CN115726757A - 一种水力压裂工艺方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种水力压裂工艺方法，在控制见水风险的同时，有效提高超低渗油藏侧钻井压裂的有效缝长，实现油井增产。一种水力压裂工艺方法，步骤如下：S1，计算总加砂量；S2，以第一排量注入速度向井筒内注入第一压裂液，形成水力裂缝；S3，向S2后的井筒内注破胶液；S4，以第二排量注入速度向S3后的井筒内注第二压裂液和携有第一砂量的支撑剂；S5，向S4后的井筒内注活性水隔离液；S6，以第三排量注入速度向S5后的井筒内注入第二压裂液和携有第二砂量的支撑剂；S7，重复S4和S6至少一次，直至S4和S6中支撑剂携带的总砂量与S1中的总加砂量一致，完成水力压裂；第一排量，第二排量和第三排量依次增大；第一压裂液的基液粘度大于第二压裂液的基液粘度。
Description
技术领域
本发明属于采油工程储层改造技术领域，涉及一种水力压裂工艺方法。
背景技术
水力压裂工艺是目前超低渗油藏侧钻井普遍采用的油井增产措施。它是利用地面高压泵组，以超过地层吸收能力的排量将具有一定粘度的，可以携砂、悬砂的压裂液泵入井筒内，在井底地层中形成高压，当该压力克服井壁附近地应力达到岩石抗张强度后，就在井底产生裂缝。然后将带有支撑剂的携砂液注入裂缝，裂缝继续延伸并在裂缝中充填支撑剂。这样在停泵后即可在地层中形成足够长的具有一定宽度及高度的填砂裂缝。该填砂裂缝具有很高的渗透能力，从而显著改善了油层的导流能力，使油顺畅流入生产井从而达到增产目的。
压裂液最终形成的裂缝缝长，即水力裂缝缝长，称为水力缝长；而携砂支撑剂在水力裂缝中的延伸长度，即填砂裂缝缝长，称之为有效缝长。由于阻力作用，支撑剂无法达到裂缝端部，即携砂支撑剂无法完全填充水力裂缝，导致有效缝长短，因而增幅有限。目前解决该问题一般通过加大压裂液的注入体积，通过单纯增加水力缝长进而增加有效缝长。但老区储层水驱状况复杂，单纯增加水力缝长会造成见水风险大。
发明内容
针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种水力压裂工艺方法，该方法在控制见水风险的同时，有效提高超低渗油藏侧钻井压裂的有效缝长，实现油井增产。
本发明是通过以下技术方案来实现：
一种水力压裂工艺方法，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以第一排量的注入速度向井筒内注入第一压裂液，在井筒底部形成水力裂缝；
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液；
S4，以第二排量的注入速度向完成S3步骤后的井筒内注入第二压裂液和携有第一砂量的支撑剂；
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
S6，以第三排量的注入速度向完成S5步骤之后的井筒内注入第二压裂液和携有第二砂量的支撑剂；
S7，重复S4步骤和S6步骤至少一次，直至S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致时，完成水力压裂；
所述第一排量，第二排量和第三排量依次增大；
所述第一压裂液的基液粘度大于第二压裂液的基液粘度。
优选地，所述第一压裂液的基液粘度不小于15mpa·s。
优选地，所述第一压裂液为交联冻胶压裂液。
优选地，所述第二压裂液的基液粘度为3～9mpa·s。
优选地，所述步骤S3中，注入破胶液后，所述第一压裂液的粘度被稀释至小于5mpa·s。
优选地，所述第一排量为1.5～3.0m3/min。
优选地，所述第二排量不小于3.0m3/min。
优选地，所述第三排量大于所述第二排量的30％～40％。
优选地，所述第一排量为2.0m3/min，第二排量为3.0m3/min，第三排量为4.0m3/min。
优选地，所述携有第一砂量的支撑剂和携有第二砂量支撑剂的密度为1.2～1.3g/cm3。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
一种水力压裂工艺方法方法，该方法以小排量的注入速度将高粘压裂液注入井筒内，通过高粘压裂液的低滤失特性可以使得在储层中形成一条最优的水力裂缝。然后以不同排量的注入速度，提高携砂支撑剂的运移距离，利用组合压裂液有效控制水力缝长，结合支撑剂实现裂缝端部的有效支撑。在控制见水风险的同时，提高有效缝长，达到油田增产的目的。
进一步的，第一压裂液的基液粘度不小于15mpa·s，粘度较高，可以有效保证最优水力裂缝的形成。
进一步的，采用交联冻胶压裂液，有助于携砂，悬砂。
进一步的，加入破胶液后，第一压裂液的粘度被稀释至小于5mpa·s，有利于降低后续低粘压裂液以及自悬浮支撑剂携砂时的阻力，使得携砂支撑剂进入水力裂缝的端部，延长有效缝长。
进一步的，第一排量为1.5～3.0m3/min，保持较低的注入速度，进一步有效利用高粘压裂液的低滤失特性使得在储层中形成最优的水力裂缝。
进一步的，第三排量大于第二排量的30～40％，可有效提高压裂液对后续支撑剂在裂缝中的携带能力，实现支撑剂在缝中的长距离运移。
进一步的，第一排量为2.0m3/min，第二排量为3.0m3/min，第三排量为4.0m3/min，以该不同排量的速度注入，有效提高携砂支撑剂的运移距离。
进一步的，携有第一砂量的支撑剂和携有第二砂量支撑剂的密度为1.2～1.3g/cm3，采用该低密度支撑剂，有利于实现裂缝端部的有效支撑。
具体实施方式
下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。
实施例1
