一种油气藏储层压裂方法技术

本发明专利技术提供了一种油气藏储层压裂方法，其主压裂阶段注入高黏酸中高排量刻蚀主裂缝，然后利用中黏酸中低排量指进扩大主裂缝导流，最后在携砂液施工阶段采用混合粒径支撑剂段塞式加砂提高在高应力条件下裂缝导流能力的保持率。根据本发明专利技术提供的压裂方法，在主压裂阶段前还采用高黏前置液高排量造缝并降低储层温度，然后注入低黏酸液低排量滤失沟通小尺度分支裂缝。本发明专利技术提供的压裂方法可有效提高酸压井裂缝导流能力在高闭合应力下的保持率，提高单井的产量，降低产能的递减速率，尤其适用于超高应力油气藏储层，特别是碳酸盐岩超高应力储层的压裂改造。

【技术实现步骤摘要】
一种油气藏储层压裂方法
本专利技术属于石油开采
，具体涉及一种油气藏储层压裂方法，尤其涉及提高超高应力储层压裂后裂缝导流能力的压裂方法。
技术介绍
中国的碳酸盐岩储藏蕴含着丰富的储量，约占总储量的40％左右。近年来，随着勘探开发进程的加深，超深海相碳酸盐岩油气藏越来越多，如塔里木盆地、四川盆地等都发现了大量此类油气藏。其最大特点是埋深超过6000m，最小水平主应力超过100MPa，属于超高应力储层，具有低渗透率或特低渗透率的特点。由此，此类储层改造难度极大，主要表现为:井筒摩阻大，井口施工压力高，压力窗口窄；地应力高，裂缝起裂延伸困难，初期裂缝导流能力低，且递减迅速；储层温度高，酸岩反应速度快，难以获得深穿透裂缝；储层岩石的杨氏模量高，造缝宽度窄，面容比大，酸蚀缝长及导流都受影响。针对这类超高应力储层，现有的压裂方法主要是采用高强度的支撑剂或组合支撑剂的方式通过增加铺砂浓度来提高闭合应力下的导流能力，然而超高应力储层施工中裂缝动态宽度窄，加砂困难。因此，采用现有的压裂技术对超深碳酸盐岩储层这类超高应力储层实施酸压改造后，常常面临产量低、递减快等问题，难以实现经济有效开发。综上所述，需要研究并提出一种针对超高应力储层的有效的压裂改造方法。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种新的油气藏储层压裂方法，以提高储层、尤其是超高应力储层、特别是超高应力的碳酸盐岩储藏压裂后的裂缝导流能力，提高单井的产量，降低产能的递减速率。根据本专利技术提供的油气藏储层压裂方法，包括前置液施工阶段、主压裂施工阶段和携砂液施工阶段，其中主压裂施工阶段包括以下步骤：a.以第一酸液排量向储层中注入第一酸液，b.以第二酸液排量向储层中注入第二酸液，c.以第三酸液排量向储层中注入第三酸液，其中，第一酸液排量、第三酸液排量和第二酸液排量依次增大，第一酸液、第三酸液和第二酸液的黏度依次增大。根据本专利技术提供的压裂方法，在主压裂施工阶段，首先在步骤a中以低黏度酸液低排量注入，通过酸液对岩矿的酸蚀作用扩充裂缝，然后在步骤b中以中高排量追加高黏度酸液，再以中低排量注入中黏度酸液，从而产生粘滞指进效应和非均匀刻蚀，增加裂缝面的整体导流能力。所以，根据本专利技术提供的压裂方法，通过采用包括上述三个步骤的主压裂施工，油气藏储层裂缝得以充分扩展，导流能力得到充分提高，特别适用于超深层储层的压裂改造。需要说明的是，步骤a以低黏度压裂液低排量注入，对裂缝起到酸蚀的作用；根据本专利技术，步骤a可以理解为主压裂阶段初期的一个预处理步骤，也可以理解为在主压裂阶段之前的一个独立的处理步骤。根据本专利技术的一些优选实施方式，第一酸液排量在1-3m3/min范围。根据本专利技术的一些优选实施方式，第二酸液排量在4-6m3/min范围。根据本专利技术的一些优选实施方式，第三酸液排量在3-5m3/min范围。在步骤a中，采用较低的注入排量，优选第一酸液排量为前置液施工阶段的压裂液注入排量的30-50％，优选35-45％，以确保第一酸液可以更多地滤失和酸蚀小尺度微裂缝系统。根据本专利技术的一些优选实施方式，第一酸液的用量在0.5-1.5m3/每米缝长，优选0.6-1.0m3/每米缝长。根据本专利技术的一些优选实施方式，第二酸液的用量在5-10m3/每米缝长。根据本专利技术的一些优选实施方式，第三酸液的用量在4-7m3/每米缝长。所述缝长是指在施工前通过模拟产生的主裂缝长度。在步骤a中，若天然裂缝等相对发育，酸液滤失过大，则第一酸液的用量可适当增加(即在上述范围内选择相对较高的用量)，以提高微裂缝系统的扩展程度。步骤b的酸液用量和排量可以通过如下方式确定，即在设定的步骤c的酸液用量和排量下，模拟步骤b中酸液的用量和排量，从中优选保证裂缝长度的情况下导流能力最佳的酸液用量和排量。步骤c的酸液用量和排量在已优化的步骤b的酸液用量和排量基础上，以类似方法进行优化选择。根据储层厚度变化可适当调整排量，厚度越大，排量越大。根据本专利技术的一些优选实施方式，第一酸液的黏度在1-12mPa.s范围。根据本专利技术的一些优选实施方式，第二酸液的黏度在45-200mPa.s范围，优选80-160mPa.s。根据本专利技术的一些优选实施方式，第三酸液的黏度在15-30mPa.s范围，优选15-20mPa.s。根据本专利技术提供的压裂方法，第三酸液的黏度大于第二酸液的黏度的2倍，从而促使产生粘滞指进效应和沟槽状的非均匀刻蚀，增加裂缝面的整体导流能力。采用上述范围内主压裂施工参数，在超高应力储层压裂改造中，可显著提高裂缝扩充效果和提高裂缝的导流能力，从而有效压裂和改造超深层储层，提高单井的产油气量。根据本专利技术的一些优选实施方式，所述前置液施工阶段包括：以第一压裂液排量向储层中注入第一压裂液，然后以第二压裂液排量向储层中注入第二压裂液，其中，所述第一压裂液排量和第二压裂液排量可以相同或不同，第一压裂液的黏度大于第二压裂液的黏度。在前置液施工阶段，压裂液的注入排量可通过模拟不同排量下的裂缝三维尺寸的变化规律，结合井口施工压力预测结果，确定在既定设备能力下的最佳注入排量范围。然后模拟不同压裂液黏度及排量条件下的裂缝三维扩展情况。考虑到后续酸液也有造缝和降温等功能，此阶段压裂液用量及排量优选设计为裂缝长度达到最终值的50％左右时对应的液量和排量。在本专利技术的一些优选实施方式中，前置液施工阶段使用的压裂液黏度、用量和排量使得在前置液施工阶段主裂缝长度能够达到最终长度的45-60％，优选50％。根据本专利技术的一些优选实施方式，第二压裂液的黏度是第一压裂液的黏度的45-55％。根据本专利技术提供的压裂方法，在前置液阶段采用两种压裂液注入的方式，一种是高黏度压裂液，另一种是黏度为前一种压裂液黏度大致一半的压裂液，由此可增加造缝的效果。根据本专利技术的一些优选实施方式，所述第一压裂液与第二压裂液的体积比在2.5-3.5:1。在此情况下，既能达到裂缝内降温效果，又能提高造缝长度。根据本专利技术的一些优选实施方式，所述第一压裂液排量和第二压裂液排量在3.5-5.5m3/min范围。根据本专利技术的一些优选实施方式，所述第一压裂液的黏度在90-120mPa.s范围，所述第二压裂液的黏度在45-60mPa.s范围。根据本专利技术的一些优选实施方式，所述第一压裂液的用量在1-2m3/每米缝长范围，第二压裂液的用量在0.4-0.6m3/每米缝长范围。根据本专利技术实施的前置液注入施工，不仅能够尽大限度地注造主裂缝，同时也能够进一步降低储层温度，从而提高后续的压裂效果。根据本专利技术提供的压裂方法，前置液阶段的压裂液排量在整个压裂过程中相对较高，优选地，主压裂阶段的步骤a中所述第一酸液排量为前置液阶段的第一压裂液排量的30-40％。这样，能够确保主压裂阶段的步骤a中的酸液有更多机会产生滤失和酸蚀小尺度微裂缝系统。根据本专利技术的优选实施方式，所述压裂方法还包括预前置液降温处理阶段；所述预前置液优选为滑溜水，所述预前置液的用量优选为1-3m3/每米缝长。在超深层储层中，储层温度往往高于140℃，通常甚至高于160℃。因此，在本专利技术提供的压裂方法中，为了提高压裂效果，在前置液阶段前实施预前置液降温处理。本专利技术中，通过使用例如1-3m3/每米缝长的用量的滑溜水，可将储层温度降低30℃以上。具体地，可应用裂缝扩展模拟软本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种油气藏储层压裂方法，包括前置液施工阶段、主压裂施工阶段和携砂液施工阶段，其中主压裂施工阶段包括以下步骤：a.以第一酸液排量向储层中注入第一酸液，b.以第二酸液排量向储层中注入第二酸液，c.以第三酸液排量向储层中注入第三酸液，其中，第一酸液排量、第三酸液排量和第二酸液排量依次增大，第一酸液、第三酸液和第二酸液的黏度依次增大。

