CN105927197A - 低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，包括以下步骤：S1，大排量低粘压裂液加砂压裂开启老裂缝；S2，对裂缝端部进行暂堵，实现控制老缝缝长和压开新裂缝的目的；S3，大排量低粘压裂液施工，进一步提高次生裂缝复杂程度；S4，大排量主压裂施工，恢复老缝导流能力。S5，关井、放喷。大排量低粘压裂液条件下实现了控制老缝和确保足够缝宽的目的，为后续暂堵剂进入裂缝创造了条件。纤维材料使暂堵剂和大粒径支撑剂组合不容易在裂缝中下沉，并在大排量条件更容易达到裂缝端部实施暂堵。
Description
技术领域
本发明涉及采油工程领域，特别涉及低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法。
现有技术
低渗透油田初期通常采用压裂改造和注水方式进行开发，但是随着油井开发时间的延长，油井原有裂缝导流能力降低和采出程度增加造成油井产量低产。同时，低渗透砂岩油藏储层物性差，注水井易沿着储层最大主应力方向（主向井方向）推进，造成侧向井低产低效，主侧向压差达到3-8MPa，形成大面积低产低效区。为了恢复裂缝导流能力和促进油井见效，通常的做法是进行重复压裂，并辅助缝内暂堵剂对裂缝进行桥堵，提高裂缝净压力和控制裂缝缝长，达到“控水增油”的目的。
上述现有的裂缝暂堵重复压裂方法主要存在以下问题：一是砂岩储层两向应力差大，单一的缝内暂堵剂施工可控性差，暂堵升压效果和施工连续性差，成功率低，侧向造缝困难；二是小排量下压裂液对暂堵剂携带能力差，进入地层后容易下沉，不易达到裂缝端部进行暂堵，裂缝容易沿着初次裂缝延伸，见水风险大。
发明内容
为了克服现有方法中砂岩储层两向应力差大、小排量下压裂液对暂堵剂携带能力差，进入地层后容易下沉，不易达到裂缝端部进行暂堵，裂缝容易沿着初次裂缝延伸，见水风险大的问题，本发明提供一种低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，本发明在大排量低粘压裂液条件下实现了控制老缝和确保足够缝宽的目的；同时通过纤维材料使暂堵剂和大粒径支撑剂不容易在裂缝中下沉，并在大排量条件更容易达到裂缝端部，实现端部暂堵和开启侧向缝或天然微裂缝的目的，施工连续且可操作性强；并且后续维持较高的裂缝净压力施工，提高次生缝的复杂程度，扩大裂缝带宽，达到促进侧向井受效和提高开发水平的目的，为低产低效区进行连片治理提供了关键技术。
本发明采用的技术方案为：
低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，包括以下步骤：
S1，大排量低粘压裂液加砂压裂开启老裂缝；
S2，对裂缝端部进行暂堵，实现控制老缝缝长和压开新裂缝的目的；
S3，大排量低粘压裂液施工，进一步提高次生裂缝复杂程度；
S4，大排量主压裂施工，恢复老缝导流能力。
S5，关井、放喷。
步骤S1中所述的大排量低粘压裂液加砂压裂施工，大排量指施工排量＞6.0m3/min。
步骤S1中所述低粘压裂液为滑溜水，滑溜水的粘度为5-8mpa*s。
步骤S2中，对裂缝端部进行暂堵，在压裂液中通过加入纤维材料、油溶性暂堵剂和8-16目大粒径支撑剂，使纤维材料在压裂液中对暂堵剂和8-16目大粒径支撑剂进行包裹，形成网状结构；同时，在大排量即排量6.0m3/min的施工条件下，把暂堵剂携带到裂缝端部进行暂堵，促使老裂缝缝内净压力提高，实现压开侧向新裂缝或天然微裂缝。
步骤S3中大排量低粘压裂液施工，在大排量条件下继续维持较高缝内净压力，使步骤S2中形成的侧向新裂缝或天然微裂缝向远端延伸，并携带2-6目小粒径支撑剂确保次生裂缝导流能力，增加裂缝带宽。
所述大排量为排量≥6m3/min，所述净压力是压裂裂缝内的压力与裂缝闭合应力之差。
步骤S4中所述的大排量主压裂施工，通过高粘压裂液携带高砂比对老缝进行充填，恢复老缝内的导流能力，对主裂缝进行有效的支撑。
所述高砂比为砂比≥35%。
所述高粘压裂液为交联胍胶。
本发明的有益效果为：
大排量低粘压裂液条件下实现了控制老缝和确保足够缝宽的目的，为后续暂堵剂进入裂缝创造了条件。
