CN114458275B - 一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法 - Google Patents
一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114458275B CN114458275B CN202111656851.8A CN202111656851A CN114458275B CN 114458275 B CN114458275 B CN 114458275B CN 202111656851 A CN202111656851 A CN 202111656851A CN 114458275 B CN114458275 B CN 114458275B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sand
- fracturing
- pumping
- carrying
- liquid
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 89
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 74
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 100
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 82
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 79
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 15
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 229920000426 Microplastic Polymers 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 42
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 26
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/001—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells specially adapted for underwater installations
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Revetment (AREA)
Abstract
本发明属于油气藏开采领域，具体涉及一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法。该方法包括以下步骤：针对沉积微相为水下分流河道，纵向上目的层为两层以上的小砂体致密气藏，根据目的层所处砂***置，先进行第一压裂施工，改变各目的层之间的非均质差异，然后再进行至少一次压裂施工，对各目的层进行压裂改造。水下分流河道沉积微相的小砂体致密气藏，存在层数多、岩性致密、物性差的特点，常规压裂容易使压裂液只进入疏松地层，从而造成小砂体层欠改造。本发明的方法，依据目的层所处砂***置，通过至少两次压裂改造，改变目的层之间的非均质差异，进而改善对各目的层压裂效果，有利于提高该类油藏的采气程度。
Description
技术领域
本发明属于油气藏开采领域，具体涉及一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法。
背景技术
河南油田具有丰富的天然气资源，但天然气气藏普遍存在渗透率不高、气井见水期早、射孔后产量低等特点，严重制约了此类油藏的有效开发。安棚油田深层系凝析气藏天然气地质储量5.67×108m3，位于河南省桐柏县安棚乡境内，凝析油地质储量11.7×104t，属小型凝析气藏。
储层明显受盆缘断裂控制，构成了多源汇聚、短距离搬运和快速沉积、垂向上多套储层叠置的特点。该类气藏具有“低渗、低压、低丰度、低产”的四低特征，气井无自然产能，必须经过压裂改造才能获得经济产量。同时，由于同一层内发育多套单砂体，各砂体物性、含气性均差异较大，表现出较强的非均质性。对于同一致密砂体，由于渗透率的非均质性，即使是同一砂体，也有可能形成多个气藏。整体上，储层表现出小砂体致密气藏的特点。
小砂体致密气藏具有以下特征：目的层埋藏深度3000-4000m，为砂岩含气层。储层温度130-150℃。纵向上，储层层数多、厚度大、岩性致密、物性差。平面上，含油气面积＜0.5km2。天然气储量＜0.4×108m3，凝析油储量＜0.4×104t。
以上特点导致传统的笼统压裂改造方法会导致压裂液优先进入物性好的砂体，进入小砂体致密气藏的压裂液少，压裂效果差，进而影响该类气藏的采气程度。
发明内容
本发明的目的是提供一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，解决小砂体致密气藏产量的压裂效果差的问题。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，包括以下步骤：针对沉积微相为水下分流河道，纵向上目的层为两层以上的小砂体致密气藏，根据目的层所处砂***置，先进行第一压裂施工，改变各目的层之间的非均质差异，然后再进行至少一次压裂施工，对各目的层进行压裂改造。
