CN107956463B - 一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，其包括如下步骤：首先，在目的储层的井筒进行第一次体积压裂，形成沿最大主应力方向延伸的主裂缝及其周边次级网状裂缝，暂堵主裂缝；然后，在目的储层的井筒进行第二次体积压裂，由于第一次体积压裂后井筒周边一定范围内的最大主应力场发生接近90度翻转，通过第二次体积压裂可构建一条与主裂缝大体垂直相交的次主裂缝并在其周边形成网状裂缝。通过本发明方法压裂可在直井中构建全方位立体网状裂缝，大副提高油井改造体积，提高油井产能。
Description
技术领域
本发明涉及采油领域，涉及一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法。
背景技术
多年来化石能源一直是我们赖以生存的重要能源之一，油气资源越来越受到人们的重视。随着油气资源开发的进一步加大，在新探明储量特低渗油气藏逐年增多，特低渗透油气藏压裂改造将成为油气增产的主要阵地。所述特低渗透储层是指：油层平均渗透率为(1.1～10.0)×10-3μm2。这类油层与正常油层差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发。因此，压裂作为这类油藏的主要增产措施，越来越受到人们的重视。
压裂作业是利用泵送液体将地层压开裂缝，泵入携带支撑剂的液体，待地层闭合后将液体排出，最终形成有导流能力的裂缝，增加泄油面积，达到改善储层的渗流能力，提高油井产能的目的。多年来，在常规低渗透储层改造过程中压裂作业取得了较为理想的效果。但是随着特低渗透储层的开采进行，常规压裂改造模式压后效果难以满足生产需求。其原因主要表现在，特低渗透储层基质渗流能力差，与常规储层建立相同的裂缝，如公式(1)所示，其产能远小于常规低渗透的产能。
式中K:地层渗透率，D；h:油层厚度，m；PR:边界压力，Mpa；Pwf:井底流动压力，Mpa；μ,B:流体粘度，原油体积系数，mPa.s，无因次；Sf：裂缝表皮因子；re，xf：泄流半径，裂缝半长；CfD：无因次裂缝导流能力，CfD＝KfWf/KXf，其中Kf为裂缝导流能力，Wf为缝宽。
因此，人们开始寻求新的压裂方法，有两种技术被引进并应用到我国的特低渗透开采中来，一种是水平井多级分段压裂，其确实提高了单井产能，但是其钻井费用及后期压裂费用昂贵，难以达到经济开采的目的；一种是体积压裂，这种压裂方法通过改造建造网状裂缝，从而避免了基质渗流差的不利因素提高产能，但是，要实现体积压裂一个重要的条件是水平最大主应力与最小主应力差要小，而我国油井埋藏普遍较深，水平主应力差偏大，很难形成全方位的立体网状裂缝，因此，在直井模式开采作业中没有较广泛的应用。水平井多级分段压裂+体积压裂的模式能取得较好的效果，但是成本问题仍然是制约广泛应用的重要因素。
综上所述，针对特低渗透油藏研发一种经济可行的新型压裂方法具有非常重要的意义。
发明内容
本发明旨在实现特低渗透储层的有效经济开采，提供一种经济可行的直井全方位立体压裂方法。
本发明采用的技术方案如下。
一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，包括下列步骤：
首先，在目的储层的井筒进行第一次体积压裂，形成沿最大主应力方向延伸的主裂缝及其周边次级网状裂缝，暂堵主裂缝；
然后，在目的储层的井筒进行第二次体积压裂，由于第一次体积压裂后井筒周边一定范围内的最大主应力场发生接近90度翻转，通过第二次体积压裂可构建一条与主裂缝大体垂直相交的次主裂缝并在其周边形成网状裂缝，大幅改造渗流控制面积。
进一步，一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，包括下列步骤：
步骤一：对目的储层进行射孔作业；
步骤二：下压裂管柱，封隔器座封；
步骤三：试压；
步骤四：泵入前置液压开地层并创建主裂缝；
步骤五：泵入滑溜水进行体积压裂并加砂；
步骤六：泵入胶液进行主裂缝加砂；
步骤七：停泵，测压，排液；
步骤八：泵入添加可溶性暂堵剂的胶液封堵裂缝；
步骤九：重复步骤四到步骤六，即泵入前置液压开地层并创建次主裂缝，泵入滑溜水进行体积压裂并加砂，泵入胶液进行次主裂缝加砂；
步骤十：关井、排液。
进一步，在步骤一中，射孔作业射孔方位角为90度，布孔方式为螺旋布孔，孔密为10-16孔/m。
进一步，在步骤四中，前置液为胶液，所述胶液的地面粘度大于300mpa.s,在储层温度下170s-1剪切速率下剪切2小时粘度大于50mpa.s。
