一种浅层砂岩油气藏压裂方法

摘要

本申请公开了一种浅层砂岩油气藏压裂方法。包括：1)判断裂缝形态；2)裂缝参数优化；3)射孔参数优化；4)施工参数优化；5)压后返排控制。本发明所提出的用于浅层致密砂岩油气藏压裂的方法，对于水平缝和T型缝裂缝参数优化、射孔参数优化和施工参数优化提供了指导性方案，按此方法进行压裂施工，在提高裂缝导流能力的同时能够降低施工风险。

权利要求

1.一种浅层砂岩油气藏压裂方法，其特征在于所述方法包括：

1)判断裂缝形态；

2)裂缝参数优化

在判断裂缝形态的基础上，建立油藏地质模型，采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件根据“等效渗流阻力法”设置裂缝模型，输入储层相关参数，以三年累计产量为目标，改变缝长、导流能力及水平缝条数，模拟相应的产量动态并获得最优结果；

3)射孔参数优化

对水平缝，采用水力喷射压裂工艺，其中喷射压裂工具的喷嘴设置在同一水平面内；

对T型缝，根据砂岩目的层厚度及步骤2)的模拟结果，确定射孔段，只保证出现一个垂直缝外加顶和/或底部水平缝；

4)施工参数优化

应用裂缝扩展模拟软件，对水平缝压裂，考察变排量对支撑剂输送规律的影响，防止支撑剂的过早沉降；

对T型缝，模拟低黏度压裂液的造缝及支撑剂的携砂运移规律，对垂直缝、顶和/或底部水平缝分布进行单独模拟分析，液量及排量根据步骤2)中优化的结果，按裂缝体积占比进行分配；

5)压后返排控制

对水平缝压裂，关井以确保压裂液的完全破胶水化；

对T型缝压裂，在确保压裂液彻底破胶的前提下，立即有控制地返排。

2.如权利要求1所述的浅层砂岩油气藏压裂方法，其特征在于：步骤2)中，T型缝同时包含垂直缝及顶和/或底部水平缝，模拟过程中分别考虑水平缝和T型缝的缝长及导流能力优化；采用正交设计的方法，每个待优化的参数，设置不同的水平值，通过相对少量的模拟，获得最终的多参数的优化结果。

3.如权利要求1所述的浅层砂岩油气藏压裂方法，其特征在于：步骤3)中，对水平缝，喷嘴个数为3-4个，喷嘴直径为6mm-8mm。

4.如权利要求3所述的浅层砂岩油气藏压裂方法，其特征在于：步骤3)中，对T型缝，如砂岩厚度超过30m，在垂向上设置2个以上的射孔段。

5.如权利要求1所述的浅层砂岩油气藏压裂方法，其特征在于：步骤4)中，对水平缝压裂，如发现支撑剂沉降过快，换用低密度支撑剂或自悬浮支撑剂，以防止出现砂堵造成的施工失败。

6.如权利要求5所述的浅层砂岩油气藏压裂方法，其特征在于：步骤4)中，对T型缝，在加砂阶段，为了保证小粒径支撑剂更多地进入顶和/或底部水平缝，将排量从高向低调节。

7.如权利要求1所述的浅层砂岩油气藏压裂方法，其特征在于：步骤5)中，水平缝的关井时间为20min-30min。

说明书

一种浅层砂岩油气藏压裂方法

技术领域

[0001] 本发明涉及浅层砂岩油气藏压裂改造技术领域，进一步地说，是涉及一种浅层砂岩油气藏压裂方法。

背景技术

[0002] 因储层深度、地应力状态和构造应力等影响，在浅层砂岩油气藏压裂过程中，经常会形成水平缝或T型缝(既有水平缝又有垂直缝)。对垂直缝而言，因水平方向的渗透率相对较高，目的层内有效砂层厚度内的所有油气会先从水平方向流入裂缝，再由裂缝流向井底，增产效果相对较好。而对水平缝或T型缝而言，因垂向渗透率往往远低于水平渗透率，因此，在压裂目的层有效砂岩厚度范围内，仅有靠近裂缝面的部分砂岩厚度有渗流作用，这样就使得浅层压裂时形成的水平缝增产效果大打折扣。如压裂方案设计及施工时仍按常规的垂直缝思路进行就会带来施工上的风险及效果上的差强人意。浅层砂岩压裂设计时常存在以下问题：