水下分流河道沉积微相的小砂体致密气藏，存在层数多、岩性致密、物性差的特点，常规压裂容易使压裂液只进入疏松地层，从而造成小砂体层欠改造。本发明的方法，依据目的层所处砂***置，通过至少两次压裂改造，改变目的层之间的非均质差异，进而改善对各目的层压裂效果，有利于提高该类油藏的采气程度。
优选地，所述目的层处于不同砂体上；所述第一压裂施工包括依次进行酸液处理、前置液泵入和携砂液泵入；所述改变各目的层之间的非均质差异包括泵注封堵液封堵已压开层；所述再进行至少一次压裂施工包括依次进行第二压裂施工、泵注封堵液和第三压裂施工；第二压裂施工包括依次进行前置液泵入和携砂液泵入；第三压裂施工包括依次进行前置液泵入和携砂液泵入。针对目的层处于不同砂体上的情形，通过多次压裂结合封堵技术，可使压裂液进入其他射孔的砂层，实现均匀改造。
进一步优选地，第一压裂施工、第二压裂施工、第三压裂施工中的所述携砂液泵入阶段包括依次泵入8-10组合交联液-滑溜水组合，再泵入尾端携砂交联液；所述交联液-滑溜水组合包括先后注入的携砂交联液和滑溜水，携砂交联液和滑溜水的体积比为1:1～2；携砂交联液、尾端携砂交联液均由交联液、支撑剂和压裂用纤维组成。携砂液阶段使用交联液-滑溜水组合，具有脉冲加砂特点，且压裂用纤维可以将松散的砂粒缠绕为砂团，砂团在高弹性模量、低泊松比的致密岩石的挤压下，减少单个砂粒的破损程度，有利于在井底建立气体流动通道，获得高导流能力，延长气体生产时间。
更优选地，8-10组合交联液-滑溜水组合中携砂交联液以及尾端携砂交联液中，砂液比为5-40％，砂液比按泵注顺序依次升高；压裂用纤维加量为0.35～2.8Kg/m3，压裂用纤维加量按泵注顺序依次升高。采用该种方式可在近井筒位置形成有效支撑，有利于更好地维持压裂效果。
优选地，第一压裂施工、第二压裂施工、第三压裂施工中的所述前置液泵入包括依次泵入滑溜水、携砂滑溜水和交联液，滑溜水、携砂滑溜水和交联液的体积比为(10～12):(8～12):(8～12)；所述携砂滑溜水由滑溜水和支撑剂组成。采用该种前置液方式，由于滑溜水的摩阻低，可以压碎更多面积的砂岩，起到造树枝状缝的作用。
进一步优选地，所述携砂滑溜水的砂液比为3％。
优选地，所述封堵液由滑溜水和塑料小球组成。采用该种封堵方式，成本低，封堵效果好。
优选地，所述目的层处于同一砂体上；所述第一压裂施工包括依次泵注前置液、携砂液和顶替液；所述改变各目的层之间的非均质差异包括停泵60～90min；然后进行第二压裂施工，所述第二压裂施工包括依次泵注前置液、携砂液和顶替液。该种情形下，同一层砂体内有多层射孔段，射孔段相距较近，且由于水下分流河道微相的沉积特点，各射孔段的物性仍存在较大差异，通过上次两次压裂过程，可有效实现各射孔段的均匀改造。
进一步优选地，第一压裂施工中，泵注前置液包括依次泵注交联液、携砂原胶液、原胶液、第一携砂交联液、交联液、第二携砂交联液、交联液；携砂原胶液由原胶液和支撑剂组成；携砂交联液由交联液和支撑剂组成；携砂原胶液、第一携砂交联液、第二携砂交联液的砂液比逐渐提高；泵注携砂液包括泵注6～7组携砂交联液，砂液比为12～40％，砂液比按泵注顺序逐渐提高；携砂原胶液、前置液阶段携砂交联液、携砂液阶段携砂交联液中支撑剂的粒径依次增加，分别为70/140目、40/70目、20/40目；
第二压裂施工中，泵注前置液包括依次泵注原胶液、携砂交联液和交联液；泵注携砂液包括泵注6～7组携砂交联液，砂液比为10～40％，砂液比按泵注顺序逐渐提高；前置液阶段携砂交联液、携砂液阶段携砂交联液中支撑剂的粒径依次增加，分别为40/70目、20/40目。采用上述泵注方式能够将更多的支撑剂注入地层，对砂岩气藏的压裂以及支撑效果好。
为进一步优化支撑剂的注入效果，更优选地，第一压裂施工、第二压裂施工中，前置液阶段、携砂液阶段的施工排量逐渐增加；前置液阶段的施工排量为4.0～4.5m3/min，携砂液阶段的携砂排量为5m3/min。
附图说明
图1为本发明实施例中安3003井IX组6小层平面图；
图2为本发明实施例中安3003井IX组6小层沉积微相图；
图3为本发明实施例中安3003井IX组12小层平面图；
图4为本发明实施例中安3003井IX组12小层沉积微相图；
图5为本发明实施例中安3003井裂缝形态模拟图；
图6为本发明实施例中下13井裂缝形态模拟图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的实施过程进行详细说明。
对以下实施例涉及的原料的规格或型号说明如下，相关原料如无特殊说明，均为市售常规商品。
实施例1
本实施例的针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，针对安3003井，包括以下步骤：
(1)明确目标小砂体气藏的特征
目的层埋藏深度3700～3900m。储层温度140-150℃。平面上，含油气面积0.5km2。天然气储量0.4×108m3，凝析油储量0.4×104t。砂体层数为：3层；单层砂体厚度5m、10m、15m。
岩石致密性：抗压强度为300Mpa，弹性模量50Gpa，泊松比0.2，岩石密度2.7g/cm3。
物性：渗透率0.001～0.01×10-3μm3，孔隙度：1％，束缚水饱和度30％；
