一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法及应用技术

本发明专利技术公开了一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法及应用。所述方法包括：通过压裂液体系和支撑剂的优化选择、提高裂缝复杂性的压裂造缝技术及加砂方式的结合，充分利用并开启潜在天然裂缝及分支缝，充分挖掘有限厚度范围内的储层潜力，形成更复杂的多尺度裂缝系统，提高压裂改造体积，提高裂缝系统的支撑效率及导流能力。本发明专利技术的方法可有效解决此类储层裂缝系统长期导流能力保持较差等问题，缓解或解决压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。程度。

【技术实现步骤摘要】
一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法及应用


[0001]本专利技术涉及压裂改造
，进一步地说，是涉及一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法及应用。

技术介绍

[0002]体积压裂技术已成为致密油藏提高压裂初产及延长压后稳产的重要技术之一，如何最大限度的扩大有效改造体积及提高裂缝导流能力是致密油压裂的主要追求目标。致密砂岩油藏储层压裂中压裂造缝形态及裂缝剖面的优化直接影响压裂改造体积(SRV)、裂缝复杂程度、裂缝内支撑剂铺置效率及有效支撑体积(ESRV)，进而影响压后裂缝导流能力及增产稳产效果。
[0003]目前致密油藏储层压裂均面临压裂后产量递减快，稳产周期短这一难题。北美致密油藏压后产量一年递减率为65％～75％；国内致密油藏(以鄂南红河油田为例)高产井年递减率达到74～75％，中产井年递减率达到82～83％，经济高效的开发此类油藏面临巨大困难。分析致密油藏压裂增产稳产难的深层原因，主要包括以下几个方面技术问题：
[0004](1)压裂造缝液体类型及黏度比较单一，压裂改造体积及裂缝复杂性程度受限
[0005]致密油藏压裂中较多的还是采用单一种类的压裂液，且压裂液黏度相对较高，因此，压裂造缝形成的裂缝形态基本上是以大尺度的主裂缝为主的裂缝形态；而小尺度的支裂缝和更小尺度的微裂缝由于采用的压裂液黏度高，压裂液难以进入并有效延伸之，整体开启及延伸比例较低，造成压裂整体造缝体积(SRV)受限，储层潜力未得到充分挖掘。
[0006](2)裂缝高度控制较差，影响压裂造缝形态
[0007]致密砂岩油藏压裂，缝高控制是压裂造缝的关键；国内多数致密砂岩油藏储层与隔层的应力差一般相对较小，储层上下隔层的遮挡条件不理想，对于大型体积压裂而言，缝高更容易失控。若压裂造缝初期缝高控制不好或缝高失控，一方面会造成裂缝在纵向方向过度延伸，而储层有效厚度范围内的裂缝在缝长方向无法得到有效延伸；另一方面会造成缝宽及净压力大幅度降低，天然裂缝及分支缝系统无法得到开启；导致整体压裂改造体积小，裂缝复杂性低，支撑剂多数堆积在近井地带或储层外的无效隔层里，真正有效储层得不到充分延伸及支撑，储层增产潜质无法得到挖掘。
[0008](3)提高缝内净压力的针对性措施不足
[0009]压裂施工中较多的采用恒定的中低排量(如3m3/min～4m3/min)，这就造成即使井筒和水力裂缝内初期因主体裂缝的尺度相对较小而易于积聚起足够的缝内净压裂，但随着裂缝的继续扩展，主体裂缝的尺度越来越大，在同样的注入排量下，净压力的积聚速度越来越慢，此时的净压力已不足以克服两向应力差及岩石抗张强度，来开启及延伸潜在的天然裂缝及分支缝系统；另一方面，通过变排量及增加液体黏度等方式提高了缝内的净压力，但由于缝内及裂缝端部缺乏采取针对性措施，净压力的增加主要用于缝长的继续延伸，而与提高裂缝复杂性这一目标南辕北辙。
[0010]中国专利CN107476790A公开了一种提高页岩气裂缝改造体积的限压不限排量的
压裂方法，包括：(1)压前储层评价及压裂施工前期的实时评估；(2)在直井导眼井上进行分层小型测试压裂试验；(3)用软件MEYER进行模拟分析；(4)进行正常的压裂施工，在施工中途进行一次或二次瞬时停泵；(5)由井底压力反推出井口施工预期压力；(6)只要井口施工压力低于步骤(5)的预期压力，就提高排量，使井口施工压力接近预期值；(7)如果提高排量后的井口施工压力仍没有达到预期压力，则提高施工砂液比。
[0011]该专利核心是在压裂施工中通过一次或二次瞬时停泵来反推井口施工预期压力，施工中在低于井口施工预期压力前提下，通过提高排量及提高施工砂液比的方法来提高压裂改造体积；该专利主要针对页岩气储层的压裂，虽然在一定程度上提高压裂改造体积及裂缝复杂性，但是并不适用于致密油藏的压裂改造。
[0012]因此，提出一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法，以解决上述局限性。

