CN106837286B - 一种针对厚砂体充分压裂改造的顶部油气层压裂工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种针对厚砂体顶部油气层充分压裂改造的压裂工艺，压裂施工作业前，对厚砂体顶部油气层进行射孔；射孔后进行压裂作业，前置液阶段注入低粘液使地层破裂并形成人工裂缝；携砂液阶段1采用低粘液携带高密度支撑剂，利用大排量将支撑剂带入人工裂缝；小排量注入清水充当隔离液，再利用高密度支撑剂的自然沉降使其对砂体底部进行充填；携砂液阶段2高粘液携带低密度支撑剂进行二次加砂，将低密度支撑剂带入人工裂缝，对人工裂缝顶部进行充填；压裂施工结束，强制裂缝闭合快速放喷。本发明保证了支撑剂在砂体顶部油气层的有效支撑，能够有效提高井改造后的产量，实现了对厚砂体顶部位置油气层的有效改造。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采中所使用的压裂改造作业技术领域，具体涉及一种针对厚砂体充分压裂改造的顶部油气层压裂工艺。
背景技术
随着我国低渗透油气田勘探开发的进一步深入，大批低渗-超低渗透油气田进入规模开发阶段，压裂改造技术已经成为此类油气藏勘探开发的主体技术。对于20米以上的低渗透厚状砂体油气层，通常由于油气水分异的原因，油气层位于厚砂体的顶部。目前通常的压裂方法是大规模改造，从而导致裂缝高度在纵向过度延伸，致使有效的裂缝长度过段，从而影响压裂改造效果。
目前针对低渗透厚状砂体油气层，尤其是油气层位于砂体顶部，砂体中下部发育干层或含水油气层或含油气水层，压裂改造普遍存在以下问题：
一、砂体厚度大，油气层位于砂体顶部，砂体中下部发育干层在改造过程中由于支撑剂沉降，大量充填在砂体的底部，致使顶部油气层没有或仅有很少量的支撑剂形成有效支撑，严重影响砂体顶部油气层的改造效果；
二、对于砂体顶部发育油气层，砂体下部发育含水饱和度较高的含水油气层或含油汽水层，支撑剂沉降至砂体的底部，对砂体上部油气层没有或仅有很少量的支撑剂形成有效支撑，造成上部油气层改造不充分，压后出水或含水率较高。
发明内容
本发明的目的是克服以往厚状砂体顶部油气层在压裂过程中由于支撑剂的沉降，造成支撑剂在砂体下部的沉积，导致砂体顶部油气层的无效支撑，进而使改造不充分或未改造的问题。
为此，本发明提供了一种针对厚砂体顶部油气层充分压裂改造的压裂工艺，包括以下步骤：
步骤一，对厚砂体顶部油气层进行射孔；
步骤二，射孔后对厚砂体顶部油气层进行压裂作业；
（1）压裂作业的注前置液阶段，通过孔眼向厚砂体顶部油气层泵注低粘液，使地层破裂并形成人工裂缝；
（2）注完前置液后，进行注携砂液，先采用低粘液携带高密度支撑剂，并利用大泵注排量将支撑剂带入人工裂缝；
（3）采用小泵注排量向人工裂缝中注入清水隔离液；
（4）采用高粘液携带低密度支撑剂进行二次加砂，将支撑剂泵注带入人工裂缝，充填人工裂缝顶部；
步骤三，压裂作业结束，关井，强制裂缝闭合并放喷。
步骤一所述射孔位置靠近厚砂体顶部油气层，厚砂体顶部油气层厚度小于5米时，射孔厚度为3～5米；厚砂体顶部油气层厚度为5～10米时，射孔厚度为厚砂体顶部油气层上部3～5米。
步骤二（1）所述的泵注低粘液是采用泵注排量为1.6～2.4m3/min进行泵注，步骤二的（1）和（2）所述的低粘液的粘度均是粘度小于10cp的低粘度压裂液。
步骤二（2）所述的高密度支撑剂是体积密度大于1.8g/m3，视密度大于3.35g/m3的陶粒支撑剂，大泵注排量是3.0～3.5m3/min。
步骤二（3）所述的小泵注排量为0.8～1.2m3/min，泵注时间为20min。
