压脉冲造缝和纳米孔隙不断溶解有机堵塞和改善毛细管力、提高润湿性的综合降压扩容增注技术。
公告号为CN109252844B的中国发明专利公开了一种利用压差聚合暂堵剂实现暂堵转向压裂的方法，其首先根据目的井储层的地层压力系数、储层温度、压力和深度，确定暂堵转向剂种类；然后根据孔道数量设计暂堵剂加量；在已压开裂缝的基础上，将粉末型压差聚合暂堵剂和颗粒暂堵剂加入到滑溜水或胍胶基液中，用滑溜水或胍胶基液将暂堵液顶替到位，期间观察并记录油压变化；通过分析压裂裂缝监测图分析新裂缝展开的层位和方向来判断暂堵转向压裂施工效果。
以上现有技术存在以下不足：压裂液配制工艺，施工步骤复杂，成本高，对水敏性油藏无针对性措施。
发明内容
本发明的目的是提供一种低渗水敏含蜡储层的压裂方法，针对水敏性地层中暂堵压裂扩缝提高岩石破裂范围，并进而提高水驱油程度。
本发明相较现有技术的优点在于，针对水敏性地层，通过室内实验评价，采用针对性措施，降低储层伤害，畅通了原油流动通道。针对断块油藏原油分布“散”、“碎”的特点，采用特定施工方法和泵注化学药剂，提高岩石破碎程度，将储层内束缚的原油“解放出来”，提高了原油采收率。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种低渗水敏含蜡储层的压裂方法，包括以下步骤：
(1)油层预处理：向地层注入热氮气焖井，然后泵注预处理液进行焖井除蜡；
(2)解堵：向地层注入解堵剂进行解堵处理，所述解堵处理包括依次注入含碳酸氢盐的A剂、活性水和含盐酸的B剂；
(3)前置造缝：泵注交联液进行造缝；
(4)补液增能：泵注补能液进行渗吸增能，所述补能液包括水、渗析促进剂和滑溜水降阻剂，所述渗析促进剂的质量分数为0.1～0.3％，所述滑溜水降阻剂的质量分数为0.1～0.3％；
(5)低粘扩缝：泵注滑溜水和携砂滑溜水组合进行扩缝；
(6)高粘造主缝：泵注携砂交联液造主缝；
(7)顶替；
(8)暂堵转向：泵注携带暂堵剂的交联液进行封内暂堵；
(9)充填支缝：泵注携砂交联液充填支缝；
(10)饱和加砂充填缝口：泵注携砂交联液充填缝口；
(11)顶替。
本发明的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，采用补液增能、控缝扩远、暂堵促缝、增大泄油气面积为核心的控缝高造复杂缝压裂思路，增加裂缝复杂性，提高改造体积。压裂改造过程形成的网状裂缝(人造主裂缝和分支裂缝)，主裂缝延伸长度及裂缝尺度远远大于分支裂缝，主裂缝和分支裂缝的相互作用，提高地下裂缝开启程度，并进而有利于提高水驱油程度。
优选地，步骤(5)中，所述泵注滑溜水和携砂滑溜水组合包括依次泵注低粘滑溜水、第一携砂中粘滑溜水、第一中粘滑溜水、第二携砂中粘滑溜水、第二中粘滑溜水，低粘滑溜水的粘度为3～6mPa·s，中粘滑溜水的粘度为9～12mPa·s。进一步优选地，第一携砂中粘滑溜水、第二携砂中粘滑溜水的砂比5～8％，第一携砂中粘滑溜水、第二携砂中粘滑溜水的砂比逐渐提高，携砂为70/140目陶粒。
优选地，步骤(6)中，所述携砂交联液的砂比为10～22％，砂比逐渐提高，携砂为40/70目陶粒。
优选地，步骤(9)中，所述充填支缝包括依次泵注第一携砂交联液、第二携砂交联液、第一原胶液、第三携砂交联液、第四携砂交联液、第五携砂交联液、第六携砂交联液、第二原胶液，携砂交联液的砂比为10～25％，第一携砂交联液、第二携砂交联液、第三携砂交联液、第四携砂交联液、第五携砂交联液、第六携砂交联液的砂比逐渐提高，携砂为40/70目陶粒。
