一种实现岩石自支撑裂缝的方法与流程

本发明涉及油气井增产技术领域，具体地说，是涉及一种实现岩石自支撑裂缝的方法。

背景技术：

目前，深层砂岩、碳酸盐岩和页岩等的压裂酸化作业越来越多，且深层的储量也相当巨大，具有很大的开发前景。但在深层的措施改造中，如何最大限度地提高高闭合应力下的裂缝导流能力，是设计的焦点和着眼点。无论是哪种岩性，无论是水力支撑裂缝还是酸蚀裂缝导流能力，只要有效闭合应力超过40mpa后，裂缝导流能力就快速递减，因此，压裂酸化后的产量及有效期也快速递减，进而失去经济有效开发的价值。

就技术而言，目前的深层压裂酸化设计及施工普遍存在以下局限性：

1)裂缝几何尺寸受限。因井深带来的高应力和高摩擦阻力等问题，深层压裂酸化的排量普遍较低，加上有的碳酸盐岩的缝洞发育，漏失也相对较大，因此，用来造缝的排量相当低，裂缝的延伸程度因此受限。

2)裂缝导流能力低，递减快。由于井深带来的高闭合应力问题，裂缝导流能力递减快。

3)有效的裂缝长度短。由于裂缝几何尺寸受到了限制，支撑剂的加入降低了压裂液的浓度，兼之井深带来的高温，使得压裂液具有较快的降解速度(易砂堵，导致加砂量低)，进一步使得酸岩也具有较快的反应速度(酸液腐蚀裂缝缝长短)。

技术实现要素：

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种实现岩石自支撑裂缝的方法，该方法包括如下步骤：造缝施工步骤，确定针对不同岩石类型的压裂酸化施工参数组合，基于所述压裂酸化施工参数组合进行不添加支撑剂的压裂造缝，其中，所述压裂酸化施工参数组合中的压裂液选取低摩阻高黏压裂液体系，在混合注入施工中，其黏度与另一注入液体满足高黏度比液体间泵注过程的黏滞指进效应；坑道构建步骤，利用深穿透水力喷射技术在已形成的裂缝上喷射形成多条非均匀坑道，实现裂缝的岩石自支撑效果。

优选地，所述造缝施工步骤，进一步包括，获取影响造缝施工的储层特性参数；基于所述储层特性参数选取射孔位置参数以及优化裂缝参数；根据优化后的裂缝参数，得到针对不同岩石类型的压裂酸化施工参数组合，所述压裂酸化施工参数组合包括不同的压裂液及酸液参数及压裂酸化施工参数。

优选地，在所述造缝施工步骤中，进一步，针对砂岩或页岩地层，采用低摩擦阻力高黏度的羧甲基羟丙基压裂液体系进行注入施工；针对碳酸盐岩地层进行混合注入施工，先后注入高黏度的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系和低黏度的酸液体系，其中，二者的黏度比值满足黏滞指进效应。

优选地，所述坑道构建步骤，进一步包括，利用带软管装置的水利喷射工具串，采用变排量的脉冲式喷射方法在已形成的裂缝上喷射坑道，收回软管装置；将所述软管装置转向，继续利用该装置喷射形成多条所述喷射坑道。

优选地，在所述坑道构建步骤中，针对所述喷射坑道的喷射速度至少达到190m/s的要求。

优选地，在所述造缝施工步骤中，基于所述储层特性参数初步选取射孔位置参数；应用裂缝扩展模拟软件模拟初步选取的射孔位置处的裂缝扩展情况，从中筛选出最优的射孔位置。

优选地，在所述造缝施工步骤中，针对砂岩和碳酸盐岩储层，基于所述储层特性参数建立油气藏地质模型，进一步利用等效导流能力设置的方法模拟裂缝；应用正交计算方法，设置包括裂缝长度、导流能力及缝间距的不同裂缝参数种类和水平值，优化出最佳的裂缝参数系统。

优选地，在所述造缝施工步骤中，基于优化后的所述裂缝参数系统，应用所述裂缝扩展模拟软件，确定所述压裂酸化施工参数组合，所述压裂酸化施工参数组合进一步包括压裂液及酸液的黏度、体积及注入排量。