测井参数：电阻率80Ω·m，声波时差185μs/m。
(2)安3003井的井型为直井，井筒无法采用机械分层压裂改造。两层之间上下距离30m，两层之间砂体厚度之比：2，两层之间砂体渗透率之比：2，改造的砂体沉积微相为：水下分流河道沉积微相。
安3003井IX组6小层平面图及沉积微相图如图1和图2所示。IX组12小层平面图及沉积微相图如图3和图4所示。
压裂泵注程序如下表1所示。
表1 安3003井压裂泵注程序
对表1中涉及的工作液说明如下：
酸液由以下质量分数的组分组成：盐酸15％，氢氟酸3％，粘土稳定剂1％，助排剂0.5％，互溶剂2％，高温缓蚀剂2％，铁离子稳定剂2％，余量为水。简述为：15％盐酸+3％氢氟酸+1％粘土稳定剂+0.5％助排剂+2％互溶剂+2％高温缓蚀剂+2％铁离子稳定剂。
滑溜水：0.1％降阻剂+0.2％压裂助排剂+1％氯化钾。
交联液：0.55％羟丙基胍胶+1％氯化钾+0.2％甲醛+0.2％压裂助排剂+0.1％氢氧化钠+0.6％交联剂。交联剂的型号为压裂用高温交联剂，购自北京宝丰春石油技术有限公司(http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/6.html)。该交联液为“延迟交联液”，该种配方压裂液具有延迟交联时间和耐高温的功能，基液加入交联剂后搅拌2-3min后成果冻状的现象，利于减少液体与管柱的摩擦阻力，也保证了压裂用纤维、支撑剂和压裂液在地面低粘度基液内均匀混合。
结合表1，对小砂体的改造包括酸处理、第一前置液泵入、第一携砂液泵入、第一封堵液泵入、第二前置液泵入、第二携砂液泵入、第二封堵液泵入、第三前置液泵入、第三携砂液泵入、顶替液泵入步骤。
酸处理步骤中，泵入酸液以降低致密砂岩层的破裂压力。
第一前置液泵入、第一携砂液泵入、第一封堵液泵入阶段首先对渗透率高的部位进行改造、封堵。
其中，第一前置液泵入阶段包括依次泵入滑溜水、携砂滑溜水和交联液，滑溜水、携砂滑溜水和交联液的体积比为1:1:1；所述携砂滑溜水由滑溜水和支撑剂组成，砂液比为3％，支撑剂为30/50目陶粒。
第一携砂液泵入阶段包括依次泵入交联液-滑溜水组合8组，再泵入尾端携砂交联液。交联液-滑溜水组合包括先后注入的携砂交联液和滑溜水，携砂交联液和滑溜水的体积比为1:(1～2)；携砂交联液、尾端携砂交联液均由交联液、支撑剂和压裂用纤维组成。支撑剂为30/50目陶粒。压裂用纤维为购自于东营施普瑞石油工程技术有限公司，其作用为稳固砂团柱支撑，防止支撑剂回流返吐。
8组交联液-滑溜水组合以及尾端携砂交联液中，砂液比为5-40％，砂液比按泵注顺序依次升高，分别为5％、8％、10％、15％、20％、25％、30％、35％、40％；压裂用纤维加量为0.35～2.8Kg/m3，压裂用纤维加量依次升高，依次为0.35、0.56、0.70、1.05、1.40、1.75、2.10、2.45、2.80Kg/m3。在携砂液阶段拌注压裂用纤维，纤维可以将松散的砂粒缠绕为砂团，砂团在高弹性模量、低泊松比的致密岩石的挤压下，减少单个砂粒的破损程度，在井底建立气体流动通道，获得高导流能力，延长了气体生产时间。
在以上过程中，支撑剂首先在砂岩内以不连贯的段状砂团形态支撑地层，后期压裂用纤维在一定矿化度的地下水的浸泡下，可随时间延长自然降解。支撑剂散落成为砂堤状态支撑地层。延长了支撑剂的支撑时间，减少了破碎程度。
采用交联液-滑溜水组合这种脉冲式加砂方式，携砂交联液以“砂柱”形式进入地层，滑溜水(速溶乳液降阻剂，购自北京宝丰春石油技术有限公司，http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/39.html)起到造树枝状缝的作用，进一步改善砂岩的渗流能力。另外，滑溜水较交联液相比，滑溜水与管柱的摩擦阻力更低，降低了地面特种车辆的施工泵压，减少了井口、管柱的承压压力，通过降低施工压裂，减少了对泵车设备，泵注液体管道的磨损。
第一封堵液由滑溜水和塑料小球组成。作用是封堵已压开层，使后续压裂液进入其他射孔的砂层。
第二前置液泵入、第二携砂液泵入、第二封堵液泵入阶段对渗透率次高的部位进行改造。其中各阶段的工作液性质与第一阶段相同。
第三前置液泵入、第三携砂液泵入、顶替液泵入阶段对改造程度最低的部位进行改造。其中，第三前置液泵入、第三携砂液泵入阶段的工作液与第一阶段一致。顶替液阶段包括依次泵入交联液和滑溜水，交联液和滑溜水的体积比为1:15。
待加砂完毕后，泵注一个油管管柱体积的顶替液，冲净管柱内残余支撑剂。加砂压裂施工结束后应立即开井，强制闭合人工裂缝。施工完毕后开井返排压裂液，减少入井液体对储层的伤害。
采用实施例的压裂方式最终得到的裂缝形态模拟图如图5所示。
实施例2
本实施例的针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，针对下13井，包括以下步骤：
(1)下13井的井型为直井，压裂层位于同一层砂体内，有2-4层射孔段，射孔段相距较近，相距2～3m，岩心观察该层岩石有微裂缝，砂体的沉积微相为水下分流河道沉积微相。
(2)下13井的压裂泵注程序如表2所示。
表2 下13井的压裂泵注程序
表2中，交联液的组成与实施例1相同。原胶液与交联液的区别在于不含交联剂。
结合表2，下13井的压裂阶段包括第一压裂、停泵和第二压裂阶段。
第一压裂阶段包括依次泵注前置液、携砂液和顶替液。