优选地，步骤(10)中，所述携砂交联液的砂比为30～40％，砂比逐渐提高，携砂为30/50目陶粒。
优选地，所述交联液主要由羟丙基瓜尔胶、碳酸钠、有机硼交联剂、水组成，其中羟丙基瓜尔胶的质量分数为0.4～0.5％，碳酸钠的质量分数为0.1～0.2％，有机硼交联剂的质量分数为0.4～0.5％。
优选地，步骤(3)前置造缝、步骤(5)低粘扩缝的施工排量为3～5m3/min，施工排量逐渐提高。进一步优选地，步骤(6)高粘造主缝、步骤(9)充填支缝、步骤(10)饱和加砂充填缝口的施工排量为4～6m3/min，施工排量逐渐提高。
优选地，选择渗透率级差＜6，孔吼均质系数低＜0.3，渗透率突进系数＞2的层段作为射孔目标段。
附图说明
图1为本发明实施例中fracpro软件模拟井筒与地层之间的温度场变化关系图；
图2为本发明实施例中自生CO2解堵剂放热实验结果图；
图3为本发明实施例1的3224-3228m、3240-3244m段的压裂形态模拟图；
图4为本发明实施例2的第二层裂缝模拟图(41、43号层；3157.0-3160.8，3172.1-3175.4m)；
图5为本发明实施例3的第三层裂缝模拟图(37号层3108.0-3111.3m)；
图6为1井压后效果图。
具体实施方式
本发明针对水敏性地层中暂堵压裂扩缝提高岩石破裂范围，降低水敏伤害的同时，提高水驱油程度。
储层岩石在外力作用下，首先产生不同形式的变形，继而产生微裂隙和破裂，裂隙扩展到一定阶段，岩石破坏。本发明采用补液增能、控缝扩远、暂堵促缝、增大泄油气面积为核心的控缝高造复杂缝压裂思路。
具体地，采用酸液预处理+前置渗吸增能+层内暂堵+“变粘度变排量+多级粒径支撑”工艺增加裂缝复杂性，提高改造体积。压裂过程中，设计采用低粘压裂液造缝，中粘压裂液扩缝，高粘压裂液形成主缝；采用变排量泵注施工，精细控制缝高。
下面结合具体实施例对本发明的实施过程进行详细说明。以下实施例中，如无特别说明，“％”均为质量分数。
1井是研究区鼻状构造带南部的一口预探井，试油情况如下：
本井对37号层：3108.0-3111.3m，41号层：3157.0-3160.8m，43号层：3172.1-3175.4m，共10.4m/3层，采用三开两关制度进行试油：
①二关井的关井末点最高压力36.087MPa/3070.22m，用二关井最高压力计算压力梯度1.175MPa/100m，用二关井最高压力折算产层中部压力为36.927MPa/3141.7m，计算压力系数为1.2，压力系数较高。
②测点温度129.197℃/3070.22m，按地表常年平均气温15℃计算，温度梯度3.72℃/100m，推算至地层中部深度温度131.86℃/3141.7m，储层温度属正常温度系统。
③二开、三开抽汲见到油，但产量较低，除去液垫水0.6m3，地层合计产液0.82m3，其中油0.26m3，水0.56m3，分析可能是近井地带堵塞或地层连通性较差造成。
④试油解释有效孔隙度6.785％，有效渗透率0.0103mD，且一关井41.75小时，压力未恢复稳定，压力恢复曲线还处于上升阶段，也表明压力传导慢，储层物性差。
⑤试油解释表皮系数高达37.6，属特高堵塞。
表1 1井测井解释成果表
Figure BDA0003839051650000051
表2 1井试油解释成果表
Figure BDA0003839051650000052
