一种水平井分段压裂方法技术

本发明专利技术提供了一种水平井分段压裂方法，所述方法包括依次实施N个携砂液注入阶段，其中，第N个携砂液注入阶段使用支撑剂的体积密度小于之前N‑1个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度，所述N为大于1的自然数。进一步地，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液选用储能模量与耗能模量之比在(2.0‑5.0):1的压裂液。本发明专利技术方法通过提高支撑剂和/或压裂液的悬浮性能，确保每簇裂缝的均匀顶替效果，保证每簇裂缝均匀进液和进砂，以达到全段簇裂缝内压裂液同步破胶返排，从而减少水平井分段压裂中发生过顶替现象，提高压后效果及实现稳产期的最大化。

【技术实现步骤摘要】
一种水平井分段压裂方法
本专利技术涉及水平井分段压裂
，具体涉及一种减少过顶替的水平井分段压裂方法，尤其涉及低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩和煤岩水平井压裂领域中减少过顶替的水平井分段压裂方法。
技术介绍
目前，水平井分段压裂技术已成为低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩甚至煤岩的主体开发技术，并在生产实践中发挥了巨大的经济效益和社会效益。该技术施工过程中必须使用高黏胶液顶替，但与直井压裂不同，水平井分段压裂技术都存在着过顶替现象，有的过顶替量可达正常值的2倍以上。无论是裸眼滑套还是桥塞射孔联作技术，为防止水平井筒沉砂对投球座封或桥塞座封的不利影响，有时甚至要用高黏度胶液过量顶替。这对水平井分段压裂的裂缝支撑剖面的保护是极其不利的，也会严重影响压后效果。矿场经常发现水平井的实际压裂效果并非达到预期的模拟预测结果，主要原因可能正是来源于此。从技术角度而言，目前发现的存在过顶替的主要原因有：1)水平井筒直径只有200多毫米，允许支撑剂的沉降距离受限；2)支撑剂的密度相对于压裂液而言偏大，如一般的体积密度都在1.7g/cm3以上，远大于压裂液的1.03g/cm3；3)压裂前置液设计量偏大，停泵后裂缝仍继续延伸，尤其是石英等脆性矿物含量高时更是如此。过顶替对压裂效果的不利影响，主要有：1)严重降低压后初期近井筒裂缝的导流能力，导致近井裂缝导流能力完全丧失，产生的所谓“包饺子”效应；2)如同步破胶控制不好，先压裂段的压裂液先期水化破胶，滤失大造成裂缝过早闭合，给近井裂缝导流能力的补救措施带来致命的影响；3)以往采取每簇均匀射孔的方法，致使同一段压裂时不同簇的裂缝过顶替效应不同，越靠近井筒的过顶替量越多，没有均衡发挥每簇射孔对产量的贡献。综上所述，开发一种能较大幅度降低过顶替量的水平井分段压裂新技术以实现压后效果及稳产期的最大化将具有显著的现实意义。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供一种能够减少或防止过顶替的水平井分段压裂新技术，尤其是低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩和煤岩水平井压裂领域中减少过顶替的水平井分段压裂方法，以提高压后效果及实现稳产期的最大化。本专利技术的基本设计思路和目标在于，在水平井压裂过程中，通过提高支撑剂的悬浮性能，减少水平井分段压裂中发生过顶替现象。进一步地，还可通过提高压裂液的悬浮性能、优化簇射孔密度或端部脱砂等，保证每簇裂缝均匀进液和进砂，以达到全段簇裂缝内压裂液同步破胶返排，从而进一步减少水平井分段压裂中发生过顶替现象。根据本专利技术，提供了一种水平井分段压裂方法，包括依次实施N个携砂液注入阶段，其中，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度小于之前N-1个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度；所述N为大于1的自然数。即在本专利技术提供的压裂方法中，在最后一个砂比阶段使用低密度支撑剂。N代表压裂施工过程中先后进行的N个携砂液注入操作阶段。根据本专利技术，N的取值可根据油井的岩性、储层参数、施工要求等实际施工情况来选择。例如，N可以是2-7中的自然数；具体地，N可以是2、3、4、或5等。在施工中，第N个携砂液注入阶段通常是指携砂液注入量与正常顶替量相当，即携砂液注入量与井筒体积相当的携砂液注入操作阶段。优选地，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度在1.2g/cm3以下，优选1.2-0.8g/cm3，例如1.05-1.15g/cm3。进一步优选地，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂选自体积密度为1.05-1.5g/cm3的低密度支撑剂、体积密度小于1.05g/cm3的(如1.05-0.80g/cm3)超低密度支撑剂和自悬浮支撑剂的一种或多种。支撑剂的用量优选为全部替换与顶替量等量的混砂浆中的支撑剂数量，可根据井筒总容积(每段射孔段的中部位置点计算)与最后施工砂液比高低进行计算获得。所述自悬浮支撑剂也称为自悬浮压裂支撑剂，在本专利技术中对其没有特别限定，本领域中常用的自悬浮支撑剂都可适用于本专利技术。在本专利技术提供的方法中，从支撑剂角度，在加砂的最后阶段尾追低密度/超低密度支撑剂及新型的自悬浮支撑剂，可提高支撑剂的悬浮性能，进而有助于减少或避免在后续的顶替施工中发生过顶替现象。根据本专利技术的优选实施方式，所述第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比在(2.0-5.0):1，优选(2.1-4.0):1，优选(2.5-3.0):1。压裂液的储能模量与耗能模量由本领域技术人员通过常规方法测定和调节，在此不再赘述。优选地，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比大于之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比。现有技术中，在整个携砂液注入操作阶段，使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比一般在2:1以下。因此，在本专利技术一些实施方式中，之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比在2:1以下。进一步地说，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的黏弹系数大于之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的黏弹系数。即在最后一个砂比阶段使用尾追的黏弹性增加的压裂液。根据本专利技术，在第N个携砂液注入阶段后实施顶替施工。根据本专利技术的优选实施方式，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液(即尾追压裂液)优选为表面活性剂压裂液、清洁聚合物压裂液或纤维压裂液。根据本专利技术，在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂，压裂液的黏度在50-100mPa.s；对于页岩油气压裂，压裂液黏度在2-40mPa.s，优选地，若压裂液为滑溜水则在2-10mPa.s，若压裂液为胶液则在20-40mPa.s。在满足压裂液造缝及悬砂性能的基础上，压裂液的黏度越低，越利于每段的簇裂缝间的均匀进液和进砂。一般而言，在压裂初期采用如上黏度范围的压裂液。在此基础上，在与正常顶替量相当的最后携砂液阶段，换用黏弹性好的表活剂压裂液、清洁聚合物压裂液或纤维压裂液。一般而言，储能模量与耗能模量之比应维持在2倍以上，以进一步提高压裂液的悬砂性，防止水平井筒的沉砂效应。上述尾追压裂液的具体配方及加量的优化方案，可结合实际岩心数据及室内综合性能评价结果确定。根据本专利技术，在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于常规岩性(一般指低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩)压裂，支撑剂使用70-140目和20-40目支撑剂；对于页岩气压裂，支撑剂使用70-140目、40-70目和30-50目三种支撑剂。在之前的N-1个携砂液注入阶段中使用的支撑剂为本领域现有技术中常规使用的支撑剂，体积密度较大，一般在1.5g/cm3以上。常规岩性压裂的支撑剂可选用少量的70-140目支撑剂，用以打磨近井裂缝弯曲摩阻；页岩气压裂支撑剂一般选用70-140目支撑剂，此类支撑剂用量大，其除了打磨近井裂缝弯曲摩阻，还有支撑微裂缝功效。支撑剂的具体的优选性能要求可结合室内综合性能评价结果确定。根据本专利技术的优选实施方式，在压裂施工过程中，对每段射孔簇都进行端部脱砂压裂，优选同步实施基于滤失量的端部脱砂压裂和基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂。优选地，所述基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂的施工砂液比通过试错法依据井口压力变化速率进行筛选，优选使井口压力上升速率在6MPa/min以上、优选6-25MPa/min、更优选8-20MPa/min的施工砂液比。在一些具体实施例中，本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种水平井分段压裂方法，其特征在于，所述方法包括依次实施N个携砂液注入阶段，其中，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度小于之前N‑1个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度，所述N为大于1的自然数。

