本发明涉及油气藏水力压裂改造技术领域，更具体地涉及一种适用于底水砂岩气藏压裂增产且有效控水的方法。
背景技术：
致密砂岩底水气藏储层由于物性条件普遍较差，大多数气井必须通过压裂改造才能获得工业产能，压裂改造技术已经成为该类储层增产及有效开发的核心技术之一。致密砂岩底水气藏储层由于离底部水层较近，在压裂改造过程中易于沟通水层致使压后出水量大幅增加，水锁效应严重，制约了气体的有效产出。目前该类储层的压裂改造主要是在造缝高度及支撑高度的控制方法存在不同程度的问题，致使最终的增产控水效果不佳，具体表现在以下几个方面：
1)压裂设计及施工规模普遍偏大，造成裂缝的缝高在纵向上过度向下延伸；
2)压裂施工排量偏大，易引起井底压力快速集聚并升高，造成缝高延伸过快、过高，尤其是当压裂目的储层与上下隔层的应力差不均衡时，过高的排量会造成缝高向应力差小的垂直方向更快延伸；
3)压裂液黏度设计及应用不够合理，大多数压裂施工整个过程都采用单一的压裂液体体系或一种黏度压裂液体系，且压裂液的黏度普遍偏高，造成了缝高的过度延伸；
4)支撑剂优化优选不够，施工中采用的支撑剂类型比较单一，且密度相对较高，一旦逢高失控而压窜水层，会造成支撑剂在水层内支撑的裂缝导流能力过高，导水能力过大，加剧水锁效应。
为解决致密砂岩底水气藏储层压裂面临的诸多问题，实现对该类储层的有效改造，需要提出一种适用于底水砂岩气藏压裂过程中在有效防水、控水基础上提高压裂改造有效性的方法。
技术实现要素：
本发明提出一种适用于底水砂岩气藏压裂过程中在有效防水、控水基础上提高压裂改造有效性的方法及工艺。本发明提出的底水砂岩气藏增产控水的方法，遵循先防后治的技术思路，通过地应力剖面精细分析、造缝高度与支撑高度的主控因素分析、使用新型相对渗透率调节剂(relativepermeabilitymodifier，rpm)压裂液及变参数组合压裂技术，最大限度的避免压开水层，提高该类储层压裂的“有效性”，实现在防水控水基础上达到采气增产的目标，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。
因此，本发明提供了一种底水砂岩气藏增产控水的方法，其包括如下步骤：
步骤一：利用酸液预处理储层。
步骤二：将rpm压裂液作为压裂的预前置液注入地层。
步骤三：利用携带70/140目的支撑剂的第一压裂液进行压裂施工，其中，在所述压裂施工时，所述第一压裂液的排量为2.0-3.0m3/min，所述第一压裂液为低黏压裂液(例如可以为滑溜水和/或不交联的线性胶)，所述第一压裂液的黏度在20mpa.s以下，且所述携带70/140目的支撑剂的第一压裂液的体积密度为1.5-1.8g/cm3；例如，一般来讲，所述第一压裂液的黏度在10mpa.s以下；若储层天然裂缝较发育，可根据滤失实验及压裂裂缝模拟结果适当增加液体黏度，例如黏度为10-20mpa.s。
步骤四：利用携带40/70目的支撑剂的第二压裂液进行压裂施工，其中，在所述压裂施工时，所述第二压裂液的排量为3.0-4.0m3/min，所述第二压裂液为中黏压裂液(例如可以为压裂液基液和/或弱交联的压裂液)，所述第二压裂液的黏度为30-60mpa.s，且所述携带40/70目的支撑剂的第二压裂液的体积密度为1.25-1.5g/cm3；其中，所述第二压裂液的黏度可根据压裂工艺要求对液体黏度进行调节。
步骤五：利用携带30/50目的支撑剂的第三压裂液进行压裂施工，其中，在所述压裂施工时，所述第三压裂液的排量为4.0-6.0m3/min，所述第三压裂液为高黏压裂液(例如可以为交联压裂液)，所述第三压裂液的黏度在120-150mpa.s，所述携带30/50目的支撑剂的第三压裂液的体积密度为1.05-1.25g/cm3。其中，第三压裂液的排量可根据压裂工艺要求及后期高砂比阶段加入支撑剂的要求对液体黏度进行优化调整。
