一种压裂缝网远端微裂缝支撑方法与流程

本发明涉及一种压裂缝网远端微裂缝支撑方法，属于石油化工。

背景技术：

1、低渗致密油水平井开发普遍存在单井产量低、递减速度快和稳产难度大等问题。低渗和致密油藏的经济有效开发是一项长期且重要的任务。目前，水平井分段体积缝网压裂技术已广泛应用于致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、页岩油气藏及煤层气藏等的开发中。对于非常规油藏，压后效果的好坏主要取决于压裂裂缝，尤其是压裂缝网远端复杂微裂缝能否有效沟通目标油气区域、建立充分的空间改造体系以及提供合理的导流能力。目前对常规尺寸裂缝的支撑剂的研发已经较成熟，而对于支撑远场诱发型树枝状微裂缝用的微支撑剂运移和支撑等方面的研究仍处于发展阶段。

2、目前已有一些关于微支撑剂压裂液及其相关压裂施工方法的专利公开，主要包括微支撑剂的加料粒径和浓度。

3、cn104520531a公开了一种用于支撑诱发型的树枝状裂隙和(在某些情况下)所连接的天然裂隙的微支撑剂支撑方法，以提高来自地层的采收率。针对裂缝小尺寸特征，常规支撑剂难以进入的局限，设计了小于100目(149μm)、某些情况下小于或等于200目(74μm)或者甚至325目(44μm)的微支撑剂来撑开这些诱发型的树枝状裂缝。支撑剂尺寸可根据裂隙来调节以提高支撑效果。所述的工艺方法首次提出利用微支撑剂支撑远端微裂缝，保障了水平井体积缝网压裂后裂缝导流能力，解决了低渗透油(气)藏压裂改造效果差、最终采收率低问题。

4、cn114112828a公开了一种微支撑剂铺置浓度选择方法，协助实际情况中需要更适合的微支撑剂铺置浓度，以提高铺置支撑剂后裂缝导流能力。除此以外，cn107288610a公开了一种适合裂隙发育煤层的微裂缝支撑压裂工艺；cn110608024b公开了一种深层页岩气提高委会称填充效率的体积压裂工艺；然而，以上涉及的微支撑剂都是在传统微支撑材料基础上改进的小粒径支撑剂。由于没有表面改性层，微支撑剂在携砂液中的稳定时间较短，进入远端微裂缝的难度高，成为了制约微支撑剂铺砂效果的瓶颈问题。

技术实现思路

1、为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种压裂缝网远端微裂缝支撑方法，该方法能够提高水平井体积缝网压裂效果、增加产量。

2、为达到上述目的，本发明提供了一种压裂缝网远端微裂缝支撑方法，其包括以下步骤：

3、对油井的水平段进行射孔、酸预处理作业；

4、对经过酸预处理的水平井进行多尺度造缝作业；

5、通过铺置微支撑剂对一个段塞进行加砂作业，其中，所述加砂作业采用依次注入粒径从低到高的微支撑剂并且排量从低到高的施工方式；

6、采用依次注入不同粒径的微支撑剂的方式进行；

7、进行顶替作业；

8、进入下一段塞的施工，直到完成所有段塞的施工，实现压裂缝网远端微裂缝支撑。

9、根据本发明的具体实施方案，微裂缝是指宽度(开度)小于0.1mm的裂缝。

10、根据本发明的具体实施方案，优选地，该方法还包括确定射孔位置的步骤，具体包括：

11、评价研究区的特征，所述特征包括构造、断层、裂隙、岩性及敏感性特征、物性、岩石力学及三向地应力特征，以及水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝特征；优选地采用地震、测井、录井及导眼井岩心室内测试分析方法进行；

12、基于上述特征按常规方法分别求取地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法确定综合甜点指标；

