一种实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法技术

本发明专利技术属于油气田的压裂方法领域，具体涉及一种实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法。薄互层储层发育两套以上储集层，储集层之间发育隔夹层，所述压裂方法包括依次向地层注入前置液、携砂液和顶替液：在前置液阶段，首先采用高黏压裂液扩展缝高并穿透隔夹层的遮挡，形成纵向上压开两套或两套以上储集层的主裂缝；然后采用低黏压裂液沟通天然裂缝，形成分支缝；在携砂液阶段，采用高黏压裂液连续携砂支撑主裂缝；在顶替液阶段，采用高黏压裂液和活性水组合将井筒中的携砂液全部注入地层。本发明专利技术综合薄互层穿层压裂及混合水体积压裂技术优势，实现薄互层纵向及平面储量三维体积动用，最大化提升储层有效改造体积和裂缝导流能力。提升储层有效改造体积和裂缝导流能力。提升储层有效改造体积和裂缝导流能力。

【技术实现步骤摘要】
一种实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法


[0001]本专利技术属于油气田的压裂方法领域，具体涉及一种实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法。

技术介绍

[0002]随着油气田开发进程的逐步推进，储层物性、含气性条件逐渐变差，常规压裂工艺效果不能满足建产要求。混合水压裂技术主要是通过注入不同黏度液体实现纵横向裂缝展布最优化，提高裂缝复杂性，扩大储层改造的泄气体积，在国内外多个油气田均进行了成功试验，取得了良好改造效果，尤其在页岩气开发领域，已经成为其主要压裂工艺技术。
[0003]目前国内外混合水压裂技术主要应用于页岩气储层以及厚度大、脆性高的致密砂岩储层，以增加裂缝复杂程度和改造体积为主。普遍的压裂注入模式为前置液利用低黏滑溜水高排量造复杂缝网，携砂液先利用滑溜水进行高排量低砂比携砂，再利用线性胶进行中高砂比携砂，以实现裂缝网络的有效支撑。
[0004]薄互层储层由于纵向渐次发育多套储集层与隔夹层，不同地层之间的地应力、岩石力学等差异性较大，前置低黏滑溜水造缝能力有限，缝高无法突破隔夹层遮挡，储集层纵向动用程度低，极大影响了混合水压裂的效果。
[0005]公开号为CN109751032A的中国专利技术专利申请公布了“一种多粒径支撑剂混合压裂方法”，通过优选不同支撑剂粒径组合，实现压裂过程中主裂缝和微裂隙不同尺度裂缝的充填和支撑。公开号为CN111236913A的中国专利技术专利申请公布了“致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法”，通过压裂液体黏度由高到低，再由低到高的顺序依次注入，实现水平井分段压裂中多个射孔簇均衡起裂。
[0006]以上现有技术多针对滑溜水、胶液组成的压裂液混合体系进行了研究，部分涉及支撑剂、酸液的混合，其无法实现薄互层纵向及平面储量三维体积动用，因而也不能最大化提升储层有效改造体积和裂缝导流能力。

