一种控近扩远复杂缝网压裂方法与流程

本发明属于石油压裂领域，涉及一种控近扩远复杂缝网压裂方法。

背景技术：

水力压裂是低渗、致密储层改造最为有效增产技术，随着北美及国内页岩气的规模开发，滑溜水体积压裂已成为主流设计思路，滑溜水体积压裂注重“大液量、大排量、低砂比”模式，全程滑溜水或少许交联液携砂，施工排量保持在10m³/min以上，井底高净压力瞬间突破水平两向应力差，同时低粘滑溜水基本无造壁功能，沿人造裂缝及天然裂缝迅速扩展，造成储层段裂缝复杂化，使得改造体积远大于常规压裂。但该项技术存在一定不足，近井眼裂缝过于复杂，当注入与滤失量相等时，裂缝系统不再像远处延伸，导致优势缝网集中在近井眼周围，远端裂缝反而不复杂，影响远端油气渗流，制约了长期稳产与累产提升。

技术实现要素：

针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种控近扩远复杂缝网压裂方法，使得近井眼以营造单一主裂缝为主，远井端以形成复杂缝网为主，从而达到在同等压裂准备情况下，增加有效改造体积的目的，利于远端油气渗流，保证长期稳产与累产提升。本发明是通过以下技术方案来实现：

一种控近扩远复杂缝网压裂方法，包括：

步骤1，注入第一前置液：第一前置液的粘度大于等于50mpa.s，排量小于等于3m³/min；

步骤2，注入第二前置液：第二前置液的粘度小于等于5mpa.s，排量大于等于10m³/min；

步骤3，注入携砂液：先注入由70-140目粉陶配制的携砂液；随后再注入由40-70目小陶粒配制的携砂液。

优选的，步骤1中，第一前置液的粘度为50-75mpa.s，排量为2.2-3.0m³/min。

优选的，步骤1中，第一前置液为交联胍胶压裂液体系。

优选的，步骤1中，控制注入第一前置液产生的净压力小于储隔层的应力差。

优选的，步骤2中，第二前置液的粘度为3-5mpa.s，排量为10-12m³/min。

优选的，步骤2中，第二前置液为滑溜水。

优选的，步骤2中，控制注入第二前置液产生的净压力等于储隔层的应力差。

优选的，第二前置液注入液量为第一前置液注入液量的2-3倍。

优选的，步骤3中，70-140目粉陶用量与40-70目小陶粒用量的质量比为(2-5):1。

优选的，步骤3中，70-140目粉陶用量与40-70目小陶粒用量的质量比为(2-3.5):1。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明改变体积压裂大排量滑溜水注入的笼统设计方法，以井底净压力为依据，设计全新泵序排量、液体组合关系，提出一种控近扩远复杂缝网压裂设计方法，(1)前置液分为2个阶段，先高粘液低排量注入，低净压力促使主裂缝生长；后低粘液高排量注入，高净压力诱导主裂缝周围分支缝与天然微裂缝开启，从而开启了近井眼主裂缝为主、远井端复杂裂缝为主的裂缝网络。(2)携砂液阶段，采用复合加砂方式，先加入70-100目粉陶，后加入40-70目小陶粒，根据导流能力需求，形成了近井眼单缝高导流、远井端多缝低导流的复杂裂缝系统，最大限度提高改造体积。本发明使得近井眼以营造单一主裂缝为主，远井端以形成复杂缝网为主，从而达到在同等压裂准备情况下，增加有效改造体积的目的，适用于微裂缝发育的致密油、致密气及页岩气等非常规储层。

附图说明

图1为本发明控近扩远复杂缝网系统示意图。

图中：交联胍胶储罐1、滑溜水储罐2、混砂车3、压裂车4、井筒5、射孔段6、单一高导流裂缝7、复杂低导流缝网8。

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。

本发明将传统压裂设计中前置液阶段进行细化，分为第一前置液阶段和第二前置液阶段，第一前置液阶段为高粘液阶段，第二前置液阶段为低粘液阶段。

第一前置液阶段的高粘液采用交联胍胶压裂液体系，粘度＞50mpa.s，排量＜3m³/min，从而控制净压力小于储隔层的应力差，使液体效率保持在50％-60％以控制滤失速率，促使主裂缝生长；优选第一前置液的粘度为50-75mpa.s，排量为2.2-3.0m³/min，产生的净压力为3.8-5.2mpa。