[0003] (1)压裂设计裂缝参数优化时往往按照常规垂直缝思路，使得水平缝的缝长及导流能力优化与储层匹配性差，且忽略水平缝存在着垂向上多缝的干扰问题和实现问题。

[0004] 此外，对T型缝而言，如何优化缝长及导流能力还是一个全新的挑战，以往的研究基本是一片空白。

[0005] (2)压裂设计射孔参数优化时仍按垂直缝的思路，如目的层全射开或在显示好的层段集中射孔3-5m。但水平缝与垂直缝不同，其每个射孔孔眼处裂缝都可能独立起裂和延伸，且在延伸过程中难以像垂直缝那样整合为一条大的裂缝，致使在砂岩垂向上会出现多个水平缝平行延伸的情况，这样就使得每个水平缝的造缝宽度比单一的垂直裂缝宽度大为降低，造成施工加砂困难或引发早期砂堵。即便在水平缝延伸的过程中，因非均质性和诱导应力作用，有的水平缝延伸较快，在一定程度上可延缓其它水平缝的继续扩展，使得延伸好的水平缝宽度增加，但即便只有一个水平缝延伸，因上覆岩层压力一般大于最小水平主应力，其造缝宽度也是小于垂直缝的，依然面临着加砂困难和砂堵的风险。

[0006] (3)浅层砂岩压裂过程中，有时因最小水平应力梯度介于上覆岩层压力梯度和最大水平地应力梯度之间，会形成T型缝。而且T型缝的水平部分一般出现在垂直缝的顶部和/或底部，由于垂直缝与水平缝夹角造成的流动方向转变，支撑剂很难在水平缝中运移和铺置。此外，因水平缝吸收一定量的液体，垂直缝中的裂缝宽度就会相对较低，也在一定程度上影响压裂施工安全或出现砂堵。

[0007] (4)浅层压裂所形成的水平缝或T型缝内的支撑剂运移和铺置规律与垂直缝不同，垂直方向形成的缝宽较窄使得支撑剂的沉降距离最大只有造缝宽度那么小，如注入参数不合理，易发生支撑剂过流断面的快速降低而发生早期砂堵的现象。

[0008] 鉴此，有必要提出一种新的针对浅层压裂的水平缝/T型缝的压裂方法，避免压裂施工过程中加砂困难或出现砂堵。

[0009] 文献《水平裂缝参数优化技术研究》(断块油气田，1998)中假设压裂所形成的裂缝为水平缝，并采用数值模拟方法建立了水平缝油藏参数优化模型，在此基础上研究了水平裂缝有效半径及裂缝导流能力对油井产量、油井含水及采出程度的影响，并以此为基础进行水平缝裂缝参数优化。但该文献仅仅考虑的单一水平缝的裂缝参数优化情况，没有考虑纵向上形成多裂缝的影响，且对于浅层压裂可能形成的T型缝裂缝参数优化、射孔参数优化、施工参数优化和支撑剂类型等没有提及。

[0010] 文献《新场气田蓬莱镇组气藏水平裂缝压裂设计研究》(天然气工业，1999)中推导和建立了注入三段幂律流体压裂液时水平裂缝延伸的数学模型，并在Lowe等人支撑运移分布模型的基础上，研制了水平裂缝压裂设计软件。通过实例计算了影响水平裂缝压裂效果的可控因素进行了分析，包括导流能力、支撑缝长、施工排量、砂液比和压裂液稠度系数等对压裂效果的影响。但该文献对压裂施工工艺、射孔参数和支撑剂类型等没有考虑。

