一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺

1.本发明涉及超深高温油气藏裂缝性储层改造技术领域，具体涉及一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺。


背景技术：

2.随着油气勘探开发向深层/超深层不断拓展，地质构造与压实作用下，储层更加致密，温度也更高，天然裂缝一般较难发育，因此，如何通过优选改造技术，实现高效改造是深层/超深储层效益勘探开发的必然选择。
3.体积改造技术是现代改造理论指导下形成的最新储层改造技术，该技术的核心是借助水力压裂，在目标储层建立相互联通的复杂的裂缝网络系统，区别于传统改造技术形成的双翼对称缝，该裂缝大致可看做是一个平面，体积改造形成的裂缝系统为空间立体结构，极大增加了人工裂缝与储层的接触面积。要实现体积改造，增加有效改造体积，大多借助水平井分段/分簇完井改造技术。
4.但对于直井单层改造则难以实现体积改造，由于超深裂缝性储层，天然裂缝较难发育，因此，如何借助天然裂缝，通过激活开启天然裂缝，同时泵注支撑剂，使开启的天然裂缝得到有效支撑，提高其导流能力，成为实现超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的必要手段。
5.现有技术中，经检索，具有以下数据内容：
6.(1)中国专利cn110761765a公开了一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法。该方法采用酸预处理及低粘滑溜水前置造缝，再泵注粉陶(70-140目、140-210目陶粒)封堵主裂缝向前延伸，然后泵注冻胶压裂液，提高排量实现提高主裂缝内净压力的目的，实现激活与主裂缝向连通的天然裂缝，最后泵注高粘冻胶携砂液支撑主裂缝，通过主裂缝沟通激活的天然裂缝，提高改造体积；
7.(2)中国专利cn105317415公开了一种缝网压裂工艺方法，该方法主要特征主要是压裂前期，采用滑溜水或者活性水等压裂液向地层内挤注，当井底压力高于地层破裂压力后，在井筒附近地层形成一条主裂缝，之后滑溜水或者活性水压裂液进入远离井筒的地层，并在远地层处压开多条裂缝形成缝网。地层形成稳定裂缝后，开始加入低浓度的支撑剂，在压裂后期，使用线性胶或者交联冻胶作为压裂液携带高浓度的支撑剂，充填近井筒附近的主裂缝，并使用清水或者滑溜水把井筒的携砂液顶替进地层，压裂施工结束；
8.(3)中国专利cn110454133公开了一种控近扩远复杂缝网压裂方法，其特征分为三步，步骤1，注入第一前置液：第一前置液的粘度大于等于50mpa﹒s，排量小于等于3m3/min；步骤2，注入第二前置液：第二前置液粘度小于等于5mpa﹒s，排量大于等于10m3/min；步骤3，注入携砂液：先注入由70-140目粉陶配制的携砂液；随后再注入由40-70目小陶粒配制的携砂液；
9.(4)文献《多级压裂诱导应力作用下天然裂缝开启规律研究》(《石油钻探技术》2015年第1期)根据岩石力学理论和天然裂缝的受力状态，推导出压裂过程中地层应力分布
计算模型，得到天然裂缝发生张性破坏和剪切破坏开启的力学条件。研究认为，多级压裂产生的诱导应力使天然裂缝开启变得困难，诱导应力增大，天然裂缝开启所需的泵压增大，二者呈线性关系，实际压裂设计时应考虑诱导应力的影响。
10.(5)文献《超深裂缝性砂岩气层体积压裂的可行性分析》(《天然气工业》2013年第9期)采用理论和室内分析以及现场实验相结合的方法进行相关研究，通过实验及地应力建模等来确定区块符合走滑应力机制，应用莫尔库伦准则分析研究天然裂缝剪切破裂机理，对发育不同程度的多条天然裂缝开启及扩展规律进行定量研究。证实作用在天然裂缝孔隙上的压力与地面施工压力呈正相关关系，该压力增量达到临界应力值后，天然裂缝易发生剪切破坏，人工裂缝易沿着部分能够开启的天然裂缝扩展，而部分处于有利方位的天然裂缝也无法开启，天然裂缝不发育储层难以进行加砂压裂。