第二前置液阶段的低粘液采用滑溜水压裂液体系，粘度＜5mpa.s，排量＞10m³/min，高净压力诱导主裂缝周围分支缝与天然微裂缝开启，低粘滑溜水加速滤失，保证其渗滤进储层深处，沟通更广泄流面积。该阶段净压力优选等于储隔层的应力差。第二前置液阶段注入液量为第一前置液阶段交联胍胶注入液量的2-3倍。优选第二前置液的粘度为3-5mpa.s，排量为10-12m³/min，产生的净压力为6.8-8.5mpa。

第三阶段为携砂液阶段，采用复合加砂方式，先加入70-140目粉陶，支撑远井端分支缝及天然微裂缝，形成树枝状支撑缝网；随后加入40-70目小陶粒，支撑主裂缝，最终形成近井眼单缝高导流、远井端多缝低导流的复杂裂缝网络，从而提高单井产量，保障长期稳产。70-140目粉陶和40-70目小陶粒质量比为(2-5):1，优选(2-3.5):1。

本发明的实施装置及形成的控近扩远复杂缝网系统如图1所示，装置包括交联胍胶储罐1、滑溜水储罐2、混砂车3、压裂车4、井筒5。第一前置液阶段中，交联胍胶储罐1中的交联胍胶通过压裂车4运输至井筒5，从井筒5内的射孔段6注入，形成单一高导流裂缝7；第二前置液阶段中，滑溜水储罐2中的滑溜水通过压裂车4运输至井筒5，从井筒5内的射孔段6注入，形成复杂低导流缝网8；携砂液阶段中，混砂车3将携砂液运输至井筒5，从井筒5内的射孔段6注入。

在长庆气田神木-双山探区开展控近扩远缝网压裂设计试验13口m72井，该区块平均储隔层应力差为7.3mpa。

各井压裂参数见表1和表2。

表1各井第一前置液阶段和第二前置液阶段参数

表2各井携砂液阶段参数

通过上述试验13口井平均试气产量4.60万方/天，邻井同类储层平均试气产量3.15万方/天，提产46％。

技术特征：

1.一种控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1，注入第一前置液：第一前置液的粘度大于等于50mpa.s，排量小于等于3m³/min；

步骤2，注入第二前置液：第二前置液的粘度小于等于5mpa.s，排量大于等于10m³/min；

步骤3，注入携砂液：先注入由70-140目粉陶配制的携砂液；随后再注入由40-70目小陶粒配制的携砂液。

2.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤1中，第一前置液的粘度为50-75mpa.s，排量为2.2-3.0m³/min。

3.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤1中，第一前置液为交联胍胶压裂液体系。

4.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤1中，控制注入第一前置液产生的净压力小于储隔层的应力差。

5.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤2中，第二前置液的粘度为3-5mpa.s，排量为10-12m³/min。

6.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤2中，第二前置液为滑溜水。

7.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤2中，控制注入第二前置液产生的净压力等于储隔层的应力差。

8.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，第二前置液注入液量为第一前置液注入液量的2-3倍。

9.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤3中，70-140目粉陶用量与40-70目小陶粒用量的质量比为(2-5):1。

10.根据权利要求1所述的控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征在于，步骤3中，70-140目粉陶用量与40-70目小陶粒用量的质量比为(2-3.5):1。

技术总结
本发明提供一种控近扩远复杂缝网压裂方法，包括：步骤1，注入第一前置液：第一前置液的粘度大于等于50mPa.s，排量小于等于3m3/min；步骤2，注入第二前置液：第二前置液的粘度小于等于5mPa.s，排量大于等于10m3/min；步骤3，注入携砂液：先注入由70‑140目粉陶配制的携砂液；随后再注入由40‑70目小陶粒配制的携砂液。本发明前置液分为2个阶段，先高粘液低排量注入，低净压力促使主裂缝生长；后低粘液高排量注入，高净压力诱导主裂缝周围分支缝与天然微裂缝开启，从而开启了近井眼主裂缝为主、远井端复杂裂缝为主的裂缝网络。

技术研发人员：赵倩云;赵振峰;李宪文;马旭;张燕明;白建文;丁勇;马新星;问晓勇
受保护的技术使用者：中国石油天然气股份有限公司
技术研发日：2019.07.22
技术公布日：2019.11.15