【技术实现步骤摘要】
本专利技术属于储层改造方法，具体涉及非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法。
技术介绍
1、水力压裂是油气藏增产的主要手段，其设计目标是实现最佳裂缝表面积和导流能力。在常规油藏中，渗透率相对较高，优化裂缝设计的重点在于从井筒到裂缝尖端的整个裂缝中实现均匀的支撑剂铺置，从而使裂缝导流能力最大化。为了达到该改造目的，常规压裂采用高粘度压裂液携带大颗粒支撑剂，通过端部脱砂设计，不断提高提高净压力，增加裂缝宽度；采用阶梯式泵注程序不断提高支撑剂浓度，一般采用6-7个砂台阶将砂浓度提高至设计值，从而获得适合于地层的裂缝导流能力。但该方法在施工过程中砂堵风险较高，同时由于不断提高砂浓度，使得液体与井筒摩擦阻力不断增加，井口压力不能准确反映井底压力值。
2、对于非常规油气藏改造，由于其渗透率较低，裂缝导流能力需求降低，常采用低粘度滑溜水携带70-100目或更小的支撑剂压裂，支撑剂首先在近井筒地带沉降，然后向裂缝尖端填充。储层致密使得压裂时液体漏失量大幅减少，液体效率较高，这就使常规压裂的端部脱砂无法实现。
3、针对这一问题，常见的施工方法采用多种压裂液和支撑剂，泵注过程复杂不利于施工，施工效率较低，并且施工过程中压力变化较为频繁，使得泵注过程较为复杂且准确性不高。
技术实现思路
1、本专利技术的目的是提供非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，解决了现有方法中压裂过程中中高砂比阶段砂堵问题。
2、本专利技术所采用的技术方案是：
3、非常规储层恒
4、步骤1，建立恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂设计模板，并根据模板优化施工排量；
5、步骤2，根据步骤1中的施工排量进行压裂液粘度优化；
6、步骤3，根据步骤2中的压裂液粘度进行支撑剂粒径优化；
7、步骤4，前置液破岩造缝；
8、步骤5，携砂液裂缝内铺砂；
9、步骤6，泵注顶替液；
10、步骤7，重复步骤4-6以完成剩余层/段。
11、本专利技术的特点还在于：
12、步骤1具体为：根据油气井井深、地层压力、完井管柱尺寸、井口限压数据，确定该井最大施工排量。
13、步骤2中，根据施工排量确定压裂液的粘度，当施工排量为10～12m3/min，压裂液粘度为3-6mpa.s；当施工排量为6～9m3/min，压裂液粘度为6～15mpa.s；当施工排量为4～5m3/min，压裂液粘度为15～30mpa.s；当施工排量为2～3m3/min，压裂液粘度为30～60mpa.s。
14、步骤3中根据储层物性模拟裂缝导流能力最优值，确定支撑剂粒径选用石英砂或者陶粒。
15、当压裂液粘度为6～15mpa.s，选择20/40目石英砂；当压裂液粘度为3～6mpa.s，选择40/70目石英砂；当压裂液粘度小于3mpa.s，选择70/100目石英砂；压裂液粘度为30～60mpa.s，选择20/40目陶粒；压裂液粘度为15～30mpa.s，选择40/70目陶粒。
16、步骤4具体为：在压裂车组的高压泵入下，以高于储层岩石破裂压力的注入压力向地层注入低粘度滑溜水，低粘度滑溜水到达射孔段将储层压开形成裂缝。
17、在泵注段塞阶段，泵入10-15m3低粘滑溜水携带0.6-1.5m3支撑剂，打磨射孔炮眼降低摩阻。
18、步骤5具体为：第一个阶段以低砂浓度，将混砂液泵注入地层，压裂液量为1-2个井容；第二个阶段提高砂浓度至设计值，将混砂液泵注入地层，压裂液量为1-2个井容；第三个阶段提高砂浓度至恒定砂浓度设计值，将混砂液泵注入地层。
19、第三阶段的压裂液量整个铺砂阶段中压裂液量最大的阶段，该泵注阶段砂浓度保持恒定，持续向裂缝内注入混砂液，使得较高砂浓度混砂液到达裂缝尖端。
20、步骤6具体为：向井筒内注入一个井容的低粘度滑溜水，将所述步骤5中井筒中的混砂液挤入地层，准备进入下一层/段压裂改造。
21、本专利技术的有益效果是：
22、1)本专利技术简化了压裂泵注施工过程，通过两个提砂浓度阶段迅速将砂浓度提高至设计值，将携砂液的50-75％通过恒定砂浓度泵注阶段持续泵入裂缝，改善了铺砂剖面，防止砂堵。
23、2)本专利技术迅速提砂浓度至恒定砂浓度阶段，该阶段井筒混砂液流体性质，施工压力较稳定，压裂工程师可根据该阶段井口压力参数分析井底压力值。
24、3)本专利技术可根据开发气田储层物性情况设计适用于不同储层类型的恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂设计模板，根据恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂设计模板选取压裂关键参数，根据选定的参数开展恒定砂浓度泵注程序设计，施工过程中操作较为简单，有效地提高了施工效率。