[0011] 文献《一种适用于低渗透浅层油藏的压裂方法》(特种油气藏，2004)介绍一种适用于低渗透浅层油藏的既切实可行又经济实惠的聚合物压裂液体系，该液体可以完全溶解在水中，不会留下任何残余物损害支撑过的裂缝，不但能够提高液体粘度，还具有稳定粘土的特征。该文献只介绍了适用于浅层压裂的压裂液体系，对整个浅层压裂的压裂设计和施工等参数优化都未提及。

发明内容

[0012] 为解决现有技术中的“浅层砂岩油气藏压裂过程中往往产生水平裂缝或T型裂缝，使得裂缝宽度过窄或者裂缝延伸面比较复杂，导致压裂施工过程中加砂困难甚至出现砂堵”的问题，本发明提出一种浅层砂岩油气藏压裂方法，在确定裂缝形态的基础上、采用油气藏数值模拟和裂缝扩展模拟软件优化裂缝参数、射孔参数和施工参数，避免砂堵的同时提高压后产量。

[0013] 本发明的思路：在精细评价储层三向应力、储隔层纵向地应力剖面及天然裂缝发育特征的基础上，采用小型测试压裂技术，校核最小水平主应力梯度，由此判断裂缝的形态；采用正交设计方法，应用成熟的ECLIPSE油气藏数值模拟软件，以“等效渗流阻力法”模拟水平缝和T型缝，优化相应的缝长、导流能力及水平缝条数等；在此基础上，根据不同裂缝形态的扩展规律(基于成熟的裂缝模拟软件如Fracpro PT、Stimplan等)，优化射孔段及射孔参数；如果是水平缝，可采取水力喷射方法，在不同水平缝预计起裂的位置射孔。因不担心缝高的失控，可以适当加大施工排量，采用变排量等措施，防止支撑剂过早沉降，支撑剂采用低密度或自悬浮支撑剂；如果是T型缝，排量的优化要考虑能否再次突破顶部和/或底部水平缝的可能。为了增加顶部和/或底部水平缝中的支撑剂进入几率和进入体积，有必要采用混合粒径的方法，底部采用高密度小粒径支撑剂，顶部采用低密度小粒径支撑剂，并配合以较低黏度的压裂液。此时，水平缝吸收液体，势必产生吸力，小粒径支撑剂易被吸进顶底部水平缝，大粒径支撑剂因流动阻力大，难以进入水平缝，即使到了水平缝的缝口处，因水平缝较窄，也难以进入水平缝。高密度支撑剂主要进入底部水平缝，低密度支撑剂主要进入顶部支撑剂。排量也不宜过高，否则，近井水平缝也难以吸收足够数量的小粒径支撑剂。

[0014] 本发明的目的是提供一种浅层砂岩油气藏压裂方法。

[0015] 包括：

[0016] 1)判断裂缝形态；

[0017] 2)裂缝参数优化

[0018] 在判断裂缝形态的基础上，建立油藏地质模型，采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件根据“等效渗流阻力法”设置裂缝模型，输入储层相关参数，以三年累计产量为目标，改变缝长、导流及水平缝条数等，模拟相应的产量动态并获得最优结果；

[0019] 3)射孔参数优化

[0020] 对水平缝，采用水力喷射压裂工艺，其中喷射压裂工具的喷嘴设置在同一水平面内；

[0021] 对T型缝，根据砂岩目的层厚度及步骤2)的模拟结果，确定射孔段，只保证出现一个垂直缝外加顶和/或底部水平缝；

[0022] 4)施工参数优化

[0023] 应用裂缝扩展模拟软件，对水平缝压裂，考察变排量对支撑剂输送规律的影响，防止支撑剂的过早沉降；

[0024] 对T型缝，模拟低黏度压裂液的造缝及支撑剂的携砂运移规律，对垂直缝和水平缝分布进行单独模拟分析，液量及排量根据步骤2)中优化的结果，按裂缝体积占比进行分配；

[0025] 5)压后返排控制

[0026] 对水平缝压裂，关井以确保压裂液的完全破胶水化；

[0027] 对T型缝压裂，在确保压裂液彻底破胶的前提下，立即有控制地返排。

[0028] 其中，优选：

[0029] 步骤2)中，T型缝同时包含垂直缝及水平缝，模拟过程中分别考虑水平和T型缝的缝长及导流能力优化；采用正交设计的方法，每个待优化的参数，设置不同的水平值，通过相对少量的模拟，获得最终的多参数的优化结果。

