一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法

摘要

本发明提供了一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法，属于油气开采领域。本发明秉承“地质油藏、压裂改造、开采模式”一体化理念，通过缩短段簇间距，增加裂缝密度，提高加砂强度，采用长效暂堵实现不停泵转层，100％压开射孔簇，减少甚至不用桥塞，强化裂缝控藏、能量补充、渗吸驱替同步化，通过裂缝控制基质单元，实现储量“全”可采，基质中油气所需驱动压差大幅度降低，可动用储量大幅度上升。

说明书

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法。

技术背景

国内外大量生产测井和井下成像数据表明，多簇射孔水平井压裂，无论桥塞/管内封隔器分段，分段布孔时没有充分考虑储层的非均质性、射孔与产能匹配、三向应力和缝间应力干扰对簇间破裂压力的影响等，压裂时簇间孔眼进液差异大，导致水平井段相当部分射孔簇没有压开，地质储量没有得到有效动用，压裂改造效果与地质预期差距大，存在单井采收率低的问题。

发明内容

有鉴于此，本发明的目的在于提供一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法。本发明提供的非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法采收率高。

为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：

本发明提供了一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法，包括以下步骤：

地质甜点与工程甜点紧密结合，精细划分层段，单段不跨层，增产措施差异化；

缩小段长、缩短簇间距，密切割储层，所述段长为30～50m，所述簇间距为5～8m；

利用裂缝控制剂压开所有射孔簇，使裂缝纵横向连通，形成超级复杂立体裂缝网络；

采用油气驱替型速溶纳米压裂液体系，实现动态扩展裂缝网络内油水/气水置换驱替；

沿水平井筒高强度注液、高强度铺砂，形成整体渗流，建立大规模立体基质渗流，进行分段压裂。

优选地，当所述射孔簇的间距为15～20m时，控制开采面积仅在主缝附近，缝间无有效驱替。

优选地，所述非常规储层水平井的储层渗透率≤200nD。

优选地，所述射孔簇每簇射开5～8孔，按照每簇6孔×60°×簇长0.3m设计非定向射孔。

优选地，所述油气驱替型速溶纳米压裂液体系包括纳米滑溜水和纳米线性胶，所述纳米滑溜水和纳米线性胶的体积比为2:1或3:2。

优选地，所述砂为石英砂和低密度陶粒，所述石英砂粒径为70/140目，陶粒粒径为40/70目、30/50目或20/40目。

优选地，所述铺砂时，先铺石英砂，然后铺低密度陶粒，所述低密度陶粒为40/70目单独使用、40/70目与30/50目混用或30/50目与20/40目混用。

优选地，所述石英砂与陶粒的体积比为2:8或3:1。

优选地，所述分段压裂时，新井以长效暂堵为主，少桥塞或无桥塞；老井以全井长效暂堵为主，无机械封隔工具。

优选地，所述长效暂堵使用的控制剂为可降解生物复合树脂类，簇间用量为300～500kg/次，缝内用量为100～300kg/次。

本发明提供了一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法，包括以下步骤：地质甜点与工程甜点紧密结合，精细划分层段，单段不跨层，增产措施差异化；缩小段长、缩短簇间距，密切割储层，所述段长为30～50m，所述簇间距为5～8m；利用裂缝控制剂压开所有射孔簇，使裂缝纵横向连通，形成超级复杂立体裂缝网络；采用油气驱替型速溶纳米压裂液体系，实现动态扩展裂缝网络内油水/气水置换驱替；沿水平井筒高强度注液、高强度铺砂，形成整体渗流，建立大规模立体基质渗流，进行分段压裂。

本发明秉承“地质油藏、压裂改造、开采模式”一体化理念，缩短段簇间距，增加裂缝密度，提高加砂强度(≥3.0m³/m)，通过长效暂堵实现不停泵转层，100％压开射孔簇，减少甚至不用桥塞(大幅度提高施工效率，日施工层段可由3段提高到5～6段)，强化裂缝控藏、能量补充、渗吸驱替同步化(使用速溶纳米压裂液)，通过缝控基质单元，实现储量“全”可采，基质中油气所需驱动压差大幅度降低，可动用储量大幅度上升；缝控体积压裂可提高单井采收率25～40％，而常规体积压裂段簇间距设计，有效控制面积仅仅在主缝附近，缝间无有效驱替，裂缝控藏体积压裂则通过减小段簇间距，增加裂缝控制面积，整体降低生产饱和度，形成连片控制区域，从而大幅度增加压后产量，实现“全”可采，基质中的油气所需驱动压差大幅度降低，可动用储量大幅度上升。实施井例的数据表明，本发明采用的非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法，压后测试产量平均可提高50％以上，累计产量平均可提高30％以上。

