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