11.(6)文献《水力裂缝与天然裂缝相互作用与影响》(《科学技术与工程》2016年36期)基于断裂力学理论，建立了水力裂缝与天然裂缝相互作用力学模型，分析天然裂缝介质系统中水力裂缝遭遇天然裂缝后的扩展形态。研究认为在高水平主应力差、高逼近角和高界面摩擦的条件下，水力裂缝倾向于穿越天然裂缝；在低水平主应力差、低逼近角和低界面摩擦的条件下，水力裂缝则更容易被捕获。同时，在水力裂缝内净压力越高，天然裂缝越容易张开。
12.以上专利及文献研究表明目前针对裂缝性储层改造中，采取了大量的措施借助天然裂隙产生次生裂缝，主要是借助低粘液体激活天然裂缝，低粘液体更易进入天然裂缝系统，增加天然裂缝内流体压力进而激活天然裂缝，激活方式包括剪切及张开激活，后期采用高粘液体携砂造主裂缝，得到支撑的主裂缝连通前期激活的天然裂缝，在储层内形成缝网结构，增加改造体积。
13.分析已公开专利及文献对于含天然裂缝储层，尤其超深含天然裂缝储层改造，大多是低粘液体激活天然裂缝，然后高粘液体携砂造主缝沟通天然裂缝，形成缝网改造。但该类技术都忽视了一个重要方面，低粘液体激活天然裂缝过程中，由于目前所用的低粘液体都不具备携砂能力，无论剪切开启或张性开启的天然裂缝，均不能得到支撑剂的有效支撑，压裂液返排后天然裂缝闭合，其导流能力极低，甚至大量闭合的天然裂缝不具备油气生产所需的导流能力。在此情况下，前期低粘液体激活的天然裂缝转变为无效天然裂缝，显著降低了有效改造体积，因此，急需创新一种新的改造工艺技术，增加超深高温裂缝储层改造过程中开启的天然裂缝的有效性，进而增加有效改造体积。


技术实现要素：

14.为解决现有超深高温裂缝性储层有效改造体积不足的难题，本发明提供一种新型改造工艺技术，通过采用新型可携砂滑溜水，配合目的层改造规模要求及井底与人工裂缝内温度场模拟，优化可携砂滑溜水稠化剂粘度，保证在前置液阶段携砂稳定性，加入少量不携砂滑溜水后，直接泵注低砂比(5-10％)可携砂滑溜水，实现滑溜水激活天然裂缝的同时，实现天然裂缝的开启后得到有效支撑；后期泵注交流冻胶高砂比携砂液，造主缝的同时，支撑主裂缝；最终利用高导流能力的主裂缝连通得到支撑的开启的复杂的天然裂缝系统，形成高导流主裂缝加得到支撑的天然裂缝构成的裂缝系统，可显著提高超深高温裂缝性储层有效改造体积，提高改造效果。
15.本发明为了实现上述目的具体采用以下技术方案，其核心点在于在于采用了可携砂滑溜水在前置液阶段即开始低砂比连续加砂，支撑开启的天然裂缝，提高有效改造体积：
16.具体方案为一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺，包括以下步骤：
17.s101、确定改造段后，根据测井测试的储层温度，模拟不同排量、不同规模压裂液条件下，井底温度及缝内温度；
18.s102、根据模拟温度场，确定可携砂滑溜水稠化剂使用浓度，该步骤下，优化可携砂滑溜水合理稠化剂用量，确保施工期间一定缝内温度下，可携砂滑溜水具有较好的携砂能力；
19.s103、设计前置液规模及加砂量，其中，前置液阶段借助大规模滑溜水造小缝及开启天然裂缝，同时加入低砂比小粒径的高强度陶粒支撑剂，支撑小缝及开启的天然裂缝，该步骤下，便于可携砂滑溜水携带小粒径支撑剂进入前置液阶段开启的天然裂缝；
20.s104、设计冻胶压裂液规模及加砂量，其中，施工后期采用耐高温冻胶压裂液，20％-30％高砂比施工，形成连接井筒与地层的主裂缝，同时沟通得到支撑的小缝及天然裂缝；