附图说明

图1为不同地区不同渗透率的启动压力梯度；

图2为不同启动压力梯度的渗流距离；

图3为不同驱动压差下流体渗流距离与渗透率关系；

图4为每簇6孔×60°×6孔/英尺孔密设计的实物图；

图5为二叠纪盆地压裂砂目数变化图；

图6为DJ-Niobrara压裂砂目数变化图；

图7为气井储层渗透率与簇间距的关系图；

图8为油井储层渗透率与簇间距的关系图；

图9为常规滑溜水与纳米滑溜水作用距离对比图；

图10为常规滑溜水与纳米滑溜水吸附对比图；

图11为直井与水平井支撑剂受力分析对比图；

图12为不同目数的支撑剂充填多尺度裂缝示意图；

图13为不同井号不同段下不同70/140目粉砂占比动态转向作用示意图；

图14为单孔排量Q-Pf曲线；

图15为Q-N_min曲线；

图16为Q-N_max曲线；

图17为压后排液求产曲线。

具体实施方式

本发明提供了一种非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法，包括以下步骤：

地质甜点与工程甜点紧密结合，精细划分层段，单段不跨层，增产措施差异化；

缩小段长、缩短簇间距，密切割储层，所述段长为30～50m，所述簇间距为5～8m；

利用裂缝控制剂压开所有射孔簇，使裂缝纵横向连通，形成超级复杂立体裂缝网络；

采用油气驱替型速溶纳米压裂液体系，实现动态扩展裂缝网络内油水/气水置换驱替；

沿水平井筒高强度注液、高强度铺砂，形成整体渗流，建立大规模立体基质渗流，进行分段压裂。

在本发明中，所述非常规储层水平井裂缝间距优选为15～20m时，控制开采面积仅在主缝附近，缝间无有效驱替；缝间距减小，缝控面积增加，生产饱和度整体降低，形成连片控制区域；渗透率越低，缩小缝间距越有利于增加压后产量；当K＝0.1mD时，缩小缝间距至20m、10m时，“缝控储量”增加2.2及3.5倍。

在本发明中，渗透率越低，需要的裂缝条数越多，累计产量、采出程度越高。

在本发明中，所述非常规储层水平井储层的渗透率优选为≤200nD。

在本发明中，当渗透率降低到0.1mD以下，流体从基质向裂缝流动的启动压力梯度增大，在相同的流动距离下，渗透率降低1个数量级，所需的流动压差将增加1个数量级；由于高的启动压差，相同时间下，流体可流动的距离就短，满足流体流动的有效体积有限。

本发明缩小段长、缩短簇间距，密切割储层，所述段长为30～50m，所述簇间距为5～8m。

在本发明中，所述每簇优选设有5～8孔，按照6孔×60°×6孔/英尺的孔密设计非定向射孔。

本发明优选利用可降解生物复合树脂类裂缝控制剂压开所有射孔簇，使裂缝纵横向连通，形成超级复杂立体裂缝网络。本发明对所述可降解生物复合树脂类裂缝控制剂的来源没有特殊的限定，采用本领域技术人员熟知的物质即可。

本发明采用油气驱替型速溶纳米压裂液体系，实现动态扩展裂缝网络内油水/气水置换驱替。

在本发明中，所述速溶纳米压裂液体系包括纳米滑溜水和纳米线性胶，所述纳米滑溜水和纳米线性胶的体积比优选为2:1或3:1。本发明对所述纳米滑溜水和纳米线性胶的来源没有特殊的限定，采用本领域技术人员熟知的市售商品即可。