进一步，在步骤五中，滑溜水的粘度为5mpa.s～10mpa.s、排量为5m3/min-8m3/min、支撑剂粒径为40/70目或30/60目、砂比为3％-8％。支撑剂粒径为40/70目或30/60目的小粒径支撑剂均可，区别在于不同的地层条件应用不同。
进一步，在步骤六中，胶液中的支撑剂粒径为30/60目或20/40目、砂比为5％-50％。支撑剂粒径为30/60目或20/40目的中粒支撑剂。
进一步，在步骤七中，停泵时间大于裂缝闭合时间。
进一步，在步骤八中，所述可溶性暂堵剂能较好的封堵裂缝，在压裂结束后遇水溶解或遇油溶解。
进一步，可溶性暂堵剂耐压大于80MPa,在油中溶解时间小于24小时。
进一步，在步骤八中，在泵入添加可溶性暂堵剂的胶液封堵裂缝前，还包括放喷的步骤。
本发明的基本原理:压裂裂缝的走向取决于地应力场的大小及方向，裂缝沿着最大主应力方向延伸，在形成裂缝后，井筒周边一定范围内应力场发生变化，尤其是最大主应力方向发生接近90度反转,利用压后应力反转这一特性在第一次压裂的后，暂堵一次裂缝，进行第二次压裂，在垂直于第一条裂缝的方向上构建第二条裂缝，从而形成平面上两条垂直相交的裂缝，在两次压裂过程中同时采用体积压裂方式，在主裂缝的周边创建缝网，大幅增加了改造渗流控制面积。
与现有技术相比，本发明的优点在于：在直井的基础上开展全方位体积压裂，避免了水平井多级分段压裂高额钻井费用、压裂工具费用；在单一主裂缝的基础上创造次主裂缝，在主裂缝的基础上生成次级裂缝，较现有技术大大提高泄油面积、改造体积。
附图说明
图1是本发明提供的特低渗透储层直井全方位立体压裂方法形成裂缝俯视示意图。
图2是本发明实施例2提供的特低渗透储层直井全方位立体压裂方法工艺流程图。
图3是本发明实施例3提供的特低渗透储层直井全方位立体压裂方法工艺流程图。
具体实施方式
下面，结合附图和实施例对本发明作进一步说明。
实施例1。一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，包括下列步骤：如图1所示，在目的储层的直井的井筒23内进行第一次体积压裂，形成沿最大主应力方向延伸的主裂缝21以及次级网状裂缝22，暂堵主裂缝21；在目的储层的井筒进行第二次体积压裂，由于第一次体积压裂后井筒周边一定范围内的最大主应力场发生接近90度翻转，通过第二次体积压裂可构建一条与主裂缝21大体垂直相交的次主裂缝24并在其周边形成网状裂缝25。网状裂缝22、25不是同时形成的，次级网状裂缝22、网状裂缝25纵横交错，可大幅改造渗流控制面积。
实施例2。一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，包括下列步骤：
步骤一：对目的储层进行射孔作业；射孔作业射孔方位角为90度，布孔方式为螺旋布孔，孔密为13孔/m。
步骤二：下压裂管柱，封隔器座封；
步骤三：试压；
步骤四：泵入前置液压开地层并创建主裂缝；前置液为胶液，所述胶液的地面粘度大于300mpa.s,在储层温度下170s-1剪切速率下剪切2小时粘度大于50mpa.s。
步骤五：泵入滑溜水进行体积压裂并加砂；滑溜水的粘度为7mpa.s、排量为6m3/min、支撑剂粒径为40/70目、砂比为3％-5％。压裂过程中砂比是变动的，从小到大。
步骤六：泵入胶液进行主裂缝加砂；胶液中的支撑剂粒径为20/40目、砂比为7％-45％。压裂过程中砂比是变动的，从小到大。
步骤七：停泵，测压，排液。停泵时间大于裂缝闭合时间。
步骤八：泵入添加可溶性暂堵剂的胶液封堵裂缝。所述可溶性暂堵剂能较好的封堵裂缝，在压裂结束后遇水溶解或遇油溶解。可溶性暂堵剂耐压大于80MPa,在油中溶解时间小于24小时。
步骤九：重复步骤四到步骤六，即泵入前置液压开地层并创建次主裂缝，泵入滑溜水进行体积压裂并加砂，泵入胶液进行次主裂缝加砂。
步骤十：关井、排液。
本实施例提供一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，其包括如下步骤：首先，在目的储层的井筒进行第一次体积压裂，形成沿最大主应力方向延伸的主裂缝及其周边次级网状裂缝，暂堵主裂缝；然后，在目的储层的井筒进行第二次体积压裂，由于第一次体积压裂后井筒周边一定范围内的最大主应力场发生接近90度翻转，通过第二次体积压裂可构建一条与主裂缝大体垂直相交的次主裂缝并在其周边形成网状裂缝。通过本发明方法压裂可在直井中构建全方位立体网状裂缝，大副提高油井改造体积，提高油井产能.