21.s105、顶替作业，按照井筒容积1倍关系确定顶替液用量，按照改造设计规模完成加砂后，停止加砂，开展顶替作业，顶替液前50％为交联冻胶压裂液，该过程中，添加破胶剂，剩余顶50％替液，采用压裂液基液(非交联压裂液)，该过程中，不添加破胶剂，泵注1倍井筒容积顶替液后即停泵测压降，1.5-2小时后开井返排。
22.进一步的，所述步骤s101中，确定改造段中深位置，根据测井测试的储层温度，校对改造段中深位置储层温度，同时与已测试邻井对比，最终确定改造段储层实际温度，改造段中深位置储层温度的计算公式为改造段温度＝测井测试温度+(改造段中深-测井测试温度点深度)
×
地温梯度，利用fracpro-pt压裂模拟软件，模拟不同排量、不同压裂规模下井底与缝内温度范围。
23.进一步的，所述步骤s101中：
24.模拟的排量依次为3m3/min、4m3/min、5m3/min、6m3/min；
25.模拟的压裂规模为300方到1500方，且以每300方递增。
26.进一步的，所述步骤s102中，可携砂滑溜水为弹性携砂，黏度为15mpa﹒s时，30-50目陶粒混砂液，静态携砂砂比为10％时，常温下静态放置30min，仅发生少量沉降。
27.进一步的，所述步骤s103中，包括以下操作步骤：
28.首先泵注采取不携砂滑溜水，不携砂滑溜水总量为该井改造液体总规模的10％；
29.远离水力裂缝前端边缘10％距离以后，裂缝内温度逐渐降低至储层温度50％左右，则可携砂滑溜水砂比设计为2％、4％、6％、8％、10％，逐渐增加，各自液体规模占改造液总规模为35％、25％、15％、10％、5％，支撑剂采用70-140目高强度陶粒。
30.进一步的，所述步骤s104中：
31.首先优选40-70目及30-50目高强度陶粒支撑剂，其占改造井总加砂量比例分别为35％、15％；
32.然后根据储层温度，优化胍胶交联冻胶压裂液体系，使冻胶压裂液满足储层温度条件下高砂比携砂的需求，40-70目及30-50目陶粒砂比分别为20％、25％，保证人工主裂缝及缝口部位得到高强度支撑，本步骤s104选择交联冻胶压裂液，全程添加破胶剂。
33.有益效果
34.1、本发明通过选用可携砂滑溜水，在低粘前置液阶段连续添加小粒径高强度陶粒，支撑激活后的天然裂缝，保证改造后的天然裂缝具有较高的导流能力。
35.2、本发明后期利用交联冻胶压裂液形成的高导流主裂缝，沟通激活且得到支撑的天然裂缝，显著提高有效改造体积。
36.3、本发明施工工艺可操作性强，压裂改造形成了复杂缝，且得到有效控制，解决了超深裂缝性储层改造天然裂缝利用程度低，有效改造体积不足的难度。
附图说明
37.图1是本发明实施例二中排量和温度的变化曲线图；
38.图2是本发明实施例二中携砂液温度变化图；
39.图3是本发明实施例二中施工曲线图。
具体实施方式
40.本技术的核心是提出一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺，其目的是。
41.为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。
42.实施例一
43.本发明一个实施例提出的一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺，包括以下步骤：
44.s101、确定改造段后，根据测井测试的储层温度，模拟不同排量、不同规模压裂液条件下，井底温度及缝内温度；
45.当确定改造段后，首先计算改造段中深位置储层温度，结合测井测试井底温度，如测井测试温度的点为改造段临近区域，则需根据该井的地温梯度计算改造段中深温度，计算方法为：改造段温度＝测井测试温度+(改造段中深-测井测试温度点深度)