步骤二（4）所述的高粘液是粘度90～110cp的高粘度压裂液，低密度支撑剂是体积密度小于1.65g/m3，视密度小于2.60g/m3的石英砂支撑剂，泵注排量为1.6～2.4m3/min。
所述强制裂缝闭合是压裂结束后10min开始放喷排液。
本发明的有益效果：本发明提供的这种针对厚砂体顶部油气层的压裂作业通过工艺的创新，避免了以往此类厚状砂体顶部油气层在压裂过程中由于支撑剂的沉降，造成支撑剂在砂体下部的沉积，导致砂体顶部油气层的无效支撑，改造不充分或未改造。本发明在压裂作业过程中通过对不同阶段压裂液性能的调整以及支撑剂类型选择，依靠不同密度支撑剂在不同性能压裂液中的沉降速度的变化，首先实现高密度支撑剂对砂体下部的支撑，其次结合强制裂缝闭合技术实现低密度支撑剂对砂体顶部油气层的有效支撑，达到对砂体顶部油气层的有效改造目的。
具体实施方式
实施例1：
本实施例提供了一种针对厚砂体顶部油气层充分压裂改造的压裂工艺，包括以下步骤：
步骤一，对厚砂体顶部油气层进行射孔；
步骤二，射孔后对厚砂体顶部油气层进行压裂作业；
（1）压裂作业的注前置液阶段，通过孔眼向厚砂体顶部油气层泵注低粘液，使地层破裂并形成人工裂缝；
（2）注完前置液后，进行注携砂液，先采用低粘液携带高密度支撑剂，并利用大泵注排量将支撑剂带入人工裂缝；
（3）采用小泵注排量向人工裂缝中注入清水隔离液；
（4）采用高粘液携带低密度支撑剂进行二次加砂，将支撑剂泵注带入人工裂缝，充填人工裂缝顶部；
步骤三，压裂作业结束，关井，强制裂缝闭合并放喷。
本实施例中步骤二（2）采用低粘液携带高密度支撑剂，（4）采用高粘液携带低密度支撑剂，针对以上所采用压裂液粘度的不同，本实施例进行了支撑剂沉降速率的试验，试验数据如下：
| 粘度mPa•s | 20/40 陶粒支撑剂静态沉降速率cm/min | 20/40 石英砂支撑剂静态沉降速率cm/min |
| 9.61 | 1.87 | 1.31 |
| 100 | 0.084 | 0.076 |
由上表可知，在压裂作业过程中，本实施例对不同阶段压裂液性能进行调整以及选择不同的支撑剂类型，依靠不同密度支撑剂在不同性能压裂液中的沉降速度的变化，首先实现高密度支撑剂对砂体下部的支撑，其次结合强制裂缝闭合技术实现低密度支撑剂对砂体顶部油气层的有效支撑，达到对砂体顶部油气层的有效改造目的。
实施例2：
在实施例1的基础上，射孔是指进行常规电缆射孔，射孔位置根据油气层位置选择厚砂体的上部，射孔厚度根据油气层厚度进行调整，步骤一所述射孔位置靠近厚砂体顶部油气层，厚砂体顶部油气层厚度小于5米时，射孔厚度为3～5米；厚砂体顶部油气层厚度为5～10米时，射孔厚度为厚砂体顶部油气层上部3～5米。
实施例3：
在实施例1的基础上，步骤二（1）所述的泵注低粘液是采用泵注排量为1.6～2.4m3/min进行泵注，步骤二的（1）和（2）所述的低粘液的粘度均是粘度小于10cp的低粘度压裂液。在本实施例中，低粘液是指低粘度压裂液，该低粘液是通过降低压裂液稠化剂浓度实现，压裂液为常规压裂液。
实施例4：
在实施例1的基础上，步骤二（2）所述的高密度支撑剂是体积密度大于1.8g/m3，视密度大于3.35g/m3的陶粒支撑剂，大泵注排量是3.0～3.5m3/min。低粘液通过降低压裂液稠化剂浓度实现。
实施例5：
在实施例1的基础上，步骤二（3）所述的小泵注排量为0.8～1.2m3/min，泵注时间为20min，保证裂缝张开，陶粒能够自然沉降至砂体底部并对其填充。
实施例6：