实施例3。一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法包括如下步骤：步骤一：对目的储层进行射孔作业；步骤二：下压裂管柱，封隔器座封；步骤三：试压；步骤四：泵入胶液前置液压开地层并创建主裂缝；步骤五：泵入滑溜水进行体积压裂并加砂；步骤六：泵入胶液进行主裂缝加砂；步骤七：停泵测压，排液；步骤八：泵入胶液，添加可溶性暂堵剂封堵裂缝；步骤九：重复步骤四到步骤六；步骤十：关井、排液。通过这种方法，可以在井筒周边形成两条垂直相交的主裂缝，在此基础上形成以主裂缝为主线的缝网，大幅度提高改造程度，实现油井的经济增产。
实施例4。一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，包括下列步骤：
步骤一：对目的储层进行射孔作业；射孔作业射孔方位角为90度，布孔方式为螺旋布孔，孔密为15孔/m。
步骤二：下压裂管柱，封隔器座封；
步骤三：试压；
步骤四：泵入前置液压开地层并创建主裂缝；前置液为胶液，所述胶液的地面粘度大于300mpa.s,在储层温度下170s-1剪切速率下剪切2小时粘度大于50mpa.s。
步骤五：泵入滑溜水进行体积压裂并加砂；滑溜水的粘度为8mpa.s、排量为7m3/min、支撑剂粒径为30/60目、砂比为3％-7％。压裂过程中砂比一般是变动的，从小到大。
步骤六：泵入胶液进行主裂缝加砂；胶液中的支撑剂粒径为30/60目、砂比为5％-40％。压裂过程中砂比一般是变动的，从小到大。
步骤七：停泵，测压，排液。停泵时间大于裂缝闭合时间。
步骤八：放喷。泵入添加可溶性暂堵剂的胶液封堵裂缝。所述可溶性暂堵剂能较好的封堵裂缝，在压裂结束后遇水溶解或遇油溶解。可溶性暂堵剂耐压大于80MPa,在油中溶解时间小于24小时。
步骤九：重复步骤四到步骤六，即泵入前置液压开地层并创建次主裂缝，泵入滑溜水进行体积压裂并加砂，泵入胶液进行次主裂缝加砂。
步骤十：关井、排液。
实施例5。本实例提供了一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，如图2所示，所述压裂方法包括如下步骤：
实施步骤一：将压裂目的进行射孔，方位角90度，螺旋布孔，孔密16孔/米,采用油管输送；
实施步骤二：通井，刮管，洗井，下压裂管柱，封隔器座封；
实施步骤三：装压裂井口，连接管汇，试压；
实施步骤四：泵入胶液进行前置液阶段压裂，交联液粘度大于300mpa.s，设计量满足主缝设计要求；
实施步骤五：泵入滑溜水进行缝网压裂，液体粘度10mpa.s,排量6m3/min,砂比3％-8％，支撑剂粒径40/70目；
实施步骤六：泵入胶液进行主裂缝填砂，交联液粘度大于300mpa.s，支撑剂粒径20/40目，顶替；
实施步骤七：停泵，测压直至裂缝闭合；
实施步骤八：泵入胶液，携带可溶性暂堵剂进行缝口封堵，暂堵剂耐压大于80MPa,在水中溶解时间小于24小时；
实施步骤九：重复步骤四到步骤六，进行第二次体积压裂；
实施步骤十：关井，排液。
实施例6。本实例提供了一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，参见图3，所述压裂方法包括如下步骤：
实施步骤一：将压裂目的进行射孔，方位角90度，螺旋布孔，孔密10孔/米，采用电缆输送；
实施步骤二：通井，刮管，洗井，下压裂管柱；
实施步骤三：装压裂井口，连接管汇，试压；
实施步骤四：泵入胶液进行前置液阶段压裂，交联液粘度大于300mpa.s，设计量满足主缝设计；
实施步骤五：泵入滑溜水进行缝网压裂，排量7m3/min,砂比3％-8％，支撑剂粒径30/60目；