【技术特征摘要】
1.一种水平井分段压裂方法，其特征在于，所述方法包括依次实施N个携砂液注入阶段，其中，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度小于之前N-1个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度，所述N为大于1的自然数。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度在1.2g/cm3以下，优选1.2-0.8g/cm3；优选第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂选自体积密度1.05-1.5g/cm3的低密度支撑剂、体积密度小于1.05g/cm3的超低密度支撑剂和自悬浮支撑剂中的一种或多种。3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比在(2.0-5.0):1，优选(2.5-3.0):1；优选地，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比大于之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比。4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于，在压裂施工过程中，对每段射孔簇都进行端部脱砂压裂，优选同步实施基于滤失量的端部脱砂压裂和基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂；进一步优选所述基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂的施工砂液比通过试错法依据井口压力变化速率筛选使井口压力上升速率在6-25MPa/min的施工砂液比。5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，在压裂施工过程中，采用非均匀同步破胶法进行破胶，优选每段射孔簇压裂液使用的破胶剂含有重量比为3-1：1的非胶囊型过硫酸铵和胶囊型胶囊过硫酸铵；并设计非胶囊型过硫酸铵与胶囊型过硫酸铵交替注入施工参数，使得裂缝高度剖面上实现非胶囊型过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵交替分布。6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括在压裂施工之前进行压前储层评价，优选所述压前储层评价包括获取脆性指数、岩石力学参数、天然裂缝特征参数及综合滤失系数。7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，基于压前储层评价的结果确定地质与工程双甜点位置，并设计射孔簇分布；优选所述射孔簇分布根据脆性指数来设计，且当脆性指数小于65％时，每段射孔段设计2-4簇射孔，当脆性指数大于65％时，每段射孔段设计4簇或以上的射孔。8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，射孔簇的射孔密度沿井筒方向递减，且在8-24孔/米的范围；优选每段射孔段的射孔总数在45-75孔，优选50-70孔；更优选在压裂液排量超过15m3/min情况下，每段射孔段的射孔总数在60-70孔。9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，所述第N个携砂液注入阶段...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，路保平，卫然，卞晓冰，詹美玲，李双明，王海涛，苏瑗，肖博，
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