优选地，在所述造缝施工步骤中，进一步，所述低摩阻高黏压裂液体系与所述酸液体系的黏度比值至少为6：1。

优选地，该方法还包括，返排作业步骤，在井口压力距离已形成裂缝的闭合压力2-3mpa时，放慢返排速度，使得未形成坑道的岩石壁面逐渐闭合；闭合酸处理步骤，当裂缝壁面岩石完全支撑贴合后，进行二次注酸作业，其中，作业中的井口压力保持低于裂缝的闭合压力1-2mpa。

与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：

本发明是基于目前常规酸化压裂技术的局限性及存在问题，提出的一种新的能够提高深层裂缝导流能力的技术，该技术可以提高高深层高闭合应力下储层裂缝的长期有效导流能力，以增加深层措施的有效周期进而提高经济开发效益。

本发明的其他优点、目标，和特征在某种程度上将在随后的说明书中进行阐述，并且在某种程度上，基于对下文的考察研究对本领域技术人员而言将是显而易见的，或者可以从本发明的实践中得到教导。本发明的目标和其他优点可以通过下面的说明书，权利要求书，以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法的步骤图。

图2为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法的具体流程图。

图3为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法中获取压裂酸化施工参数组合的步骤流程图。

图4为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法的坑道分布示意图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

为了解决上述问题，本发明实施例根据压裂酸化施工参数组合，得到了针对不同岩石类型的造缝注入液，进一步采用脉冲式喷射方法，构建多条均匀分布的非均匀坑道，使得在不添加摩擦阻力的情况下尽量增大液体注入排量，从而提高裂缝的有效导流能力。

需要说明的是，本申请实施例涉及的能够实现裂缝自支撑效果的方法可针对不同岩石类型进行实施，尤其适用于深层砂岩、碳酸盐岩和页岩等的压裂酸化作业。因此，下面分别以砂岩和页岩地层、碳酸盐岩地层为例对本申请中的实现方法进行详细说明。

(针对砂岩和页岩地层实现岩石自支撑效果的示例)

图1为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法的步骤图。如图1所示，下面针对该方法中所包含的步骤进行一一说明。

首先，针对步骤s110(造缝施工步骤)进行详细说明。在造缝施工步骤中，需要先确定针对不同岩石类型的压裂酸化施工参数组合，基于压裂酸化施工参数组合进行不添加支撑剂的压裂造缝作业。其中，压裂酸化施工参数组合中的压裂液选取低摩阻高黏压裂液体系，在混合注入施工中，其黏度与另一注入液体满足高黏度比液体间泵注过程的黏滞指进效应。

图2为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法的具体流程图。图3为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法中获取压裂酸化施工参数组合的步骤流程图。下面结合图2、图3，针对砂岩和页岩地层的造缝施工过程进行详细说明。

(参考图3)针对造缝施工步骤主要包括如下的实施步骤：首先，(步骤s111)获取影响造缝施工的储层特性参数；然后，(步骤s112)基于储层特性参数选取射孔位置参数以及优化裂缝参数；接着，(步骤s113)基于分析出的针对砂岩和页岩的裂缝储层特性参数、射孔位置参数、以及裂缝参数等数据，得到与该岩石种类对应的压裂化施工参数组合，压裂酸化施工参数组合包括不同的压裂液及酸液参数及压裂酸化施工参数；最后，根据压裂酸化施工参数组合，按照常规作业流程进行造缝注入施工，构造主裂缝。

具体地，在步骤s111中，采用测井(元素俘获和fmi成像等)、录井、岩心实验等方法对影响造缝的主要储层特性参数进行精细评价，如岩石力学、三向地应力及纵向地应力剖面、天然裂缝发育情况和岩石矿物组分及其敏感性特征等涉及到压裂造缝及裂缝扩展问题的参数。其中，录井主要对岩屑的矿物组分及含油气情况进行初步识别。测井是在录井的基础上，进一步解释孔隙度、渗透率、含油(气)饱和度、岩石力学参数及地应力等。但测井的结果一般偏大，需要用实际岩心进行对应的室内分析来校正。由于取心数量有限，成本高，一般需要建立测井参数与岩心参数的转换关系。这样，即使目的层(尤其是水平井段)没有取心，也可以通过提高测井参数的类比、以及上述建立的测井参数与岩心参数间的转换关系，推出在后续压裂酸化施工过程中最需要的岩心参数结果。

