CN116291354A - 一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种“增能‑驱油‑吞吐‑渗吸‑驱替”协同作用的压裂方法，属石油天然气压裂改造技术领域。基于低黏度压裂液体系，通过驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液及高排量、脉冲分段递进加砂手段，有效保障了微裂缝、支裂缝和主裂缝的分级填充支撑，形成稳定连续的渗流通道；首次将压裂与吞吐、渗吸和驱替相结合，提高致密油藏储层能量和增加泄油面积，降低对致密油藏储层的伤害，极大提高致密油藏储层采收率。解决了现有技术应用在致密油藏改造时极难进入小孔道和基质，导致储层改造后的裂缝长度达不到设计要求,难以形成复杂的改造裂缝，即形成稳定连续的渗流通道，使得改造后产量递减快和采收率低的问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种 “增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，属于石油天然气压裂改造技术领域。
背景技术
浅层致密油藏的储层压力系数＜0.8、气油比＜20m3/m3，地层能量严重不足，渗透率低，目前对浅层致密油藏储层的增产改造主要是采用高黏度压裂液，通过该体系的高黏度来达到降低滤失、憋压造缝、增强携砂力，通过人工裂缝沟通天然裂缝，从而形成渗流通道来获得增产效果；但高黏度压裂液体系也正是由于其黏度高，分子束直径大，在地层中流动阻力大，因此将其应用在致密油藏改造时极难进入小孔道和基质，存在虽初产高，但递减快和采收率低的问题。
中国专利CN113528113A提供了一种高黏度压裂液，主要采用2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸合成的纳米稠化剂和支撑剂，虽然稠化剂的分子尺寸是纳米级，但是在现场应用时，因为压裂液的弹性模量很大，进入纳米级孔喉的阻力远大于主裂缝，这样，该压裂液就大量流向主裂缝，导致储层改造后的裂缝长度达不到设计要求,难以形成复杂的改造裂缝达到增产的目的。
中国专利CN113583653A提供的新型压裂流体，其中包含在水溶液中的支撑剂、缔合两性聚合物和表面活性剂，该新型压裂流体中加入了表面活性剂，以增强两性聚合物分子链间作用力，比常规聚合物压裂液具有更好的耐剪切、悬浮和携砂能力；但是在压裂后通过加入表面活性剂破胶，破胶液的黏度很难达到行业要求，而且两性聚合物本身就容易吸附在地层上，会对支撑剂的填充层和地层的渗透通道产生堵塞。
如何扬长避短，通过低黏度压裂液克服高黏度压裂液应用于改造致密油藏时暴露的缺陷，是一个亟待解决的问题。因此非常有必要研发提供一种通过在低黏度压裂液体系中分段添加生物驱油剂和不同粒径石英砂，并通过大液量、高排量、脉冲分段递进加砂，首次实现压裂与吞吐、渗吸和驱替的综合效能，成功保障微裂缝、支裂缝、主裂缝的分级填充支撑形成稳定连续的渗流通道，大大提高重复压裂或开采后的低压致密油藏储层采收率的“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法。
发明内容
本发明的发明目的是，针对上述现有技术的不足，提供一种 “增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，该方法基于低黏度压裂液体系，首次将压裂与吞吐、渗吸和驱替相结合，有效提高致密油藏储层能量和增加泄油面积，降低对致密油藏储层的伤害，利于形成稳定连续的渗流通道，极大提高致密油藏储层采收率。
本发明是通过如下的技术方案来实现上述目的的
一种 “增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，基于低黏度压裂液体系；其特征在于：该“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法是通过包括如下步骤实现的：
步骤一、进行模拟实验，评价目标致密油藏储层的可压性，确认所述目标致密油藏储层的可压性系数在0.32以上，即可对所述目标致密油藏储层进行压裂层段划分；
步骤二、完成所述压裂层段划分后，根据对目标致密油藏储层的预定增产倍数，设计确认压裂用液量及排量；所述纳米滑溜水压裂液的施工排量为8~15m3/min，单井段的液量为大于1000m3；
步骤三、确定所述压裂层段簇射孔的位置以及射孔参数，并向所述簇射孔内注入清孔液进行酸化预处理；
步骤四、酸化预处理后向所述压裂层段交替注入驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液，并间隔性地向压裂液中添加支撑剂，以实现造缝和填砂；
