CN116044367B

CN116044367B - 一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法

Info

Publication number: CN116044367B
Application number: CN202310337824.7A
Authority: CN
Inventors: 王云鹏; 郭天魁; 陈铭; 郭畅; 石一曼; 戴彩丽; 牛继磊; 吕明锟; 李喆; 曲占庆
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2023-03-31
Filing date: 2023-03-31
Publication date: 2023-06-16
Anticipated expiration: 2043-03-31
Also published as: CN116044367A

Abstract

本发明公开一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，属于油气田开发技术领域，通过获取目标储层参数、水平井分段分簇参数，并确定第一参数，所述第一参数包括恒定砂比的压裂裂缝参数以及施工参数，再根据步骤S100确定的第一参数，确定与之匹配的压裂液和支撑剂，所述压裂液包括粘度为1‑5mPa·s的低粘度压裂液和粘度为10‑30mPa·s的高粘度压裂液，所述支撑剂包括粒径为40/70目或70/140目的小粒径支撑剂和粒径为20/40目或30/50目的大粒径支撑剂。本发明旨在解决水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差的问题。

Description

一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法

技术领域

本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法。

背景技术

水平井分段多簇加砂压裂是致密储层开发关键的增产技术，通过向储层中注入高压液体形成裂缝并充填支撑剂保持裂缝的开启，形成油气高速流动的通道。致密储层水力压裂中多用阶梯升砂比、段塞式加砂工艺，上述两种技术需在不同注入阶段多次调整砂比，操作复杂且难以精准控制，由于阶梯升砂比加砂工艺、段塞式加砂工艺二者携砂液阶段的前期保持较低砂比，仅有少量支撑剂能够到达水力裂缝远端，因此水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差。

发明内容

因此，本发明所要解决的是如何提供一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，旨在解决水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差的问题。

为了实现上述目的，本发明提供一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，所述恒定砂比加砂压裂方法包括如下步骤：

步骤S100，获取目标储层参数、水平井分段分簇参数，并确定第一参数，所述第一参数包括恒定砂比的压裂裂缝参数以及施工参数；

步骤S200，根据步骤S100确定的第一参数，确定与之匹配的压裂液和支撑剂，所述压裂液包括粘度为1-5mPa·s的低粘度压裂液和粘度为10-30mPa·s的高粘度压裂液，所述支撑剂包括粒径为40/70目或70/140目的小粒径支撑剂和粒径为20/40目或30/50目的大粒径支撑剂；

步骤S300，以确定的所述施工参数中施工排量向目标储层中泵注入前置液，其中泵注的压力大于目标储层的破裂压力，以在目标储层中形成水力裂缝；

步骤S400，将所述小粒径支撑剂混入所述低粘度压裂液，以所述施工参数中的施工排量、第一恒定砂比注入目标储层，以促进支撑剂在水力裂缝远端分布；

步骤S500，将所述大粒径支撑剂混入所述高粘度压裂液，以第二恒定砂比、略低于所述施工参数中施工排量注入目标储层，以促进支撑剂在近井地带分布；

步骤S600，向目标储层中注入顶替液，以将沉降在井筒中的支撑剂顶替入压裂裂缝。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述压裂裂缝参数包括裂缝缝长、裂缝导流能力；

所述施工参数包括施工排量、压裂液粘度、支撑剂类型、支撑剂目数、砂比。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤S200中所述低粘度压裂液占总液量的比例为40-80%；

所述高粘度压裂液占总液量的比例为20-50%；

所述小粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为20-60%；

所述大粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为40-80%。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤S300中所述前置液的液量为总注入液量的10%-40%，注入的前置液为低粘度液体，粘度为1-5mPa·s。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤S400包括：

在地面向所述低粘度压裂液中以恒定的速率混入所述小粒径支撑剂形成第一恒定砂比的第一携砂液，以所述施工参数中的第一施工排量将所述第一携砂液注入所述目标储层，以通过小粒径、高排量促进支撑剂在水力裂缝远端的窄缝宽区域分布，提高支撑面积。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述第一恒定砂比为5%-30%，所述第一施工排量为12-16m³/min，所述第一携砂液的液量占总液量的20-60%。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤S500包括：

