CN110792421A - 低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油田开发领域，具体涉及一种低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，包括下述步骤：1)滑溜水滤失增能阶段，将滑溜水以及石英砂或陶粒泵入储层形成微裂缝，提高地层渗流能力；2)压裂液造长缝的主裂缝阶段，将低黏压裂液以及陶粒泵入地层，形成具有高导流能力的长裂缝连通步骤1)中的微裂缝，建立近井筒高渗流区，降低渗流压力。本发明采用滑溜水滤失增能+压裂液造长的高导流主裂缝+大排量的工艺方法。与采用冻胶压裂的现有技术相比，大幅增大了裂缝的波及体积，解决了非均质砂岩储层连通性差，渗流能力差的问题；补充了地层能量；建立了高导流的长裂缝，改善了地层渗流场，提高压裂改造效果。
Description
技术领域
本发明属于油田开发领域，具体涉及一种低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺。
背景技术
低渗非均质砂岩油气层，储层物性差，连通性差，产量低，无法正常生产，必须进行储层改造才能实现有效开发，提高经济效益。
应用现有压裂技术改造低渗非均质砂岩油气层，波及范围小，压裂后产量递减快，效果不理想，不能满足储层改造的需要，无法实现高效开发。
发明内容
本发明的目的在于提供低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺。
本发明为实现上述目的，采用以下技术方案：
一种低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，包括下述步骤：
1)滑溜水滤失增能阶段，将滑溜水以及石英砂或陶粒泵入地层形成微裂缝，提高地层渗流能力；
2)压裂液造长缝的主裂缝阶段，将低黏压裂液以及陶粒泵入地层，形成具有高导流能力的长裂缝连通步骤1)中的微裂缝，建立近井筒高渗流区，降低渗流压力；
步骤1)中所述的滑溜水粘度为1.5-2mPa.s，降阻剂分子量600-800万，常温下溶胀时间不大于90s，耐盐30000mg/L,可直接连续混配。
步骤2)中所述的低黏液为粘度30-50mPa.s的压裂液，可直接连续混配。
步骤1)中石英砂或陶粒为70/140目，加砂比为为5％-20％，采用段塞式加砂。
步骤1)中石英砂或陶粒，为40/70目，加砂比为5％-20％，采用段塞式加砂。
步骤2)中陶粒为40/70目、30/50目、20/40目中的一种、二种或三种。二种以上粒径支撑剂同时使用时，先泵送小粒径支撑剂，再泵送大粒径支撑剂；加砂比为10-45％，采用阶梯式连续加砂。
滑溜水以及低黏压裂液的总液量≥4000m3，其中滑溜水占总液量的60％-95％，低黏压裂液占总液量的5％-40％。
步骤1)的中石英砂或陶粒以及步骤2)中的陶粒的总砂量≥200m3，其中步骤1)中石英砂或陶粒占比总砂量的30-60％，步骤2)中的陶粒占比总砂量的40-70％。
步骤1)以及步骤2)施工排量为7-10m3/min。
所述的滑溜水是海水基滑溜水压裂液，包括下述组分，以海水基滑溜水压裂液总量计，增稠剂占0.05％-0.15％，0.01％-0.03％增效剂，杀菌剂0.1％-0.2％，余量为海水；
所述低黏压裂液是海水基压裂液，包括下述组分，以海水基压裂液总量计，增稠剂占1％-2％，增效剂占0.01％-0.03％，助排剂占0.3％-0.5％，杀菌剂0.1％-0.2％，破胶剂占0.05％-0.1％，余量为海水。
所述的增稠剂为反相乳液型聚丙烯酰胺。所述增效剂是可生物降解的亚氨基二琥珀酸钠盐。所述助排剂是烷基苷表面活性剂。所述杀菌剂是十二烷基苄基氯化铵。所述破胶剂是过硫酸铵或过硫酸钾。本申请中所有的产品均为市售产品。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
(1)本发明采用滑溜水滤失增能+压裂液造长的高导流主裂缝+大排量的工艺方法。与采用冻胶压裂的现有技术相比，大幅增大了裂缝的波及体积，解决了非均质砂岩储层连通性差，渗流能力差的问题；补充了地层能量；建立了高导流的长裂缝，改善了地层渗流场，提高压裂改造效果。
(2)滑溜水滤失增能阶段利用滑溜水对低渗非均质砂岩油气层的高滤失量，结合大排量施工，借助已产生的净压力和已裂开的趋势被顺势压裂从而尽可能地打开微裂缝，利用石英砂支撑微裂缝改善储层连通性，补充地层能量。
(3)冻胶造长的高导流主裂缝阶段，利用低黏压裂液加陶粒。形成具有较高导流能力的长裂缝，沟通滑溜水滤失增能阶段形成的微裂缝，提高地层渗流能力，改善地层渗流场。压裂液+大砂量高砂比注入，一方面在近井筒地带形成高导流裂缝带；另一方面利用携砂液中陶粒的沉降效应提高在未有支撑剂沉降的裂缝体积内的净压力，并一直保持到施工结束为止，有助于远井裂缝被充分地拓宽延伸，并减少由于地层逐渐闭合或是支撑剂铺置形态的影响导致支撑高度的下降，使支撑剂在远井形成有效的造缝高度和支撑高度，增加裂缝在远井处的导流能力。