步骤五、造缝和填砂完成后,向所述目标致密油藏压裂层段注入顶替液，以将井筒中的携砂液压入裂缝中；
步骤六、选择低黏度压裂液体系的纳米滑溜水压裂液，通过在纳米滑溜水压裂液中添加生物驱油剂构成驱油滑溜水压裂液；所述驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液的加入过程包括：前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段；所述前置液阶段：先注入驱油滑溜水压裂液，并逐渐增加排量至其达到设计值，之后全部注入纳米滑溜水压裂液，当工作压力和排量平稳时，开始间隔性地加入支撑剂；所述携砂液阶段：分两次注入驱油滑溜水压裂液，一次在携砂液的最后阶段注入，一次根据现场施工情况判断注入，每一次注入驱油滑溜水压裂液的量占总携砂液的10~15%；所述顶替液阶段：加砂结束后，立即泵入纳米滑溜水压裂液，将地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂沉积井底形成砂卡；泵入顶替液量≦地面管线+管柱的总容积。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的纳米滑溜水压裂液由以下质量百分比的组分构成：0.1%JHFR减阻剂、0.2%JHFR多功能添加剂和99.7%水；JHFR减阻剂和JHFR多功能添加剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的驱油滑溜水压裂液由所述纳米滑溜水压裂液+0.5%的生物驱油剂构成；所述生物驱油剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的清孔液由以下质量百分比的组分构成：3%氢氟酸、12%氯化氢、0.5%助排剂、0.3%缓蚀剂和84.2%水；清孔液的排量为2m3/min,每次注入20m3。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的支撑剂为40/70目、30/50目、20/40目的石英砂或陶粒，依次注入40/70目、30/50目、20/40目的支撑剂，砂比递进提高11-15%，但砂比不大于15%；在前置液阶段应间隔性地加入支撑剂，携砂液中阶段性的加入，每阶段4~5m3，其中每阶段间隔30m3~50m3的纳米滑溜水压裂液或驱油滑溜水压裂液。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的前置液阶段的压裂液的注入量占所述压裂施工总体压裂液的注入量的40%～50%。
本发明与现有技术相比所提出的技术方案的有益效果是：
该“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，主要应用于致密油藏压裂施工中，使用分段多簇射孔、大液量和高排量的纳米滑溜水压裂液+所述驱油滑溜水压裂液，分别按照前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段不同的加入过程加入，实现对致密油藏储层在长、宽、高三维方向的全面改造，在其主裂缝的侧向造出多个次生裂缝，形成复杂的裂缝形态，从而最大化次生裂缝与致密油藏储层的接触面积，使得压裂液的泄油面积比改造前大幅增加；同时缩短油气从任意方向基质向裂缝的渗流距离，极大提高了致密油藏储层的整体渗透率，有效降低了能量损失。通过步骤三和步骤四的脉冲分段递进加砂手段使支撑剂在裂缝中充分有效铺陈，既提高了纳米滑溜水压裂液的填砂效果，又避免了压裂时砂堵的发生。压裂过程中加入的驱油滑溜水压裂液，具备低界面张力和低表面张力的突出优点，有效提升进入低渗透率岩体中纳米滑溜水压裂液的流量，充分发挥纳米滑溜水压裂液的功能，同时防止滞留在地层的纳米滑溜水压裂液产生水相圈闭和润滑反转现象发生，大大提高压裂改造增产效果。本发明方法基于低黏度压裂液体系，首次将压裂与吞吐、渗吸和驱替相结合，有效提高致密油藏储层能量和增加泄油面积，降低对致密油藏储层的伤害，利于形成稳定连续的渗流通道，极大提高致密油藏储层采收率。解决了现有技术应用在致密油藏改造时极难进入小孔道和基质，导致储层改造后的裂缝长度达不到设计要求,难以形成复杂的改造裂缝，即形成稳定连续的渗流通道，使得改造后产量递减快和采收率低的问题。
具体实施方式
本发明申请人的设计思想是：