在地面向所述高粘度压裂液中以恒定的速率混入所述大粒径支撑剂形成第二恒定砂比的第二携砂液，以第一低排量将所述第二携砂液注入所述目标储层，以通过大粒径、低排量促进支撑剂在水力裂缝远端的窄缝宽区域分布，提高支撑面积；其中第一低排量为8-12m³/min。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述第二恒定砂比为5%-25%，所述第二携砂液的液量占总液量的20-50%。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述第二恒定砂比为10%、15%、或者20%；所述第二携砂液的液量占总液量的25%、30%、35%、40%、或者45%。

优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤S200中支撑剂包括石英砂、陶粒、或者覆膜砂。

本发明具有如下有益效果：

本发明通过获取目标储层参数、水平井分段分簇参数，并确定第一参数，所述第一参数包括恒定砂比的压裂裂缝参数以及施工参数，再根据步骤S100确定的第一参数，确定与之匹配的压裂液和支撑剂，所述压裂液包括粘度为1-5mPa·s的低粘度压裂液和粘度为10-30mPa·s的高粘度压裂液，所述支撑剂包括粒径为40/70目或70/140目的小粒径支撑剂和粒径为20/40目或30/50目的大粒径支撑剂，再以确定的所述施工参数中施工排量向目标储层中泵注入前置液，其中泵注的压力大于目标储层的破裂压力，以在目标储层中形成水力裂缝，再将所述小粒径支撑剂混入所述低粘度压裂液，以所述施工参数中的施工排量、恒定砂比注入目标储层，以促进支撑剂在水力裂缝远端分布，再将所述大粒径支撑剂混入所述高粘度压裂液，以恒定砂比、略低于所述施工参数中施工排量注入目标储层，以促进支撑剂在近井地带分布，最后向目标储层中注入顶替液，以将沉降在井筒中的支撑剂顶替入压裂裂缝，解决了水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差的问题；

进一步地，本发明设计2个恒定砂比（第一恒定砂比和第二恒定砂比）携砂液注入阶段，第一携砂液阶段为低粘度液体携带小粒径支撑剂，以较高的排量注入，通过较高的排量、小粒径使得支撑剂运移至水力裂缝远端，实现水力裂缝远端的有效铺置和支撑；第二携砂液阶段为高粘度液体携带大粒径支撑剂，以较低的排量注入，通过高粘度液体防止支撑剂大量在井筒沉降，通过低排量、大粒径使支撑剂沉降裂缝近井地带，实现裂缝近井地带的有效支撑；

进一步地，本发明采用恒定砂比加砂方式，在前置液注入阶段后，将砂比提升至设计值，随后保持砂比不变，直至该携砂液注入阶段结束，从而避免了反复多次调整砂比，简化了操作工艺。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明水平井压裂裂缝示意图。

图2为施工结束后不同目数支撑剂缝内分布示意图。

1-井筒，2-水力裂缝，3-40/70目支撑剂分布区域，4-20/40目支撑剂分布区域。

本发明目的的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。

具体实施方式

本发明实施例中术语“和/或”，描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。字符“/”一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。

需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。

本发明实施例中术语“多个”是指两个或两个以上，其它量词与之类似。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的各实施例进行详细的阐述。然而，本领域的普通技术人员可以理解，在本发明各实施例中，为了使读者更好地理解本发明而提出了许多技术细节。但是，即使没有这些技术细节和基于以下各实施例的种种变化和修改，也可以实现本发明所要求保护的技术方案。以下各个实施例的划分是为了描述方便，不应对本发明的具体实现方式构成任何限定，各个实施例在不矛盾的前提下可以相互结合相互引用。

本发明提供一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，请参阅图1和图2，所述恒定砂比加砂压裂方法包括如下步骤：

其中，所述压裂裂缝参数包括裂缝缝长、裂缝导流能力；所述施工参数包括施工排量、压裂液粘度、支撑剂类型、支撑剂目数、砂比。

具体实现时，根据目标储层参数、水平井分段分簇参数，开展了一系列数值模拟试验后，从而选出恒定砂比的压裂裂缝参数以及施工参数。

需要说明的是，其中一系列数值模拟试验通常可以选择常规的模拟试验方法进行模拟即可，在此不做具体限制。砂比为支撑剂体积与携砂液体积之比，所述携砂液为支撑剂与压裂液的混合液体。