×
地温梯度；
46.获得改造段储层温度后，采用fracpro-pt压裂模拟软件模拟在排量设置为3m3/min、4m3/min、5m3/min、6
m3
/min状态下，改造段井底及缝内温度场，同时模拟压裂液液体规模设置为300方到1500方，且以每300方递增，井底及缝内温度变化情况，进行模拟计算时地面温度设置为当地施工期间的环境温度，根据模拟计算结果，给出排量为3-6m3/min及改造液体规模为300-1500方情况下井底及缝内温度分布范围及缝内温度场分布，确定水力裂缝前端及其他部位温度范围；
47.s102、根据模拟温度场，确定可携砂滑溜水稠化剂使用浓度，由于可携砂滑溜水耐温＜80℃，超深高温井改造层段温度一般超过120℃，因此，采用可携砂滑溜水加砂需确定改造施工过程井底及储层中水力裂缝内温度，根据储层温度及改造期间缝内温度分布确定可携砂滑溜水所需稠化剂用量；
48.步骤s102中，本步骤的目的是在步骤s101确定改造施工期间改造段井底及水力裂缝内温度分布后，优选可携砂滑溜水配方体系；
49.可携砂滑溜水是区别于常规滑溜水体系的一种聚合物类高弹性滑溜水，其黏度高
于常规滑溜水，常温常压下未乳液状态，其耐温携砂主要能力依靠乳液中所含聚合物稠化剂量的不同而定，其黏度范围为15-45mpa﹒s，该黏度范围的液体，包括滑溜水与压裂液基液一般不具备静态携砂能力；
50.本发明中选取的可携砂滑溜水为弹性携砂，依靠其高弹性实现静态携砂，黏度为15mpa﹒s时，30/50目陶粒混砂液，静态携砂砂比为10％时，常温下静态放置30min，仅发生少量沉降，温度＞80℃后，静态沉降速度显著增加。根据新型可携砂滑溜水的特性，及步骤一中确定的温度场分布，优化确定前置液阶段合适的可携砂滑溜水配方；
51.s103、设计前置液规模及加砂量，其中，前置液阶段借助大规模滑溜水造小缝及开启天然裂缝，同时加入低砂比小粒径的高强度陶粒支撑剂，支撑小缝及开启的天然裂缝；
52.结合步骤s101和步骤s102后，本发明步骤s103结合前两个步骤(步骤s101和步骤s102)确定合理的可携砂滑溜水配方后，本步骤s103为优化可携砂滑溜水的泵注工艺程序；
53.根据步骤s101及步骤s102中模拟的井底储层水力裂缝内温度场分布，一般在水力裂缝前端10％的区域温度＞100℃，该区域温度较高，首先泵注采取不携砂滑溜水，不携砂滑溜水总量为该井改造液体总规模的10％；该部分滑溜水的主要作用是降低水力裂缝内前缘温度；
54.当远离水力裂缝前端边缘10％距离以后，裂缝内温度逐渐降低至储层温度50％左右，则可携砂滑溜水砂比设计为2％、4％、6％、8％、10％，逐渐增加，各自液体规模占改造液总规模为35％、25％、15％、10％、5％，支撑剂采用70-140目高强度陶粒，具有较强的抗压能力，在高应力条件下可保持一定的导流能力；
55.而加砂量根据实际加砂液体与加砂砂比计算，施工排量，则根据设备作业能力，采用限压不限排量的作业模式，尽量提高排量，提高水力裂缝缝内净压力，达到开启天然目的，同时可携砂滑溜水在低砂比下携带的高强度小粒径陶粒支撑了开启的天然裂缝，使前置液阶段开启的天然裂缝在施工结束后保持较高导流能力，提高有效改造体积；
56.s104、设计冻胶压裂液规模及加砂量，其中，施工后期采用耐高温冻胶压裂液，20％-30％高砂比施工，形成连接井筒与地层的主裂缝，同时沟通得到支撑的小缝及天然裂缝；
57.本发明步骤s104中，设计交联冻胶携砂阶段改造泵注程序，该阶段即为主加砂阶段的改造施工，主要目的利用冻胶较高的造缝及携砂能力，在步骤s103中可携砂滑溜水压开天然裂缝后，本步骤s104中泵注交联冻胶压裂液造主缝为主，交联冻胶具有较高的粘度，难以进入天然裂缝，主要是形成具有一定宽度的主裂缝,交联冻胶同时具有较高的携砂能力，可携带高砂比大粒径支撑剂,首先根据改造井的产能目标确定需要的主裂缝导流能力，然后确定具体砂比及支撑剂粒径；