[0030] 步骤3)中，对水平裂缝，喷嘴个数为3-4个，喷嘴直径为6mm-8mm。

[0031] 步骤3)中，对T型缝，如砂岩厚度超过30m，在垂向上设置2个或2个以上的射孔段。

[0032] 步骤4)中，对水平缝压裂，如发现支撑剂沉降过快，换用低密度支撑剂或自悬浮支撑剂，以防止出现砂堵造成的施工失败。

[0033] 步骤4)中，对T型缝，在加砂阶段，为了保证小粒径支撑剂更多地进入顶底水平缝，将排量从高向低调节。

[0034] 步骤5)中，水平裂缝的关井时间为20min-30min

[0035] 本发明具体可采用以下技术方案：

[0036] 1)判断裂缝形态。

[0037] 确定浅层压裂形成的是水平缝或者T型缝，首先采取岩心覆压实验、测井数据解释(尤其FMI成像测井)或地应力剖面分析软件进行储层三向应力与储隔层纵向地应力剖面评价及天然裂缝发育情况描述，初步进行裂缝形态判断，结合小层测试压裂结果进行校核，最终确定裂缝形态。

[0038] 2)裂缝参数优化。

[0039] 主要包括不同类型裂缝的缝长及导流能力优化。在判断裂缝形态的基础上，建立相应的油气藏数值模型，采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件根据“等效渗流阻力法”设置水平裂缝模型，建立油藏地质模型，输入储层相关参数，以三年累计产量为目标，改变缝长、导流及水平缝条数等，模拟相应的产量动态并获得最优结果。因T型缝同时包含垂直缝及水平缝，模拟过程中需分别考虑水平和T型缝的缝长及导流能力优化。可采用正交设计的方法，每个待优化的参数，设置不同的水平值，通过相对少量的模拟，获得最终的多参数的优化结果。

[0040] 其中等效渗流阻力法是将裂缝宽度放大一定的倍数后，相应地降低裂缝内的渗透率，使它们的乘积即裂缝导流能力保持不变。主要是为了减少数值模拟工作量和防止求解的代数方程组的病态特征导致的运算时间长甚至不收敛的情况发生。

[0041] 3)射孔参数优化。

[0042] 应用思路(1)中的裂缝模拟商业软件，由步骤2)的优化结果，考察不同排量、不同压裂液黏度、不同压裂液量及不同支撑剂类型和支撑剂量情况下的裂缝扩展规律，裂缝的形态及支撑裂缝区域要最大化涵盖有效砂层的位置，以此确定最佳的射孔方案。

[0043] 对水平缝而言，依据步骤2)中优化的裂缝参数，结合纵向上的地质甜点位置，在砂岩厚度上合理设置各水平裂缝的位置，防止相邻两个水平缝因距离太近而产生渗流干扰，从而影响最终的产量效果。具体施工工艺可采用水力喷射压裂工艺，其中喷射压裂工具的喷嘴设置在同一水平面内，喷嘴个数为3-4个，喷嘴直径为6mm-8mm，以增加水平缝的独立成缝概率。

[0044] 对T型缝而言，要根据砂岩目的层厚度及步骤2)的模拟结果，最好射孔段的确定，只保证出现一个垂直缝外加顶和/或底部水平缝，如砂岩厚度太大，如超过30m，可在垂向上设置2个或2个以上的射孔段，此时，多个T型缝的出现，会带来压裂施工难度的大幅增加，必要时，可考虑在纵向上进行分层压裂，如多级封隔器分层压裂、投球法或限流法分层压裂等方法。这些分层压裂方法都相对成熟，流程也基本固定，在此不赘。

