一种复杂油气储层适时调控工艺参数压裂方法与流程

本发明涉及油气田开发储层改造，具体涉及一种复杂油气储层适时调控工艺参数压裂方法。

背景技术：

1、储层改造是一种重要的增产方法，指借助一定的工艺措施，通过物理和化学的方法，对储层近井地带或远井区域通过化学或物理方法进行改造，解除近井带地层污染，或在地层中建立高导流的流动通道，扩大油气向井筒内渗流的面积以及沟通远离井筒的高渗透油气区，来实现提高单井产量、提高采油速率的目的。早期储层改造以全井筒笼统改造为主，对多个油层或非均质性较强的水平井没有针对性，不能充分的发挥各个油层的生产能力，不能达到预期的改造效果。

2、随着勘探新区超深高温等复杂储层比例越来越高，复杂储层改造对象的多样性决定了，对改造技术的要求也越来越高，优化设计最佳的改造方案难度越来越大。根据岩性分类，复杂储层包括复杂致密砂岩(砂砾岩)储层、复杂碳酸盐岩储层，复杂页岩储层。改造主要包括大规模加砂压裂与酸化酸压复合改造等技术。

3、复杂致密砂岩及页岩储层大规模加砂压裂体积改造技术：

4、1.复杂致密砂岩及页岩油气储层体积改造技术：

5、复杂致密砂岩储层改造早期主体技术以高粘冻胶、控制滤失、造长缝、高导流为主，一般采用油管压裂，排量较低(＜5m3/min)，主要采用封隔器等分层方式，对物性好储层适用较好，但在渗透率逐步降低条件下即便见到一定效果，但单井产量低、有效期短、累产低。近年来以体积改造技术理念为指导，直井采用精细分层压裂(最高21层)及缝网压裂技术提高了纵向剖面储量动用率，水平井分段改造技术应用逐渐增多。四川沙溪庙开展体积改造技术实践见到显著效果，其中直井压裂排量大幅度提高7～8m3/min(油管)、10～12m3/min(套管)，采用滑溜水+冻胶提高裂缝复杂化程度；水平井采用多簇射孔+高强度加砂，12～16m3/min，石英砂+冻胶(可选)，压后效果达到20×104m3/d。

6、页岩油气储层主要形成“三大两低一小”的压裂技术模式。①“三大”即大排量、大液量、大砂量。大排量指提高压裂施工排量，一般为12m3/min以上，大液量指增大单段压裂液用量，一般为1800～2500m3，大砂量指增大单段的加砂量，一般为100-200t。②“两低”即低砂比、低粘度。低砂比指在加砂过程中采用较小的的砂液比，一般为6-14％，低粘度指采用低粘度的滑溜水作为主要的压裂液体系，一般粘度为2-4mpa·s。③“一小”即小粒径支撑剂，一般采用70/140目(0.150-0.212mm)和40/70目(0.212-0.425mm)的支撑剂组合。

7、2.复杂碳酸盐岩储层缝网酸压及复合酸压体积改造技术：

8、近些年，针对塔里木、四川盆地等碳酸盐岩储集类型、缝洞发育特征，结合地震、测井资料，形成了裂缝-孔洞型、孔洞型、孔隙型三大类储层的特色改造技术。一是针对裂缝-孔洞型储层，缝洞发育、高渗透高孔隙度(塔里木盆地孔隙度≥12％、四川盆地孔隙度>5％)，通过采用小规模酸化、酸压解除近井解堵，疏通缝洞，胶凝酸酸压、转向酸酸压延长作用距离，寻找缝洞提高单井产量；二是针对孔洞型储层缝洞较发育、中孔低渗、厚层等特点，采用了多级注入酸压、暂堵转向酸压等沟通远井孔洞、投球分层酸压、机械分层酸压等提高厚层纵向控制率、水平井/大斜度井分段酸压提高单井对储量控制等多项个性化工艺；针对孔隙型储层，将非常规体积改造理念应用到碳酸盐岩储层中，采用直井大规模多级注入酸压/加砂压裂、水平井/大斜度井分段改造工艺，形成多条长裂缝增大与储层的接触面积、缩短渗流距离，提高改造效果。针对储层物性差、缝洞欠发育，直井改造低效、无效的特点，采用大斜度/水平井分段改造技术，提高裂缝与储层接触面积、缩短渗流距离，增加裂缝控制储量，实现低效储层的高效勘探，磨溪129h采用裸眼封隔器分7段酸压，总液量1460m3，施工排量：6.0～8.0m3/min，压后日产天然气141.2×104m3。

