一种油气藏压裂加砂方法.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CN109751035A(43)申请公布日2019.05.14(21)申请号201711058481.1(22)申请日2017.11.01(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石油工程技术研究院(72)发明人蒋廷学刘建坤吴峙颖侯磊周林波左罗(74)专利代理机构北京聿华联合知识产权代理有限公司11611代理人刘烽(51)Int.Cl.E21B43/267(2006.01)E21B43/26(2006.01)权利要求书2页说明书9页(54)发明名称一种油气藏压裂加砂方法(57)摘要本发明提供了一种油气藏压裂加砂方法，包括压裂造缝阶段和加砂阶段，其中压裂造缝阶段形成多尺度复杂裂缝系统，加砂阶段注入不同黏度的压裂液和不同粒径的支撑剂，以适应多尺度的裂缝系统，由远及近填充支撑裂缝体系。根据本发明提供的方法，通过优化调整施工参数，调整和控制缝内支撑剂堆积高度，从而提高支撑剂在缝高方向上的有效支撑，提高多尺度复杂裂缝系统的填充度，完善和改进体积压裂复杂裂缝加砂技术，最终提高压后增产和稳产的效果。CN109751035ACN109751035A权利要求书1/2页1.一种油气藏压裂加砂方法，包括压裂造缝阶段和加砂阶段，其中，在所述压裂造缝阶段中，向地层注入第一压裂液，以压开地层裂缝，形成多尺度裂缝系统，所述加砂阶段包括：平衡砂堤建立阶段，向地层注入第二压裂液和第一支撑剂，以在裂缝中形成平衡砂堤，并使第一支撑剂被运送至远井裂缝地带；平衡砂堤高度削减阶段，向地层注入第三压裂液和第二支撑剂，以使平衡砂堤的高度被逐渐削减，并使第二支撑剂被运送至近井和中井裂缝地带；和携砂液追加阶段，向地层注入第四压裂液和第三支撑剂，以使第三支撑剂充填于近井造缝地带；其中，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度相同或不同，且小于第三压裂液的黏度；第一支撑剂、第二支撑剂和第三支撑剂的平均粒径依次增大。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度在30mPa·s～50mPa·s，第四压裂液的黏度在60mPa·s～150mPa·s；和/或第一支撑剂为70/140目和40/70目支撑剂，第二支撑剂为40/70目支撑剂，第三支撑剂为30/50目和/或20/40目支撑剂。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，平衡砂堤的高度为造缝高度的60％～70％。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述压裂造缝阶段中，第一压裂液的液量为压裂液总液量的30％～35％，第一压裂液的泵注排量为最高设计排量的40％～50％；平衡砂堤建立阶段中，第二压裂液的液量为压裂液总液量的20％～30％，第二压裂液的泵注排量为最高设计排量的60％～70％；平衡砂堤高度削减阶段中，第三压裂液的液量为压裂液总液量的30％～45％，第三压裂液的泵注排量为最高设计排量的85％～100％；和/或携砂液追加阶段中，第四压裂液的液量为压裂液总液量的10％～15％，第四压裂液的泵注排量为最高设计排量的85％～100％。5.根据权利要求1或4所述的方法，其特征在于，压裂造缝阶段中，第一压裂液任选地携带支撑剂，其粒径小于或等于第一支撑剂的粒径，平均施工砂液比为最高砂液比的3％～10％；平衡砂堤建立阶段中，第一支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的20％～30％，平均施工砂液比为最高砂液比的45％～55％；平衡砂堤高度削减阶段中，第二支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的35％～55％，平均施工砂液比为最高砂液比的55％～85％；和/或携砂液追加阶段中，第三支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的30％～40％，平均施工砂液比为最高砂液比的85％～100％。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述平衡砂堤高度削减阶段包括：第一步骤，以a泵注排量向地层注入a压裂液和a支撑剂；第二步骤，以b泵注排量向地层注入b压裂液和b支撑剂；第三步骤，以c泵注排量向地层注入c压裂液和c支撑剂；其中，2CN109751035A权利要求书2/2页a压裂液、b压裂液和c压裂液的黏度依次增大，优选a压裂液的黏度为60mPa·s～70mPa·s，b压裂液的黏度为80mPa·s～100mPa·s，c压裂液的黏度为120mPa·s～150mPa·s；a压裂液、b压裂液和c压裂液的液量相同或不同，优选各自在压裂液总液量的10％～15％；a泵注排量、b泵注排量和c泵注排量相同或依次增大，优选各自为最高设计排量的85％～100％；a支撑剂、b支撑剂和c支撑剂的平均粒径相同或不同，优选各自为40/70目支撑剂；优选a支撑剂的加入量为支撑剂总加入量的10％～15％、b支撑剂的加入量为支撑剂总加入量