技术实现思路

[0013]目前的致密砂岩油藏储层压裂普遍面临压后产量递减快，稳产周期短等难题，导致国内多数储层开发效果普遍较差，难以达到预期的经济有效开发目标，影响了该类储层的有效开发及储量的有效动用。为提高种致密砂岩油藏储层的压裂改造效果及有效性。为解决现有技术中出现的问题，本专利技术提供了一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法及应用。致密砂岩油藏压裂，国内多数致密砂岩油藏储层与隔层的应力差一般相对较小，储层上下隔层的遮挡条件不理想，加上储层普遍偏薄，对于大型体积压裂而言，缝高更容易失控，缝高控制是压裂造缝的关键。
[0014]本专利技术的目的之一是提供一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法。
[0015]包括：
[0016]通过压裂液体系和支撑剂的优化选择、提高裂缝复杂性的压裂造缝技术及加砂方式的结合，充分利用并开启潜在天然裂缝及分支缝，充分挖掘有限厚度范围内的储层潜力，形成更复杂的多尺度裂缝系统，提高压裂改造体积，提高裂缝系统的支撑效率及导流能力。
[0017]所述方法具体包括：
[0018](1)关键储层参数评价；
[0019](2)参数优化；
[0020](3)低黏度压裂液造主裂缝；
[0021]采用低黏度压裂液携带支撑剂段塞式注入；
[0022](4)主裂缝四周脱砂缝端封堵；
[0023]采用低黏度压裂液携带支撑剂段塞式注入；
[0024](5)高黏度压裂液大幅提升净压力；
[0025](6)低黏度压裂液扩张分支缝；
[0026]当本阶段低黏度压裂液的注入量达到总压裂液量的10％～20％时，携带支撑剂进行段塞式注入；
[0027](7)中黏度压裂液扩张分支缝；
[0028]采用中黏度压裂液携带40
‑
70目的支撑剂段塞式或连续式加砂方式注入；
[0029](8)高黏度压裂液携带大粒径支撑剂施工；
[0030](9)顶替阶段。
[0031]本专利技术的一种优选的实施方式中，
[0032]步骤(2)中，所述参数优化包括：射孔位置的优化、裂缝参数的优化以及压裂施工参数的优化。
[0033]本专利技术的一种优选的实施方式中，
[0034]步骤(3)中，所述低黏度压裂液的黏度为10mP
·
s～15mP
·
s，pH值为6～7；
[0035]排量为最高设计排量的50％～60％，液量为总压裂液量的30％～35％；
[0036]支撑剂的粒径为70
‑
140目；
[0037]砂液比为4％～6％；砂液比可按台阶式逐渐提高，如：4％，5％，6％等；
[0038]本专利技术的一种优选的实施方式中，
[0039]步骤(4)中，
[0040]所述支撑剂为体积密度<1.4g/cm3的低密度支撑剂；
[0041]支撑剂为：70
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140目、40
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70目和20本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种致密砂岩油藏提高压裂改造体积的方法，其特征在于所述方法包括：通过压裂液体系和支撑剂的优化选择、提高裂缝复杂性的压裂造缝技术及加砂方式的结合，充分利用并开启潜在天然裂缝及分支缝，充分挖掘有限厚度范围内的储层潜力，形成更复杂的多尺度裂缝系统，提高压裂改造体积，提高裂缝系统的支撑效率及导流能力。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于所述方法包括：(1)关键储层参数评价；(2)参数优化；(3)低黏度压裂液造主裂缝；采用低黏度压裂液携带支撑剂段塞式注入；(4)主裂缝四周脱砂缝端封堵；采用低黏度压裂液携带支撑剂段塞式注入；(5)高黏度压裂液大幅提升净压力；(6)低黏度压裂液扩张分支缝；当本阶段低黏度压裂液的注入量达到总压裂液量的10％～20％时，携带支撑剂进行段塞式注入；(7)中黏度压裂液扩张分支缝；采用中黏度压裂液携带40
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70目的支撑剂段塞式或连续式加砂方式注入；(8)高黏度压裂液携带大粒径支撑剂施工；(9)顶替阶段。3.如权利要求2所述的方法，其特征在于：步骤(2)中，所述参数优化包括：射孔位置的优化、裂缝参数的优化以及压裂施工参数的优化。4.如权利要求2所述的方法，其特征在于：步骤(3)中，所述低黏度压裂液的黏度为10mP
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s～15mP
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s，pH值为6～7；排量为最高设计排量的50％～60％，液量为总压裂液量的30％～35％；支撑剂的粒径为70
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140目；砂液比为4％～6％。5.如权利要求2所述的方法，其特征在于：步骤(4)中，所述支撑剂为体积密度<1.4g/cm3的低密度支撑剂；支撑剂为：70
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140目、40
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70目和20
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40目三种粒径的组合或70
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140目、40
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70目和30
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50目三种粒径的支撑剂的组合；砂液比为5％～15％；液量为总压裂液量的5％～15％，排量为最高设计排量的60％～70％。6.如权利要求5所述的方法，其特征在于：步...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，刘建坤，陈作，吴春方，刘世华，许国庆，刘斌彦，
申请(专利权)人：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：