一种碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法与流程

本发明涉及油气开采技术领域，特别涉及一种碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法。

背景技术：

碎屑岩潜山内幕储层为典型的特低孔储层，其非均质性强、裂缝发育程度低，因此低渗透率是碎屑岩潜山内幕储层开发所面临的主要问题之一。一般采用压裂的方法来提高碎屑岩潜山内幕储层的渗透率。

现有技术提供了一种碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，采用的压裂液为胍胶，支撑剂为密度较大的陶粒。在进行压裂时，在潜山内幕储层的目的层段进行射孔，之后向油管内注入压裂液，以使压裂液通过射孔注入到地层内，从而使地层内产生裂缝。

在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：

由于现有技术采用的压裂液中支撑剂为密度较大的陶粒，并且只进行一次压裂，在潜山内幕储层形成的人工裂缝为单一的主裂缝，提高油气产量较低，效果不明显。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明提供一种碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，可在潜山内幕储层的油气井的地层内形成主裂缝和缝网。

具体而言，包括以下的技术方案：

本发明实施例提供了一种碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，包括：

在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层段的井壁上进行射孔以形成孔眼；

向所述油气井的井筒内泵入第一压裂液，使所述第一压裂液通过所述孔眼进入所述目的层段的地层内，进而使所述目的层段的地层形成缝网；

在停止泵入所述第一压裂液预设时长后，向所述油气井的井筒内泵入第二压裂液，使所述第二压裂液通过所述孔眼进入所述目的层段的地层内，进而使所述目的层段的地层形成主裂缝，所述第二压裂液中的第二支撑剂的密度大于所述第一压裂液中的第一支撑剂的密度。

可选择地，在所述在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层段的井壁上进行射孔以形成孔眼之前，所述方法还包括：

计算所述油气井的平均缝网指数；

在计算得到所述油气井的平均缝网指数之后，所述在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层段的井壁上进行射孔行成孔眼包括：

当所述平均缝网指数大于预设阈值时，在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层段的井壁上进行射孔以形成孔眼。

可选择地，所述计算所述油气井的平均缝网指数，采用的计算公式为：

式中，

f——油气井的平均缝网指数；

fi——油气井的第i个测试点的缝网指数；

n——油气井的不同深度的测试点的总数；

其中，所述油气井的第i个测试点的缝网指数fi的计算公式为：

fi＝bi(ω1ci+ω2si)

式中，

bi——油气井的第i个测试点的脆性指数；

ci——油气井的第i个测试点的天然裂缝张开的影响因子；

si——油气井的第i个测试点的地应力影响因子；

ω1，ω2——常数。

可选择地，所述油气井的第i个测试点的脆性指数bi的计算公式为：

bi＝a1e+a2ψ+a3ε

式中，

e——油气井的第i个测试点的归一化后的杨氏模量；

ψ——油气井的第i个测试点的归一化后的剪胀角；

ε——油气井的第i个测试点的归一化后的峰值应变；

a1，a2，a3——常数；

所述油气井的第i个测试点的天然裂缝张开的影响因子ci的计算公式为：

式中，

σhi——油气井的第i个测试点的最大水平阻应力；

σhi——油气井的第i个测试点的最小水平阻应力；

θ——油气井的第i个测试点的水力裂缝面与天然裂缝面的夹角；

σm——碎屑岩潜山内幕储层的所有油气井的(σhi-σhi)sin²θ中的最大值；

所述油气井的第i个测试点的地应力影响因子si的计算公式为：

式中，

σhi——油气井的第i个测试点的最大水平阻应力；

σhi——油气井的第i个测试点的最小水平阻应力；

σn——碎屑岩潜山内幕储层的所有油气井的(σhi-σhi)中的最大值。

可选择地，所述第一支撑剂包括第一密度的陶粒和第二密度的陶粒，所述第二支撑剂包括第二密度的陶粒，其中所述第一密度小于所述第二密度。

可选择地，所述第一密度为1.23-1.27g/cm³，所述第二密度为1.65-1.75g/cm³。

可选择地，所述第一压裂液中所述第一密度的陶粒的体积分数为3％-20％；

所述第二压裂液中所述第二密度的陶粒的体积分数为5％-50％。

可选择地，所述第一压裂液包括所述第一支撑剂、滑溜水和胍胶，所述第二压裂液包括所述第二支撑剂、滑溜水和胍胶。

可选择地，向所述油气井的井筒内泵入所述第一压裂液和所述第二压裂液时，注液速度为8-12m³/min。

可选择地，所述在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层段的井壁上进行射孔形成孔眼之前，所述方法还包括：