58.油气井在生产过程中，在人工主裂缝内距离井筒越近，需要的导流能力越高，因此设计交联冻胶压裂液加砂过程，主要指导思想为，首先泵注低砂比(10％)、小粒径支撑剂(40-70目)，砂比及支撑剂粒径都逐渐增加，砂比增加阶梯为10％、15％、20％、25％，理论上各个阶梯所需的量为40％、30％、20％、10％，具体设计中根据不同井的实际情况灵活调整；
59.不同阶段的支撑剂粒径选择分别为70-100目、40-70目、30-50目、20-40目；在这种情况下，施工后形成的主裂缝导流能力为阶梯变化的，与实际生产过程中主裂缝内流体压力梯度及所需的导流能力相匹配；
60.高导流能力的主裂缝沟通步骤二中开启的天然裂缝，在储层内部形成人工主裂缝+天然裂缝的裂缝网络系统，该裂缝系统主裂缝具有高导流能力，激活的次生天然裂缝同样得到支撑剂支撑，具有一定的导流能力。该发明形成的改造工艺方法，极大提高了超深高温裂缝性储层的有效改造体积；
61.s105、顶替作业，按照井筒容积1倍关系确定顶替液用量，按照改造设计规模完成加砂后，停止加砂，开展顶替作业，顶替液前50％为交联冻胶压裂液，该过程中，添加破胶剂，剩余顶50％替液，采用压裂液基液，该过程中，不添加破胶剂，泵注1倍井筒容积顶替液后即停泵测压降，1.5-2小时后开井返排；
62.在本发明步骤s105中，当步骤s104中按照设计完成交联冻胶主加砂后，开始进行顶替作业，完成改造施工井最后的泵注施工；
63.顶替作业主要目的是使用不携砂压裂液泵注顶替井筒内高砂比携砂液进入地层，保证井筒内无含砂液体，关井后井筒内无含砂液体，或很少含砂液体，井筒内的液体破胶后不会在井筒的发生陶粒沉降造成井筒堵塞；
64.同时顶替液量设计要合理，不能发生过顶替，造成水裂缝缝口出无支撑剂支撑缝口，出现“包饺子”的现象，影响改造后油气井产量；
65.因此设计顶替液量时，严格计算好井口至射孔位置的井筒容积，按照该容积值，控制泵注的顶替液量。顶替液前30％设计为交联冻胶压裂液，其液体粘度与携砂液粘度相同，确保顶替液在井筒内不会发生“指进”现象，呈现活塞式均匀顶替，该部分顶替液泵注过程，全部添加破胶剂。后70％的顶替液采用压裂液基液进行顶替，不在添加破胶剂，根据施工压力适当调节施工排量，保证正常完成顶替；
66.当完成顶替液的泵注后，即完成本井改造全部液体泵注，根据实际情况关井返。
67.实施例二
68.结合实施例一中的工艺，本发明在实际应用时，以中国西部某油田一口深井为例，该井改造段目的层垂深6500m，测井检测及邻近对比，目的层井温158℃，改造段天然裂缝较发育，裂缝密度为2.8条/m；
69.根据本发明步骤s101，首先模拟在不同施工排量下井底及水力裂缝内温度场分布，该井所在的西部山区地表平均温度情况，地面温度设置为10℃；根据预测施工排量，模拟了排量2-6m3/min情况下，井底最低温度降至40℃以下，排量为2m3/min时，井底温度仍能降至60℃以下，因此可判断携砂液不易在井底发生因耐温不足导致的脱砂；
70.缝内温度场模拟，模拟了施工排量为4m3/min情况下缝内温度分布，水力裂缝横向前端10％左右区域温度＞100℃，水力裂缝纵向上部及下部各自15％的区域温度＞100℃(见图1和图2)。
71.在步骤s102，根据步骤s101模拟的温度场分布，设计前置液量。
72.具体见图3实际施工曲线图。