【技术特征摘要】
1.一种油气藏储层压裂方法，包括前置液施工阶段、主压裂施工阶段和携砂液施工阶段，其中主压裂施工阶段包括以下步骤：a.以第一酸液排量向储层中注入第一酸液，b.以第二酸液排量向储层中注入第二酸液，c.以第三酸液排量向储层中注入第三酸液，其中，第一酸液排量、第三酸液排量和第二酸液排量依次增大，第一酸液、第三酸液和第二酸液的黏度依次增大。2.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，第一酸液排量在1-3m3/min范围，第二酸液排量在4-6m3/min范围，第三酸液排量在3-5m3/min范围。3.根据权利要求1或2所述的压裂方法，其特征在于，第一酸液的黏度在1-12mPa.s范围，第二酸液的黏度在45-200mPa.s范围，第三酸液的黏度在15-30mPa.s范围。4.根据权利要求1-3中任一项所述的压裂方法，其特征在于，第一酸液的用量在0.5-1.5m3/每米缝长，第二酸液的用量在5-10m3/每米缝长，第三酸液的用量在4-7m3/每米缝长。5.根据权利要求1-4中任一项所述的压裂方法，其特征在于，所述前置液施工阶段包括：以第一压裂液排量向储层中注入第一压裂液，然后以第二压裂液排量向储层中注入第二压裂液，其中，所述第一压裂液排量和第二压裂液排量可以相同或不同，第一压裂液的黏度大于第二压裂液的黏度；优选第二压裂液的黏度是第一压裂液的黏度的45-55％，还优选所述第一压裂液与第二压裂液的体积比在2.5-3.5:1。6....

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，曾义金，周珺，周林波，刘红磊，贾文峰，刘世华，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：北京,11