[0045] 4)施工参数优化。

[0046] 在步骤3)的基础上，同样应用成熟的裂缝扩展模拟软件，如Fracpro PT、Stimplan等，结合步骤3)的模拟结果，对水平缝压裂而言，要考察变排量对支撑剂输送规律的影响，防止支撑剂的过早沉降。如发现支撑剂沉降过快，要换用低密度支撑剂或自悬浮支撑剂，以防止出现砂堵造成的施工失败。

[0047] 对T型缝而言，考虑到水平缝进入支撑剂的困难，要特别模拟低黏度压裂液的造缝及支撑剂的携砂运移规律，不能在保证水平缝进小粒径支撑剂的同时，却影响垂直缝的造缝及支撑剂运移；由于目前的软件还不能准确模拟T型缝的裂缝扩展及支撑剂运移铺置规律，可以简单地对垂直缝和水平缝分布进行单独模拟分析，液量及排量的分配可根据步骤2)中优化的结果，按裂缝体积占比进行分配；关于排量的优化，在加砂阶段，为了保证小粒径支撑剂更多地进入顶底水平缝，可能要将排量从高向低调节，而以往是排量一旦提起来就不会再降低。为此，要特别模拟这种脉冲式变排量对裂缝扩展及支撑剂运移铺置的影响。

[0048] 5)压后返排控制。

[0049] 对水平缝压裂而言，可适当关井以确保压裂液的完全破胶水化，但也不能关井时间太长，否则，滤失伤害会影响最终产量；对T型缝压裂而言，应在确保压裂液彻底破胶的前提下，立即有控制地返排，主要考虑到垂直裂缝的垂向导流能力保护的需要，如关井一段时间，则会发生支撑剂的沉降，这样的话，顶部的水平缝虽有一定的导流能力，但与垂直缝没有支撑剂的有效沟通而失去对压后产量的贡献，垂直裂缝上部因没有支撑剂也会发生对产量的不利影响。

[0050] 6)其它求产及正常投产流程，按常规方法进行操作。

[0051] 本发明所提出的用于浅层致密砂岩油气藏压裂的方法，对于水平缝和T型缝裂缝参数优化、射孔参数优化和施工参数优化提供了指导性方案，按此方法进行压裂施工，在提高裂缝导流能力的同时能够降低施工风险。

具体实施方式

[0052] 下面结合实施例，进一步说明本发明。

[0053] 实施例1

[0054] A井是位于鄂尔多斯盆地的一口致密砂岩油井，储层深度390m，储层岩性为褐灰色细砂岩，储层厚度8.8m，渗透率0.76×10-3μm2，孔隙度12.2％，含油饱和度50.0％，杨氏模量为13292MPa，平均泊松比0.25，原始地层压力2.06MPa，压力系数0.6，地层温度34.5℃，温度梯度2.7℃/100m。该井具体实施过程如下：

[0055] (1)判断裂缝形态

[0056] 采用岩心覆压实验、测井数据解释(尤其FMI成像测井)或地应力剖面软件进行储层三向应力与储隔层纵向地应力剖面评价及天然裂缝发育情况描述，初步判断该井上覆岩层压力＜最小水平主应力＜最大水平主应力，所形成裂缝为水平缝，结合小型测试压裂结果进行校核，确定裂缝形态为水平缝。

[0057] (2)裂缝参数优化

[0058] 采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件根据“等效渗流阻力法”设置水平裂缝模型，建立油藏地质模型，输入储层相关参数，在改变缝长、导流能力及水平缝条数等条件下，以三年累计产量为目标，模拟相应的产量动态并获得最优缝长、导流能力和水平缝条数。

[0059] (3)射孔参数优化

[0060] 采用FracproPT裂缝模拟商业软件，由步骤(2)的裂缝参数优化结果，结合纵向上的地质甜点位置，在储层厚度范围内合理设置水平裂缝的位置，最终优选射孔位置在储层中间位置处，为保证裂缝在储层内开启，采用4个喷嘴直径为8mm的水力喷射压裂工具，喷嘴设置在同一水平面内，有利于水平缝在同一平面开启，避免了多裂缝的产生。