将所述油气井的目的层进行封隔，形成两个或两个以上目的层段。

本发明实施例提供的技术方案的有益效果：

本发明实施例提供的碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，通过在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的井壁上进行射孔，便于压裂液通过射孔进入到地层内；向油气井的井筒内注入第一压裂液后，第一压裂液中密度较小的第一支撑剂进入到地层内以使地层形成缝网；在停止泵入第一压裂液预设时长后，向井筒内泵入第二压裂液，第二压裂液中密度较大的第二支撑剂进入到地层内形成主裂缝。因此，本发明实施例提供的压裂方法，在对碎屑岩潜山内幕储层的油气井进行压裂时，油气井的地层内可形成缝网和主裂缝，相对于单一主裂缝，更有利于提高油气井的产量。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例提供的碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法的流程图；

图2是本发明实施例提供的油气井在不同深度处的缝网指数的分布图。

具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

本发明实施例提供了一种碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，如图1所示，包括步骤101、步骤102和步骤103。下面将对各步骤进行具体说明。

步骤101、在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层段的井壁上进行射孔以形成孔眼。

在该步骤中，为了提高压裂的效果，在进行射孔前，先将碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层进行封隔以形成两个或者两个以上的目的层段，在进行压裂时，分别对每一个目的层段进行压裂。进一步地，还可将每一个目的层段进行分段，在每一段上进行分簇射孔。相对于现有的压裂工艺在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层的整段进行射孔，本发明提供的分层压裂和多簇射孔的方法，针对性更强，压裂后油气井产量提高更明显。

需要说明的是，在将碎屑岩潜山内幕储层的油气井的目的层进行分层时，可采用封隔器、桥塞或者投球等工具将相邻的目的层段进行封隔。

本发明实施例提供的碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，在步骤101之前，该方法还包括：

计算油气井的平均缝网指数；在计算得到油气井的平均缝网指数且当平均缝网指数大于预设阈值时，再执行步骤101。

其中，平均裂缝指数是表示裂缝发育程度的指数，平均裂缝指数越大，裂缝发育的程度越高。当油气井的平均缝网指数大于预设阈值时，采用本实施例提供的方法进行压裂能够形成缝网和主裂缝；当油气井的平均缝网指数不大于预设阈值时，采用本实施例提供的方法进行压裂效果不好。在本发明实施例中，预设阈值可取为0.3。

计算油气井的平均缝网指数，采用的计算公式为：

式中，

f——油气井的平均缝网指数；

fi——油气井的第i个测试点的缝网指数；

n——油气井的不同深度的测试点的总数。

其中，油气井的第i个测试点的缝网指数fi的计算公式为：

fi＝bi(ω1ci+ω2si)

式中，

bi——油气井的第i个测试点的脆性指数；

ci——油气井的第i个测试点的天然裂缝张开的影响因子；

si——油气井的第i个测试点的地应力影响因子；

ω1，ω2——常数。

油气井的第i个测试点的脆性指数bi的计算公式为：

bi＝a1e+a2ψ+a3ε

式中，

e——油气井的第i个测试点的归一化后的杨氏模量；

ψ——油气井的第i个测试点的归一化后的剪胀角；

ε——油气井的第i个测试点的归一化后的峰值应变；

a1，a2，a3——常数。

杨氏模块、剪胀角以及峰值应变的归一化计算公式为：

式中，

x——归一化后的参数值；

xi——油气井的第i个测试点的实测参数值；

ximax——油气井的n个测试点中最大的实测参数值；

ximin——油气井的n个测试点中最小的实测参数值。

油气井的第i个测试点的天然裂缝张开的影响因子ci的计算公式为：

式中，

σhi——油气井的第i个测试点的最大水平阻应力；

σhi——油气井的第i个测试点的最小水平阻应力；

θ——油气井的第i个测试点的水力裂缝面与天然裂缝面的夹角；

σm——碎屑岩潜山内幕储层的所有油气井中(σhi-σhi)sin²θ的最大值。

油气井的第i个测试点的地应力影响因子si的计算公式为：

式中，

σhi——油气井的第i个测试点的最大水平阻应力；

σhi——油气井的第i个测试点的最小水平阻应力；

σn——碎屑岩潜山内幕储层的所有油气井中(σhi-σhi)的最大值。

其中，油气井的不同深度的测试点的杨氏模量、剪胀角、峰值应变、最大水平阻应力、最小水平阻应力以及水力裂缝面与天然裂缝面的夹角的大小可通过岩石力学实验测得。

步骤102、向油气井的井筒内泵入第一压裂液，使第一压裂液通过孔眼进入目的层段的地层内，进而使目的层段的地层形成缝网。

在向油气井内泵入第一压裂液之前，先向井筒内泵入前置液，其中，前置液为不含砂的压裂液，进入地层之后先使地层产生裂缝，之后再泵入第一压裂液，第一压裂液中的支撑剂进入裂缝而支撑裂缝。

