一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法.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CN110159239A(43)申请公布日2019.08.23(21)申请号201910370940.2(22)申请日2019.05.06(71)申请人中国石油天然气股份有限公司地址100007北京市东城区东直门北大街9号中国石油大厦(72)发明人问晓勇李宪文张燕明周长静肖元相韩巧荣赵倩云祖凯胡阳明巩肖可(74)专利代理机构西安通大专利代理有限责任公司61200代理人徐文权(51)Int.Cl.E21B43/26(2006.01)权利要求书1页说明书4页(54)发明名称一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法(57)摘要本发明公开了一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，包括以下步骤；1.建立井筒与储层的连通通道；2.通过油管与套管向储层注入前置液，直至储层形成裂缝；3.通过油管向储层中注入未加砂的前置液，通过油套环空向储层中注入携砂液，前置液与携砂液在井底混合，进入步骤二中形成的裂缝，直到支撑剂完全铺置在裂缝中；4.通过油套同注将顶替液注入裂缝中，顶替液的用量大于井筒的容积。提高了大规模储层改造效率，从而利于连通大规模储集体，加大了前置液注入排量，加大了改造规模，减少了井底砂堵，提高了支撑剂铺置效率。CN110159239ACN110159239A权利要求书1/1页1.一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，包括以下步骤；步骤一，建立井筒与储层的连通通道；步骤二，通过油管与套管向储层注入前置液，直至储层形成裂缝；步骤三，通过油管向储层中注入未加砂的前置液，通过油套环空向储层中注入由支撑剂组成的携砂液，前置液与携砂液在井底混合，进入步骤二中形成的裂缝，直到支撑剂完全铺置在裂缝中；步骤四，通过油套同注将顶替液注入裂缝中，顶替液的用量大于井筒的容积。2.根据权利要求1所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，步骤二中，前置液由以下组分按照重量百分数配置而成：0.3％～0.5％的胍胶稠化剂；1％～3％的氯化钾；余量为水。3.根据权利要求1所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，步骤二中，前置液采用稠化酸，稠化酸由以下组分按照重量百分数配置而成：20％的盐酸；3％～5％的聚丙烯酰胺稠化剂；余量为水。4.根据权利要求1所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，步骤三中，包括以下步骤；通过油管向储层中注入未加砂的高粘度前置液，通过油套环空向储层中注入携砂液，高粘度前置液与携砂液在井底混合，进入步骤二中形成的裂缝，直到大粒径支撑剂完全铺置在裂缝中；通过油管向储层中注入未加砂的低粘度前置液，通过油套环空向储层中注入携砂液，低粘度前置液与携砂液在井底混合，进入步骤二中形成的裂缝，直到小粒径支撑剂完全铺置在裂缝中。5.根据权利要求4所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，当目的层为致密碳酸盐岩储层时，先注入高粘度前置液和含大粒径支撑剂的携砂液，再注入低粘度前置液和含小粒径支撑剂的携砂液；当目的层为致密砂岩储层时，先注入低粘度前置液和含小粒径支撑剂的携砂液，再注入高粘度前置液和含大粒径支撑剂的携砂液。6.根据权利要求4所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，大粒径支撑剂采用石英砂或陶粒；低粘度前置液采用滑溜水，小粒径支撑剂采用粉砂或粉陶。7.根据权利要求1所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，在进入步骤三前，注入隔离液：通过井筒将隔离液填注所有储层的已酸蚀区域。8.根据权利要求7所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，隔离液由以下组分按照重量百分数组成：6％的氯化铵，余量为水。9.根据权利要求1所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，步骤四中，顶替液的用量为井筒容积的1.5～2倍。10.根据权利要求1所述的一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法，其特征在于，裂缝宽度为2cm～3cm，长度为90m～130m。2CN110159239A说明书1/4页一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法技术领域[0001]本发明属于油气田开采储层改造领域，涉及一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法。背景技术[0002]水力压裂是如今行业内油气储层改造使用的主要措施之一。对于非常规油气储层，大规模的水力压裂改造如体积压裂、缝网压裂技术使用越来越频繁。大规模的水力压裂的主要存在大排量(前置液)与大砂量(支撑剂)的特点。然而常规的注入方式受油管内径以及液体与油管内壁摩阻的限制，注入排量较小且容易在井底形成砂堆砂堵，制约了水力压裂最终的规模与波及体积。支撑剂在油管中高速注入也会损伤油管内壁，为后期油气生产带来隐患。同时由于支撑剂在近井口堆积，降低了远井地