[0061] (4)施工参数优化

[0062] 应用成熟的裂缝模拟商业软件如FracproPT、Stimplan等，结合步骤(2)和步骤(3)的模拟结果，采用变排量对支撑剂输送规律的影响，防止支撑剂的过早沉降。如动态裂缝剖面显示支撑剂沉降过快，则设置采用视密度为1.05g/cm3超低密度支撑剂或自悬浮支撑剂，重新进行模拟优化，以防止出现砂堵造成的施工失败。

[0063] (5)压后返排控制

[0064] 压后关井30min，在确定压裂液完全破胶水化后打开返排阀门进行返排。

[0065] (6)发明效果

[0066] 通过本方法的实施，A井在确定裂缝形态后，通过裂缝参数优化得到最优半缝长为80m，最优导流能力为30μm2.cm，最优水平缝条数为1条，通过施工参数优化后得到施工排量
3 3
为3.5m/min，前置液百分比为28％，加砂规模为38m。

[0067] 按照本方法优化得到的施工参数进行施工，A井压后产量达到2.5t/d，比相同层位的邻井多产油1.3t/d，增产效果显著。

[0068] 实施例2

[0069] B井是位于鄂尔多斯盆地的一口致密砂岩油井，储层深度450m，储层岩性为褐灰色细砂岩，储层厚度27m，渗透率0.83×10-3μm2，孔隙度15.7％，含油饱和度43.0％，杨氏模量为14285MPa，平均泊松比0.25，原始地层压力2.73MPa，压力系数0.7，地层温度35.5℃，温度梯度2.7℃/100m。该井具体实施过程如下：

[0070] (1)判断裂缝形态

[0071] 采用岩心覆压实验、测井数据解释(尤其FMI成像测井)和地应力剖面软件进行储层三向应力与储隔层纵向地应力剖面评价及天然裂缝发育情况描述，判断该井最小水平主应力＜上覆岩层压力＜最大水平主应力，形成T型缝的可能性大，裂缝参数优化和施工参数优化等按照T型缝进行模拟。

[0072] (2)裂缝参数优化

[0073] 采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件根据“等效渗流阻力法”设置T型缝模型，建立油藏地质模型，输入储层相关参数，采用正交设计的方法，分别改变水平缝和垂直缝的缝长、导流能力等，以三年累计产量为目标，模拟相应的产量动态并获得最优缝长、导流能力。

[0074] (3)射孔参数优化

[0075] 采用FracproPT裂缝模拟商业软件，由步骤(2)的裂缝参数优化结果，结合纵向上的地质甜点位置，在储层厚度范围内合理设置裂缝起裂位置，最终优选射孔位置在储层中间位置处，为保证裂缝在储层内开启，采用6个喷嘴直径为6mm的水力喷射压裂工具，采用螺旋喷嘴设置尽可能的形成垂直裂缝，增大储层改造面积。

[0076] (4)施工参数优化

[0077] 应用成熟的裂缝模拟商业软件如FracproPT、Stimplan等，结合步骤(2)和步骤(3)的模拟结果，按照垂直缝体积占比60％，水平缝体积占比40％进行分配，采用黏度为100mpa.s-120mpa.s的低黏度压裂液和40-70目的小粒径支撑剂，分别优化垂直缝和水平缝情况下的施工参数，优化得到施工排量为3m3/min-4m3/min，在加砂阶段，为了保证小粒径支撑剂更多地进入顶底水平缝，施工排量按照4m3/min-3.5m3/min-3m3/min逐渐降低。

[0078] (5)压后返排控制

[0079] 压后立即采用5mm油嘴进行有控制地放喷。

[0080] (6)发明效果

[0081] 通过本方法的实施，B井在确定裂缝形态后，通过裂缝参数优化得到水平缝最优半缝长为60m，垂直缝最优半缝长为110m，水平缝最优导流能力为24μm2.cm，垂直缝最优导流能力为20μm2.cm，通过施工参数优化后得到施工排量为3m3/min-4m3/min，前置液百分比为30％，加砂规模为35m3。

[0082] 按照本方法优化得到的施工参数进行施工，B井压后产量达到3.5t/d，比相同层位的邻井多产油1.7t/d，增产效果显著。