前置液包括依次泵注交联液、携砂原胶液、原胶液、第一携砂交联液、交联液、第二携砂交联液、交联液；携砂原胶液由原胶液和支撑剂组成。携砂交联液由交联液和支撑剂组成。携砂原胶液、第一携砂交联液、第二携砂交联液的砂液比逐渐提高，分别为5％、8％、10％。携砂原胶液、第一携砂交联液、第二携砂交联液中的支撑剂分别为70/140目陶粒、40/70目陶粒、40/70目陶粒。前置液阶段加砂方式为段塞式加砂。
前置液阶段，使用携砂原胶液及原胶液配合交联液的作用在于原胶液具有低粘度、流动性强的特点，可以平面上使得更多范围的岩石破裂，但是破裂的岩石缝隙较窄，待岩石破裂后，需要用原胶液+小粒径的支撑剂携带充填，保证裂缝不闭合。使用段塞式加砂的作用在于将粒径较小的支撑剂，用粘度低、流动性较强的原胶液裹挟到地层的微小裂缝内进行充填，提高支撑剂的充填裂缝效果，动用更多的致密油气。
携砂液阶段，包括依次泵注6组携砂交联液，加砂方式为连续加砂，砂液比为12～40％，砂液比逐渐提高，依次为12％、18％、24％、30％、35％、40％。其中使用的支撑剂为20/40目陶粒。
顶替液使用原胶液。
第一压裂阶段结束后停泵90分钟，停泵90分钟后，再次施工，进行第二压裂。停泵的作用在于第一次压裂后，孔隙度、渗透率较高的岩石层较孔隙度、渗透率较低的岩石层，进入压裂液流体以及压裂液流体所裹挟的支撑剂更多。第一次压裂完成后，地面泵车停止工作，待地下岩石裂缝闭合后，启动地面泵车，开始第二次压裂，使得压裂液流体进入孔隙度、渗透率较低的岩石层，对孔隙度、渗透率较低的岩石层进行加砂。
第二压裂阶段包括依次泵注前置液、携砂液和顶替液。
前置液阶段包括依次泵注原胶液、携砂交联液和交联液，携砂交联液中的支撑剂为40/70目陶粒。
携砂液阶段，包括依次泵注7组携砂交联液，加砂方式为连续加砂，砂液比为10～40％，砂液比逐渐提高，依次为10％、16％、20％、25％、30％、35％、40％。其中使用的支撑剂为20/40目陶粒。
顶替液使用原胶液。
采用实施例的方式得到的下13井裂缝形态模拟图如图6所示。
二、实验例
使用上述实施例1和实施例2的方法对小砂体致密气藏进行改造，措施前后单井的效果对比如表3所示。
表3 措施前后单井效果对比
由表3的结果可知，采用实施例的方法对无法采用机械分层压裂改造的井筒，可以对埋深高、岩性致密、层数多的小砂体进行有效改造，提高地层导流能力和产气量。
Claims (5)
1.一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：针对沉积微相为水下分流河道，纵向上目的层为两层以上的小砂体致密气藏，根据目的层所处砂***置，先进行第一压裂施工，改变各目的层之间的非均质差异，然后再进行至少一次压裂施工，对各目的层进行压裂改造；所述压裂改造为非机械分层压裂；
所述目的层处于不同砂体上；所述第一压裂施工包括依次进行酸液处理、前置液泵入和携砂液泵入；所述改变各目的层之间的非均质差异包括泵注封堵液封堵已压开层；所述再进行至少一次压裂施工包括依次进行第二压裂施工、泵注封堵液和第三压裂施工；第二压裂施工包括依次进行前置液泵入和携砂液泵入；第三压裂施工包括依次进行前置液泵入和携砂液泵入；所述封堵液由滑溜水和塑料小球组成；
第一压裂施工、第二压裂施工、第三压裂施工中的所述携砂液泵入阶段包括依次泵入8-10组合交联液-滑溜水组合，再泵入尾端携砂交联液；所述交联液-滑溜水组合包括先后注入的携砂交联液和滑溜水，携砂交联液、尾端携砂交联液均由交联液、支撑剂和压裂用纤维组成；
压裂用纤维加量为0.35~2.8Kg/m3，压裂用纤维加量按泵注顺序依次升高；
第一压裂施工、第二压裂施工、第三压裂施工中的所述前置液泵入包括依次泵入滑溜水、携砂滑溜水和交联液，所述携砂滑溜水由滑溜水和支撑剂组成。
2.如权利要求1所述的针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，其特征在于，携砂交联液和滑溜水的体积比为1:1~2。
3.如权利要求2所述的针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，其特征在于，8-10组合交联液-滑溜水组合中携砂交联液以及尾端携砂交联液中，砂液比为5-40%，砂液比按泵注顺序依次升高。
4.如权利要求1所述的针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，其特征在于，滑溜水、携砂滑溜水和交联液的体积比为（10~12）:（8~12）:（8~12）。
5.如权利要求4所述的针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法，其特征在于，所述携砂滑溜水的砂液比为3%。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111656851.8A CN114458275B (zh) | 2021-12-30 | 2021-12-30 | 一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111656851.8A CN114458275B (zh) | 2021-12-30 | 2021-12-30 | 一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114458275A CN114458275A (zh) | 2022-05-10 |