9、cn103484088b公开了一种适用于复杂岩性储层酸化的解堵剂,由以下重量百分比的原料混合制成：盐酸肼10％～25％,含氟化合物2％～6％,酸化缓蚀剂0.3％～3％,破乳助排剂0.3％～3％,酸化用铁离子稳定剂0.3％～3％,粘土稳定剂0.3％～3％,余量为水。本发明的解堵剂采用粉末状盐酸肼与含氟化合物混合后在储层中缓慢生成hf进行解堵,具有原料运输方便,使用安全环保的特点；通过盐酸肼与含氟化合物在储层中缓慢生成hf,达到缓速的目的,在提高储层渗透率和穿透深度方面明显优于常规土酸。解堵剂成本低,穿透深度大,能够很好的控制酸岩反应速度,提高酸化解堵效率,同时降低酸液对金属管线和设备的腐蚀,防止地层污染。

10、cn112307601a公开了一种复杂储层可压裂性评价方法,具体涉及复杂储层油气勘探开发领域。本发明通过在复杂储层内选取多个岩心样品,通过对一部分岩心样品依次进行地应力测试实验、岩石三轴力学实验和岩石破坏实验,确定岩心样品的水平地应力差、脆性、残余应力,通过对另一部分岩心样品进行巴西劈裂实验,确定岩心样品的断裂韧性和抗拉强度,基于回归分析确定各参数与岩石样品破裂压力间的拟合度,计算各参数的加权系数,利用测井资料计算裂缝修正因子,综合岩石样品各测量参数及裂缝修正因子,建立复杂储层可压裂性评价模型,评价复杂储层的可压裂性。本发明提高了复杂储层可压裂性评价的准确性,有利于复杂油气资源的高效开发。

11、cn110656920b公开了一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法,该方法包括：根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态,确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型,其中,所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略,以在井周不同方位处形成人工裂缝,从而沟通所述目标井眼区域内的所述油气储集体。本发明能够形成复杂的人工裂缝体系,达到单次压裂沟通井周多个油气储集体的目的,增加井周油气采出程度。

12、分析总结针对复杂储层改造、复杂致密砂岩及砂砾岩等储层，实施了包括直井体积改造及水平井体积改造技术，主要以大排量施工，滑溜水及小粒径及石英砂支撑剂为主。页岩油气储层改造以水平井体积改造为主，主要特征大排量、大液量、大砂量、低砂比、低粘度、小粒径。复杂碳酸盐岩储层改造以复合酸压、体积酸压为主，实施水平井/大斜度井体积多段多簇体积改造，改造液技术主要以耐高温酸液体系为主。分析现有技术特点，目前尚未有根据储层改造特征及改造难点，改造设计之初即考虑实施实时调控施工参数的改造技术，既是在从设计的源头论证改造可能出现的复杂情况，进而采取早期介入的技术手段，为实施过程中遇到的各种难题实时调整施工参数提供依据，同时为实时调控施工工艺参数设计了具体的操作方案，确保复杂储层改造井的高效实施，充分改造储层的同时，实现降本增效双目标。目前尚未有此类技术报道。

13、综上所述，针对复杂储层在改造过程中极易出现不可预测情况，给安全高效充分改造储层，实现增产增效目的带来隐患。需开发一种适用于复杂储层改造的实时调控工艺参数的压裂技术方法，提高复杂储层改造过程中，灵活应对各类复杂情况的能力，实现复杂储层高效增产。

技术实现思路

1、本发明的目的是为了克服现有技术存在的复杂储层改造过程中，极易出现各类超预期情况，目前工艺技术对策不足，无法满足复杂油气储层改造需求的问题，提供一种复杂油气储层适时调控工艺参数压裂方法，该方法能够提高复杂储层改造过程中灵活应对各类复杂情况的能力，最终实现复杂储层高效安全施工的同时充分改造储层，实现降本增效双目标。

2、为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种复杂油气储层适时调控工艺参数压裂方法，该方法包括以下步骤：