一种水力压裂工艺方法，以5寸半套管开窗侧钻3寸半固完井井筒为例，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以第一排量的注入速度向井筒内注入第一压裂液，形成水力裂缝；
根据油井生产动态，利用油藏和压裂软件模拟最优裂缝参数，在井筒内以第一排量为2.0m3/min排量注入基液粘度为18mpa·s高粘压裂液，在储层中形成一条最优的水力裂缝，该步骤中低排量高粘压裂液指的时根据储层特点采用优化后的注入排量和交联冻胶压裂液，主要目的是利用高粘压裂液的低滤失特性在储层中形成一条最优的水力裂缝。
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液；
在井筒内注入具有降低裂缝内压裂液粘度的活性水，即破胶液。主要目的是降低裂缝中的高粘压裂液粘度，注入后，第一压裂液的粘度被稀释至小于5mpa·s，有利于后续液体持续注入且不增加水力裂缝长度。
S4，以第二排量的注入速度向完成S3步骤后的井筒内注入第二压裂液和携有第一砂量的支撑剂；
提高排量至3.0m3/min,注入基液粘度3～9mpa·s压裂液和密度为1.2～1.3g/cm3的低密度支撑剂。携有第一砂量的支撑剂为低密度自悬浮支撑剂，该支撑剂在清水中不易沉降,第一砂量为S1步骤中总体砂量的10％～15％。
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
该步骤中的活性隔离液采用具有一定防止粘土膨胀和提高地层洗油能力的液体，目的是实现对前一阶段裂缝中已沉降的支撑剂的进一步推送和压裂液的驱油能力。
S6，以第三排量的注入速度向完成S5步骤之后的井筒内注入第二压裂液和携有第二砂量的支撑剂；
提高排量35％至4.0m3/min，注入基液粘度3～9mpa·s压裂液和密度为1.2～1.3g/cm3的低密度支撑剂。其目的是提高压裂液对后续支撑剂在裂缝中的携带能力，实现支撑剂在缝中的长距离运移，第二砂量为总体砂量的20％～25％。
S7，重复S4步骤和S6步骤，直至S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致时，完成水力压裂。
利用本发明上述方法在超低渗砂岩油藏应用，见到了显著效果：初期日产油2.0吨以上，较试验前对比井侧钻定向井提高单井产量明显，预测最终单井累增油达到5000吨以上。
本发明通过小排量高粘压裂液造水力裂缝，然后变排量多级注入低粘压裂液携带低密度自悬浮支撑剂，将支撑剂运送到裂缝端部，达到提高有效缝长的目的。本发明主要是在超低渗砂岩注水开发油藏，通过多级注入改善铺砂剖面，变排量携砂提高支撑剂运移距离，利用组合压裂液有效控制水力缝长，结合低密度自悬浮支撑剂实现裂缝端部的有效支撑。
实施例2
一种水力压裂工艺方法，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以1.5m3/min的注入速度向井筒内注入基液粘度为15mpa·s的压裂液，在储层中形成一条最优的水力裂缝；
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液，注入后，第一压裂液的粘度被稀释为3.2mpa·s；
S4，提高排量至3m3/min，向完成S3步骤后的井筒内注入基液粘度为3mpa·s的压裂液和密度为1.2g/cm3并携有总砂量10％的支撑剂；
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
S6，提高排量30％至3.9m3/min，向完成S5步骤之后的井筒内注入S4步骤中同样的压裂液和支撑剂，该步骤中注入支撑剂的量为总砂量的20％；
S7，重复S4步骤和S6步骤一次，S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致，完成水力压裂。
实施例3
一种水力压裂工艺方法，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以1.7m3/min的注入速度向井筒内注入基液粘度为17mpa·s的压裂液，在储层中形成一条最优的水力裂缝；
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液，注入后，第一压裂液的粘度被稀释为3.5mpa·s；
S4，提高排量至3.2m3/min，向完成S3步骤后的井筒内注入基液粘度为4.6mpa·s的压裂液和密度为1.22g/cm3并携有总砂量12％的支撑剂；
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
S6，提高排量35％至4.32m3/min，向完成S5步骤之后的井筒内注入S4步骤中同样的压裂液和支撑剂，该步骤中注入支撑剂的量为总砂量的21％；
S7，重复S4步骤和S6步骤两次，S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致，完成水力压裂。
实施例4
一种水力压裂工艺方法，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以2.4m3/min的注入速度向井筒内注入基液粘度为17.5mpa·s的压裂液，在储层中形成一条最优的水力裂缝；
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液，注入后，第一压裂液的粘度被稀释为4mpa·s；
S4，提高排量至3.7m3/min，向完成S3步骤后的井筒内注入基液粘度为6.8mpa·s的压裂液和密度为1.25g/cm3并携有总砂量12.8％的支撑剂；