然后，对步骤s112进行说明。当完成上述对关键储层特性参数的评价后，先要基于储层特性参数初步选取射孔位置参数，选择含气性好及脆性程度高的地方作为射孔位置。通常，将在含油(气)饱和度高(地质甜点指标)、石英等脆性矿物含量高、岩石力学参数中低及地应力中低(工程甜点)等位置，作为射孔的优先位置。其次，使用目前成熟的裂缝扩展模拟软件如fracpropt、stimplan、gofher、以及meyer等，基于上述参数初选射孔位置，结合套管固井质量、避开套管接箍位置及裂缝扩展模拟情况等，最终从初选射孔位置中筛选出最优的射孔位置。其中，当利用上述软件模拟射孔位置处的裂缝扩展情况时，可使得主裂缝的扩展形态及面积能最大限度地覆盖有效储层的范围，并防止缝高向上或向下过度延伸，从而避免裂缝沟通临近水层的风险。

而后，进一步优化主要包括裂缝长度、导流能力及缝间距等的裂缝参数。对砂岩储层而言，可在对步骤s111的造缝储层特性参数进行地质评价的基础上，建立简单的油气藏地质模型，按常规的“等效导流能力”设置的方法模拟水力裂缝(支撑缝或酸蚀缝)。具体地，为减少模拟工作量，先将水力裂缝的支撑宽度放大一定的倍数后(一般宽度放大最多到0.1或0.3m，而原始的支撑缝宽只有3mm左右)，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积即裂缝的导流能力保持不变。经实践证明，这种基于“等效导流能力”模拟水力裂缝的方法，既可提高运算效率，又可避免数值计算时方程组的病态，模拟的精度基本可以保证不变。接着，利用正交设计方法设置不同的裂缝参数种类及水平值，考察压后生产动态，以压后产量和一段阶段内的累产量作为优化的目标函数，从中优化出最佳的裂缝参数系统。其中，带水力裂缝井的产量动态模拟的软件，可采用国际上同样的eclpse进行。另外，针对多个参数模拟而言，每个参数可设置2-4种水平值，从而构建裂缝参数正交表，再利用上述正交表将裂缝参数模拟试验次数进行优化，最终通过有限的模拟，可代表成百上千个各种参数组合的结果。

接着，进入到步骤s113中，对压裂施工参数进行优化。然后，为了实现优化了的裂缝参数系统，使用上述裂缝扩展模拟软件进行考察不同的压裂液、酸液参数、以及压裂酸化施工参数，最终获得针对各种岩石的最佳的包括压裂液及酸液的黏度、体积、注入排量等压裂酸化施工参数组合。一般用于压裂设计常用的商业软件有fracpropt，stimplan，gofher等，其能够模拟不同的施工参数条件下的裂缝几何尺寸及导流能力。例如，基于步骤s112中获得的裂缝参数系统中包含的数据，若缝长小于目标值，可适当加大些支撑剂量，直到达到要求为止，或若当前表征导流能力的参数值大于目标值，可适当降低施工砂液比参数，直到模拟的导流能力与裂缝长度达到如步骤s112设计的要求为止。

最后，当获取到上述压裂酸化施工参数组合后，基于此可利用上述已优化的黏度(一般在200mpa.s以上)、排量、以及液量等参数，对砂岩或页岩进行低摩阻高黏压裂的注入，以实现主裂缝要求的形态及几何尺寸要求，从而完成压裂造缝施工。需要说明的是，本申请针对砂岩或页岩地层，采用低摩擦阻力高黏度的羧甲基羟丙基压裂液体系进行注入施工，其中，羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系为上述低摩阻高黏压裂液体系的一个最优选示例。羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系，一方面，在不同温度下，比常规的羟丙基瓜胶压裂液稠化剂浓度可降低30-50％，因此伤害率及残渣等都大幅降低，因此，使其具有低浓度特征；另一方面，由于其羧基功能团的改性，在同等条件下，当井深处于3000m左右时，该体系比常规羟丙基瓜胶压裂液的摩擦阻力低10-20mpa，故经现场结果证明，其也具有低摩擦阻力特征。需要说明的是，本申请针对低摩阻高黏压裂液体系不作具体限定，还可使用如低伤害的合成聚合物清洁压裂液，对砂岩或页岩地层进行酸化注入作业。