更具体地，所述步骤S100包括：

获取目标储层参数、水平井分段分簇参数（包括目标储层的地质力学以及地质流体参数），以最高单井产能或最大净现值为目标函数，优化压裂裂缝参数；

随后建立对应储层的精细地质模型、压裂裂缝扩展模型，运用压裂模拟商业软件开展不同施工参数下的压裂过程模拟；

然后将压裂模拟结果导入油藏产能计算商业软件（例如CMG或ECLIPSE）计算不同施工参数下的产能或净现值，取最大产能或最大净现值对应的施工参数作为优选结果。在本具体实施方案中，根据目标储层参数、压裂模拟、产能计算结果，优选分簇数为单段3簇，簇间距15m，裂缝长度为300m，裂缝导流能力为10μm²·cm，排量为10-12m³/min，压裂液粘度1-20mPa·s，在本实施例中支撑剂类型为石英砂，支撑剂目数为20/40目、40/70目，砂比为20-25%。根据优化结果设计的水平井单段3簇压裂泵注参数如下表1所示。

表1 泵注参数

序号	液体类型	砂比/%	支撑剂目数	施工排量/m³/min	时间/min	阶段液量/m³
							1	前置液（5mPa·s）	0	/	12	0-15	180
2	低粘度携砂液（5mPa·s）	25	40/70目	12	15-35	240
							3	高粘度携砂液（20mPa·s）	20	20/40目	10	35-53	180
4	顶替液（5mPa·s）	0	/	10	53-55	20
							合计	/	/	/	/	55	620

在本实施例中，所述步骤S200中所述低粘度压裂液占总液量的比例为40-80%，在其他实施例中，低粘度压裂液占总液量的比例为45%、50%、55%、60%、65%、或者70%。

所述高粘度压裂液占总液量的比例为20-50%，在其他实施例中，高粘度压裂液占总液量的比例为25%、30%、35%、40%、或者45%。

所述小粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为20-60%，在其他实施例中，小粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为25%、30%、35%、40%、45%、或者50%。

所述大粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为40-80%，在其他实施例中，粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为45%、50%、55%、60%、65%、或者70%。

具体实现时，分别配置高粘度压裂液、低粘度压裂液并持续搅拌。在本实施例中，所述低粘度压裂液粘度为5mPa·s，占施工总液量比例为70%；所述高粘度压裂液粘度为20mPa·s，占施工总液量比例为30%；所述小粒径支撑剂目数为40/70目，用量60m³，所述大粒径支撑剂目数为20/40目，用量为5m³。

另外，支撑剂包括石英砂、陶粒、或者覆膜砂。

步骤S300，以确定的所述施工参数中施工排量向目标储层中泵注入前置液，其中泵注的压力大于目标储层的破裂压力，以在目标储层中形成水力裂缝2；

在本实施例中，所述步骤S300中所述前置液的液量为总注入液量的10%-40%，注入的前置液为低粘度液体，粘度为1-5mPa·s，在其他实施例中，注入的前置液的粘度还可以为2mPa·s、3mPa·s、或者4mPa·s。

具体实现时，以12m³/min的排量通过图1所示的井筒1向目标储层中注入所述前置液，以通过其较高的压力和施工排量驱动裂缝扩展，在目标储层中形成如图1所示的水力裂缝2，该前置液的液量占总液量比例为30%。

步骤S400，将所述小粒径支撑剂混入所述低粘度压裂液，以所述施工参数中的施工排量、第一恒定砂比注入目标储层，以促进支撑剂在水力裂缝2远端分布；

需要说明的是，将所述小粒径支撑剂混入所述低粘度压裂液，以所述施工参数中的施工排量、第一恒定砂比注入目标储层，以通过小粒径、高排量促进支撑剂在水力裂缝2远端分布。

具体地，所述步骤S400包括：

在地面向所述低粘度压裂液中以恒定的速率混入所述小粒径支撑剂形成恒定砂比的第一携砂液，以所述施工参数中的第一施工排量将所述第一携砂液注入所述目标储层，以通过小粒径、高排量促进支撑剂在水力裂缝2远端的窄缝宽区域分布，提高支撑面积。