Figure BDA0003839051650000061
一、低渗水敏含蜡储层的压裂方法的具体实施例
实施例1
本实施例的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，包括以下步骤：
(1)评价储层非均质性
1.1完井后试油。
1.2选择目标层测定油层砂体的渗透率。
1.3对目的层的的井段开展岩芯样品渗透率测试。采用标准号GB/T 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》中的测定方法，测定其水相对岩石的渗透率。
1.4对取得岩芯，采用数理统计的方法，统计井段内岩芯柱最大、最小、平均渗透率参数，计算井段内油层的渗透率级差、渗透率突进系数。
渗透率级差，即最大渗透率(Kmax)与最小渗透率(Kmin)的比值，表明渗透率的分布范围及差异程度。级差越大，表示储层孔隙空间的非均质性越强；越接近l，储层孔隙空间的均质性越好。
渗透率突进系数是单砂层内渗透率最大值(Kmax)与其平均值(K)的比值,数值越小说明垂向上渗透率变化小，油水注入剂波及体积大，驱油效果好。数值越大，说明渗透率在垂向上变化大，油水及注入剂沿高渗透率段窜进，注入剂作用体积小，水驱油效果差。
1.5选择目标层岩芯样品采用压汞法求取孔吼均质系数(SP/DM)。表示储层岩石中的每一喉道半径与最大喉道半径的比值。储层岩石的喉道均质系数越大，说明组成岩石的喉道半径越大，而且越接近储层喉道最大半径。同时，储层喉道也就越均匀。
1.6选取渗透率级差低、孔吼均质系数低、渗透率突进系数高的“两低一高”的岩芯块，归位到测井曲线中，作为识别测井曲线的射孔目标段。具体地，选择渗透率级差＜6，孔吼均质系数＜0.3，渗透率突进系数＞2的层段作为射孔目标段。
砂体非均质程度及砂体吼喉均质系数如表3和表4所示。
表3砂体非均质程度统计表
Figure BDA0003839051650000071
表4砂体吼喉均质系数表
Figure BDA0003839051650000072
(2)评价岩石敏感性：
2.1外来流体对岩石的水敏性伤害的评价
研究区油田储层膨胀性粘土矿物主要是伊/蒙混层，泥土矿物相对含量在13.6～44％之间，混层比在30～35％。有条带状、毛毡状和木耳状，其产状有衬贴式、充填式。水敏是指与地层不配伍的外来流体进入储层后引起粘土膨胀、运移，从而导致储层渗透率下降的现象。
水敏作用的机理不仅表现在膨胀性粘土膨胀所引发储集空间的变化方面，而且粘土的水化膨胀也会破坏粘土矿物原有的结构，使之松散、脱落，随流体一同运移，对储层孔喉产生一定的堵塞作用，故此，水敏伤害是二者综合作用的结果。
按SY/T 5358-2010储层敏感性流动实验评价方法进行水敏评价，结果如表5和表6所示。
表5水敏评价标准
水敏指数 I<sub>W</sub>≤0.05 0.05≤I<sub>W</sub>≤0.3 0.3&lt;I<sub>W</sub>≤0.5 0.5&lt;I<sub>W</sub>≤0.7 0.7&lt;I<sub>W</sub>≤0.9 D<sub>K</sub>&gt;0.9
水敏程度 无水敏 弱水敏 中偏弱水敏 中偏强水敏 强水敏 极强水敏
表6水敏实验结果表
Figure BDA0003839051650000081
2.2外来流体对岩石的盐敏性伤害的评价
