CN115726753A

CN115726753A - 一种针对超深高应力储层的压裂改造方法和应用

Info

Publication number: CN115726753A
Application number: CN202111005124.5A
Authority: CN
Inventors: 左罗; 王海涛; 蒋廷学; 卞晓冰; 仲冠宇; 李双明; 肖博; 张世昆; 卫然
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2021-08-30
Filing date: 2021-08-30
Publication date: 2023-03-03

Abstract

本发明提供了一种针对超深高应力储层的压裂改造方法和应用，主要用以解决高应力储层破裂压力高、改造体积小、裂缝导流能力低的问题。具体地，本发明分析了目前超深高应力储层的压裂难题，指出了目前技术措施的局限，提出了新的高应力储层压裂改造技术，该技术以前置复合降压工艺、强制扩缝工艺及裂缝有效支撑工艺为核心，解决了高应力储层难压开、难扩缝及难支撑的问题，应用效果良好。

Description

一种针对超深高应力储层的压裂改造方法和应用

技术领域

本发明属于压裂领域，尤其涉及压裂改造方法，特别地，涉及一种针对超深高应力储层的压裂改造方法和应用。

背景技术

超深高应力储层由于三向应力很高，其破裂压力往往很高，而且两向水平主应力差值也较大，经常导致压裂施工时无法有效压开储层，无法形成较大的储层改造波及空间以及维持压开裂缝的导流能力。

文献《四川盆地元坝地区陆相储层高破裂压力成因与技术对策》在深入研究储层高破裂压力的地质成因和工程作用对破裂压力影响的基础上，探索试验了降低施工作业井口压力的技术措施和方法：以近最大水平主应力方向作为射孔方位，同时采用长井段、大孔径、高孔密、深穿透射孔(含喷砂射孔、补充射孔)来降低压裂造缝压力；采用酸损伤(酸泡、酸洗)技术来解除储层污染和降低岩石强度；采用加重酸液增加液柱压力和大内径管柱配合低阻性酸液或压裂液体系以降低施工摩阻。现场应用实践表明，单独或组合采用这些工艺技术措施，就能有效地降低施工作业的井口压力，实现储层酸压或加砂压裂改造作业。

文献《江汉油区高压高应力地层压裂工艺研究》通过加大前置液量、用3～5％的低砂比打磨近井筒以及反复脉冲式加压方法来降低施工压力，然后按照常规的方法进行压裂。

文献《高应力储层压裂技术在长2-17井的探索与应用》该技术通过前置土酸预处理，并采用未交联基液进行造缝，然后采用变排量注入大量压裂液来降低地层破裂压力及施工压力，进而实现高效改造的目的。

文献《超高应力储层压裂前酸处理技术研究与应》中指出：超高应力储层的特点决定了在压裂施工中普遍具有井口施工泵压高、地层破裂压力高、施工参数受限、施工排量难以提高、提高砂比困难、无法加砂而使压裂施工失败等特点，同时也对储层改造的设备、管柱、工艺等提出较高要求。本文献应用酸化预处理技术来降低井口施工压力，针对不同储层特性提出低伤害酸液配方体系，并对酸化缓蚀剂的性能评价提出要求。室内优化的技术应用于油田现场施工取得较好效果，大大降低了井口施工泵压，解决了超高应力储层压裂施工的技术难题。

针对此类储层目前一般采用大孔径、深穿透及多孔数射孔方式，并配合高效的酸蚀体系、加重酸体系及常规的泵注方式来提高压裂改造效果，但是这些技术措施很难在最小主应力超过140MPa、应力差大于20MPa的储层上取得好的效果，而且这些措施没有解决维持所造裂缝的导流能力的问题。因此，需要更有优势的技术来解决上述难题。

发明内容

为了克服现有技术中存在的问题，本发明提供了一种针对超深高应力储层的压裂改造方法和应用，主要用以解决高应力储层破裂压力高、改造体积小、裂缝导流能力低的问题。具体地，本发明分析了目前超深高应力储层的压裂难题，指出了目前技术措施的局限，提出了新的高应力储层压裂改造技术，该技术以前置复合降压工艺、强制扩缝工艺及裂缝有效支撑工艺为核心，解决了高应力储层难压开、难扩缝及难支撑的问题，应用效果良好。

本发明的目的之一在于提供一种针对超深高应力储层的压裂改造方法，包括：

(1)采用等大孔径射孔技术射孔；

(2)采用酸进行井筒及炮眼的预处理；

(3)泵注液态二氧化碳；

(4)以脉冲升排量的方式泵注低黏度滑溜水；

(5)加砂施工。

在一种优选的实施方式中，在步骤(1)中，采用等大孔径射孔技术射孔，确保井下射孔孔眼直径达到16mm及以上。

在本发明中，所述等大孔径射孔技术可以参见公开文献《大孔径射孔造缝技术及应用》、《BH56RDX-71-178型高孔密大孔径射孔弹》及《系列大孔径深穿透射孔弹研制》等。