其中，上述低摩阻高黏压裂液体系，通常是指降阻率大于70％(常规60％以下)且在目的层储层温度下，以常规的170s^-1剪切速率，持续剪切2小时后的黏度在60mpa.s(常规50以下)以上的体系。在实际应用过程中，若采用具有低摩阻特性的压裂液进行注入作业时，在同等施工压力下，注入排量可适当提高，进一步增加了裂缝面的光滑性，利于提高自支撑的稳定性，若此时，在喷射速度提高的配合下，进一步增加了水力喷射形成的坑道的深度。若采用具有高黏特性的压裂液进行注入作业时，主要可以提高造缝效率，同时，形成的裂缝面也更加光滑，与上述具有低摩阻特性压裂液产生的高排量效果形成的光滑效应相比，二者综合，进一步提高了裂缝面的光滑性，进而提高了自支撑的强度及稳定性。

再次参考图1，针对步骤s120(坑道构建步骤)进行详细说明。在该步骤中，利用深穿透水力喷射技术在已形成的裂缝上喷射形成多条非均匀坑道，实现裂缝的岩石自支撑效果。当按照上述压裂酸化施工参数组合进行注入施工后，主裂缝已经形成，从而可以靠裂缝面的支撑，提供强大的支撑力，而提供导流能力的是靠深穿透水力喷射形成的坑道，该坑道形成一个长而深的凹槽，均匀散布在上述自支撑的裂缝面内。因此，为了提供主裂缝更高的导流能力，此时需要采用变排量的脉冲式喷射方法再次进行水力喷射作业，以形成在裂缝上的若干条均匀分布非均匀喷射坑道，从而实现裂缝的岩石自支撑效果。需要说明的是，水力喷射技术利用高压水射流，每秒喷射速度可达130m以上，可将套管及岩石穿透。但一般的喷射长度仅为40-60cm，喷射深度有限。而深穿透水力喷射技术，通过不断往前送喷射软管，可使喷射的深度逐步加深，有的甚至可达100m以上，从而提高坑道的喷射深度及喷射效率。

具体地，在本例中，坑道构建过程是利用带软管装置的水力喷射工具串，在已形成的主裂缝上边喷射边前行，直到到达裂缝端部，以形成喷射坑道，完成变排量的脉冲式喷射作业，收回喷射软管装置；再将软管装置转向，继续利用该装置喷射形成多条喷射坑道，如此循环多次，在裂缝上喷射至少两条且均匀分布的非均匀喷射坑道。其中，喷射坑道的优选数量为2～3条。此时，裂缝的导流能力是岩石壁面下的喷射形成的坑道提供的，故此坑道不受高闭合压力的影响，可保持相当长的时间。

需要说明的是，在实际应用过程中，坑道的分布情况对主裂缝的导流能力起到了关键的作用。图4为本申请实施例的实现岩石自支撑裂缝方法的坑道分布示意图。如图4所示，“1”号线条表示软管喷射形成的坑道，“2”号线条表示上述通过模拟形成的裂缝系统，“3”号线条之间表示井眼，下面针对坑道的分布情况进行分析。

其一，由于坑道的均匀分布针对的是多条坑道，需要尽量在裂缝面上分布均匀，以提高其自支撑的稳定性。若几个坑道集中在裂缝面某个位置处，一是形成的导流能力有缺陷，因而没有改善整个裂缝面的流动性。二是在后期生产过程中，有导流能力坑道若分布在局部，形成局部的流体冲刷效应，也不利于整个裂缝面的稳定生产。

其二，坑道的非均匀性主要是针对单个坑道而言，因水力喷射速度快，加上喷射软管的不稳定性伸缩效应，难免造成喷射速度的变化，因此，因喷射造成的坑道难免有非均匀的特性，如深度、坑道边缘变化等。在本例中，为了形成喷射坑道非均匀性的效果，应变化喷射的排量，可由大变小，也可由小变大，但最小的排量也要确保其喷射速度能达到最低注入速度190m/s的要求，确保坑道的深度要求(一般应在3m以上)。

其三，通常裂缝的高度一般为30-50米，考虑到有效储层的厚度，一般为10-20米，因此，坑道在裂缝高度上宜纵向上贯穿有效储层厚度为最佳，即2-3条坑道，每条坑道的纵向间距5-7米，考虑到渗流动用半径为2.5-3.5米，2-3条坑道就基本满足设计要求。另外，从降低施工成本角度而言，产生更多的水力喷射坑道，使得成本资源耗费过大。