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
S6，提高排量38％至5.1m3/min，向完成S5步骤之后的井筒内注入S4步骤中同样的压裂液和支撑剂，该步骤中注入支撑剂的量为总砂量的23.5％；
S7，重复S4步骤和S6步骤一次，S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致，完成水力压裂。
实施例5
一种水力压裂工艺方法，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以2.7m3/min的注入速度向井筒内注入基液粘度为18.8mpa·s的压裂液，在储层中形成一条最优的水力裂缝；
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液，注入后，第一压裂液的粘度被稀释为4.5mpa·s；
S4，提高排量至4.2m3/min，向完成S3步骤后的井筒内注入基液粘度为7.9mpa·s的压裂液和密度为1.29g/cm3并携有总砂量14.2％的支撑剂；
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
S6，提高排量40％至5.88m3/min，向完成S5步骤之后的井筒内注入S4步骤中同样的压裂液和支撑剂，该步骤中注入支撑剂的量为总砂量的24.2％；
S7，重复S4步骤和S6步骤三次，S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致，完成水力压裂。
实施例6
一种水力压裂工艺方法，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以3m3/min的注入速度向井筒内注入基液粘度为20mpa·s的压裂液，在储层中形成一条最优的水力裂缝；
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液，注入后，第一压裂液的粘度被稀释为4.7mpa·s；
S4，提高排量至5m3/min，向完成S3步骤后的井筒内注入基液粘度为9mpa·s的压裂液和密度为1.3g/cm3并携有总砂量15％的支撑剂；
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
S6，提高排量35％至6.75m3/min，向完成S5步骤之后的井筒内注入S4步骤中同样的压裂液和支撑剂，该步骤中注入支撑剂的量为总砂量的25％；
S7，重复S4步骤和S6步骤一次，S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致，完成水力压裂。
本发明通过组合压裂液，有效控制水力裂缝长度，降低见水风险；采用低粘携砂支撑剂，有效增加支撑缝长，提高裂缝导流能力，提高侧钻井实施效果。该方法为超低渗油田水淹低产长停井开展侧钻高效挖潜剩余油有提供了有效的技术途径。
Claims (10)
1.一种水力压裂工艺方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，根据储层工况计算总体加砂量；
S2，以第一排量的注入速度向井筒内注入第一压裂液，在井筒底部形成水力裂缝；
S3，向S2步骤后的井筒内注入破胶液；
S4，以第二排量的注入速度向完成S3步骤后的井筒内注入第二压裂液和携有第一砂量的支撑剂；
S5，向S4步骤之后的井筒内注入活性水隔离液；
S6，以第三排量的注入速度向完成S5步骤之后的井筒内注入第二压裂液和携有第二砂量的支撑剂；
S7，重复S4步骤和S6步骤至少一次，直至S4步骤和S6步骤中支撑剂携带的总砂量与步骤S1中的总体加砂量一致时，完成水力压裂；
所述第一排量，第二排量和第三排量依次增大；
所述第一压裂液的基液粘度大于第二压裂液的基液粘度。
2.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述第一压裂液的基液粘度不小于15mpa·s。
3.根据权利要求1或2所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述第一压裂液为交联冻胶压裂液。
4.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述第二压裂液的基液粘度为3～9mpa·s。
5.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述步骤S3中，注入破胶液后，所述第一压裂液的粘度被稀释至小于5mpa·s。
6.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述第一排量为1.5～3.0m3/min。
7.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述第二排量不小于3.0m3/min。
8.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述第三排量大于所述第二排量的30％～40％。
9.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述第一排量为2.0m3/min，第二排量为3.0m3/min，第三排量为4.0m3/min。
10.根据权利要求1所述的一种水力压裂工艺方法，其特征在于，所述携有第一砂量的支撑剂和携有第二砂量支撑剂的密度为1.2～1.3g/cm3。
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