73.步骤s103中，a区域为本井改造施工前试压阶段，本井选用耐温为140mpa井口设备，改造前井口试压120mpa。耐压140mpa压裂设备及井口试压过程及标准为，关闭井口，以最低排量泵注，压力升高至80mpa左右，观察地面高压管线及井口有无可见刺漏；
74.然后再最低排量开泵，压力升高至120mpa停泵，观察高压管汇及井口有无刺漏；
75.然后观察仪表盘压力指示曲线10min,压力降落＜5mpa，即为试压合格；
76.图3中，a区域10min内压力降3mpa左右，试压合格；
77.图3中b区域为替液、坐封及泵注前置液压开裂缝降低缝内温度阶段，以1.5m3/min排量替液及坐封后，提高排量至4.5m3/min泵注10min左右，b区域液量为该井改造总液量15％左右；
78.根据步骤s101模拟结果，可实现井底及缝内温度降低至40-50℃,因此优选了耐温70℃的可携砂滑溜水体系，在c阶段实施可携砂滑溜水加砂；
79.根据本发明，c阶段可携砂滑溜水的加砂砂比分别为2.0-2.3％、4.0-4.3％％、6.0-6.4％、8.0-8.5％、10-11％，液量规模分别占比为35％、25％、15％、10％、5％左右；c阶段总液量为208.5m3，总砂量为10.8m3，选用的为70-140目的小粒径高强度(耐压89mpa)陶粒，主要目的是低粘可携砂滑溜水激活天然裂缝的同时，小粒径陶粒进入天然裂缝、支撑天然裂缝，提高改造后天然裂缝的导流能力，避免闭合后成为无效天然裂缝；
80.步骤s104，该步骤为交联冻胶压裂液主加砂阶段,根据储层实际温度情况，选取了耐温160℃交联冻胶压裂液，砂比设计为10％-25％，实际施工砂比在此范围内，最高砂比为25％，液量占比分别为40％、30％、20％、10％左右，高强度陶粒支撑剂粒径分别为70/100目、40/70目、30/50目、20/40目，c阶段施工全过程添加破胶剂,施工排量5m3/min情况下，最高施工压力115mpa，本阶段液量214.8m3,实际加砂37.5m3，施工较为顺利。
81.步骤s105，该步骤主要为加砂施工结束后顶替泵注阶段，该阶段主要是利用不含砂压裂液驱替井筒内含砂压裂液进入地层，避免井筒内含砂压裂液破胶后沉砂堵塞井筒。步骤三中交联冻胶加砂施工结束后，停止绞龙加砂，仍然泵注交联冻胶压裂液，井筒总容量为36m3，顶替液中交联冻胶压裂液液量为18m3，同时破胶剂添加量增加一倍，泵注冻胶顶替液后停止添加交联剂，采用压裂液基液或可携砂滑溜水作为顶替液，直至顶替结束，停泵后按照设计要求采集停泵压力曲线。为后期压后分析收集数据。
82.因此本发明所提出的一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺是提高超深高温裂缝性储层有效改造体积的高效改造方法，其目的在于通过在选用可携砂滑溜水，在低粘前置液阶段连续添加小粒径高强度陶粒，支撑激活后的天然裂缝，保证改造后的天然裂缝具有较高的导流能力，后期利用交联冻胶压裂液形成的高导流主裂缝，沟通激活且得到支撑的天然裂缝，显著提高有效改造体积。
83.本发明油田现场实施并进行了邻井对比，证实具有较好的应用效果。
84.塔里木油田博孜区块bz9-a井通过实施该技术，加砂48.3m3，改造前测试，油压42.6mpa，折日产气18.6
×
104m3/d，不产液。
85.实施该技术后，8mm油嘴测试，油压74.2mpa，折日产气79.3
×
104m3/d，相比改造前，改造后无阻流量增加4.8倍。
86.相比具有类似储层特征、采用常规加砂技术改造的邻井，产量超过邻井1.5倍，应用该技术增产效果显著，证明本发明技术实用效果较好。该技术必将显著提高超深高温裂缝性储层改造效果。
87.以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。