一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺.pdf

(19)国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN115163020A(43)申请公布日2022.10.11(21)申请号202210774766.XE21B43/27(2006.01)(22)申请日2022.07.01(71)申请人中国石油化工股份有限公司地址100027北京市朝阳区朝阳门北大街22号申请人中国石油化工股份有限公司华东油气分公司(72)发明人姚红生张龙胜熊炜雷林张建房启龙(74)专利代理机构镇江京科专利商标代理有限公司32107专利代理师张宁波(51)Int.Cl.E21B43/26(2006.01)E21B43/267(2006.01)权利要求书2页说明书6页附图2页(54)发明名称一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺(57)摘要本发明公开了一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺。它包括以下步骤：步骤S10：根据页岩油水平井地质和工程数据，确定裂缝参数及压裂工艺主体参数；步骤S20：通过井筒向储层注入酸液进行酸预处理；步骤S30：注入压裂液，逐步提排量至设计最高排量的85%‑90%；步骤S40：第一次压裂；步骤S50：停泵压力扩散；步骤S60：第二次压裂；步骤S70：参照上述步骤，完成剩余段的压裂加砂。有益效果：有效提高了页岩油水平井缝网压裂后的产量，尤其是，与三级支撑剂加砂、变排量变粘度控压造缝工艺相结合，二次加砂增加改造区域内的裂缝复杂程度，改善纹层缝的支撑效果，提高了各级裂缝的导流能力，大幅提高了页岩油水平井产量。CN115163020ACN115163020A权利要求书1/2页1.一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，包括以下步骤：步骤S10：根据页岩油水平井地质和工程数据，采用已知的模拟软件确定裂缝参数及压裂工艺主体参数；步骤S20：通过井筒向储层注入酸液进行酸预处理；步骤S30：注入压裂液，逐步提排量至设计最高排量的85%‑90%；步骤S40：第一次压裂，压裂步骤如下：a、泵入前置低黏压裂液，添加0.03‑0.06%的洗油剂或降粘剂；b、泵入低黏度的滑溜水携带小粒径支撑剂进入纹层理缝和微裂缝填充微裂缝；c、泵入中高黏度的滑溜水携带中粒径支撑剂进入分支缝网填充分支裂缝形成支撑剂层；d、泵入中‑高黏滑溜水携带大粒径支撑剂进入主缝填充主裂缝形成高导流支撑剂层；e、泵注过程中，跟踪压力变化，提升或降低排量控制压力平衡；步骤S50：完成泵注液量和砂量后停泵，压力扩散1‑2小时；步骤S60：第二次压裂，压裂步骤如下：a、泵入低黏度的滑溜水携带小粒径支撑剂进入新的纹层理缝和微裂缝网填充微裂缝；b、泵入中黏度的滑溜水携带中粒径支撑剂进入新分支缝网填充分支裂缝形成支撑剂层；c、泵入中‑高黏滑溜水携带大粒径支撑剂进入主缝填充主裂缝形成高导流支撑剂层；d、泵注过程中，跟踪压力变化，提升或降低排量控制施工压力，增加净压力，促进缝网有序延伸，完成缝网饱充填；步骤S70：参照上述步骤，完成剩余段的压裂加砂。2.根据权利要求1所述的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于，所述步骤S10，在已有的地质资料的基础上，使用常规的裂缝扩展模拟软件导入地质数据，建立地质模型，模拟裂缝系统，再模拟实现上述裂缝参数，所需要的压裂工艺参数；根据权利要求1所述的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于：所述步骤S20中，每段用酸量20‑40m3，泵注排量1‑1.5m3/min。3.根据权利要求1所述的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于：所述步骤S20中的酸液包括盐酸、高温缓蚀剂、助排剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂。4.根据权利要求1所述的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于：所述步骤S30中，逐步提排量方式控制近井地带裂缝，在施工限压下提排量至设计最高排量的85%‑90%，余15‑10%的排量用于控制施工过程的延伸压力平衡；根据权利要求1所述的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于：所述步骤S40中滑溜水包括高效减阻剂、复合防膨剂、杀菌剂、表面活性剂。5.根据权利要求1所述的的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于：所述步骤S40中第一次压裂，泵注滑溜水液量、支撑剂量为单段设计总量的50%；其中各粒径支撑剂占比为：小粒径支撑剂体积:中粒径支撑剂体积:大粒径支撑剂体积=2:2:1。6.根据权利要求1所述的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于：所述步骤S40中，低黏滑溜水为浓度0.08‑0.15%的减阻剂；中黏滑溜水为浓度0.16‑0.20%的减阻剂；中‑高黏滑溜水为浓度0.21‑0.3%的减阻剂。2CN115163020A权利要求书2/2页7.根据权利要求1所述的页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺，其特征在于：所述步骤S40中的支撑剂可采用多级粒径支撑剂，有100/200目支撑剂、70/140目支撑剂、40/7