纤维材料使暂堵剂和大粒径支撑剂组合不容易在裂缝中下沉，并在大排量条件更容易达到裂缝端部实施暂堵。
老油田开展22口井现场试验，井下微地震监测表明缝端暂堵大排量压裂施工可将裂缝带宽提高近1倍，缝长是常规大排量施工的70%，措施井压后含水稳定，日增油量为常规大排量压裂的1.3倍，措施后油井日增油量是常规重复压裂的2.3倍。
具体实施方式
实施例1：
为了克服现有方法中砂岩储层两向应力差大、小排量下压裂液对暂堵剂携带能力差，进入地层后容易下沉，不易达到裂缝端部进行暂堵，裂缝容易沿着初次裂缝延伸，见水风险大的问题，本发明提供一种低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，本发明在大排量低粘压裂液条件下实现了控制老缝和确保足够缝宽的目的；同时通过纤维材料使暂堵剂和大粒径支撑剂不容易在裂缝中下沉，并在大排量条件更容易达到裂缝端部，实现端部暂堵和开启侧向缝或天然微裂缝的目的，施工连续且可操作性强；并且后续维持较高的裂缝净压力施工，提高次生缝的复杂程度，扩大裂缝带宽，达到促进侧向井受效和提高开发水平的目的，为低产低效区进行连片治理提供了关键技术。
低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1，大排量低粘压裂液加砂压裂开启老裂缝；
S2，对裂缝端部进行暂堵，实现控制老缝缝长和压开新裂缝的目的；
S3，大排量低粘压裂液施工，进一步提高次生裂缝复杂程度；
S4，大排量主压裂施工，恢复老缝导流能力。
S5，关井、放喷。
步骤S1中所述的大排量低粘压裂液加砂压裂施工，主要有两个目的：一是大排量施工，可以实现老缝的开启和形成足够的缝宽，为下一步施工创造条件；二是低粘液体滤失快，可以控制老缝过度延伸。
步骤S2中所述对裂缝端部进行暂堵，主要是在压裂液中通过加入纤维材料、油溶性暂堵剂和大粒径支撑剂，使纤维材料在压裂液中对暂堵剂或大粒径支撑剂进行包裹，形成网状结构，阻止暂堵剂或大粒径支撑剂在老缝缝口附近下沉造成砂堵。同时，在大排量的施工条件下，把暂堵剂携带到裂缝端部进行暂堵，防止老缝沿缝长延伸，促使老裂缝缝内净压力提高，实现压开侧向新裂缝或天然微裂缝。
步骤S3中低粘压裂液施工，主要是应用压裂液的低粘特点在大排量条件下继续维持较高缝内净压力，使步骤S2中形成的侧向新裂缝或天然微裂缝向远端延伸，并携带小粒径支撑剂确保次生裂缝导流能力，增加裂缝带宽，实现侧向引效和动用剩余油。
步骤S4中所述的大排量主压裂施工，主要是利用高粘压裂液携带高砂比对老缝进行充填，恢复老缝内的导流能力，对主裂缝进行有效的支撑。
原有的裂缝暂堵重复压裂方法，可控性差，施工成功率和有效率低，措施后效果不明显，尤其是在深井或低压低产区更为突出。为了克服上述问题，本发明一种低渗透砂岩油藏老井实现裂缝端部暂堵体积压裂重复改造的增产方法相比与原来技术具有以下优势：一是在大排量低粘压裂液条件下实现了控制老缝和确保足够缝宽的目的；二是纤维材料使暂堵剂和大粒径支撑剂不容易在裂缝中下沉，并在大排量条件更容易达到裂缝端部，实现端部暂堵和开启侧向缝或天然微裂缝的目的，施工连续且可操作性强；三是后续维持较高的裂缝净压力施工，提高次生缝的复杂程度，扩大裂缝带宽，达到促进侧向井受效和提高开发水平的目的，为低产低效区进行连片治理提供了关键技术。
实施例2：
基于上述实施例的基础上，本实施例中，步骤S1中所述的大排量低粘压裂液加砂压裂施工，大排量指施工排量＞6.0m3/min。
步骤S1中所述低粘压裂液为滑溜水，滑溜水的粘度为5-8mpa*s。
步骤S2中，对裂缝端部进行暂堵，在压裂液中通过加入纤维材料、油溶性暂堵剂和8-16目大粒径支撑剂，使纤维材料在压裂液中对暂堵剂和8-16目大粒径支撑剂进行包裹，形成网状结构；同时，在大排量即排量6.0m3/min的施工条件下，把暂堵剂携带到裂缝端部进行暂堵，促使老裂缝缝内净压力提高，实现压开侧向新裂缝或天然微裂缝。
纤维材料在压裂液中对暂堵剂或8-16目大粒径支撑剂进行包裹，形成网状结构，阻止暂堵剂或大粒径支撑剂在老缝缝口附近下沉造成砂堵；同时，在大排量即排量6.0m3/min的施工条件下，把暂堵剂携带到裂缝端部进行暂堵，促使老裂缝缝内净压力提高，实现压开侧向新裂缝或天然微裂缝。