本文档来自技高网...【技术保护点】
1.非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，具体按以下步骤实施：
2.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤1具体为：根据油气井井深、地层压力、完井管柱尺寸、井口限压，确定该井最大施工排量。
3.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤2中，根据施工排量确定压裂液的粘度，当施工排量为10～12m3/min，压裂液粘度为3-6mpa.s；当施工排量为6～9m3/min，压裂液粘度为6～15mPa.s；当施工排量为4～5m3/min，压裂液粘度为15～30mpa.s；当施工排量为2～3m3/min，压裂液粘度为30～60mpa.s。
4.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤3中根据储层物性模拟裂缝导流能力最优值，确定支撑剂粒径选用石英砂或者陶粒。
5.根据权利要求4所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，当压裂液粘度为6～15mpa.s，选择20/40目石英砂；当压裂液粘度
6.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤4具体为：在压裂车组的高压泵入下，以高于储层岩石破裂压力的注入压力向地层注入低粘度滑溜水，低粘度滑溜水到达射孔段将储层压开形成裂缝。
7.根据权利要求6所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，在泵注段塞阶段，泵入10-15m3低粘滑溜水携带0.6-1.5m3支撑剂，打磨射孔炮眼降低摩阻。
8.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤5具体为：第一个阶段以低砂浓度，将混砂液泵注入地层，压裂液量为1-2个井容；第二个阶段提高砂浓度至设计值，将混砂液泵注入地层，压裂液量为1-2个井容；第三个阶段提高砂浓度至恒定砂浓度设计值，将混砂液泵注入地层。
9.根据权利要求8所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，第三阶段的压裂液量整个铺砂阶段中压裂液量最大的阶段，该泵注阶段砂浓度保持恒定，持续向裂缝内注入混砂液，使得较高砂浓度混砂液到达裂缝尖端。
10.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤6具体为：向井筒内注入一个井容的低粘度滑溜水，将所述步骤5中井筒中的混砂液挤入地层，准备进入下一段压裂改造。
...【技术特征摘要】
1.非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，具体按以下步骤实施：
2.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤1具体为：根据油气井井深、地层压力、完井管柱尺寸、井口限压，确定该井最大施工排量。
3.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤2中，根据施工排量确定压裂液的粘度，当施工排量为10～12m3/min，压裂液粘度为3-6mpa.s；当施工排量为6～9m3/min，压裂液粘度为6～15mpa.s；当施工排量为4～5m3/min，压裂液粘度为15～30mpa.s；当施工排量为2～3m3/min，压裂液粘度为30～60mpa.s。
4.根据权利要求1所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，所述步骤3中根据储层物性模拟裂缝导流能力最优值，确定支撑剂粒径选用石英砂或者陶粒。
5.根据权利要求4所述的非常规储层恒定砂浓度可变粘滑溜水压裂方法，其特征在于，当压裂液粘度为6～15mpa.s，选择20/40目石英砂；当压裂液粘度为3～6mpa.s，选择40/70目石英砂；当压裂液粘度小于3mpa.s，选择70/100目石英砂；压裂液粘度为30～60mpa.s，选择20/40目陶粒；压裂液粘度为15～30mpa.s，选择...
【专利技术属性】
技术研发人员：石道涵，史华，刘汉斌，李宪文，张燕明，周长静，肖元相，王历历，郝瑞芬，沈磊，苏煜彬，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
还没有人留言评论。发表了对其他浏览者有用的留言会获得科技券。