在本实施例中，所述第一恒定砂比为5%-30%，在其他实施例中，第一恒定砂比为6%、10%、15%、20%、25%、或者30%。

在本实施例中，所述第一施工排量为12-16m³/min，在其他实施例中，第一施工排量为13m³/min、14m³/min、或者15m³/min。

在本实施例中，所述第一携砂液的液量占总液量的20-60%，在其他实施例中，第一携砂液的液量占总液量的30%、40%、或者50%。

需要说明的是，第一施工排量为施工参数中施工排量中较高的排量。

需要说明的是，将所述大粒径支撑剂混入所述高粘度压裂液，以第二恒定砂比、略低于步骤S100中所述施工参数中的施工排量注入目标储层，以通过大粒径、低排量促进支撑剂在近井地带分布，通过高粘度压裂液使得大粒径支撑剂易于被携带。

更具体地，所述步骤S500包括：

在地面向所述高粘度压裂液中以恒定的速率混入所述大粒径支撑剂形成第二恒定砂比的第二携砂液，以第一低排量将所述第二携砂液注入所述目标储层，以通过大粒径、低排量促进支撑剂在水力裂缝2远端的窄缝宽区域分布，提高支撑面积；其中第一低排量为8-12m³/min。

进一步地，在地面向高粘度压裂液中以恒定的速率混入大粒径支撑剂形成第二恒定砂比的携砂液，并以第一低排量将携砂液注入地层，以通过大粒径、低排量促进支撑剂在近井地带（即离压裂井的井筒1比较近的地方）的分布，提高近井地带的导流能力，通过高粘度使得大粒径支撑剂不易沉降。

在本实施例中，所述第二恒定砂比为5%-25%，所述第二携砂液的液量占总液量的20-50%。优选地，第二恒定砂比为10%、15%、或者20%。所述第二携砂液的液量占总液量的25%、30%、35%、40%、或者45%。

步骤S600，向目标储层中注入顶替液，以将沉降在井筒1中的支撑剂顶替入压裂裂缝。

图2示意出了施工结束后不同目数支撑剂缝内分布示意图，例如标记3为40/70目支撑剂分布区域，标记4为20/40目支撑剂分布区域。施工结束后，在压裂裂缝内形成了近井地带为大粒径支撑剂（20/40目）、远端为小粒径支撑剂（40/70目）的“楔形”铺置情况，同时实现了压裂裂缝近井地带和远端的有效支撑。

显然，上述所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下，可以做出其它不同形式的变化或变动，都应当属于本发明保护的范围。

Claims

1.一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述恒定砂比加砂压裂方法包括如下步骤：

2.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述压裂裂缝参数包括裂缝缝长、裂缝导流能力；

3.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤S200中所述低粘度压裂液占总液量的比例为40-80%；

所述高粘度压裂液占总液量的比例为20-50%；

所述小粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为20-60%；

所述大粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为40-80%。

4.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤S300中所述前置液的液量为总注入液量的10%-40%，注入的前置液为低粘度液体，粘度为1-5mPa·s。

5.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤S400包括：

在地面向所述低粘度压裂液中以恒定的速率混入所述小粒径支撑剂形成第一恒定砂比的第一携砂液，以所述施工参数中的施工排量将所述第一携砂液注入所述目标储层，以通过小粒径、高排量促进支撑剂在水力裂缝远端的窄缝宽区域分布，提高支撑面积。

6.如权利要求5所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述第一恒定砂比为5%-30%，所述施工排量为12-16m³/min，所述第一携砂液的液量占总液量的20-60%。

7.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤S500包括：

8.如权利要求7所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述第二恒定砂比为5%-25%，所述第二携砂液的液量占总液量的20-50%。

9.如权利要求8所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述第二恒定砂比为10%、15%、或者20%；所述第二携砂液的液量占总液量的25%、30%、35%、40%、或者45%。

10.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤S200中支撑剂包括石英砂、陶粒、或者覆膜砂。