纤维材料使暂堵剂和大粒径支撑剂组合不容易在裂缝中下沉，并在大排量条件更容易达到裂缝端部实施暂堵。
步骤S3中大排量低粘压裂液施工，在大排量条件下继续维持较高缝内净压力，使步骤S2中形成的侧向新裂缝或天然微裂缝向远端延伸，并携带2-6目小粒径支撑剂确保次生裂缝导流能力，增加裂缝带宽。
步骤S3中低粘压裂液施工，在大排量条件下继续维持较高缝内净压力，使步骤S2中形成的侧向新裂缝或天然微裂缝向远端延伸，并携带小粒径支撑剂确保次生裂缝导流能力，增加裂缝带宽，实现侧向引效和动用剩余油。
所述大排量为排量≥6m3/min，所述净压力是压裂裂缝内的压力与裂缝闭合应力之差。
大排量低粘压裂液条件下实现了控制老缝和确保足够缝宽的目的，为后续暂堵剂进入裂缝创造了条件。
实施例3：
基于上述实施例的基础上，本实施例中，步骤S4中所述的大排量主压裂施工，通过高粘压裂液携带高砂比对老缝进行充填，恢复老缝内的导流能力，对主裂缝进行有效的支撑。
所述高砂比为砂比≥35%。
所述高粘压裂液为交联胍胶。
步骤S4中所述的大排量主压裂施工，通过高粘压裂液（交联胍胶）携带高砂比（砂比≥35%）对老缝进行充填，恢复老缝内的导流能力，对主裂缝进行有效的支撑。
在老油田开展22口井现场试验，井下微地震监测表明缝端暂堵大排量压裂施工可将裂缝带宽提高近1倍，缝长是常规大排量施工的70%，措施井压后含水稳定，日增油量为常规大排量压裂的1.3倍，措施后油井日增油量是常规重复压裂的2.3倍。
Claims (9)
1.低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1，大排量低粘压裂液加砂压裂开启老裂缝；
S2，对裂缝端部进行暂堵，实现控制老缝缝长和压开新裂缝的目的；
S3，大排量低粘压裂液施工，进一步提高次生裂缝复杂程度；
S4，大排量主压裂施工，恢复老缝导流能力；
S5，关井、放喷。
2.根据权利要求1所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：步骤S1中所述的大排量低粘压裂液加砂压裂施工，大排量指施工排量＞6.0m3/min。
3.根据权利要求1所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：步骤S1中所述低粘压裂液为滑溜水，滑溜水的粘度为5-8mpa*s。
4.根据权利要求1所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：步骤S2中，对裂缝端部进行暂堵，在压裂液中通过加入纤维材料、油溶性暂堵剂和8-16目大粒径支撑剂，使纤维材料在压裂液中对暂堵剂和8-16目大粒径支撑剂进行包裹，形成网状结构；同时，在大排量即排量6.0m3/min的施工条件下，把暂堵剂携带到裂缝端部进行暂堵，促使老裂缝缝内净压力提高，实现压开侧向新裂缝或天然微裂缝。
5.根据权利要求1或4所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：步骤S3中大排量低粘压裂液施工，在大排量条件下继续维持较高缝内净压力，使步骤S2中形成的侧向新裂缝或天然微裂缝向远端延伸，并携带2-6目小粒径支撑剂确保次生裂缝导流能力，增加裂缝带宽。
6.根据权利要求5所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：所述大排量为排量≥6m3/min，所述净压力是压裂裂缝内的压力与裂缝闭合应力之差。
7.根据权利要求1所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：步骤S4中所述的大排量主压裂施工，通过高粘压裂液携带高砂比对老缝进行充填，恢复老缝内的导流能力，对主裂缝进行有效的支撑。
8.根据权利要求7所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：所述高砂比为砂比≥35%。
9.根据权利要求7所述的低渗透砂岩油藏老井暂堵体积压裂重复改造的增产方法，其特征在于：所述高粘压裂液为交联胍胶。
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