最后，为防止裂缝闭合瞬间对坑道导流能力的损伤，本申请在完成坑道构建施工后还需要进行一系列后续操作，以继续提高坑道的导流能力。首先，(返排作业步骤)在井口压力距离闭合压力2-3mpa时进行返排作业，放慢返排速度，以使得未形成坑道的岩石壁面慢慢闭合。接着，(闭合酸处理步骤)在确保裂缝壁面岩石完全支撑贴合后，实施闭合酸处理，此时需要再次进行注酸作业，作业中井口压力要低于闭合压力1-2mpa，排量以井口压力限度来确定，目的是让上述喷射形成的坑道再次溶蚀反应，形成更高的坑道导流能力，在该步骤下酸液的类型及配方要结合具体岩心的矿物组分及敏感性等综合权衡确定。最终，针对其它求产等流程执行常规步骤及流程，故在此不做赘述。

(针对碳酸盐岩地层实现岩石自支撑效果的示例)

再次参考图1、图2，在步骤s110中，首先，由于针对碳酸盐岩储层获取压裂酸化施工组合参数的方法与上述针对砂岩和页岩获取压裂酸化施工组合参数所使用的工具、方法等均相同，故按照如上述步骤s111～s113所述的方法得到针对碳酸盐岩地层的压裂酸化施工组合参数。接着，基于本例中获得的包括已优化的黏度(一般在200mpa.s以上)、排量、以及液量等参数的压裂酸化施工组合，对碳酸盐岩进行低摩阻高黏压裂液体系及酸液体系的混合注入施工，以实现主裂缝要求的形态及几何尺寸要求，从而完成主裂缝的构造施工。下面针对碳酸盐岩的压裂液注入作业进行详细说明。

对碳酸盐岩储层而言，考虑到酸液的摩擦阻力较高，可根据注入井筒及裂缝内的酸与羧甲基羟丙基压裂液间的黏滞指进效应实现施工压力的基本恒定。具体地，先注入高黏度的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液(优选地，该压裂液的黏度可设计为200mpa.s以上)，其中，羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系为上述低摩阻高黏压裂液体系的一个最优选示例。然后注入低黏的酸液体系(优选地，该酸液体系的黏度可设计为30mpa.s左右)，利用前后注入液体的黏度比达到6倍以上而产生快速的高黏度比液体间泵注过程的黏滞指进效应，实现施工压力恒定的功能。因此，利用这种注入方式，井筒壁和裂缝壁接触的都是先期注入的低摩擦阻力羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系，在注酸阶段的两种液体间的摩擦阻力也不会相应增加，故总的注入排量会因黏滞指进效应的产生相应的提高。

(一个示例)在针对碳酸盐岩进行压裂酸化施工过程中，可先注入黏度为200mpa.s的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液，在注入总液量到50～60％(即羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系与酸液体系的液量比值达到1：1～3:2)时，注入液体由上述的羧甲基羟丙基压裂液转变为黏度约30mpa.s的稠化酸或胶凝酸，进行碳酸盐岩储层的混合注入施工，利用黏度差6倍以上的黏滞指进效应，既降低了灌注沿程中酸液的高摩擦阻力，又实现了酸液对裂缝壁岩石的有效刻蚀。

(参考图1)由于针对碳酸盐岩储层的坑道构建过程与上述针对砂岩和页岩的坑道构建过程所实施的方法、原则均相同，故在此不做赘述。但需要说明的是，对碳酸盐岩而言，用常规的低黏度盐酸喷射的效果可能更好，但摩擦阻力可能较高，又在一定程度上限制了喷射速度，可以再结合特定目的层的岩心酸溶蚀率结果综合权衡确定喷射液的性质。

本发明涉及一种岩石自支撑裂缝的实现新方法，尤其适用于深层砂岩、碳酸盐岩和页岩等的压裂酸化作业，属于油气田增产技术领域。基于不同岩石类型，在裂缝注入作业时以实施相应的压裂酸化施工参数组合，使得注入液体组合具有高黏度低摩擦阻力的特征，达到增大主裂缝注入排量的目的。进一步，利用具有深穿透能力的水力喷射技术构建多条均匀分布的非均匀喷射坑道，以实现裂缝的岩石自支撑效果。由于裂缝的导流能力是岩石壁面下的喷射形成的坑道提供的，坑道不受高闭合压力的影响，故这种方法能够扩大主裂缝的有效缝长，增强在高深层高闭合应力下储层裂缝的长期有效导流能力，以增加深层措施的有效周期进而提高经济开发效益，有利于深层压裂技术的发展和推广。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。