重复压裂或开采后的低压力系数浅层致密油藏，以东部浅层致密油藏为例，近五年投产水平井500余口，普遍分布在地面受限区域，无法建立有效井网补充能量。研究发现该区地层压力系数＜0.8、气油比低＜20m3/m3，地层能量严重不足、渗透率低，储层增产改造主要是采用高黏度压裂液，依靠体系的高黏度来达到降低滤失、憋压造缝、携砂的目的，以人工裂缝勾通天然裂缝形成渗流通道获得增产效果。不过因黏度高，且分子束直径大，在地层中流动阻力大，极难进入小孔道和基质，所以高黏压裂液体系在致密油藏使用时，存在水平井初产虽高，但递减快和采收率低的问题。中国专利CN113528113A提供了一种高黏度压裂液，其中主要是以2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸合成的纳米稠化剂和支撑剂，虽然稠化剂的分子尺寸是纳米级，但是在现场应用时，因为压裂液的弹性模量很大，进入纳米级的孔喉的阻力远大于主裂缝，导致压裂液大量流向主裂缝，储层改造后的裂缝半长达不到设计要求,难以形成复杂的裂缝。
中国专利CN:113583653A所提出的新型压裂流体，其中包含在水溶液中的支撑剂、缔合两性聚合物和表面活性剂，通过在压裂液中加入表面活性剂，以增强聚合物分子链间作用力，比常规聚合物压裂液具有更好的耐剪切、悬浮和携砂能力；但是压裂后通过加入表面活性剂破胶，破胶液的黏度不容易到达行业的要求，且两性聚合物本身就易吸附在地层上，会对支撑剂的填充层和地层的渗透通道产生堵塞。针对上述问题，本发明申请人提出了一种能有效提高储层能量、增加泄油面积和降低对储层伤害的压裂方法。
本发明提出了一种增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替多功能协同作用的压裂方法，其特征在于本发明压裂方法采用低黏度、低摩阻的纳米滑溜水压裂液，在大液量、大排量双重作用下，以极低的能量损失充分进入微孔道，对孔道形成类似水刀切割的水力冲刷，利用富余的液量和能量破开地层，因此改造致密油藏更为充分和高效。与此同时，大量压裂液进入目标储层，有效增加和提升了地层能量。
在闷井期间，低表面张力和低界面张力的驱油滑溜水压裂液在压力驱动和毛管力渗吸双重作用下进一步进入微孔道，提高波及系数，驱油滑溜水压裂液包含的生物驱油剂，有效降低稠油的黏度，改善油水流动性和避免储层岩体的润湿反转，提高了洗油、驱油效率。由于压裂增能、闷井能量扩散，远井地带压力逐步提升，投产后，近井地带的压裂液随开井放喷形成泄压区，远井地带的压裂液在压差的推动下，向近井地带流动，此过程会产生“吞吐+驱替”的复合作用。本发明压裂方法首次将压裂与吞吐、渗吸、驱替相结合，在纳米滑溜水压裂液中添加生物驱油剂，协同产生三次采油驱油剂的综合效能，大大提高原有储层的采收率。同时，为了解决纳米滑溜水压裂液在携砂过程中因携砂能力不足导致支撑剂过早或过多沉降、堵塞孔喉的问题，采用大液量、高排量、脉冲分段递进加砂手段，有效保障了微裂缝、支裂缝、主裂缝的分级填充支撑，有利于形成连续有效地渗流通道。下面结合具体实施例对本发明的实施方式做进一步详细说明：
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，基于低黏度压裂液体系；其特征在于：该”增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法是通过包括如下步骤实现的：
步骤一、进行模拟实验，评价目标致密油藏储层的可压性，确认所述目标致密油藏储层的可压性系数在0.32以上，即可对所述目标致密油藏储层进行压裂层段划分；
步骤二、完成所述压裂层段划分后，根据对目标致密油藏储层的预定增产倍数，设计压裂用液量及排量；所述纳米滑溜水压裂液的施工排量为8~15m3/min，单井段的液量为大于1000m3；
步骤三、确定所述压裂层段簇射孔的位置以及射孔参数，并向所述簇射孔内注入清孔液进行酸化预处理；
步骤四、酸化预处理后向所述压裂层段交替注入驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液，并向压裂液间隔添加支撑剂，以实现造缝和填砂；
步骤五、造缝和填砂完成后,向所述目标致密油藏压裂层段注入顶替液，以将井筒中的驱油滑溜水压裂液和支撑剂全部压入裂缝中；
步骤六、选择低黏度压裂液体系的纳米滑溜水压裂液，通过在纳米滑溜水压裂液中添加生物驱油剂构成驱油滑溜水压裂液；所述驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液的加入过程包括：前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段；所述前置液阶段：先注入驱油滑溜水压裂液，并逐渐增加排量至其达到设计值，之后全部注入纳米滑溜水压裂液，当工作压力和排量平稳时，开始间隔性地加入支撑剂；所述携砂液阶段：分两次注入驱油滑溜水压裂液，一次在携砂液的最后阶段注入，一次根据现场施工情况判断注入，每一次注入驱油滑溜水压裂液的量占总携砂液的10~15%；所述顶替液阶段：加砂结束后，立即泵入纳米滑溜水压裂液，将地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂沉积井底形成砂卡；泵入顶替液量≦地面管线+管柱的总容积。