步骤六：利用低黏度滑溜水等低黏度液体将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，所述低粘度液体的粘度在10mpa.s以下，所述低黏度液体的用量为井筒容积与地面管线容积之和。
步骤七：若施工中由于施工不当或其他因素导致底水水层被压开，则要在压裂施工结束且在裂缝闭合后，将加重rpm压裂液注入裂缝中，且注入压力低于裂缝闭合时的井口压力，以阻碍底部水层中的水上窜。
其中，在变参数组合压裂技术进行施工时，低排量、低黏度压裂液可有效控制造缝高度的初始延伸；通过变密度、变粒径支撑剂的配合，高密度小粒径的支撑剂沉降在缝底控制缝高下窜；后期的高黏度压裂液及低密度支撑剂配合，主要控制支撑剂在储层的中上部支撑，防止绝大部分支撑剂都沉降到缝底造成含水的大幅度上升。
在一个具体实施方式中，所述方法还包括在步骤一之前的步骤a和b，其中，步骤a：对纵向地应力剖面和天然裂缝的特性参数评估；步骤b：对造缝高度和支撑高度的控制因素进行分析。
在一个具体实施方式中，所述纵向地应力剖面和天然裂缝的特性参数包括岩性、物性、岩石力学、纵向地应力剖面及天然裂缝发育特征等，其目的是为压裂工艺及液体优化设计提供全面准确的基础资料。
在一个具体实施方式中，所述造缝高度和支撑高度的控制因素包括不可控的地质参数和可控的压裂施工参数，优选所述不可控的地质参数包括纵向储隔层应力差、纵向储隔层杨氏模量之差和断裂韧性等；优选所述可控的压裂施工参数包括第一压裂液、第二压裂液和第三压裂液各自的注入排量、黏度和注入体积，支撑剂的类型、加入量和施工加砂的砂浓度等。
在一个具体实施方式中，采用裂缝模拟软件对所述不可控的地质参数和所述可控的压裂施工参数进行单因素敏感性分析，其中，优选所述裂缝模拟软件选自fracpro、stimplan和gohfer等商业化裂缝模拟软件中的至少一种。
其中，不可控的地质参数可通过压前的精细选井选层来进行控制。
一般情况下，压裂液的黏度及排量对造缝高度的影响程度相对较高，而支撑剂密度、粒径及施工加砂的砂浓度(砂液比)等参数对支撑高度影响较大；另外，为了防止压开底部水层，对于射孔段的选择应尽量远离底部水层。
在一个具体实施方式中，在所述步骤一中，根据所述储层的条件选择所述酸液和注入参数；优选所述储层的条件包括所述储层的矿物组分；优选所述酸液包括盐酸和/或土酸；优选所述注入参数包括所述酸液的用量，更优选所述酸液的排量为0.5-1.3m3/min。如在一般情况下，所述酸液的排量可以为0.5-1.0m3/min；然而在储层的天然裂缝比较发育时，酸液排量可适当增加20-30％左右，例如所述酸液的排量可以为1.0-1.3m3/min。
酸液的选择要考虑充分储层的矿特征，可用常规的盐酸或土酸，对于酸敏储层要优化酸液配方，防止发生酸敏。酸液用量可根据压裂裂缝模拟及具体井况及压裂工艺要求综合确定。
在一个具体实施方式中，所述步骤二中的rpm预前置压裂液为相对渗透率调节剂压裂液；优选所述相对渗透率调节剂压裂液的用量基于fracpro、stimplan和gohfer等商业化裂缝模拟软件的模拟结果来确定，更优选所述rpm预前置液的造缝长度要达到所述裂缝模拟软件设计总造缝长度的60％以上。
其中，改变相渗特性的相对渗透率调节剂(relativepermeabilitymodifier，rpm)压裂液是一种类似于将压裂技术与堵水技术有机结合的液体体系；当该压裂液体遇到水时，液体分子舒张堵塞水流通道；当该压裂液体遇到气或油时，液体分子收缩，对油气的堵塞作用几乎可以忽略不计。
在压裂施工时，将rpm压裂液作为预前置液；在压裂造缝过程中，rpm压裂液总是在裂缝前缘，并在裂缝壁垂直方向的一定距离内渗滤，实现裂缝壁附近都有rpm压裂液的作用，最终在压后返排及投产过程中达到控水增气的目的。