本发明沿水平井筒高强度注液、高强度铺砂，形成整体渗流，建立大规模立体基质渗流，进行分段压裂。

在本发明中，所述砂优选为石英砂和低密度陶粒，所述石英砂粒径优选为70/140目，陶粒粒径优选为40/70目、30/50目或20/40目。在本发明中，所述40/70目指由40目和70目构成，30/50目指由50目和30目构成，20/40目指由20目和40目构成。

在本发明中，所述铺砂时，优选先铺石英砂，然后铺低密度陶粒，所述低密度陶粒优选为40/70目单独使用、40/70目与30/50目混用或30/50目与20/40目混用。

在本发明中，所述石英砂与陶粒的体积比优选为2:8或3:1。

在本发明中，所述分段压裂时，新井优选长效暂堵为主，少桥塞或无桥塞，老井优选全井长效暂堵。

在本发明中，所述长效暂堵使用的裂缝控制剂优选为生物复合树脂类，簇间用量优选为300～500kg/次，缝内用量优选为100～300kg/次。

为了进一步说明本发明，下面结合实例对本发明提供的非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井方法进行详细地描述，但不能将它们理解为对本发明保护范围的限定。

水力裂缝控制油藏体积压裂理念：

1、强化裂缝控藏的缝间距

图1为不同地区不同渗透率的启动压力梯度，图2为不同启动压力梯度的渗流距离，图3为不同驱动压差下流体渗流距离与渗透率关系，由图1～3可知，渗透率降低到0.1mD以下，流体从基质向裂缝流动的启动压力梯度增大；在相同的流动距离下，渗透率降低1个数量级，所需的流动压差将增加1个数量级；由于高的启动压差，相同时间下，流体可流动的距离就短，满足流体流动的有效体积有限。

缝间距较大时，有效控制面积仅在主缝附近，缝间无有效驱替；缝间距减小，缝控面积增加，生产致饱和度整体降低，形成连片控制区域。

渗透率越低，缩小缝间距越有利于增加压后产量；K＝0.1mD时，缩小缝间距至20m、10m时，“缝控储量”增加2.2及3.5倍。

结合裂缝扩展实验、储层流体参数，基于最短基质渗流理论和缝间应力干扰理论，模拟储层条件裂缝控制间距与采出程度的匹配参数，实现科学、经济性布缝。

2、强化裂缝控藏的裂缝条数

当储层渗透率≤0.1md时，储层渗透率越低，动用井控储量所需要的裂缝条数越多，累计产量、采出程度越高。

3、强化裂缝控藏的射孔优化

图4为每簇6孔×60°×6孔/英尺孔密设计的实物图，经过长期实践，每簇5～8孔，1英尺簇长成为多数射孔方案的选择。研究同样表明，对于非定向射孔，每簇6孔×60°×6孔/英尺孔密设计有最高的概率(68％)将至少两个炮眼定位在环井眼低应力弧内，对比其他设计组合有着较大的地层连通性，较小的近井眼曲迂度，和相对较低的施工压力。降低或升高每簇孔数都会打破这一平衡，使上述概率降低到50％。

4、强化裂缝控藏的分段压裂方式

新井长效暂堵为主，少桥塞或无桥塞；

老井全井长效暂堵。

5、全程高强度加砂

图5为二叠纪盆地压裂砂目数变化图，由图5可知，二叠纪盆地100目压裂砂目数从2015年到2016年开始占据主导地位，2016年已经达到50％以上，而20-40目的压裂砂占比急剧减少。

图6为DJ-Niobrara压裂砂目数变化图，由图6可知，DJ-Niobrara 40/70的压裂砂逐渐占据主导地位，2016年占比达到70％，20/40目的压裂砂占比同样急剧下降。

结合图5～6，可知，本发明针对水平段长1500～2000m，压裂级数为40～60级(240～360簇)，单井加砂量设为4500～10000吨，加砂强度达到2.0～4.0m³/m。

6、裂缝控藏体积压裂优化设计

1)细分小层，精细分段，优化射孔位置和工艺措施

综合水平段测井品质(高伽马GR、高声波AC、低密度DEN)、储层品质(高有机碳含量TOC、高孔隙度POR、高含气性或气测全烃)、可压性(表征人工裂缝复杂程度的裂缝分维导数，值越低可压性越好，裂缝越复杂)，纵向上精细划分小层，单段不跨小层。