盐敏是指储集层在不同浓度的盐溶液中，由于粘土矿物的水化膨胀而导致渗透率下降的现象。盐敏评价试验的目的是为了了解储集层在盐度下降的过程中，其渗透率的变化过程，从而找出渗透率明显下降的临界盐度。
临界盐度也称安全盐度，在这个盐度之上的入井流体进入储层后，一般不会产生较大的地层损害；而低于临界盐度的入井流体则可以对储层产生较大的伤害。所以在实际生产过程中，对于入井流体的矿化度应有严格的要求，避免低矿化度的流体对储层的侵入，或采取有效的防膨措施，以保护储集层。
临界盐度出现较大的变化，除因为储层的粘土矿物含量不同，还受到粘土矿物产状、形态、储层孔隙结构等方面因素影响，一般而言，粘土矿物含量高较粘土矿物含量低更为敏感；混层比高较混层比低膨胀更为严重；处于喉道部位的粘土矿物比处于孔隙中的粘土矿物更为危险；表面积大的较表面积小的更具膨胀性；孔隙结构复杂的较孔隙结构简单的的伤害更严重，所以盐敏的控制因素是多方面的。
盐敏评价实验情况如下表7所示。
表7盐敏评价实验综合数据表
Figure BDA0003839051650000082
注：Ka、K1单位为10-3μm2。
2.3外来流体对岩石碱敏伤害的评价。
碱敏评价实验情况如下表8所示。
表8碱敏评价实验综合数据表
Figure BDA0003839051650000091
2.4原油性质分析。
通过对原油取样，测其在50-90℃下的原油粘度、测定其凝固点、测定其含蜡量。通过实验检测，该井原油具有高凝固点、高含蜡量、粘度高的特征。
表9 1井原油分析表
Figure BDA0003839051650000092
2.5温度场模拟
当地层温度120℃，通过fracpro软件模拟温度场变化情况，如图1所示。温度场在距离井筒7-15m(横轴)范围内，温度低于凝固点47℃(纵轴)。
(3)预处理油层
3.1注入热氮气
按圆柱体模型设计氮气用量：QN2＝π×r2×H×φ×f
式中：r--设计处理半径，m；
Figure BDA0003839051650000093
--平均孔隙度，％；H—油层厚度，m；f—波及系数。
经过计算热氮气注入300-500m3。热氮气温度60-80℃。注入热氮气后焖井至少12小时，待气体压力均匀扩散。
注入热氮气的优点：
①采用注氮气增加地层能量，扩大蒸汽波及体积。在储层温度升高后气化增加地层能量，降低原油粘度，驱替稠油在油层内部流动。
②由于气体密度小于油、水的密度，根据重力分异，为了充分利用氮气形成的“气顶”，实现增油的效果。
③正韵律(渗透率具有明显的上低下高的正韵律特性)或复合韵律的沉积微相，能够充分利用氮气密度小的特点，根据重力分异，易形成“气顶”的特点，充分挖掘上部油层的潜力。
④氮气推进速度快，波及面积大，油井见效快；
氮气是非腐蚀性的惰性气体，对地层无伤害，成本低。
3.2泵注预处理液
预处理液用量：按圆柱体模型设计用液量。
Figure BDA0003839051650000101
表10 1井预处理液设计表
Figure BDA0003839051650000102
排量0.5-1m3/min的条件下泵注预处理液20m3。焖井6小时，待预处理液与井筒周边的蜡反应。
预处理配方：联合站回注热污水60℃+10％地层清洗剂+0.2％助排剂+2％粘土稳定剂。
预处理的优点：在热氮气均匀的温度场的作用下溶解井筒周边岩石地层内的蜡块。
地层清洗剂是一种实验室合成品，裴铁民，郑延成，刘俊龙等.《油井清洗剂的配方筛选及性能评价》.石油天然气学报(江汉石油学院学报)[J].2010(8).371-372.
