一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法

本发明属于油气田开发，具体涉及一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法。

背景技术：

1、水平井分段多簇加砂压裂是致密储层开发关键的增产技术，通过向储层中注入高压液体形成裂缝并充填支撑剂保持裂缝的开启，形成油气高速流动的通道。致密储层水力压裂中多用阶梯升砂比、段塞式加砂工艺，上述两种技术需在不同注入阶段多次调整砂比，操作复杂且难以精准控制，由于阶梯升砂比加砂工艺、段塞式加砂工艺二者携砂液阶段的前期保持较低砂比，仅有少量支撑剂能够到达水力裂缝远端，因此水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差。

技术实现思路

1、因此，本发明所要解决的是如何提供一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，旨在解决水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差的问题。

2、为了实现上述目的，本发明提供一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，所述恒定砂比加砂压裂方法包括如下步骤：

3、步骤s100，获取目标储层参数、水平井分段分簇参数，并确定第一参数，所述第一参数包括恒定砂比的压裂裂缝参数以及施工参数；

4、步骤s200，根据步骤s100确定的第一参数，确定与之匹配的压裂液和支撑剂，所述压裂液包括粘度为1-5mpa·s的低粘度压裂液和粘度为10-30mpa·s的高粘度压裂液，所述支撑剂包括粒径为40/70目或70/140目的小粒径支撑剂和粒径为20/40目或30/50目的大粒径支撑剂；

5、步骤s300，以确定的所述施工参数中施工排量向目标储层中泵注入前置液，其中泵注的压力大于目标储层的破裂压力，以在目标储层中形成水力裂缝；

6、步骤s400，将所述小粒径支撑剂混入所述低粘度压裂液，以所述施工参数中的施工排量、第一恒定砂比注入目标储层，以促进支撑剂在水力裂缝远端分布；

7、步骤s500，将所述大粒径支撑剂混入所述高粘度压裂液，以第二恒定砂比、略低于所述施工参数中施工排量注入目标储层，以促进支撑剂在近井地带分布；

8、步骤s600，向目标储层中注入顶替液，以将沉降在井筒中的支撑剂顶替入压裂裂缝。

9、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述压裂裂缝参数包括裂缝缝长、裂缝导流能力；

10、所述施工参数包括施工排量、压裂液粘度、支撑剂类型、支撑剂目数、砂比。

11、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤s200中所述低粘度压裂液占总液量的比例为40-80%；

12、所述高粘度压裂液占总液量的比例为20-50%；

13、所述小粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为20-60%；

14、所述大粒径支撑剂占总支撑剂量的比例为40-80%。

15、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤s300中所述前置液的液量为总注入液量的10%-40%，注入的前置液为低粘度液体，粘度为1-5mpa·s。

16、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤s400包括：

17、在地面向所述低粘度压裂液中以恒定的速率混入所述小粒径支撑剂形成第一恒定砂比的第一携砂液，以所述施工参数中的第一施工排量将所述第一携砂液注入所述目标储层，以通过小粒径、高排量促进支撑剂在水力裂缝远端的窄缝宽区域分布，提高支撑面积。

18、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述第一恒定砂比为5%-30%，所述第一施工排量为12-16m3/min，所述第一携砂液的液量占总液量的20-60%。

19、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤s500包括：

20、在地面向所述高粘度压裂液中以恒定的速率混入所述大粒径支撑剂形成第二恒定砂比的第二携砂液，以第一低排量将所述第二携砂液注入所述目标储层，以通过大粒径、低排量促进支撑剂在水力裂缝远端的窄缝宽区域分布，提高支撑面积；其中第一低排量为8-12m3/min。

21、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述第二恒定砂比为5%-25%，所述第二携砂液的液量占总液量的20-50%。

22、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述第二恒定砂比为10%、15%、或者20%；所述第二携砂液的液量占总液量的25%、30%、35%、40%、或者45%。

23、优选地，在所述提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法中，所述步骤s200中支撑剂包括石英砂、陶粒、或者覆膜砂。