为了使第一压裂液进入地层内后形成缝网，则第一压裂液中的支撑剂可包括两种不同密度的陶粒。如此，第一压裂液的支撑剂进入到裂缝后，较大密度的陶粒可进入到较大的裂缝中并支撑裂缝，较小密度的陶粒支撑裂缝可进入到较小的裂缝中并制成裂缝，从而在油气井的地层中形成多缝的缝网。其中，较小密度的陶粒的密度可为1.23-1.27g/cm³，较大密度的陶粒的密度可为1.65-1.75g/cm³。第一压裂液中，较小密度的陶粒的体积分数可为3％-20％。

在该步骤中，第一压裂液可为第一支撑剂、滑溜水和胍胶的混合物，也可为第一支撑剂和滑溜水的混合物，优选第一支撑剂、滑溜水和胍胶的混合物。其中，胍胶可提高携砂液的粘度，从而更利于缝网的形成，滑溜水可降低携砂液与井筒的摩擦阻力。

步骤103、在停止泵入第一压裂液预设时长后，向油气井的井筒内泵入第二压裂液，使第二压裂液通过孔眼进入目的层段的地层内，进而使目的层段的地层形成主裂缝，第二压裂液中的第二支撑剂的密度大于第一压裂液中的第一支撑剂的密度。

需要说明的是，地层的地应力越小，支撑剂越容易进入到裂缝中。在向井筒内泵入第一压裂液后，第一压裂液中的支撑剂首先进入到地层的地应力较小的位置的裂缝。当停止泵入第一压裂液后，支撑剂已进入的裂缝发生一定程度的闭合，地应力增大，则一段时间后再次泵入第二压裂液时，第二压裂液中的支撑剂进入到其他地应力较小的裂缝中。因此，在停止泵入第一压裂液后的间隔预设时长内，地层中已形成缝网，且缝网所在的位置的地应力增大，再泵入第二压裂液，第二压裂液中的支撑剂进入到其他位置的裂缝内并形成主裂缝，从而主裂缝的形成不会破坏已形成的缝网。

第二压裂液中的第二支撑剂的密度大于第一压裂液中的第一支撑剂的密度，则在向油气井的井筒内泵入第二压裂液后，形成的裂缝尺寸大于泵入第一压裂液形成的裂缝的尺寸，即形成主裂缝。

在本发明实施例中，第二支撑剂可为较大密度的陶粒。其中，较大密度的陶粒的密度可为1.65-1.75g/cm³，第二压裂液的携砂液中较大密度的陶粒的体积分数可为5％-50％。

在本发明实施例中，第二压裂液的携砂液可为第二支撑剂、滑溜水和胍胶的混合液。其中，胍胶可提高携砂液的粘度，从而更利于缝网的形成，滑溜水可降低携砂液与井筒的摩擦阻力。

在本发明实施例中，向油气井的井筒内泵入第一压裂液和第二压裂液时，注液速度可为8-12m³/min。

在步骤103之后，该方法还包括：向油气井的井筒内注入顶替液。向井筒内注入的顶替液可将最后注入到井筒内的携砂液顶替入地层，从而更利于主裂缝的形成。

本发明实施例提供的碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，通过在碎屑岩潜山内幕储层的油气井的井壁上进行射孔，便于压裂液通过射孔进入到地层内；向油气井的井筒内注入第一压裂液后，第一压裂液中密度较小的第一支撑剂进入到地层内以使地层形成缝网；在停止泵入第一压裂液预设时长后，向井筒内泵入第二压裂液，第二压裂液中密度较大的第二支撑剂进入到地层内形成主裂缝。因此，本发明实施例提供的压裂方法，在对碎屑岩潜山内幕储层的油气井进行压裂时，油气井的地层内可形成缝网和主裂缝，相对于单一主裂缝，更有利于提高油气井的产量。

为了更直观说明本发明提供的压裂方法，本发明还提供了一个具体实施例，采用本发明提供的压裂方法对碎屑岩潜山内幕储层的某一油井进行压裂。具体过程如下：

在进行压裂时，将该油气井进行分为两个目的层段，计算该油气井的两个目的层段的不同深度的缝网指数。

采用上述实施例提供的计算公式，得到该油气井不同深度的缝网指数，如图2所示。

之后根据该油气井不同深度的缝网指数计算该油气井的两个目的层段的平均缝网指数，得到的计算结果分别为0.39和0.33，因此该油气井的两个目的层段均可采用上述实施例提供的压裂方法。

之后依次向油气井的井筒内注入第一压裂液和第二压裂液，共计用量1955m³，其中滑溜水1284.5m³，胍胶626m³，加砂100.3m³，较小密度的陶粒14.7m³，较大密度的陶粒85.6m³。第一压裂液801m³，第二压裂液1154m³。

在采用本发明提供的方法进行压裂之前，该油气井日产油0.55m³，在采用本发明提供的方法进行压裂之后，该油气井日产油30.3m³，产量大幅度提高，可见，本发明实施例提供的碎屑岩潜山内幕储层的压裂方法，可明显提高油气井的产量。

以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，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。