技术实现思路

[0007]本专利技术的目的是提供一种实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法，用于解决现有混合水压裂技术无法实现薄互层储层提升纵向动用率，储层有效改造体积和裂缝导流能力低的问题。
[0008]为了解决以上问题，本专利技术所采用的技术方案是：
[0009]一种实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法，薄互层储层发育两套以上储集层，储集层之间发育隔夹层，所述压裂方法包括依次向地层注入前置液、携砂液和顶替液：
[0010]在前置液阶段，首先采用高黏压裂液扩展缝高并穿透隔夹层的遮挡，形成纵向上压开两套或两套以上储集层的主裂缝；然后采用低黏压裂液沟通天然裂缝，形成分支缝；
[0011]在携砂液阶段，采用高黏压裂液连续携砂支撑主裂缝；
[0012]在顶替液阶段，采用高黏压裂液和活性水组合将井筒中的携砂液全部注入地层。
[0013]本专利技术的实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法，采用“高黏造缝+低黏扩缝+高黏携砂”的组合压裂注入模式，首先中等排量注入高黏压裂液扩展缝高、穿透隔夹层，形成主裂缝；再提高排量注入低黏压裂液沟通天然裂缝，形成分支缝，同时携带低砂比小粒径支撑剂充填分支缝；最后高排量注入高黏压裂液携砂支撑主裂缝，形成“主裂缝+分支缝”的高导流复杂裂缝网络系统。
[0014]本专利技术综合薄互层穿层压裂及混合水体积压裂技术优势，穿层压裂技术前置液采用高黏压裂液大排量穿透隔夹层形成主裂缝，携砂液亦采用高黏压裂液携带支撑剂充填裂缝，该技术虽然具有较好的穿层效果，但全程采用高黏压裂液泵注，激活并开启天然裂缝的能力较差，不利于形成复杂缝网；混合水体积压裂技术前置液采用低黏压裂液大排量进行缝网改造，携砂液采用高黏压裂液携带支撑剂充填裂缝，能够大幅提高裂缝复杂程度和改造体积，但针对薄互层储层前置采用低黏压裂液造缝能力不足，缝高无法突破隔夹层遮挡，只能实现一套气层的压裂改造。本专利技术克服了单一采用穿层压裂技术或混合水体积压裂技术无法兼顾复杂缝网的形成和纵向储量的有效动用，最大化提升储层有效改造体积和裂缝导流能力。
[0015]优选地，薄互层储层为两套或三套储集层，储集层之间发育隔夹层。储集层天然裂缝发育、岩石脆性较高、水平应力差异系数较小，具备形成复杂缝网的物质基础。例如，岩石脆性指数87.4
‑
92.9，水平应力差异系数0.14
‑
0.15。
[0016]优选地，高黏压裂液、低黏压裂液均采用一体化复合乳液和水配置。高黏压裂液、低黏压裂液均采用一体化复合乳液和清水进行配置，配置过程简单，可以通过调节乳液浓度实现高黏压裂液和低黏压裂液即时切换。其中，高黏压裂液具有较高的黏度(100～120mPa
·
s)和良好的造缝性能，使压裂时缝高能穿透隔夹层的遮挡，形成纵向上压开两套或三套储集层的主裂缝。低黏压裂液具有较低的黏度(1～10mPa
·
s)和良好的降阻性能，在高黏压裂液形成主裂缝的基础上，利用低黏压裂液良好的穿透性，使压裂液进入更为细微的天然裂缝，形成主裂缝+分支缝的复杂缝网。
[0017]优选地，在前置液阶段，高黏压裂液采用中排量注入，低黏压裂液采用高排量注入；携砂液阶段采用高排量注入。前置液阶段，高黏压裂液注入时排量中等，略低于低黏压裂液注入排量，能够突破隔夹层限制即可，避免缝高过度扩展；所述低黏压裂液注入时采用高排量，以提高裂缝内净压力，促进天然裂缝开启。携砂液阶段注入时采用高排量，阶梯式提高砂比连续加入大粒径支撑剂，提高主裂缝导流能力。
[0018]高黏压裂液、低黏压裂液的最优粘度及排量可根据地质条件优化得到，例如，针对某一地质条件，高黏压裂液的黏度为100～120mPa
·
s，施工排量为6～7m3/min。低黏压裂液的黏度为1～10mPa
·
s，施工排量为8～9m3/min。
[0019]优选地，低黏压裂液注入时加入低砂比小粒径支撑剂段塞，以降低孔眼摩阻和近井筒裂缝迂曲摩阻，同时充填分支缝，减少压裂液滤失。进一步优选地，所述低砂比为5～7％，所述小粒径支撑剂的粒径为40/70目。
[0020]优选地，在所述携砂液阶段，所述连接携砂为阶梯式提高砂比。携砂液阶段注入时采用高排量，阶梯式提高砂比连续加入大粒径支撑剂，可有效提高主裂缝导流能力。进一步优选地，所述携砂液阶段的砂比为9～35％，所用支撑剂粒径为20/40目。
[0021]优选地，前置液和携砂液阶段全程拌注液氮，加快压裂后放喷排液速度。
[0022]优选地，所述高黏压裂液注入时添加胶囊破胶剂，促进压裂液水化破胶降低储层伤害。进一步优选地，携砂液阶段现场楔形追加所述胶囊破胶剂，加入质量比为0.015％～0.04％。楔形追加指阶梯式提高胶囊破胶剂加量。
[0023]顶替液阶段先注入高黏压裂液，再注入活性水，所述顶替液的总液量为地面泵注管线容积和井筒容积之和。
附图说明
[0024]图1为本专利技术实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法的执行流程图；
[0025]图2为本专利技术实施例中A井盒3
‑
1、盒2
‑
2层测井成果图；本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法，其特征在于，薄互层储层发育两套以上储集层，储集层之间发育隔夹层，所述压裂方法包括依次向地层注入前置液、携砂液和顶替液：在前置液阶段，首先采用高黏压裂液扩展缝高并穿透隔夹层的遮挡，形成纵向上压开两套或两套以上储集层的主裂缝；然后采用低黏压裂液沟通天然裂缝，形成分支缝；在携砂液阶段，采用高黏压裂液连续携砂支撑主裂缝；在顶替液阶段，采用高黏压裂液和活性水组合将井筒中的携砂液全部注入地层。2.如权利要求1所述的实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法，其特征在于，在前置液阶段，高黏压裂液采用中排量注入，低黏压裂液采用高排量注入；携砂液阶段采用高排量注入。3.如权利要求1所述的实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法，其特征在于，低黏压裂液注入时加入低砂比小粒径支撑剂段塞，以降低孔眼摩阻和近井筒裂缝迂曲摩阻，同时充填分支缝，减少压裂液滤失。4.如权利要求3所述的实现薄互层储层复杂缝网的压裂方法，其特征在于，所述低砂比为5～7...

【专利技术属性】
技术研发人员：胡艾国，李凌川，姚昌宇，李月丽，朱新春，梁志彬，陈鹏，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司华北油气分公司，
类型：发明
国别省市：