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的纳米滑溜水压裂液由以下质量百分比的组分构成：0.1%JHFR减阻剂、0.2%JHFR多功能添加剂和99.7%水；JHFR减阻剂和JHFR多功能添加剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的驱油滑溜水压裂液由所述纳米滑溜水压裂液+0.5%的生物驱油剂构成；所述生物驱油剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的清孔液由以下质量百分比的组分构成：3%氢氟酸、12%氯化氢、0.5%助排剂、0.3%缓蚀剂和84.2%水；清孔液的排量为2m3/min,每次注入20m3。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的支撑剂为40/70目、30/50目、20/40目的石英砂或陶粒，依次注入40/70目、30/50目、20/40目的支撑剂，砂比递进提高11-15%，但砂比不大于15%；在前置液阶段应间隔性加入支撑剂，携砂液中阶段性的加入支撑剂，每阶段4~5m3，其中每阶段间隔30m3~50m3的纳米滑溜水压裂液或驱油滑溜水压裂液。
一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的前置液阶段的压裂液的注入量占所述压裂施工总体压裂液的注入量的40%～50%。
将本发明压裂方法应用于南泥湾采油厂的一口水平井的实施例：
南泥湾采油厂地区多为浅层储层，且以致密油藏为主，地质条件复杂，储层致密，孔喉结构差，常规油井开发稳产时间短，递减快，产量低，油田稳产难度大。因此对该井采用本发明一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，基于低黏度压裂液体系；包括以下几个步骤：
步骤一的具体实施：在实验室进行模拟实验，评价目标致密油藏储层的岩石矿物组成、孔隙度、含气量或含油量、压力系数和脆性指数及水平地应力差；评价目标致密油藏储层的可压性，通过矿物脆性指数和弹性参数法脆性指数两种脆性评价方法对目标储层的可压性进行评价，可压性系数为0.37﹥0.32，表明具有可压性；确认所述目标储层具备可压性后，即可对所述目标储层进行压裂层段划分，根据目标储层的储层物性及完井参数划分储层，应优先保障此一井段内的储层物性与完井参数相差无几；本发明共划分8段。
步骤二的具体实施：完成所述压裂层段划分后，根据对目标致密油藏储层的预定增产倍数，设计确认压裂用液量及排量；所述纳米滑溜水压裂液的施工排量为8~15m3/min，单井段的液量为大于1000m3；
根据目标储层的设计要求：裂缝高度85m、裂缝半长135m、平均支撑剂的浓度1.50kg/m2，确认所述纳米滑溜水压裂液单井段的用量为1500m3、排量为12m3/min。
步骤三的具体实施：确定所述压裂层段簇射孔的位置以及射孔参数，并向所述簇射孔内注入清孔液进行酸化预处理；通过“簇射孔+可熔桥塞、驱油滑溜水压裂液体系，第一段压裂层段采用油管传输射孔，之后7段压裂层段采用电缆射孔，每段射孔孔眼数为10，每簇的每个射孔的长度为4m，射孔密度为10孔/m，簇间距为30m。
步骤四的具体实施：酸化预处理后向所述压裂层段交替注入驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液，并向纳米滑溜水压裂液间隔添加支撑剂，以实现造缝和填砂；先泵注一个纳米滑溜水压裂液阶段以确保注入性，然后再泵注两个酸化预处理阶段，在两个酸化预处理阶段中间，用一个纳米滑溜水压裂液阶段隔开，每个酸化预处理阶段或纳米滑溜水压裂液阶段泵注10m3，清孔液的排量为2m3/min。
步骤五的具体实施：造缝和填砂完成后,向所述目标致密油藏压裂层段注入顶替液，以将井筒中的携砂液压入裂缝中；1）灌满井筒：低排量，缓慢注入纳米滑溜水压裂液，直至灌满井筒；2）前置液阶段：先注入驱油滑溜水压裂液，并逐渐增加排量的大小，至排量达到12m3/min，然后剩下全部注入纳米滑溜水压裂液，在工作压力和排量平稳后开始加入40/70目的石英砂，其中石英砂每次应间隔45m3的纳米滑溜水压裂液或驱油滑溜水压裂液后再加入；携砂液阶段：在注入55方的纳米滑溜水压裂液后，开始注入100方的驱油滑溜水压裂液，另100方的驱油滑溜水压裂液在携砂液最后的阶段内注入，石英砂的加量4~5m3/段塞，其中每个段塞间隔45m3的纳米滑溜水压裂液或驱油滑溜水压裂液；质量比40/70目的石英砂:30/50目的石英砂:20/40目的石英砂为2:3:1。