rpm压裂液作用周期与rpm压裂液在地层中的渗滤深度及滞留时间长短相关，rpm压裂液滤液渗滤深度越大、滞留时间越长，其控水增气效果越好。
相对渗透率调节剂压裂液的用量，一般要求预前置液造缝长度至少达到裂缝模拟软件设计总造缝长度的60％以上；若压裂目的层天然裂缝比较发育，可采取在rpm中加入一定比例的增稠剂或在施工中加些粉陶等固体降滤剂等降滤措施。
因此，在一个具体实施方式中，在所述步骤三中的施工时间以造缝高度达到设计预期的总高度的60-70％，造缝长度达到设计预期的20-30％。
步骤三、四和五的每阶段的施工时间基于fracpro、stimplan和gohfer等商业化裂缝模拟软件的模拟结果来确定；如上所述，步骤三的施工时间以造缝高度达到设计预期的总高度的60-70％，造缝长度达到裂缝模拟软件设计预期的70-80％为准；步骤三结束后，考虑压裂施工的难以程度，若造缝宽度窄、加砂困难，可适当增加步骤四的施工时间，否则，可适度增加最后步骤五的施工时间。
若施工中由于施工不当或其他因素导致水层被压开，则要进行压开水层后的控水治理工作；具体做法可以为：压裂施工结束裂缝闭合后，将加重rpm压裂液采取限压(注入压力低于裂缝闭合时的井口压力)不限排量的措施注入裂缝中，注入过程中严格控制好排量，防止已闭合的裂缝再次张开而造成大量支撑剂下沉。
由于加重rpm压裂液密度较大，注入裂缝后基本处于裂缝的底部区域，因此在压后压裂液返排及生产过程中，只要合理控制生产压差，压裂液基本上可长时间滞留在裂缝底部，阻碍底部水层的水上窜。
另外，加重rpm压裂液的注入体积可按体积平衡原理设计，计算气层底部2.0－3.0m以下直至水层的裂缝底部的裂缝体积，并按1.0－1.1倍裂缝体积的量进行注入，以达到将水层可能沟通的裂缝体积尽可能覆盖住的目的。因此，在一个具体实施方式中，所述加重rpm压裂液的注入体积为气层底部2.0-3.0m以下直至水层的裂缝底部的裂缝总体积的1.0-1.1倍。
在一个具体实施方式中，所述加重rpm压裂液中含有溴盐和/或硝酸盐。其中的溴盐和/或硝酸盐为常规含量。
本发明所提出的底水砂岩气藏控水增产的方法及工艺技术，思路简洁，现场便于操作实施；按此方法进行底水砂岩气藏储层的压裂方案的设计及施工，可有效解决致密砂岩底水气藏储层在压裂改造过程中压裂造缝高度控制不佳、裂缝系统“有效”支撑难、水锁效应突出、压后出水量大幅增加、压后增产控水效果不理想等方面的问题；在实现控水增气目标基础上，最大限度提高储层内的裂缝支撑效率及裂缝有效导流能力，最大限度提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。
本发明所述及方法和工艺思路成功应用于国内多个底水砂岩气藏区块的压裂方案优化设计及试验中，经现场试验应用，证明该方法适应性与针对性强，具可操作性，现场试验应用效果良好。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明的保护范围并不局限于下述实施例。
本发明中使用的各种液体，例如酸液、rpm压裂液、低粘度压裂液、中粘度压裂液、高粘度压裂液和低粘度滑溜水均可从各种商业途径获得。
实施例1
本实施例使用rpm压裂液、低粘度压裂液、中粘度压裂液、高粘度压裂液和低粘度滑溜水均购自中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院。
x井是位于中石化某气田的一口含底水的直井砂岩气藏，目的层段岩性为灰色含砾细砂岩，压裂井段为2857.7-2868.5m，10.8m/1层，压裂目的层下方7.3m处存在底水；目的层岩心测试平均孔隙度9.3％，平均渗透率3.5md，属低孔特低渗储层；目的层压力系数为1.07，地层温度106℃，属于常温常压气藏。根据应力剖面解释情况，本井目的层最小主应力均值44.1mpa，目的层上部隔层最小主应力数均值49.7mpa，下部隔层最小主应力均值47.2mpa。