3、s1、开展改造井目的层段储层非均质性评估，确定改造井目的层段储层差异系数；

4、s2、根据改造井目的层段储层的温度和预测施工排量确定变粘压裂液稠化剂的用量；

5、s3、根据复杂油气储层的改造需求，确定不同改造阶段压裂用支撑剂的种类；

6、s4、根据改造井目的层段储层条件和改造增产目的，优化改造规模，根据改造井目的层段储层差异系数，调整改造规模大小；

7、s5、改造前置液阶段：先向储层中泵注20-60方滑溜水，然后向储层中泵注高粘压裂液，根据压裂过程中的情况实时调整变粘压裂液稠化剂用量；

8、s6、加砂阶段：根据泵注携砂液阶段井口压力变化，实时调整变粘压裂液稠化剂用量和支撑剂类型。

9、优选地，步骤s1中，开展改造井目的层段储层非均质性评估的参数包括孔隙度φ、渗透率k、地应力大小f和储层厚度h。

10、优选地，步骤s1包括：

11、测出改造井目的层段储层的四个参数：孔隙度φ1、渗透率k1、地应力大小f1和储层厚度h1，选出改造井的临近3-5口井，测试并计算出临近3-5口井目的层段储层的四个参数平均值：平均孔隙度φa、平均渗透率ka、平均地应力大小fa和平均储层厚度ha，然后将改造井目的层段储层的四个参数与临近3-5口井目的层段储层的四个参数平均值进行比较相比，确定改造井目的层段储层差异系数。

12、优选地，按照下列公式计算改造井目的层段储层差异系数f：

13、f＝∣(φ1/φa+k1/ka+f1/fa+h1/ha)×25％-1∣。

14、优选地，f为0.05-0.9，优选为0.1-0.6。

15、优选地，步骤s2中，所述改造井目的层段储层的温度为90-180℃。

16、优选地，步骤s2中，所述预测施工排量为8-15m3/min。

17、优选地，所述变粘压裂液稠化剂的用量为0.2-1.5体积％。

18、优选地，步骤s3中，所述压裂用支撑剂包括陶粒和/或石英砂。

19、优选地，所述压裂用支撑剂包括20-40目大粒径陶粒、40-70目中粒径陶粒、70-140目小粒径陶粒和40-70目石英砂。

20、优选地，20-40目大粒径陶粒、40-70目中粒径陶粒、70-140目小粒径陶粒和40-70目石英砂的用量比为2:2.5-3.5:2.5-3.5:2。

21、优选地，步骤s4中，优化改造规模包括优化最佳施工排量和优化最佳支撑剂用量。

22、优选地，步骤s4中，所述滑溜水和所述高粘压裂液由所述变粘压裂液稠化剂加水稀释得到。

23、优选地，所述滑溜水的粘度＜20mpa·s，所述高粘压裂液的粘度＞120mpa·s。

24、优选地，步骤s6中，所述携砂液含有变粘压裂液稠化剂和支撑剂。

25、优选地，步骤s6包括：泵注过程中，如果施工压力升高0.5mpa/min并持续3min以上，则增加携砂液粘度20mpa·s，更换比设计低一级别粒径支撑剂，如果压力持续升高，则增加携砂液粘度，同时降低支撑剂粒径，如果施工压力仍持续增加，则增加携砂液粘度的同时，停止加砂，保证安全施工；如果施工压力降低0.5mpa/min并持续3min以上，则降低携砂液粘度20mpa﹒s，更换比设计高一级别粒径支撑剂，如果施工压力持续降低，则降低携砂液粘度，同时增加支撑剂粒径。

26、与现有技术相比，本发明的有益效果主要体现在：本发明提供了一种复杂油气储层改造过程中适时调控工艺参数压裂的新方法，核心包括三个方面：首先，开展复杂油气储层非均质性，差异系数评估，根据本井直井纵向或水平井横向各个小层或与3-5口邻井，对比储层物性、地应力等，得出差异系数；其次，根据储层差异系数，优化设计变粘压裂液稠化剂用量和改造规模，实际准备的液体量和砂量按照储层差异系数偏差，增加相应比例，变粘压裂液稠化剂采用可变粘压裂液乳液，支撑剂材料采用组合支撑剂材料，包括陶粒和石英砂；再次，施工过程适时调控，尤其加砂过程，根据施工压力变化，适时调控工艺参数，实时改变稠化剂用量及支撑剂材料。最终实现复杂储层高效安全施工同时充分改造储层，实现降本增效双目标。