步骤六、选择低黏度压裂液体系的纳米滑溜水压裂液，通过在纳米滑溜水压裂液中添加生物驱油剂构成驱油滑溜水压裂液；所述驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液的加入过程包括：前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段；所述前置液阶段：先注入驱油滑溜水压裂液，并逐渐增加排量至其达到设计值，之后全部注入纳米滑溜水压裂液，当工作压力和排量平稳时，开始间隔性地加入支撑剂；所述携砂液阶段：分两次注入驱油滑溜水压裂液，一次在携砂液的最后阶段注入，一次根据现场施工情况判断注入，每一次注入驱油滑溜水压裂液的量占总携砂液的10~15%；所述顶替液阶段：加砂结束后，立即泵入顶替液，将地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂沉积井底形成砂卡；顶替液阶段泵入的纳米滑溜水压裂液量≦地面管线+管柱的总容积。
加砂结束后，立即泵入30方的滑溜水压裂液，把地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂沉积井底形成砂卡；顶替液不可过量，一般为地面管线与管柱总容积即可。根据邻井同层测试压裂数据，采用低强度石英砂作为支撑剂。
进一步地，一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的纳米滑溜水压裂液由以下质量百分比的组分构成：：0.1%JHFR减阻剂、0.2%JHFR多功能添加剂和99.7%水；JHFR减阻剂和JHFR多功能添加剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
进一步地，一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的驱油滑溜水压裂液由所述纳米滑溜水压裂液+0.5%的生物驱油剂构成；所述生物驱油剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
进一步地，一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的清孔液由以下质量百分比的组分构成：3%氢氟酸、12%氯化氢、0.5%助排剂、0.3%缓蚀剂和84.2%水；清孔液的排量为2m3/min,每次注入20m3。
所述酸预处理的清孔液：3%氢氟酸+12%氯化氢+0.5%助排剂+0.3%缓蚀剂+84.2%水，清孔液的排量为2m3/min,每次注入20m3；所述纳米滑溜水压裂液的配方为：0.1%减阻剂+0.2%多功能添加剂+0.05%杀菌剂+99.45%水，驱油滑溜水压裂液为含有0.5%的生物驱油剂的纳米滑溜水压裂液；所述JHFR减阻剂、JHFR多功能添加剂和生物驱油剂均为湖北省荆州市现代石油有限公司的产品；为了获得更好的压裂效果，使用三种粒径的支撑剂，依次向井筒内注入40/70目、30/50目、20/40目的石英砂，携砂液的砂比递进增加11%，但砂比最大不超过15%。
所述实验水平井的压裂层段数有8段，共获得8段压裂液泵注数据，在其他的实验例中压裂层段数也可以为其他段数，本发明不做限定，所述实验水平井现场某一段的泵注情况如表1所示：
表1 现场某一段的泵注情况
从表1可以看出，采用脉冲分段加砂、依次增大石英砂的粒径，有利于支撑剂对微裂缝、支裂缝、主裂缝的分级填充支撑，形成连续有效的渗流通道。通过采用本发明交替注入驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液，以及间隔加入支撑剂—石英砂的方式，有效避免因主裂缝的阻力大大低于分支缝而导致的生物驱油剂和小粒径的石英砂大量流入主裂缝情况的发生，充分增加生物驱油剂的波及效率和支撑剂的填砂效果，使得生物驱油剂起到驱替、降低界面张力和降低原油黏度的作用，有效避免目标储层的水锁效应，极大提高了采收率。同时，采用大液量和大排量的纳米滑溜水压裂液施工方法，突出形成更加复杂的裂缝网状结构，成功挖掘目标储层的生产潜力，进一步提升了储层增产效果。
该实验井段之前采用常规压裂工艺，压裂效果差，表现为常规压裂后初期产量低，累计增产量小，经济效益差。采用本发明压裂方法后，增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替协同作用，使得初期产量达到12~18吨/天，保持持续增产一年有余，采出程度增加6%，中后期日产油量缓慢下降，且最终实现持续稳定生产，平均日产液量和日产油量明显高于采用常规压裂工艺的油井。