为了评价目的层砂组的含气性及其产能，并对该区块开展下步勘探评价工作，使用本发明提出的工艺方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下：
(1)液体体系优选：预测储层温度为106℃左右，优选耐温110℃的压裂液体系。
①滑溜水配方：0.10％减阻剂srfr-2，0.3％黏土稳定剂srcs-2，0.1％助排剂srca-2，余量清水；表观黏度在1.1-2.0mpa·s，密度0.99-1.02g/cm3(25℃)，ph值6.5-7.5，减阻率65-70％。
②低黏度压裂液配方：0.2％srfp-1增稠剂，0.3％srcs-1防膨剂，0.1％srcu-1助排剂液体；黏度：10-20mp·s；ph值：6-7。
③中黏度压裂液配方：0.35％srfp-1增稠剂，0.3％srcs-1防膨剂，0.1％srcu-1助排剂；液体黏度：30-40mp·s；ph值：6-7。
④高黏度压裂液配方：0.55％srfp-1增稠剂，0.2％srfc-1交联剂，0.3％srcs-1防膨剂，0.1％srcu-1助排剂；液体黏度：110-120mp·s；ph值：6-7。
(2)酸液预处理阶段：以1.0m3/min排量挤入10m3与储层配伍性较好的前置土酸。
(3)以2.0m3/min排量注入150m3rpm压裂液。
(4)以2.5m3/min排量注入302m3低黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目的陶粒支撑剂，段塞式加砂以3％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(2％-4％-6％-8％-10％)共加入70/140目的支撑剂14.5m3。
(5)以3.5-4.0m3/min排量注入182m3中黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入40/70目的陶粒支撑剂，段塞式加砂以6％的砂比起步砂比，以阶梯增加的方式(12％-14％-16％-18％)共加入40/70目的支撑剂14.4m3。
(6)以4.5-5.5m3/min排量注入240m3高黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式+连续式(24％砂比后采用连续式)加砂方式加入30/50目的陶粒支撑剂，段塞式加砂中以8％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(18％-20％-22％)加砂；连续式加砂以24％的砂比起步，以2％的砂比为台阶加砂，最高砂比32％；共加入40/70目的支撑剂37.5m3。
(7)顶替阶段：以5.5m3/min排量泵入14.0m3滑溜水进行平衡顶替，顶替结束后停泵测压降2小时，然后结束该井施工。
按上述步骤对该试验井及该实验区若干口井进行了压裂先导试验，现场施工工艺均取得成功，通过该区几口井的先导试验证明：使用本发明提出的工艺方法，通过压后测井温及裂缝模拟解释分析，压裂施工中裂缝缝高控制良好，裂缝主要集中在储层裂缝中延伸，未出现缝高失控情况；压裂现场施工工艺均取得成功，施工成功率高；从压后排采及试采情况来看，压后未产出地层水；从压后产能统计分析，该区几口试验井压后均取得良好的增产稳产效果，压后初期日气量平均达到40000m3/d，稳产后日气量稳定在25000-30000m3/d，是邻井常规压裂工艺实施井产量的2-4倍左右，压后初产明显高于邻井，产量递减速率也明显慢于邻井，有效期明显增长，取得了显著的增产稳产效果，提高该类储层的压裂改造效果。