具体实施方式
为了使本技术领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合附图和最佳实施例对本发明作进一步的详细说明。
实施例1：滩海地区的A井,压裂井段4362.4m-4470.3m,井斜63.20。压裂目的层跨度107.9m，射孔井段7层55.7m，测井解释渗透率2.45×10-3μm2-23.63×10-3μm2，试井解释有效渗透率1.1×10-3μm2，说明地层渗透性差。优化压裂工艺设计，实施总液量4247m3，总砂量262m3，施工排量7m3/min。其中低黏滑溜水占比85％，70/140石英砂占比31％,其余支撑剂优选40/70目和30/50m目组合陶粒。压裂液采用海水基滑溜水和海水基低黏压裂液，现场全部采用连续混配方式。该井实施效果显著。所述的滑溜水是海水基滑溜水压裂液，包括下述组分，以海水基滑溜水压裂液总量计，增稠剂占0.15％，0.02％增效剂，杀菌剂0.15％，余量为海水；所述低黏压裂液是海水基压裂液，包括下述组分，以海水基压裂液总量计，增稠剂占1％-2％，增效剂占0.02％，助排剂占0.4％，杀菌剂0.15％，破胶剂占0.08％，余量为海水。
其中，所述的增稠剂为反相乳液型聚丙烯酰胺。所述增效剂是可生物降解的亚氨基二琥珀酸钠盐。所述助排剂是烷基苷表面活性剂。所述杀菌剂是十二烷基苄基氯化铵。所述破胶剂是过硫酸铵或过硫酸钾。
以实施前后效果对比如表1示出。
表1
以该技术针对低渗非均质砂岩油气层实施了71井次，均取得了显著的实施效果。
以上内容仅为本发明的较佳实施例，对于本领域的普通技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (9)
1.一种低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，包括下述步骤：
1)滑溜水滤失增能阶段，将滑溜水以及石英砂或陶粒泵入储层形成微裂缝，提高地层渗流能力；
2)压裂液造长缝的主裂缝阶段，将低黏压裂液以及陶粒泵入地层，形成具有高导流能力的长裂缝连通步骤1)中的微裂缝，建立近井筒高渗流区，降低渗流压力。
2.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，步骤1)中所述的滑溜水粘度为1.5-2mPa.s，降阻剂分子量600-800万，常温下溶胀时间不大于90s，耐盐30000mg/L,可直接连续混配。
3.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，步骤2)中所述的低黏液为粘度30-50mPa.s的压裂液，可直接连续混配。
4.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，步骤1)中石英砂或陶粒为70/140目，加砂比为5％-20％，采用段塞式加砂。
5.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，步骤1)中石英砂或陶粒，为40/70目，加砂比为5％-20％，采用段塞式加砂。
6.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，步骤2)中陶粒为40/70目、30/50目、20/40目中的一种、二种或三种。二种以上粒径支撑剂同时使用时，先泵送小粒径支撑剂，再泵送大粒径支撑剂；加砂比为10-45％，采用阶梯式连续加砂。
7.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，滑溜水以及低黏压裂液的总液量≥4000m3，其中滑溜水占总液量的60％-95％，低黏压裂液占总液量的5％-40％。
8.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，步骤1)的中石英砂或陶粒以及步骤2)中的陶粒的总砂量≥200m3，其中步骤1)中石英砂或陶粒占比总砂量的30-60％，步骤2)中的陶粒占比总砂量的40-70％。
9.根据权利要求1所述的低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺，其特征在于，步骤1)以及步骤2)施工排量为7-10m3/min。
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| GR01 | Patent grant | ||
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