以上所述只是本发明的较佳实施例而已，上述举例说明不对本发明的实质内容作任何形式上的限制，所属技术领域的普通技术人员在阅读了本说明书后依据本发明的技术实质对以上具体实施方式所作的任何的简单修改或变形，以及可能利用上述揭示的技术内容加以变更或修饰为等同变化的等效实施例，而不背离本发明的实质和范围，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (6)
1.一种 “增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，基于低黏度压裂液体系；其特征在于：该“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法是通过包括如下步骤实现的：
步骤一、进行模拟实验，评价目标致密油藏储层的可压性，确认所述目标致密油藏储层的可压性系数在0.32以上，即可对所述目标致密油藏储层进行压裂层段划分；
步骤二、完成所述压裂层段划分后，根据对目标致密油藏储层的预定增产倍数，设计确认压裂用液量及排量；所述纳米滑溜水压裂液的施工排量为8~15m3/min，单井段的液量为大于1000m3；
步骤三、确定所述压裂层段簇射孔的位置以及射孔参数，并向所述簇射孔内注入清孔液进行酸化预处理；
步骤四、酸化预处理后向所述压裂层段交替注入驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液，并间隔性地向压裂液中添加支撑剂，以实现造缝和填砂；
步骤五、造缝和填砂完成后,向所述目标致密油藏压裂层段注入顶替液，以将井筒中的携砂液压入裂缝中；
步骤六、选择低黏度压裂液体系的纳米滑溜水压裂液，通过在纳米滑溜水压裂液中添加生物驱油剂构成驱油滑溜水压裂液；所述驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液的加入过程包括：前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段；所述前置液阶段：先注入驱油滑溜水压裂液，并逐渐增加排量至其达到设计值，之后全部注入纳米滑溜水压裂液，当工作压力和排量平稳时，开始间隔性地加入支撑剂；所述携砂液阶段：分两次注入驱油滑溜水压裂液，一次在携砂液的最后阶段注入，一次根据现场施工情况判断注入，每一次注入驱油滑溜水压裂液的量占总携砂液的10~15%；所述顶替液阶段：加砂结束后，立即泵入纳米滑溜水压裂液，将地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂沉积井底形成砂卡；泵入顶替液量≦地面管线+管柱的总容积。
2.根据权利要求1所述的一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的纳米滑溜水压裂液由以下质量百分比的组分构成：0.1%JHFR减阻剂、0.2%JHFR多功能添加剂和99.7%水；JHFR减阻剂和JHFR多功能添加剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
3.根据权利要求1所述的一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的驱油滑溜水压裂液由所述纳米滑溜水压裂液+0.5%的生物驱油剂构成；所述生物驱油剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
4.根据权利要求1所述的一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的清孔液由以下质量百分比的组分构成：3%氢氟酸、12%氯化氢、0.5%助排剂、0.3%缓蚀剂和84.2%水；清孔液的排量为2m3/min,每次注入20m3。
5.根据权利要求1所述的一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的支撑剂为40/70目、30/50目、20/40目的石英砂或陶粒，依次注入40/70目、30/50目、20/40目的支撑剂，砂比递进提高11-15%，但砂比不大于15%；在前置液阶段应间隔性地加入支撑剂，携砂液中阶段性的加入，每阶段4~5m3，其中每阶段间隔30m3~50m3的纳米滑溜水压裂液或驱油滑溜水压裂液。
6.根据权利要求1所述的一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的前置液阶段的压裂液的注入量占所述压裂施工总体压裂液的注入量的40%～50%。
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