24、本发明具有如下有益效果：

25、本发明通过获取目标储层参数、水平井分段分簇参数，并确定第一参数，所述第一参数包括恒定砂比的压裂裂缝参数以及施工参数，再根据步骤s100确定的第一参数，确定与之匹配的压裂液和支撑剂，所述压裂液包括粘度为1-5mpa·s的低粘度压裂液和粘度为10-30mpa·s的高粘度压裂液，所述支撑剂包括粒径为40/70目或70/140目的小粒径支撑剂和粒径为20/40目或30/50目的大粒径支撑剂，再以确定的所述施工参数中施工排量向目标储层中泵注入前置液，其中泵注的压力大于目标储层的破裂压力，以在目标储层中形成水力裂缝，再将所述小粒径支撑剂混入所述低粘度压裂液，以所述施工参数中的施工排量、恒定砂比注入目标储层，以促进支撑剂在水力裂缝远端分布，再将所述大粒径支撑剂混入所述高粘度压裂液，以恒定砂比、略低于所述施工参数中施工排量注入目标储层，以促进支撑剂在近井地带分布，最后向目标储层中注入顶替液，以将沉降在井筒中的支撑剂顶替入压裂裂缝，解决了水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差的问题；

26、进一步地，本发明设计2个恒定砂比（第一恒定砂比和第二恒定砂比）携砂液注入阶段，第一携砂液阶段为低粘度液体携带小粒径支撑剂，以较高的排量注入，通过较高的排量、小粒径使得支撑剂运移至水力裂缝远端，实现水力裂缝远端的有效铺置和支撑；第二携砂液阶段为高粘度液体携带大粒径支撑剂，以较低的排量注入，通过高粘度液体防止支撑剂大量在井筒沉降，通过低排量、大粒径使支撑剂沉降裂缝近井地带，实现裂缝近井地带的有效支撑；

27、进一步地，本发明采用恒定砂比加砂方式，在前置液注入阶段后，将砂比提升至设计值，随后保持砂比不变，直至该携砂液注入阶段结束，从而避免了反复多次调整砂比，简化了操作工艺。

技术特征：

1.一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述恒定砂比加砂压裂方法包括如下步骤：

2.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述压裂裂缝参数包括裂缝缝长、裂缝导流能力；

3.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤s200中所述低粘度压裂液占总液量的比例为40-80%；

4.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤s300中所述前置液的液量为总注入液量的10%-40%，注入的前置液为低粘度液体，粘度为1-5mpa·s。

5.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤s400包括：

6.如权利要求5所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述第一恒定砂比为5%-30%，所述第一施工排量为12-16m3/min，所述第一携砂液的液量占总液量的20-60%。

7.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤s500包括：

8.如权利要求7所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述第二恒定砂比为5%-25%，所述第二携砂液的液量占总液量的20-50%。

9.如权利要求8所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述第二恒定砂比为10%、15%、或者20%；所述第二携砂液的液量占总液量的25%、30%、35%、40%、或者45%。

10.如权利要求1所述的提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，其特征在于，所述步骤s200中支撑剂包括石英砂、陶粒、或者覆膜砂。

技术总结
本发明公开一种提高缝内支撑效果的恒定砂比加砂压裂方法，属于油气田开发技术领域，通过获取目标储层参数、水平井分段分簇参数，并确定第一参数，所述第一参数包括恒定砂比的压裂裂缝参数以及施工参数，再根据步骤S100确定的第一参数，确定与之匹配的压裂液和支撑剂，所述压裂液包括粘度为1‑5mPa·s的低粘度压裂液和粘度为10‑30mPa·s的高粘度压裂液，所述支撑剂包括粒径为40/70目或70/140目的小粒径支撑剂和粒径为20/40目或30/50目的大粒径支撑剂。本发明旨在解决水力裂缝远端缺乏有效支撑，缝内支撑效果差的问题。

技术研发人员：王云鹏,郭天魁,陈铭,郭畅,石一曼,戴彩丽,牛继磊,吕明锟,李喆,曲占庆
受保护的技术使用者：中国石油大学（华东）
技术研发日：
技术公布日：2024/1/12