本发明专利技术涉及油气田开发深层裂缝性储层改造技术领域，公开了一种深层裂缝性储层逆复合改造方法。该方法包括：泵注冻胶压裂液，压开储层，在近井筒形成I级主裂缝；泵注混砂液，支撑I级主裂缝，形成II级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和20～40目陶粒；泵注混砂液，支撑I级主裂缝和II级次生裂缝，形成III级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和30～50目陶粒；泵注混砂液，支撑II级次生裂缝和III级次生裂缝，形成IV级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和40～70目陶粒；泵注混砂液，支撑III级次生裂缝和IV级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和70～140目粉陶。该方法在井底目的层改造段形成复杂缝网，还能提高有效改造体积。体积。体积。
【技术实现步骤摘要】
一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统
[0001]本专利技术涉及油气田开发深层裂缝性储层改造
，具体涉及一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统。
技术介绍
[0002]深层油气资源丰富，截止2020年，国内深层石油储量约3500亿吨，天然气储量约300万亿方，其中，石油探明储量约120亿吨、天然气探明储量约10万亿方，动用率均不足4％，具有较大的勘探开发潜力。
[0003]深层油气储层，由于强烈的压实作用，储层较致密，基质孔隙度主要分布在3.5～7.5％，不经过储层改造很难获得较高产量与经济效益。由于“三超”特征明显面临超深(6500～9000m)、高温(150～200℃)、高压(105～150MPa)的世界级难题，给储层改造研究及技术应用带来诸多难题。深层油气一般天然裂缝较发育，以库车山前主力层段白垩系巴什基奇克组为例，在燕山期至喜马拉雅晚期剧烈造山影响下，储层具有构造油气藏特征，在强烈构造挤压作用下，天然裂缝较发育，胶结状态复杂多样，区域分布非均质性较强。因此，如何利用天然裂缝实施更好的储层改造，是深层裂缝性储层提产提效的关键。
[0004]针对深层裂缝性储层改造及复合压裂等技术，公开报道文献较多。
[0005]中国专利申请CN111985669A提供了一种裂缝性储层的改造方式选择方法、装置和设备，该方法包括：确定储层中M条裂缝中,每条裂缝被激活时需要的第一最小加压压力；根据每条裂缝对应的第一最小加压压力,确定N条裂缝被激活时需要的第二最小加压压力；根据该第二最小加压压力和该第二最小加压压力对应的裂缝的水平最小主应力，确定第二最小加压压力对应的裂缝的激活净压力值；根据该激活净压力值选择储层的改造方式；该改造方式包括酸化改造、酸压改造或加砂压裂改造。本专利技术提供的裂缝性储层的改造方式选择方法、装置和设备,提高了储层改造的成功率和准确性。
[0006]中国专利申请CN110761765A公开了一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法。包括：步骤(1)参数评估及优化；步骤(2)下桥塞射孔联作作业；步骤(3)酸预处理作业；步骤(4)低粘度滑溜水或酸性滑溜水造缝施工；步骤(5)混合支撑剂加砂封堵主裂缝施工；步骤(6)台阶式升排量施工；步骤(7)140～210目与70～140目支撑剂混合注入施工；步骤(8)高粘压裂液不加砂冲洗主裂缝施工；步骤(9)第二及第三个主裂缝封堵及后续施工；重复步骤5)～步骤8)；然后,重复步骤5)～7)；步骤(10)主裂缝高粘度压裂液加砂施工；步骤(11)顶替作业。本专利技术可以提高储层改造时裂缝的复杂程度及改造体积,从而实现页岩气井的高效增产。
[0007]分析公开文献报道可知，针对裂缝性储层改造，学者多是以研究如何开启天然裂缝为主，天然裂缝对产量起到决定性作用的基本认识，得到大家一致认可，从而开展了大量天然裂缝开启的机理研究。工艺方法方面，以进行改造前预处理为主，提前泵注酸液，分析认为，改造施工前，优选泵注一定量酸液体系，可溶蚀天然裂缝内胶结物，更有利于后期泵
注压裂液促使天然裂缝开启。部分学者认为，改造施工前期泵注滑溜水有利于促使天然裂缝开启。目前学者研究，主要聚焦如何开启利用天然裂缝。但未深入分析，储层改造过程中，如近井筒天然裂缝开启过多，则在近井筒难以形成主裂缝，近井筒多裂缝状态下，加砂敏感性显著提高，尤其深层/超深储层改造，难以实施高排量施工，近井筒多裂缝，造成单缝缝宽较窄，单缝流量低，加砂风险极高，难以实施安全高效施工。
[0008]复合改造技术方面，目前公开报道文献中，复合压裂的技术种类多样，大致可分为：低粘压裂液(滑溜水)与高粘压裂液(线性胶、冻胶)复合，主要做法为，前期泵注低粘压裂液当做前置液或部分前置液，后期采用高粘压裂液携砂；酸液与压裂液复合，优先泵注不同酸液体系，后期泵注不同类型压裂液，仍然是以低粘液体(酸液、压裂液)优先泵注，后期泵注高粘压裂液；不同气体(CO2、N2)等与液体(酸液、压裂液)进行复合改造，同样是优先泵注低粘流体