具体地，地层清洗剂由混合物、甲苯、乙二醇丁醚按照体积比3：1-2：4-6形成(本实施例中采用的体积比为3:1:4)，混合物由活性剂JFP∶活性剂AE9∶碱AK2按质量比1∶2∶2组成。其中，活性剂JFP为工业产品，购自东营市宝泽能源科技有限公司http://www.doc88.com/p-97416636921279.html。活性剂AE9为脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9。碱AK2为氢氧化钠。
助排剂为市售品，厂家：北京宝丰春石油技术有限公司；产品网页为：http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/36.html。
粘土稳定剂为市售品，厂家：北京宝丰春石油技术有限公司；产品网页为：http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/9.html。
(4)压裂施工
按下表11实施压裂程序。
表11 1井压裂泵注程序(第一层：50-58号层，3224-3228m、3240-3244m)
Figure BDA0003839051650000103
Figure BDA0003839051650000111
表11中涉及的工作液体说明如下：
1)解堵剂
A剂：10％碳酸氢盐+0.5％助排剂+2％氯化铵+清水
B剂：12％盐酸+1％缓蚀剂+0.5％助排剂+2％氯化铵+1％铁离子稳定剂+清水
活性水：1.0％氯化钾+0.2％助排剂+清水
碳酸氢盐、助排剂、氯化铵、盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂均为市售品。碳酸氢盐优选为碳酸氢钠。
助排剂为市售品，厂家：北京宝丰春石油技术有限公司；产品网页为：http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/36.html。
缓蚀剂为市售品，厂家：北京宝丰春石油技术有限公司；产品网页为：http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/23.html。
铁离子稳定剂为市售品，厂家：北京宝丰春石油技术有限公司；产品网页为：http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/24.html。
2)交联液、原胶液
交联液配方组成为：0.45％羟丙基瓜尔胶+0.1％碳酸钠+1％氯化钾+0.2％高温助排剂+0.2％杀菌剂+0.3％防水锁剂+0.4％有机硼交联剂+清水。
原胶液的配方不添加有机硼交联剂。
3)补能液
配方组成：清水+0.3％粘土稳定剂+0.3％渗析促进剂+0.1％滑溜水降阻剂。
粘土稳定剂为市售品，购自北京宝丰春石油技术有限公司；产品网页信息为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/9.html。
渗析促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂，购自东营东方化学工业有限公司。
滑溜水降阻剂为市售品，购自北京宝丰春石油技术有限公司；产品网页信息为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/39.html。
4)低粘滑溜水、中粘滑溜水
低粘滑溜水：现场河水或联合站60℃热污水+0.25％滑溜水降阻剂+0.3％粘土稳定剂+0.2％助排剂+0.3％防水锁剂。
中粘滑溜水：现场河水或联合站60℃热污水+0.5％滑溜水降阻剂+0.3％粘土稳定剂+0.2％助排剂+0.3％防水锁剂。
滑溜水降阻剂、粘土稳定剂、助排剂为市售品，相关产品信息同上。
防水锁剂：2％KCl+0.02％氟碳表面活性剂+30％甲醇+清水。氟碳表面活性剂购自新乡市春晨环保技术有限公司，FSD-61，产品信息为http://www.fuliware.com/product/14_26。
以下对各阶段的工作原理进行说明：
4.1解堵
自生CO2解堵剂注入方式为：A剂、隔离液(1m3活性水)、B剂。
解堵预处理的作用：向地层注入碳酸氢盐溶液以及活性酸溶液，使它们在油层深部发生反应生成CO2气体，形成碳酸。将层内碳酸盐矿物溶蚀带出，同时伴有大量的热量放出，达到深部解堵的目的。该阶段在30min内基本完全反应自生CO2。同时反应会释放出较大热量，1m3A液可以生成33×104KJ的热量，溶液温度可升高约40℃(图2)。
表12自生CO2解堵剂设计用量表
Figure BDA0003839051650000121
Figure BDA0003839051650000131
4.2前置造缝
泵注冻胶状瓜胶压裂液，冻胶状压裂液将射孔段的岩石均匀的撕开，形成一定长度的垂直于最小主应力方向的人工裂缝。有利于后续的液体泵注。
4.3补液增能
补能液作用：具有渗吸增能作用，通过大规模低排量补充增能液，提高孔隙压力，增加岩石微观损伤程度，降低复杂缝形成难度，同时可以有效置换微孔隙内的油流，提高压后效果。
4.4低粘扩缝
本项目中低粘扩缝具有以下特点：
一是采用滑溜水压裂液体系，pH值为7，中性流体可降低碱敏伤害。使用现场河水或者热污水内具有环保的作用，减少对地下饮用水抽取。
二是滑溜水粘度低，流动性好，能够在致密地层中形成扇状形态的裂缝，但形成的裂缝宽度窄，流动距离远，配合粒径小的尺寸的70/140目陶粒，支撑滑溜水造成的裂缝。形成网状裂缝。
三是0.25％浓度的滑溜水，其粘度3-6mPa·s，可以在5m3/min排量、砂比5％的条件下，泵注70/140目陶粒从而达到实现裂缝的全支撑的目的。0.5％浓度的滑溜水，其粘度9-12mPa·s，可以在5m3/min排量、砂比8％的条件下，泵注70/140目陶粒从而达到实现裂缝的全支撑的目的。通过提高滑溜水的浓度，提高携带砂比的比例。
在一定排量5m3/min下小粒径(0.106mm-0.212mm)陶粒支撑剂沉降速度小，受射孔段射孔孔眼紊流作用的影响较小，在一定时间内携液能力足以将支撑剂送达到裂缝深处。
这一过程显著体现在砂堤高度和自身高度重力滚动运动。在同样的携液能力下，小粒径支撑剂(0.106mm-0.212mm)易受紊流效应影响，不易在近井眼位置沉降，但深部运移至裂缝，深部二次裂缝扩展，因此可在施工初期使用低粘度的滑溜水先进行造缝，然后利用高粘度液体使裂缝逐渐扩展，以便更加良好的提高裂缝宽度，提高支撑剂在裂缝内的导流能力。
4.5高粘造主缝
高粘压裂液形成主缝；采用变排量泵注施工，精细控制缝高；采用组合粒径加砂工艺，匹配不同缝宽裂缝，实现裂缝的全支撑。
4.6顶替
原胶液将管柱内的支撑剂砂粒冲洗干净，保证携砂液阶段的砂粒能够完全进入地层。
4.7暂堵转向
缝内暂堵工艺：提高缝内净压力，确保新缝起裂，增加裂缝复杂程度。
暂堵剂为市售品，购自北京宝丰春石油技术有限公司，产品网页为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/18.html。
①缝内暂堵剂优选：优选国内缝内暂堵压裂用成熟暂堵材料，承压强度高达40MPa，室内实验测定封堵率99.5％以上，降解率可达99％以上，满足施工要求。
②暂堵剂用量设计：
用量优化：暂堵剂用量根据储层厚度、裂缝类型、裂缝规模，结合以往现场暂堵剂量添加经验进行优化设计，具体计算公式如下，取经验系数为0.5-1，经计算一次暂堵剂用量为200kg。
Q暂堵剂＝h×w×r×2×ρ×2K
其中，h：滤饼的高度，w：缝宽；r：滤饼厚度，ρ：滤饼密度，K：经验系数
经过计算加入暂堵剂100kg。
③暂堵剂投加排量优化：采用低排量1.0～2.0m3/min投入缝内暂堵剂，有利于提高暂堵剂加入的瞬时浓度，提高封堵效率和压力响应幅度。在暂堵剂投入前，一般先将携砂液清扫干净，然后降排量至1.5m3/min，在混砂车搅拌罐中按设计量加入暂堵剂，稳定排量在1.5m3/min内加完暂堵剂，然后提高排量送暂堵剂进入裂缝，观察地面压力响应情况。
4.8充填支缝
由于投入暂堵剂后，再次泵注液体，暂堵剂改变了地下的应力状态，暂堵剂封堵了地下高渗透的地带，迫使压裂液向着渗透率低，应力场分布弱的地层流动，提高了压裂液的在水平面的流动范围。通过高粘度的冻胶状交联液体在地层，携砂40/70目的支撑剂，充填分支缝。
4.9饱和加砂充填缝口
通过高粘度的冻胶状交联液体在地层流动，携砂30/50目的支撑剂，充填裂缝的缝口，提高支撑剂在岩石内的导流能力。为兼顾加砂要求，后期采用防水锁弱碱性胍胶压裂液体系减少砂堵风险，确保施工成功。
4.10顶替
使用瓜胶原胶液，顶替体积由地面到地下油层的管柱体积计算得来。作用是清洗油管内的残余的支撑剂。
实施例2
本实施例的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，与实施例1基本相同，区别之处说明如下：
注入热氮气：经过计算热氮气注入200-400m3。热氮气温度60-80℃。注入热氮气后焖井至少12小时，待气体压力均匀扩散。
压裂泵注程序如下表13所示。
表13 1井压裂泵注程序(第二层：41、43号层；3157-3160.8m、3172.1-3175.4m)
Figure BDA0003839051650000151
实施例3