13、根据综合甜点指标优化裂缝总条数、水平段的固井质量及接箍位置，按一个段内各簇的综合甜点相等或接近的原则，确定段簇位置，也即射孔的位置。

14、根据本发明的具体实施方案，优选地，该方法还包括对裂缝参数系统进行优化的步骤，具体包括：

15、采用地质建模软件petrol建立地质模型，然后将地质模型参数导入压裂的产量预测软件eclipse，按等效导流能力(裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小支撑剂的渗透率，使它们的乘积即裂缝的导流能力保持不变，然后按正交设计)方法，模拟不同的裂缝参数，从中优选压后产量相对最高或压后经济净现值最高的裂缝参数系统，即为最佳的裂缝参数系统，具体是：先根据产量相对最高或压后经济净现值最高的目标优选出合适的导流能力，然后采用地质建模软件建立地质模型，将模型导入压裂的产量预测软件，按照等效导流能力方法，对裂缝长度、裂缝宽度(裂缝开度)、裂缝高度等几何参数进行正交设计，优选出最佳的裂缝几何参数；

16、然后基于最佳的裂缝参数系统对施工参数进行优化，主要采用裂缝扩展模拟用的软件meyer，采用正交方法模拟不同压裂施工参数下裂缝扩展动态，找到复合优化的裂缝参数系统的最佳压裂参数；

17、最后对拟采用的小粒径支撑剂滑溜水前置液和混合粒径支撑剂携砂液主液进行优化，并结合室内岩心实验，进行配伍性和携砂能力研究；优选地，所述优化还包括结合室内磨阻测试结果进行调整，要求小粒径支撑剂滑溜水前置液的降阻率达70％以上。

18、根据本发明的具体实施方案，优选地，射孔时，第一段采用连续油管携带射孔枪，其余段采用泵注方法携带射孔管串。桥塞到位后，座封，丢手，上提射孔枪到预定位置，点火射孔，再上提射孔枪点火射孔，直到将所有射孔工作完成为止，然后上提射孔工具串。

19、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述酸预处理采用的酸为盐酸。

20、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述酸预处理的注酸排量为1-1.5m3/min，酸量为5-20m3。

21、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述酸预处理还包括在完成注酸之后，以黏度为1-3mpa·s的滑溜水作为替酸、以4-6m3/min的排量进行注入，并且，当进入靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将排量降低到先前的注酸排量，即1-1.5m3/min，以增加酸岩反应时间和酸压降效果。

22、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述多尺度造缝作业采用黏度为1-3mpa·s的滑溜水，排量及液量按优化结果(即确定射孔位置的步骤中获得的最佳压裂参数)进行注入。在交替注入的前期，可以排量适当比设计降低30％左右，以有更多时间沟通和延伸近井地带微细裂缝和支裂缝。该阶段液量一般控制为80-100m3。

23、根据本发明的具体实施方案，加砂作业采用多段塞铺置微支撑剂的方法进行，采用微支撑剂粒径从低到高，微支撑剂排量从低到高的施工方式进行段内多段塞铺砂作业。这样有利于黏滞指进效应(黏度比可达100倍以上)，实现主裂缝全缝长范围内既有主裂缝又有复杂裂缝延伸的复杂裂缝系统。优选地，所述加砂作业包括：

24、(1)注入含有小粒径支撑剂的滑溜水前置液(ⅰ)，其中，所述滑溜水前置液(ⅰ)的黏度为1-3mpa·s，降阻率在70％以上，所述滑溜水前置液(ⅰ)中的小粒径支撑剂为表面改性的小粒径支撑剂(该表面改性的小粒径支撑剂具有较高的分散性)，其粒径为10-80μm，体积砂液比为2％，排量为1-1.5m3/min；

25、(2)注入含有第一混合粒径支撑剂的携砂液主液(ⅱ)，其中，所述携砂液主液(ⅱ)的黏度为5-30mpa·s，降阻率在60％以上，该携砂液主液(ⅱ)由第一混合粒径支撑剂与滑溜水组成，所述第一混合粒径支撑剂为表面改性的不同尺寸微支撑剂，其粒径为10-100μm，体积砂液比5％，排量为4-6m3/min；

26、(3)注入含有第二混合粒径支撑剂的携砂液主液(ⅲ)，其中，所述携砂液主液(ⅲ)的黏度为10-55mpa·s，降阻率在50％以上，该携砂液主液(ⅱi)由第二混合粒径支撑剂与滑溜水组成，所述第二混合粒径支撑剂为表面改性微支撑剂和第一表面改性常径支撑剂，其中，表面改性微支撑剂的粒径为10-100μm，第一表面改性常径支撑剂的粒径为10-600μm(优选200-600μm)，体积砂液比6％，排量为5-6m3/min；以优选出的裂缝导流能力为基准，通过室内导流能力实验优选各粒径支撑剂的用量及混合比例；

27、(4)注入含有第三混合粒径支撑剂的携砂液主液(ⅳ)，其中，所述携砂液主液(ⅳ)的黏度为15-65mpa·s，降阻率在50％以上，该携砂液主液(ⅳ)由第三混合粒径支撑剂与滑溜水组成，所述第三混合粒径支撑剂为第一表面改性常径支撑剂和第二表面改性常径支撑剂，其中，第一表面改性常径支撑剂的粒径为10-100μm，第二表面改性常径支撑剂的粒径为650-1100μm，体积砂液比3％，排量为8-12m3/min；以优选出的裂缝导流能力为基准，通过室内导流能力实验优选各粒径支撑剂的用量及混合比例。

28、虽然支撑剂总体粒径偏小(以微支撑剂为主)，但由于在深层页岩气高闭合应力条件下，不同粒径支撑剂的导流能力差异逐级降低，井越深，闭合应力越高，上述导流能力的差异就越小。且这是室内相同铺砂浓度条件下的测试结果。如考虑到现场施工时，小粒径支撑剂更容易加砂，其铺砂浓度可能更高的实际情况，小粒径支撑剂只要饱充填了各级尺度的裂缝系统，其导流能力可能更高。另外，由于粒径小，单位岩石面积上铺置的支撑剂颗粒更多，而支撑剂颗粒不管粒径大小，与岩石壁面的接触面积是相当的(假设支撑剂不存在变形、破损的情况，接触时始终为点接触)，因此，相对而言，小粒径支撑剂对塑性造成的嵌入效应，影响程度更小。这在一定程度上也进一步提高了远端微裂缝的导流能力。

29、根据本发明的具体实施方案，优选地，在加砂作业中，所述步骤(1)-(4)重复进行2-3次。

30、根据本发明的具体实施方案，优选地，加砂作业过程中的总液量不超过该段塞总液量的30％。

31、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述表面改性按照以下方式进行：

32、将支撑剂与浓度为0.1-0.5％的硅烷偶联剂溶液混合，加热使硅烷偶联剂在支撑剂表面沉积并发生原位反应，然后经过离心分散处理，得到完成表面改性的支撑剂和仍然留有少量硅烷偶联剂的上层溶液；

33、经过清洗、分离得到支撑剂混合液，经过干燥，得到干燥的表面改性的支撑剂。

34、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述硅烷偶联剂包括三甲基乙氧基硅烷、甲基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷、六甲基二硅氮烷、氨基硅油、偶联剂kh-550、kh-570、kh-590、kh-792中的一种或两种以上的组合。

35、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述支撑剂为视密度2.6-3.5g/cm3的石英砂或视密度2.6-3.5g/cm3的陶粒微支撑剂。

36、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述支撑剂与所述硅烷偶联剂溶液的比例为1g：200ml。

37、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述加热的温度为65℃，时间为2-4小时。

38、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述离心分散处理的时间为20分钟。

39、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述清洗采用有机溶剂进行，例如乙醇。

40、根据本发明的具体实施方案，优选地，所述顶替作业包括：按当前段塞井筒体积的105-110％进行适度过顶替，且顶替前期20-30m3液体采用黏度50-60mpa·s的胶液(常用胍胶液)，之后用黏度1-3mpa·s滑溜水顶替，直到完成该阶段施工。

41、本发明提供的远端微裂缝支撑方法是一种针对体积缝网压裂形成的远端微裂缝进行有效支撑的微支撑剂配液方法及其应用，通过开展射孔作业、酸预处理作业、不同黏度滑溜水及携砂液的配方优化、段内多段塞铺置微支撑剂、顶替作业等一系列技术手段，提高携砂液的稳定性和微支撑剂运移能力，最大限度地提高主裂缝净压力，扩展多尺度裂缝宽度，提高远端微裂缝的导流能力和原油排驱效果，从而达到提高深层页岩气压裂效果、增加产量的目的，在水平井体积压裂中具有广阔的应用前景。