在实施例1的基础上，步骤二（4）所述的高粘液是粘度90～110cp的高粘度压裂液，低密度支撑剂是体积密度小于1.65g/m3，视密度小于2.60g/m3的石英砂支撑剂，泵注排量为1.6～2.4m3/min，本实施例中高粘液通过增加压裂液稠化剂浓度实现，压裂液为常规压裂液，利用压裂液的高粘及支撑剂的低密度，保证低密度支撑剂在砂体上部油气层内人工裂缝的支撑。
实施例7：
在实施例1的基础上，所述强制裂缝闭合是压裂结束后10min开始放喷排液，缩短人工裂缝闭合时间，保证低密度支撑剂在厚状砂体顶部油气层的有效支撑。
本发明提供的压裂工艺是在压裂施工作业前，进行射孔，射孔位置位于厚砂体顶部油气层；射孔后进行压裂作业，前置液阶段注入低粘液（粘度小于10cp）使地层破裂并形成人工裂缝；携砂液阶段1采用低粘液携带高密度支撑剂，利用大排量将支撑剂带入人工裂缝；小排量注入清水，保证裂缝张开，利用高密度支撑剂的自然沉降使其对砂体底部进行充填；携砂液阶段2高粘液携带低密度支撑剂进行二次加砂，将低密度支撑剂带入人工裂缝，对人工裂缝顶部进行充填；压裂施工结束，强制裂缝闭合快速放喷，保证低密度支撑剂在厚状砂体顶部油气层的有效支撑。对比此类储层常规压裂做法，本发明保证了支撑剂在砂体顶部油气层的有效支撑，能够有效提高井改造后的产量，实现了对厚砂体顶部位置油气层的有效改造。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。
Claims (1)
1.一种针对厚砂体顶部油气层充分压裂改造的压裂工艺，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，对厚砂体顶部油气层进行射孔；
步骤二，射孔后对厚砂体顶部油气层进行压裂作业；
（1）压裂作业的注前置液阶段，通过孔眼向厚砂体顶部油气层泵注低粘液，使地层破裂并形成人工裂缝；
（2）注完前置液后，进行注携砂液，先采用低粘液携带高密度支撑剂，并利用大泵注排量将支撑剂带入人工裂缝；
（3）采用小泵注排量向人工裂缝中注入清水充当隔离液；
（4）采用高粘液携带低密度支撑剂进行二次加砂，将支撑剂泵注带入人工裂缝，充填人工裂缝顶部；
步骤三，压裂作业结束，关井，强制裂缝闭合并放喷；
步骤一所述射孔位置靠近厚砂体顶部油气层，厚砂体顶部油气层厚度小于5米时，射孔厚度为3～5米；厚砂体顶部油气层厚度为5～10米时，射孔厚度为厚砂体顶部油气层上部3～5米；
步骤二（1）所述的泵注低粘液是采用泵注排量为1.6～2.4m3/min进行泵注，步骤二的（1）和（2）所述的低粘液的粘度均是粘度小于10cp的低粘度压裂液；
步骤二（2）所述的高密度支撑剂是体积密度大于1.8g/m3，视密度大于3.35g/m3的陶粒支撑剂，大泵注排量是3.0～3.5m3/min；
步骤二（3）所述的小泵注排量为0.8～1.2m3/min，泵注时间为20min；
步骤二（4）所述的高粘液是粘度90～110cp的高粘度压裂液，低密度支撑剂是体积密度小于1.65g/m3，视密度小于2.60g/m3的石英砂支撑剂，泵注排量为1.6～2.4m3/min；
所述强制裂缝闭合是压裂结束后10min开始放喷排液；
该工艺在压裂改造过程中通过对不同阶段压裂液性能的调整以及支撑剂类型选择，依靠不同密度支撑剂在不同性能压裂液中的沉降速度的变化，首先实现高密度支撑剂对厚砂体下部的支撑，其次结合强制裂缝闭合技术实现低密度支撑剂对厚砂体顶部油气层的有效支撑，达到对厚砂体顶部油气层的有效改造。
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