[发明专利]一种改善有效支撑剖面的压裂方法

说明书

本发明公开了一种改善有效支撑剖面的压裂方法。包括：(1)关键储层参数的评价；(2)裂缝三维起裂扩展规律研究及施工参数的优化；(3)射孔作业；(4)前置液变参数造缝施工；起步排量取优化排量的40％‑50％，等液量达到总液量的15％‑25％时，排量达到设计优化的最高排量；(5)支撑剂的注入施工；在液量达到总液量的15％‑25％时开始支撑剂的注入；按(2)优化的施工参数及加砂注入程序进行施工；(6)顶替作业；(7)后续段施工，重复(3)‑(6)的步骤，直到最后一段压完为止。本发明有效控制造缝高度和支撑缝高，改善裂缝有效支撑破面，以解决目前技术的局限性，实现储层增产效果的最大化。

技术领域

本发明涉及石油钻井技术领域，进一步地说，是涉及一种改善有效支撑剖面的压裂方法。本发明可用于碳酸盐岩、砂岩、页岩等储层，即可用于直井，也可用于水平井水力压裂。

背景技术

目前，常规压裂技术形成的裂缝支撑剖面不尽合理，如支撑缝高在近井地带远超过有效砂层厚度，而在远井地带支撑缝高又逐渐低于有效砂层厚度，而且因为普遍存在的过顶替现象，致使近井裂缝导流能力可能大幅度降低甚至降为零。另外，由于某种规格的支撑剂都是有一定的粒径分布范围(如70/140目粒径212-106μm，40/70目粒径425-212μm，30/50目粒径600-300μm，20/40 目粒径850-425μm)，在裂缝的高度上一般分层性不好，因此，需要研究提出一种新的压裂技术，以改变上述技术的局限性，并取得更好的压后效果。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种改善有效支撑剖面的压裂方法。针对常规压裂技术形成的裂缝支撑剖面不合理情况，通过对施工排量、压裂液黏度、施工液量、支撑剂类型、破胶剂注入程序等施工参数综合优化，有效控制造缝高度和支撑缝高，改善裂缝有效支撑破面，以解决目前技术的局限性，实现储层增产效果的最大化。

本发明的总体技术思路：

(1)应用多因素方法控制造缝高度

如造缝高度控制不好，则支撑缝高更难以控制。尤其是缝高向下延伸更多时，支撑缝高更难以有效进行控制。

控制造缝高度的方法主要包括排量，液量及压裂液黏度等。以往采用恒定的施工参数难以获得理想的效果。后来采用阶段变参数的方法，但变化参数次数有限，造缝高度控制有进一步改善的空间。

本发明采用连续无级变化参数模式，即施工参数从低到高随时变化，但不同参数的变化速度不同。通过模拟分析发现，排量对造缝高度的影响比较大，其次是压裂液黏度，最后是液量。由于液量与排量不具相互独立性，因此，主要通过排量和压裂液黏度两个参数来控制造缝高度。为获得最佳的控制造缝高度的效果，排量随时间的上升速度设计为最慢，压裂液黏度可适当较快，考虑到常规的液罐要提前配液且注入时连续变化黏度难以控制，因此，本发明推荐连续配液模式。采用上述方法，造缝高度沿缝长方向应是接近均匀分布的。否则，造缝高度越往裂缝端部越小，后续要提高裂缝远端的支撑缝高几乎是不可能的。

为增加上述造缝效果，注入的早期阶段，可注入230-140目上浮剂及下沉剂，为增加上浮剂及下沉剂对裂缝上下末梢处的控缝效果，利用低黏前置液携带，并在上浮剂及下沉剂注完后适当停泵2-3Min。

对于缝高向上下延伸程度不同的情况而言，可通过优化射孔位置或采用变孔径射孔模式来进行缝高的有效控制。即，如缝高易向下延伸，可将射孔段整体上抬或在上部孔眼采用大孔径，下部孔眼采用小孔径等方式进行控制。反之，则采用与上述相反的措施。

(2)支撑缝高的有效控制

理想的支撑缝高是支撑缝高与砂层有效厚度相等，且支撑缝高从井筒处直到裂缝端部的高度接近相等。另外，支撑剂导流能力在裂缝的长度及高度上没有差别。由于缝宽非常小，缝宽方向的支撑剂导流能力差别消失了或忽略不计。