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气体，后期泵注高粘改造液(压裂液、酸液等)。因此，总结目前的复合改造技术，显著体征为低粘流体与高粘流体复合，泵注顺序为优选泵注低粘流体(滑溜水、酸液、气体等)，流体粘度一般小于10mpa.s，改造中后期泵注高粘流体(线性胶、冻胶压裂液)，液体粘度最高达到200mpa.s。
[0009]总结公开文献，针对深层/超深层裂缝性储层改造，目前尚未有逆复合改造工艺方法的报道。已有深层/超深层裂缝性储层复合改造主要包括酸液与压裂液、滑溜水与冻胶的复合改造，采用酸液及滑溜水激活天然裂缝，然后泵注冻胶携砂，支撑裂缝。这种复合方式，存在很大缺陷，包括两个方面：首先，加砂前酸液及滑溜水比较容易激活天然裂缝，则激活的天然裂缝与人工裂缝容易在近井筒形成多裂缝，分散了改造液进液通道，降低单缝流量，且单缝缝宽也较窄。尤其对于6000m以上的深井/超深井，施工排量一般低于7m3/min，这种情况更严重，造成加砂敏感，施工风险较高。其次，后期采用冻胶携砂，冻胶压裂液携砂性能比较好，但其粘度较高，一般大于150mpa.s，高粘液体加砂顺序为先泵注小粒径、再泵注中粒径、后期尾追大粒径陶粒。高粘液体穿越微细天然裂缝时，很难进入其中，不利于在远井带激活天然裂缝和携带支撑剂支撑部分半充填
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半开启的天然裂缝，导致难以在远井带借助天然裂缝形成缝网系统，难以提高有效改造体积。
[0010]综上所述，现有深层裂缝性储层改造工艺，难以满足提高有效改造体积的技术需求，需专利技术一种既满足安全高效施工，同时可提高有效改造体积的工艺方法，实现增产增效双目标。
技术实现思路
[0011]本专利技术的目的是为了克服现有技术存在的现有深层裂缝性储层改造工艺，难以满足提高有效改造体积的技术需求，难以实现增产增效双目标的问题，提供一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统，该方法采用与常规改造相反的逆复合改造工艺，实现在井底目的层改造段形成复杂缝网的同时，还能使不同粒径支撑剂与不同尺度需要支撑的裂缝合理匹配，提高有效改造体积及改造效果，改造增产效果显著。
[0012]为了实现上述目的，本专利技术一方面提供一种深层裂缝性储层逆复合改造方法，该方法包括以下步骤：
[0013](1)泵注冻胶压裂液，压开储层，并在储层射孔段近井筒形成I级主裂缝；
[0014](2)泵注第一混砂液，支撑I级主裂缝，并形成II级次生裂缝，其中，所述第一混砂
液含有第一滑溜水和20～40目的高强度陶粒；
[0015](3)泵注第二混砂液，支撑I级主裂缝和II级次生裂缝，并形成III级次生裂缝，其中，所述第二混砂液含有第二滑溜水和30～50目的高强度陶粒；
[0016](4)泵注第三混砂液，支撑II级次生裂缝和III级次生裂缝，并形成IV级次生裂缝，其中，所述第三混砂液含有第三滑溜水和40～70目的高强度陶粒；
[0017](5)泵注第四混砂液，支撑III级本文档来自技高网...
【技术保护点】
【技术特征摘要】
1.一种深层裂缝性储层逆复合改造方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：(1)泵注冻胶压裂液，压开储层，并在储层射孔段近井筒形成I级主裂缝；(2)泵注第一混砂液，支撑I级主裂缝，并形成II级次生裂缝，其中，所述第一混砂液含有第一滑溜水和20～40目的高强度陶粒；(3)泵注第二混砂液，支撑I级主裂缝和II级次生裂缝，并形成III级次生裂缝，其中，所述第二混砂液含有第二滑溜水和30～50目的高强度陶粒；(4)泵注第三混砂液，支撑II级次生裂缝和III级次生裂缝，并形成IV级次生裂缝，其中，所述第三混砂液含有第三滑溜水和40～70目的高强度陶粒；(5)泵注第四混砂液，支撑III级次生裂缝和IV级次生裂缝，其中，所述第四混砂液含有第四滑溜水和70～140目的粉陶；所述第一滑溜水的粘度≥所述第二滑溜水的粘度≥所述第三滑溜水的粘度≥所述第四滑溜水的粘度，所述第一滑溜水的粘度≤25mPa
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s。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述冻胶压裂液在170S
‑1高速剪切120min条件下的粘度≥150mPa
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s。3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，以所述冻胶压裂液、所述第一混砂液、所述第二混砂液、所述第三混砂液和所述第四混砂液的总液量为基准，所述冻胶压裂液用量为总液量的28～32体积％...
【专利技术属性】
技术研发人员：孙永鹏，杨战伟，翁定为，王丽伟，王辽，高莹，马泽元，陈铭，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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