射孔位置选择除综合考虑测井品质、储层品质和可压性外，还要考虑三向应力、缝间干扰导致的破裂压力增量、射孔与产能的匹配等因素，降低段内射孔簇开启的差异性，实现均匀进液，有效成缝。

每段针对性工艺措施，依据可压性评价值选择。

2)优化簇间距

表1为不同孔渗油气储层簇间距推荐值。

表1不同孔渗油气储层簇间距推荐值

gasK(md)φU(mpa.s)Ctspace(m)0.00030.080.0231.24E-021.14E+000.0030.080.0231.24E-023.59E+000.010.080.0231.24E-026.56E+000.10.080.0231.24E-022.08E+010.20.080.0231.24E-022.94E+010.30.080.0231.24E-023.59E+0110.080.0231.24E-026.56E+0120.080.0231.24E-029.28E+01oil0.0010.11.6231.20E-037.10E-010.100.11.6231.20E-037.10E+001.000.11.6231.20E-032.25E+0110.000.11.6231.20E-037.10E+01

图7为气井渗透率与簇间距的关系图，图8为油井渗透率与簇间距的关系图，由图7～8可知，渗透率越低，簇间距设计越小，基质渗流越容易建立。

3)优选压裂液：纳米滑溜水+纳米线性胶

图9为常规滑溜水与纳米滑溜水作用距离对比图，图10为常规滑溜水与纳米滑溜水吸附对比图，由图9～10可知，纳米滑溜水+纳米线性胶应用效果良好，作用距离大，吸附作用小。

纳米滑溜水+纳米线性胶初期18个月产量明显优于常规滑溜水，能够减少储层吸附，促进气水置换，发挥纳米材料功能，提高单井产量。且纳米滑溜水+纳米线性胶组成的压裂液无需配液，不需要混配车和缓冲罐。

纳米滑溜水以及纳米线性胶的体积比2∶1或3∶1。

4)支撑剂优化-强度和粒径选择

以往支撑剂优选，仅仅考虑了闭合压力，忽略了支撑剂实际有效受力，导致选择强度过高，成本增加过大。本发明中，支撑剂的选择以实际受力为原则来确定。

压后初期：有效压力＝闭合压力(最小主应力)+裂缝变形应力-停泵压力-静液柱压

生产过程：有效压力＝闭合压力(最小主应力)+裂缝变形应力-井底流压

表2为不同支撑剂类型的性能参数，图11为直井与水平井支撑剂受力分析对比图，由表2和图11可知，使用石英砂代替中密高强陶粒和高强陶粒是可行的。

通过大规模压裂改造，增产同时降低了支撑剂受力，水平井好于直井，水平井支撑剂有效压力仅为直井50～60％。以往对支撑剂的优选(69MPa闭合压力)高于实际受力(16～25MPa)。

表2不同支撑剂类型的性能参数

以M6004井为例，考察支撑剂有效压力：储层中部深度3900m，闭合应力62MPa。表3为实验结果，表明支撑剂实际受力远低于62MPa。

表3支撑剂有效压力测定结果

阶段有效压力增加速率作用时间①0.1334MPa/d(7.5MPa-16.2MPa)60d②0.0556MPa/d(16.2MPa-21.34MPa)180d③0.056MPa/d(21.3MPa-20.5MPa)240d

表4为不同目数的支撑剂充填裂缝缝宽预测表，图12为不同目数的支撑剂充填多尺度裂缝示意图，由表4和图12可知，天然石英砂的粒径为70/140目、40/70目、30/50目或20/40目。70/140目粉砂的作用为动态转向提高裂缝复杂性。通过研究70/140目粉砂以及40/70目石英砂的施工压力情况，在70/140目粉砂占比分别为50％、75％以及60％的情况下，加砂阶段压力曲线在小范围内持续波动，表现为典型的小横切缝发育，ESRV明显增大；70/140目粉砂和30/50目粉砂分段连续加砂可有效开启并充填弱面缝。由以上可知，70/140目粉砂在动态转向、提高裂缝复杂性、增加ESRV、有效降低砂堵发生几率上发挥的作用颠覆了传统认识。

图13为不同井号不同段下，不同70/140目粉砂占比的动态转向作用示意图，由图13可知，70/140目粉砂具有良好的打磨降滤和动态转向作用，连续线性加砂较段塞式加砂获得的裂缝复杂程度更高，波及范围更宽，ESRV更大。