| CN114458275B true CN114458275B (zh) | 2024-04-02 |
Family
ID=81408602
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111656851.8A Active CN114458275B (zh) | 2021-12-30 | 2021-12-30 | 一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114458275B (zh) |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102925133A (zh) * | 2012-10-16 | 2013-02-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于控制裂缝延伸高度的压裂液和压裂方法 |
| CN206008626U (zh) * | 2016-08-31 | 2017-03-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于在压裂液中添加纤维的装置 |
| CN106555576A (zh) * | 2015-09-24 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于薄层的压裂方法 |
| CN107313762A (zh) * | 2016-04-26 | 2017-11-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩水力压裂方法 |
| CN107420081A (zh) * | 2017-09-08 | 2017-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现致密非均质储层有效分压的压裂方法 |
| CN107965305A (zh) * | 2016-10-20 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分层重复压裂方法 |
| CN109138958A (zh) * | 2018-07-26 | 2019-01-04 | 安东石油技术（集团）有限公司 | 一种致密砂岩气储层的复杂缝的压裂方法 |
| CN109958426A (zh) * | 2017-12-26 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 |
| RU2722893C1 (ru) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
| CN112459761A (zh) * | 2020-11-28 | 2021-03-09 | 濮阳华成恒业石油技术开发有限公司 | 一种暂堵酸压压裂的方法 |
| CN113684010A (zh) * | 2021-08-31 | 2021-11-23 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种裂缝暂堵转向剂及其在暂堵转向加砂压裂工艺中的应用 |
| CN113738328A (zh) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法 |
| CN113738329A (zh) * | 2021-09-28 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种近岸水下扇油藏的开采方法 |
-
2021
- 2021-12-30 CN CN202111656851.8A patent/CN114458275B/zh active Active
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102925133A (zh) * | 2012-10-16 | 2013-02-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于控制裂缝延伸高度的压裂液和压裂方法 |
| CN106555576A (zh) * | 2015-09-24 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于薄层的压裂方法 |
| CN107313762A (zh) * | 2016-04-26 | 2017-11-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩水力压裂方法 |
| CN206008626U (zh) * | 2016-08-31 | 2017-03-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于在压裂液中添加纤维的装置 |
| CN107965305A (zh) * | 2016-10-20 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分层重复压裂方法 |
