一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺制造技术

本发明专利技术公开了一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺，涉及超深高温油气藏裂缝性储层改造技术领域。本发明专利技术包括以下步骤：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；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；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。本发明专利技术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。力。力。

【技术实现步骤摘要】
一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺


[0001]本专利技术涉及超深高温油气藏裂缝性储层改造
，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。

技术介绍

[0002]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。
[0003]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。
[0004]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。
[0005]现有技术中，经检索，具有以下数据内容：
[0006](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
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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；
[0007](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；
[0008](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
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140目粉陶配制的携砂液；随后再注入由40
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70目小陶粒配制的携砂液；
[0009](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。
[0010](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。
[0011](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。
[0012]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。
[0013]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。

技术实现思路

[0014]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，本专利技术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。
[0015]本专利技术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：
[0016]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：
[0017]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；
[0018]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；...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺，其特征在于，包括以下步骤：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；S102、根据模拟温度场，确定可携砂滑溜水稠化剂使用浓度；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；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；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
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2小时后开井返排。2.根据权利要求1所述的一种超深高温裂缝性储层提高有效改造体积的工艺，其特征在于，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
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测井测试温度点深度)
×
地温梯度，利用Fracpro
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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。3.根据权利要求2所述的一...

【专利技术属性】
技术研发人员：王铭伟，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：