[发明专利]一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法

说明书

本发明公开了一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法。包括：1)评价储层岩石微观结构；2)第1级注入阶段：(1)超低黏度压裂液携带微细粒径支撑剂注入沟通与延伸微细尺度的天然裂隙系统；低黏度压裂液携带小粒径支撑剂注入沟通与延伸尺度稍大的天然裂缝系统；中黏度压裂液携带中粒径支撑剂注入延伸较大尺度的裂缝系统；(4)高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入延伸最大尺度的裂缝系统3)第2～3级注入阶段；本发明通过储层岩石微观结构的精细评价、多级交替注入方法、利用多种不同黏度液体的粘滞指进效应、多尺度加砂等方法，实现主裂缝的全缝长范围内各种尺度的裂缝系统充分扩展延伸及支撑，提高压裂得“有效改造体积”及裂缝的“支撑效率”。

技术领域

本发明涉及油气藏水力压裂增产改造技术领域，进一步地说，是涉及一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法。

背景技术

在低渗及致密砂岩油气藏的压裂增产中，普遍面临着是压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，压裂改造后也难以达到经济有效开发的目标。虽然有时在低渗或致密砂岩油气藏压裂改造中也借鉴页岩气体积压裂的技术思路，采用大液量、大砂量、高排量、低砂液比等工艺参数，但压后效果仍不尽人意。目前在低渗及致密砂岩油气藏的压裂改造中，主要面临以下几方面问题：

1)砂岩油气藏一般层理缝/纹理缝不发育，缝高延伸的遮挡性差，采用大液量、大砂量、高排量的压裂工艺方法非但不能迅速提升裂缝净压力促使复杂裂缝形态的形成，反而可能引起压裂缝高的失控及缝高在纵向上的过度延伸，致使平面上的转向效果远未实现，还可能因为缝高的失控及过度延伸而浪费大量的压裂液与支撑剂，甚至因缝高纵向延伸过大引发早期砂堵现象；现场实施井压后评价发现，很多井压后只有10％～20％的支撑剂在有效的砂岩储层中起到支撑作用，支撑效率极低，裂缝的缝长也因此大大缩短。

2)压裂液的类型及黏度选择不当。目前，在常规砂岩油气藏的压裂改造中，通常采用一种压裂液类型及近乎恒定的黏度，且压裂液的黏度还相对较高(一般都在100mPa.s以上)。这种高黏度压裂液对提高造缝效率是非常有利的，但缺点是难以进入较小尺度的微裂缝并延伸。一般而言，压裂液的黏度越小，其流动性越好，也越易沟通缝宽越小的微裂隙体系；反之，压裂液的黏度越大，其流动性越差，容易沟通缝宽相对较大的主裂缝体系；故以往采用统一压裂液黏度的压裂液设计思路，严重制约了天然裂缝甚至微裂隙的有效张开及支撑剂有效充填，甚至有的天然裂缝及微裂隙根本就未张开过；压后生产过程中由于井底流压的不断降低，无支撑的天然裂缝及微裂隙就会快速闭合，致使压裂效果及稳产期大打折扣。有时即使采取变黏度压裂液，但由于采用的压裂液之间黏度差异较小(如线性胶和冻胶的组合压裂液，线性胶的黏度一般30～40mPa.s，交联冻胶黏度一般100～120mPa.s)，也只能张开较大尺度的裂缝系统，尺度较小的微裂隙、分支缝体系仍难以张开。

3)支撑剂类型及粒径选择不当。目前，在常规砂岩油气藏的压裂改造中，常采用一种粒径支撑剂(如30/50目或20/40目)，虽然有时也采用70/140目的粉砂或粉陶支撑剂，但往往作为前置液段塞来打磨近井裂缝弯曲摩阻，且使用量较少(一般只有2～3m³)；而且有时采用70/140目的粉砂或粉陶支撑剂是为了封堵微裂缝以提高压裂液造缝效率，这与目前提高裂缝复杂性的压裂设计思路正好背道而驰。这种采用单一大粒径支撑剂的思路，通常只能支持裂缝宽度较大的主裂缝系统，即使产生了缝宽相对较小的支裂缝及微裂缝系统，也难以使其获得有效支撑。

发明内容

目前，在低渗及致密砂岩油气藏的压裂增产中，普遍存在压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，国内多数储层开发效果普遍较差或面临放弃，难以达到预期的经济有效开发目标，影响了该类储层的有效开发及储量的有效动用。为提高对该类储层的压裂改造效果及有效性，本发明提出一种提高压裂稳产期的微支撑压裂方法，通过储层岩石微观结构的精细评价、多级交替注入方法、利用多种不同黏度液体的粘滞指进效应、多尺度加砂等方法，实现主裂缝的全缝长范围内各种尺度的裂缝系统充分扩展延伸及支撑，提高压裂得“有效改造体积”及裂缝的“支撑效率”，以解决目前制约低渗、特低渗砂岩油气藏压裂效果差及稳产期短的被动局面。