| CN107420081A (zh) * | 2017-09-08 | 2017-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现致密非均质储层有效分压的压裂方法 |
| CN109958426A (zh) * | 2017-12-26 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 |
| CN109138958A (zh) * | 2018-07-26 | 2019-01-04 | 安东石油技术（集团）有限公司 | 一种致密砂岩气储层的复杂缝的压裂方法 |
| RU2722893C1 (ru) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
| CN112459761A (zh) * | 2020-11-28 | 2021-03-09 | 濮阳华成恒业石油技术开发有限公司 | 一种暂堵酸压压裂的方法 |
| CN113684010A (zh) * | 2021-08-31 | 2021-11-23 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种裂缝暂堵转向剂及其在暂堵转向加砂压裂工艺中的应用 |
| CN113738328A (zh) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法 |
| CN113738329A (zh) * | 2021-09-28 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种近岸水下扇油藏的开采方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114458275A (zh) | 2022-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109838223B (zh) | 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法 | |
| CN109751029B (zh) | 一种深层页岩气压裂的方法 | |
| CN106567702B (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
| CN101952544B (zh) | 对水平井进行水力压裂从而增产的方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN102913221B (zh) | 一种低渗储层的体积改造工艺 | |
| CN109751035B (zh) | 一种油气藏压裂加砂方法 | |
| CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
| CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
| CN107255027A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN112240191B (zh) | 一种页岩气压裂加砂方法 | |
| MX2012013299A (es) | Método de fracturación hidráulica. | |
| CN112253066B (zh) | 一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法 | |
| CN107558981A (zh) | 一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺 | |
| CN110159239B (zh) | 一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法 | |
| CN104265254A (zh) | 深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法 | |
| CN108316909B (zh) | 一种油气储层压裂施工方法 | |
| CN112177583A (zh) | 一种密切割压裂方法 | |
| CN112412424B (zh) | 超临界co2结合微纳米支撑剂应用于页岩气储层开采的方法 | |
| CN109505570A (zh) | 一种改善多轮次层内自生co2调驱效果的方法 | |
| CN114458275B (zh) | 一种针对水下分流河道沉积微相的多层小砂体综合压裂方法 | |
| CN114439437A (zh) | 一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法 | |
| CN113738328B (zh) | 一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法 | |
| CN112324413B (zh) | 一种提高注入井注入量的化学施工方法 | |
| CN115163020A (zh) | 一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |