[发明专利]一种低渗储层的体积改造工艺

说明书

技术领域

本发明属于油气开采生产技术领域，特别涉及一种低渗储层的体积改造工艺。

背景技术

煤层、页岩和致密砂岩等低渗储层蕴含着丰富的非常规油气资源，储层改造技术是实现商业产能的关键。但传统的水力压裂当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易产生分叉缝，多个分叉缝会形成“缝网”系统，以主裂缝为“缝网”系统的主干、分叉缝可能在距离主缝延伸一定长度后又恢复到原来的裂缝方位，最终形成以主裂缝为主干的单一方向裂缝，而垂直于裂缝壁面方向储层未得到改造，渗透性依然较差，不足以提供有效的垂向渗透能力，导致压裂产量低或者压裂后产量递减快等现象。

发明内容

本发明为了解决现有技术中的不足之处，提供一种为渗透性好、压裂产量高、压裂后产量递减慢的低渗储层的体积改造工艺。

为解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：一种低渗储层的体积改造工艺，依次包括以下步骤：

（1）、选择煤层、页岩或者致密砂岩或其他低渗储层；

（2）、直井在射孔后采用投球限流水力压裂方式；水平井在射孔后采用分段多簇射孔水力压裂方式；采用这两种压裂方式在泵注过程中均要进行变排量、变支撑剂、变压裂液、变砂比。

所述水力压裂采用活性水或滑溜水为压裂液，支撑剂采用坚果壳或者超低密度陶粒，支撑剂粒径为70~100目、60~80目、20~40目以及16~20目；施工排量依据低渗储层的类型而定，采用变排量泵注入，煤层排量为0~10 m³/min，页岩气和致密砂岩排量为0~15 m³/min；采用变砂比段塞式施工，每个段塞的泵注程序首先采用低排量0~3 m³/min或者0~7 m³/min，低砂比0~5%，然后再采用高排量5~10 m³/min或者9~15 m³/min，高砂比9~15%，确保支撑剂在裂缝中形成房柱式支撑。

所述支撑剂的密度为0.8~1.2 g/cm³。

所述水力压裂采用胍胶或清洁压裂液作为压裂液，在储层温度低于30?C时，选择液氮或自生氮、二氧化氯作为辅助料；支撑剂选择天然石英砂或者陶粒，粒径为70~100目、60~80目、20~40目以及16~20目；施工排量依据低渗储层的类型而定，活性水采用变排量泵注入，排量0~15 m³/min；胍胶或清洁压裂液采用常排量施工，排量不低于5 m³/min；压裂液的泵注程序是二氧化氯→活性水→自生氮或液氮→活性水→二氧化氯→活性水→胍胶或清洁压裂液→二氧化氯→活性水；采用变砂比或段塞式施工，压裂液中的砂比不低于30%，在裂缝中形成房柱式支撑。

所述在直井中进行2~5次段塞式加砂压裂循环作业后，进行投球限流，然后继续2~5次段塞式加砂压裂；在水平井中每一段进行5~6次段塞式加砂压裂循环作业。

所述分段多簇射孔水力压裂中每簇长度0.5~0.8 m，簇间距20~40 m，孔密16~20 孔/m。

采用上述技术方案，本发明在泵注过程中采用变排量、变支撑剂、变压裂液、变砂比，即采用四变压裂的方式，目的是在压裂过程中形成地应力场的扰动，促使多级、多类型裂缝的形成。变排量施工可以形成径向引张裂缝、周缘引张裂缝、剪切裂缝和转向裂缝等四种类型，这些裂缝主次不同、级别差异、相互切割，构成了一个裂缝体系。同时还可以实现裂缝的壁面位移和自我支撑。变砂比和变支撑剂实现段塞式加砂，使得支撑剂在裂缝内部呈不均匀的铺置，形成房柱式支撑，提高了裂缝的支撑宽度和导流能力，降低了支撑剂嵌入对渗透率的影响。多种压裂液配合不但保证高砂比泵入不脱砂，还可以促使压裂液的及时破胶和返排，避免了储层伤害。

直井投球限流或者水平井分段多簇压裂措施是为了对储层实现均匀改造；段塞式加砂提高了裂缝的导流能力；多次循环压裂扰动地应力，形成了多级和多方向的裂缝；二氧化氯可以在煤层温度下实现胍胶或者清洁压裂液的破胶；自生氮或液氮增加地层能量，加速返排。

本发明所采用的体积改造工艺是通过四变压裂对储层实施改造，可在形成的主裂缝侧向强制形成次级裂缝，并在次级裂缝上继续分支形成二级至多级裂缝，从而形成了一个主裂缝与次级裂缝交织的网状裂缝系统，将低渗储层打碎，实现对储层三维空间的全面改造，使得流体从任意方向到裂缝的渗流距离最短，极大的提高储层的整体渗透率，提高产量和最终采收率。这种通过四变压裂形成多级多类网状裂缝系统的技术称为体积改造工艺。