在一种优选的实施方式中，在步骤(2)中，所述酸选自盐酸、乳化酸、土酸中的至少一种。

在进一步优选的实施方式中，在步骤(2)中，所述酸为5％～30％的盐酸，例如15％的盐酸。

在更进一步优选的实施方式中，在步骤(2)中，酸的泵注量为0.4～0.6个井筒容积，例如半个井筒容积；和/或，酸的排量为1～2m³/min、优选为1.2～1.8m³/min，例如1.5m³/min。

在一种优选的实施方式中，在步骤(3)中，泵注2％～15％、优选5％-10％设计总液量的液态CO₂，并尽量把排量提高，优选地，在不超过设计限压的条件下提高排量，如果条件允许提高到设计最高排量，设计限压一般由压裂设计给出。

在本发明中，所述设计总液量是指设计泵注程序里面除酸液及CO₂外所用液体的总量。

在一种优选的实施方式中，在步骤(4)中，所述低黏度滑溜水的黏度为3～6mPa.s。

其中，泵注完液态CO₂后开始泵注高防膨效果的低粘滑溜水(粘度为3-6mPa.s)。

在进一步优选的实施方式中，在步骤(4)中，所述低黏度滑溜水的总泵注量为设计总液量的2％～15％、优选5％-10％。

在一种优选的实施方式中，在步骤(4)中，所述脉冲升排量的方式分多个阶段进行，每个阶段的排量为设计最大排量的[a*x]％，每个阶段泵注1～10m³，且相邻阶段的排量不同，其中，x＝1～(100/a)，a＝5～20的任意数。

在进一步优选的实施方式中，在步骤(4)中，所述脉冲升排量的方式分多个阶段进行，每个阶段的排量为设计最大排量的[a*x]％，每个阶段泵注2～8m³，且相邻阶段的排量不同，其中，x＝1～(100/a)，a＝8～15的任意数。

在更进一步优选的实施方式中，在步骤(4)中，所述脉冲升排量的方式分多个阶段进行，每个阶段的排量为设计最大排量的[12.5*x]％，每个阶段泵注6～7m³，且相邻阶段的排量不同，其中，x＝1～8(优选x为整数)；。

例如，在步骤(4)中，所述脉冲升排量的方式如下表1进行：

表1：

其中，例如脉冲升排量按以下方式进行：以设计最大排量的25％泵注5m³，以设计最大排量的12.5％泵注5m³，以设计最大排量的37.5％泵注5m³，以设计最大排量的50％泵注5m³，以设计最大排量的25％泵注5m³，以设计最大排量的62.5％泵注5m³，以设计最大排量的75％泵注5m³，以设计最大排量的37.5％泵注5m³，以设计的最大排量泵注5m³；阶段泵注量可以根据实际情况调整。

在一种优选的实施方式中，在步骤(5)中，采用能与储层产生物理或化学反应的压裂液体系，体系粘度达到压裂改造方案要求，泵注排量尽量达到可实现的最大排量。

在进一步优选的实施方式中，在步骤(5)中，所述压裂液体系采用酸性滑溜水、自生长型压裂液中的至少一种；和/或，采用的压裂液的黏度为1～50mPa.s；和/或，泵注排量取能实现的最大排量。

其中，因为有可能受储层条件及井口限压的限制排量达不到设计最大排量，故只能在实际施工中取能实现的最大排量。

在一种优选的实施方式中，在步骤(5)中，采用密度为1.0-1.1g/cm³的(超高强度)支撑剂。

在进一步优选的实施方式中，所述支撑剂的目数为400-50目(例如140-70目)，其在储层有效闭合应力条件下破碎率小于10％。

在一种优选的实施方式中，在步骤(5)中，采用1-3％的低砂比进行加砂或根据储层最大的吃砂能力设计砂比，前提是防止砂堵的出现。

本发明目的之二在于提供一种本发明目的之一所述方法在超深高应力储层压裂施工中的应用。

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：本发明可以有效解决高应力储层难压开、扩缝困难以及压后裂缝导流能力低、改造体积很难扩大的难题。

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中采用的低黏缓蚀滑溜水体系为酸性滑溜水，配方为5％盐酸+0.15％减阻剂+0.2-0.3％缓蚀剂+0.5％螯合剂，具有低粘高降阻缓蚀特征，黏度为3mPa.s。

【实施例1】

本发明在四川盆地某超深海相气井中得到应用。该井最小主应力151MPa，应力差25MPa，预测常规压裂时破裂压力达到170MPa，很难达到理想的储层改造效果。

为此采用了本发明技术，实现了等大孔径射孔，射孔孔径达到16.1mm。压裂时采用了40方15％HCl(排量为1.5m³/min)进行井筒及炮眼的预处理，然后以4方的排量注入了100方液态二氧化碳，并在不超过设计限压的条件下提高排量，如果条件允许提高到设计最高排量。再以脉冲升排量的方式(表1)，注入了100方粘度为4mPa.s的低粘滑溜水。压裂时选用了低黏缓蚀滑溜水体系进行泵注，泵注时携带了砂比2％的70/140目低密度高强度支撑剂(支撑剂密度1.08g/cm³，在储层有效闭合应力条件下破碎率小于10％)，后期砂比提高到3％。

在实施例中，70/140目是指70-140目。

表1：

采用本技术该井产气量提高了40％，应用效果良好。

【实施例2】

本发明在西北深层油井中得到应用。该井最小主应力140MPa，应力差22MPa，邻井以常规方法进行压裂，压后效果不理想。

为此采用了本发明技术，实现了等大孔径射孔，射孔孔径达到16.0mm。压裂时采用了40方15％HCl(排量为1.5m³/min)进行井筒及炮眼的预处理，然后以4方的排量注入了200方液态二氧化碳，并在不超过设计限压的条件下提高排量，如果条件允许提高到设计最高排量。再以脉冲升排量的方式(表1)，注入了200方粘度为10mPa.s的低粘滑溜水。压裂时选用了低粘缓蚀乳化酸进行前期酸化，然后利用酸性滑溜水进行了携砂压裂，采用70/140目1～2％砂比的低密度高强度支撑剂(支撑剂密度1.06g/cm³，在储层有效闭合应力条件下破碎率小于12％)。

采用本技术该井产气量提高了30％，应用效果良好。

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

1.一种针对超深高应力储层的压裂改造方法，包括：

(1)采用等大孔径射孔技术射孔；

(2)采用酸进行井筒及炮眼的预处理；

(3)泵注液态二氧化碳；

(4)以脉冲升排量的方式泵注低黏度滑溜水；

(5)加砂施工。

2.根据权利要求1所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(1)中，采用等大孔径射孔技术射孔，确保井下射孔孔眼直径达到16mm及以上。

3.根据权利要求1所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(2)中，所述酸选自盐酸、乳化酸、土酸中的至少一种；优选地，所述酸为5％～30％的盐酸。

4.根据权利要求1所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(2)中，酸的泵注量为0.4～0.6个井筒容积，和/或，酸的排量为1～2m³/min、优选为1.2～1.8m³/min。

5.根据权利要求1所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(3)中，泵注2％～15％、优选5％-10％设计总液量的液态CO₂。

6.根据权利要求1所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(4)中，所述低黏度滑溜水的黏度为3～6mPa.s；和/或，所述低黏度滑溜水的总泵注量为设计总液量的2％～15％、优选5％-10％。

7.根据权利要求1所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(4)中，所述脉冲升排量的方式分多个阶段进行，每个阶段的排量为设计最大排量的[a*x]％，每个阶段泵注1～10m³，且相邻阶段的排量不同，其中，x＝1～(100/a)，a＝5～20的任意数。

8.根据权利要求7所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(4)中，所述脉冲升排量的方式分多个阶段进行，每个阶段的排量为设计最大排量的[a*x]％，每个阶段泵注2～8m³，且相邻阶段的排量不同，其中，x＝1～(100/a)，a＝8～15的任意数。

9.根据权利要求7所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(4)中，所述脉冲升排量的方式分多个阶段进行，每个阶段的排量为设计最大排量的[12.5*x]％，每个阶段泵注6～7m³，且相邻阶段的排量不同，其中，x＝1～8。

10.根据权利要求1所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(5)中，采用能与储层产生物理或化学反应的压裂液体系，体系粘度达到压裂改造方案要求，泵注排量尽量达到可实现的最大排量。

11.根据权利要求10所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(5)中，所述压裂液体系采用酸性滑溜水、自生长型压裂液中的至少一种；和/或，采用的压裂液的黏度为1～50mPa.s；和/或，泵注排量取能实现的最大排量。

12.根据权利要求10所述的压裂改造方法，其特征在于，在步骤(5)中，采用密度为1.0-1.1g/cm³的支撑剂；优选地，所述支撑剂的目数为400-50目。

13.权利要求1～12之一所述压裂改造方法在超深高应力储层压裂施工中的应用。