在本发明中，铺砂时，先铺70/140目的天然石英砂，然后依次铺40/70目和30/50目的天然石英砂，最后以20/40目的天然石英砂封口。

表4不同目数的支撑剂充填裂缝缝宽预测表

5)优化长效暂堵剂

采用可降解生物复合树脂类高性能暂堵材料。

对于非常规水平井段内多级压裂，实时计算破裂后和裂缝延伸过程中的孔眼摩阻和孔眼开启数量判断裂缝开启数量和裂缝形态，决定不同时间点的加砂浓度，并计算最终暂堵剂的投入用量。

表5为射孔孔眼与最佳排量的关系，表6为射孔孔眼与排量、孔眼内外压差以及设计孔数的关系，图14为单孔排量Q-Pf曲线，图15为Q-N_min曲线，图16为Q-N_max曲线。

表5射孔孔眼与最佳排量的关系

表6射孔孔眼与排量、孔眼内外压差以及设计孔数的关系

现场应用情况：

实例1：缩小段、簇间距+油井纳米压裂液+全程石英砂高强度加砂

松辽盆地扶余致密油-缩短段、簇间距，增大缝间干扰，形成复杂裂缝；

松辽盆地扶余致密油面积：10000km²

油层埋深：1850～2600m

油层厚度：2～10m(最厚40m)

单井产量：0.5～3t/d最高20t/d

物性：孔隙度6％～10％，渗透率0.01～1mD

原油性质：密度0.8～0.86g/cm³，粘度：3～15mPa·s

地层压力系数:0.97～1.06

优越的源储配置关系是扶余致密油形成的关键

扶余油层为上生下储：源储紧邻

烃源岩：青一段湖湘泥岩

储层：泉四段三角洲砂体

目的层扶余(油层厚4.2m，孔隙度13～16％，渗透率1mD)实钻水平段2660m，解释油层1158.6m。

本井采用套管压裂，速钻桥塞+暂堵分段限流压裂工艺(设计11段332簇)，挤入纳米压裂液(滑溜水:线性胶＝3:2)总量59608.0m³、加入覆膜石英砂5084m³。

图17为压后排液求产曲线，由图17可知，使用本发明提供的完井方法实现了大幅度增产。

实例2：细分小层+精细分段布孔+针对性压裂工艺

JY52-6HF-细分小层，精细分段布孔，一段一策

表7为JY52-6HF-细分小层，精细分段布孔数据，由表7可知，构造复杂，埋深增加(2883～3861m)，穿行层位跨度较大(①-⑨号层、涧草沟)。

表7 JY52-6HF-细分小层，精细分段布孔数据

井号构造穿行层位垂深(m)水平段长(m)段数5HF乌江断鼻①-⑨浊积砂3105-32001100.38176HF白马向斜④-⑧3397-36471056178HF平桥断背斜③2883-30111585.552269-2HF吊水岩向斜①～⑦涧草沟3502-372215742481-2HF焦石坝背斜①～⑨涧草沟2968-386119172860-5HF石门向斜①～③3231-3816174225

表8对比井产量数据

非常规储层水平井裂缝控藏体积压裂完井技术秉承“地质油藏、压裂改造、开采模式”一体化理念，缩短簇间距，增加裂缝密度，提高加砂强度(≥2.0m³/m)，通过长效暂堵实现不停泵转层，100％压开射孔簇，减少甚至不用桥塞(大幅度提高施工效率，日施工层段可由3段提高到5-6段)，强化裂缝控藏、能量补充、渗吸驱替同步化，使用速溶纳米压裂液，通过缝控基质单元，实现储量“全”可采，基质中天然气所需驱动压差大幅度降低，可动用储量大幅度上升。

缝控体积压裂可提高单井采收率25～40％。

目前体积压裂簇间距设计较大，有效控制面积在主缝附近，缝间无有效驱替；缝控体积压裂通过减小簇间距，缝控面积增加，生产致饱和度整体降低，形成连片控制区域，有利于增加压后产量。

同比目前体积压裂，缝控体积压裂压后测试产量平均可提高50％以上，累计产量平均可提高30％以上。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，并非对本发明作任何形式上的限制。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。