实施步骤六：泵入胶液进行主裂缝填砂，交联液粘度大于300mpa.s，支撑剂粒径20/40目，顶替；
实施步骤七：停泵，测压致裂缝闭合；
实施步骤八：放喷，按设计要求放喷；
实施步骤九：泵入胶液，携带可溶性暂堵剂进行缝口封堵，暂堵剂耐压大于80MPa,在油中溶解时间小于24小时；
实施步骤十：重复步骤四到步骤六，进行第二次体积压裂。
实施步骤十一：关井，排液。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制。虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明。任何熟悉本领域的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围情况下，都可利用上述揭示的方法和技术内容对本发明技术方案做出许多可能的变动和修饰，或修改为等同变化的等效实施例。因此，凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改、等同变化及修饰，均仍属于本发明技术方案保护的范围内。
Claims (1)
1.一种特低渗透储层直井全方位立体压裂方法，其特征在于，首先，在目的储层的井筒进行第一次体积压裂，形成沿最大主应力方向延伸的主裂缝及其周边次级网状裂缝，暂堵主裂缝；然后，在目的储层的井筒进行第二次体积压裂，由于第一次体积压裂后井筒周边一定范围内的最大主应力场发生接近90度翻转，通过第二次体积压裂可构建一条与主裂缝大体垂直相交的次主裂缝并在其周边形成网状裂缝，大幅改造渗流控制面积；
按如下步骤进行：
步骤1：对目的储层进行射孔作业；
步骤2：下压裂管柱，封隔器座封；
步骤3：试压；
步骤4：泵入前置液压开地层并创建主裂缝；
步骤5：泵入滑溜水进行体积压裂并加砂；
步骤6：泵入胶液进行主裂缝加砂；
步骤7：停泵，测压，排液；
步骤8：泵入添加可溶性暂堵剂的胶液封堵主裂缝缝口；
步骤9：重复步骤四到步骤六，即泵入前置液压开地层并创建次主裂缝，泵入滑溜水进行体积压裂并加砂，泵入胶液进行次主裂缝加砂；
步骤10：关井、排液；
在步骤1中，射孔作业射孔方位角为90度，布孔方式为螺旋布孔，孔密为10-16孔/m；
在步骤4中，前置液为胶液，所述胶液的地面粘度大于300mpa.s,在储层温度下170s-1剪切速率下剪切2小时粘度大于50mpa.s；
在步骤5中，滑溜水的粘度为5mpa.s～10mpa.s、排量为5m3/min-8m3/min、支撑剂粒径为40/70目或30/60目、砂比为3％-8％，压裂过程中砂比是变动的，从小到大；
在步骤6中，胶液中的支撑剂粒径为30/60目或20/40目、砂比为5％-50％，压裂过程中砂比是变动的，从小到大；
在步骤7中，停泵时间大于主裂缝闭合时间；
在步骤8中，在泵入添加可溶性暂堵剂的胶液封堵主裂缝缝口前，还包括放喷的步骤；
所述可溶性暂堵剂能较好的封堵主裂缝缝口，在压裂结束后遇水溶解或遇油溶解，可溶性暂堵剂耐压大于80MPa,在油中溶解时间小于24小时。
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
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| 前置酸化压裂酸液体系实验及转向重复压裂改造技术的应用;杨刚;《中国优秀硕士学位论文全文数据库（电子期刊） 工程科技Ⅰ辑》;20131215(第S2期);第59-61页及图4-1 * |
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