一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺.pdf

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN112324411A(43)申请公布日2021.02.05(21)申请号202011204132.8E21B33/13(2006.01)(22)申请日2020.11.02E21B43/267(2006.01)C09K8/68(2006.01)(71)申请人中国石油化工股份有限公司地址100728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江汉油田分公司石油工程技术研究院(72)发明人邓明坚徐毓珠胡勇钱勇牟莎莎李保林修贺刘建中盛剑唐芳姜靖辉(74)专利代理机构湖北武汉永嘉专利代理有限公司42102代理人刘秋芳李欣荣(51)Int.Cl.E21B43/26(2006.01)权利要求书1页说明书8页(54)发明名称一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺(57)摘要本发明公开了一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，首先将高粘压裂液注入地层造缝，按递增的砂比进行分次注液完成一次造缝；加砂结束后降排量注入暂堵剂封堵裂缝；然后提升排量提高裂缝净压迫使裂缝转向并重复上述造缝工艺，其中砂比增至50‑70％时尾追加入自分散可降解纤维；最后压裂顶替液。本发明针对疏松砂岩储层特征，将现有的预充填压裂防砂工艺转变为高导流复杂长缝压裂工艺，结合高砂比大排量大液量、组合暂堵剂、组合支撑剂与纤维结合充填裂缝等手段，初次形成高导流长缝后，利用暂堵剂封堵已有裂缝，再次迫使裂缝转向，以实现造长缝、增大有效改造体积和有效控制防砂的压裂效果，显著提高疏松砂岩稠油油藏采收率。CN112324411ACN112324411A权利要求书1/1页1.一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，包括一次造高导流长缝、暂堵、二次转向造高导流长缝和压裂顶替液工艺，具体步骤如下：1)一次造高导流长缝，将高粘压裂液注入疏松地层造缝，然后将压裂液携带小粒径支撑剂按依次递增的低砂比进行分次注液；再将压裂液携带大粒径支撑剂按依次递增的高砂比进行分次注液，完成一次压裂；2)暂堵工艺，加砂结束后降排量注入缝内暂堵剂；3)二次转向造高导流长缝，提升排量至步骤1)所述条件，并重复步骤1)所述造缝工艺，并在高砂比阶段尾追加入自分散可降解纤维；4)压裂顶替液，加砂结束后按照油井措施管柱下深容积计算活性水用量，采用活性水顶替。2.根据权利要求1所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，所述低砂比为10-40％，高砂比为50-80％；砂比递增幅度为5-10％；砂比为50-70％时尾追加入表面改性自分散可降解纤维。3.根据权利要求1所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，步骤1)和步骤3)中压裂液的排量为4-5m3/min，步骤2)中暂堵剂的排量为暂堵剂1-2m3/min。4.根据权利要求1所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺其特征在于，所述压裂液包括基液、交联液，其中基液中各组分及其所占质量百分比包括：胍胶0.35-0.5％，NaOH0.012-0.015％，助排剂0.2-0.5％，粘土稳定剂1.0-2.0％，洗油剂0.3-0.5％，杀菌剂0.01-0.02％，其余为水；交联液中各组分及其所占质量百分比包括：硼砂0.8-1％，破胶剂0.3-0.5％，其余为水；交联比为100:(4-5)。5.根据权利要求4所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，所述粘土稳定剂为JC-NW2；洗油剂为非离子表面活性剂。6.根据权利要求4所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，所述基液粘度为25-40mPa·s，交联后冻胶粘度为150-200mPa·s，破胶液粘度为2-3.3mPa·s。7.根据权利要求1所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，所述小粒径支撑剂的尺寸大小为30-60目，大粒径支撑剂的尺寸大小为20-40目。8.根据权利要求1所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，暂堵剂为水溶性醇类聚合物。9.根据权利要求1所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，所述暂堵工艺中，所述暂堵剂的尺寸大小根据前次压裂裂缝确定，其尺寸大小为4-120目，采用大、中、小粒径组合方式。10.根据权利要求1所述的疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺，其特征在于，所述自分散可降解纤维为水溶性醇类聚合物，纤维相对压裂液的用量为0.3-0.7wt％。2CN112324411A说明书1/8页一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺技术领域[0001]本发明属于油气田勘探开发技术领域，具体涉及一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺。背景技术[0002]对于疏松砂岩稠油油藏压裂，目前国内外最常用的增产工艺为端部脱砂压裂，在储层中形成