本实施例的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，与实施例1基本相同，区别之处说明如下：
压裂泵注程序如下表14所示：
表14 1井压裂泵注程序(第三层：37号层；3108-3111.3m)
Figure BDA0003839051650000161
二、实验例
实验例1
按实施例1～3的方法进行压裂施工后，各层的裂缝模拟图如图3～5所示。
由图可知，实施例的方法提高了裂缝在水平方向上的改造长度、支撑剂在裂缝内铺置形态合理、暂堵剂转向后，在水平方向上人工裂缝以及裂缝内的支撑剂，在原人工裂缝方位以外的其他方位，形成了新的人工裂缝，通过一次施工，提高了地层岩石内石油动用程度。
实验例2
按实施例1～3的方法进行压裂施工后，1井压后效果如图6所示。该井压裂前关井，压裂后日产油3～5吨，增油效果明显。

Claims (10)

1.一种低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)油层预处理：向地层注入热氮气焖井，然后泵注预处理液进行焖井除蜡；
(2)解堵：向地层注入解堵剂进行解堵处理，所述解堵处理包括依次注入含碳酸氢盐的A剂、活性水和含盐酸的B剂；
(3)前置造缝：泵注交联液进行造缝；
(4)补液增能：泵注补能液进行渗吸增能，所述补能液包括水、渗析促进剂和滑溜水降阻剂，所述渗析促进剂的质量分数为0.1～0.3％，所述滑溜水降阻剂的质量分数为0.1～0.3％；
(5)低粘扩缝：泵注滑溜水和携砂滑溜水组合进行扩缝；
(6)高粘造主缝：泵注携砂交联液造主缝；
(7)顶替；
(8)暂堵转向：泵注携带暂堵剂的交联液进行封内暂堵；
(9)充填支缝：泵注携砂交联液充填支缝；
(10)饱和加砂充填缝口：泵注携砂交联液充填缝口；
(11)顶替。
2.如权利要求1所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，步骤(5)中，所述泵注滑溜水和携砂滑溜水组合包括依次泵注低粘滑溜水、第一携砂中粘滑溜水、第一中粘滑溜水、第二携砂中粘滑溜水、第二中粘滑溜水，低粘滑溜水的粘度为3～6mPa·s，中粘滑溜水的粘度为9～12mPa·s。
3.如权利要求2所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，第一携砂中粘滑溜水、第二携砂中粘滑溜水的砂比5～8％，第一携砂中粘滑溜水、第二携砂中粘滑溜水的砂比逐渐提高，携砂为70/140目陶粒。
4.如权利要求1所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，步骤(6)中，所述携砂交联液的砂比为10～22％，砂比逐渐提高，携砂为40/70目陶粒。
5.如权利要求1所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，步骤(9)中，所述充填支缝包括依次泵注第一携砂交联液、第二携砂交联液、第一原胶液、第三携砂交联液、第四携砂交联液、第五携砂交联液、第六携砂交联液、第二原胶液，携砂交联液的砂比为10～25％，第一携砂交联液、第二携砂交联液、第三携砂交联液、第四携砂交联液、第五携砂交联液、第六携砂交联液的砂比逐渐提高，携砂为40/70目陶粒。
6.如权利要求1所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，步骤(10)中，所述携砂交联液的砂比为30～40％，砂比逐渐提高，携砂为30/50目陶粒。
7.如权利要求1所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，所述交联液主要由羟丙基瓜尔胶、碳酸钠、有机硼交联剂、水组成，其中羟丙基瓜尔胶的质量分数为0.4～0.5％，碳酸钠的质量分数为0.1～0.2％，有机硼交联剂的质量分数为0.4～0.5％。
8.如权利要求1所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，步骤(3)前置造缝、步骤(5)低粘扩缝的施工排量为3～5m3/min，施工排量逐渐提高。
9.如权利要求8所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，步骤(6)高粘造主缝、步骤(9)充填支缝、步骤(10)饱和加砂充填缝口的施工排量为4～6m3/min，施工排量逐渐提高。
10.如权利要求1～9中任一项所述的低渗水敏含蜡储层的压裂方法，其特征在于，选择渗透率级差＜6，孔吼均质系数低＜0.3，渗透率突进系数＞2的层段作为射孔目标段。
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