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CN109751034A(43)申请公布日2019.05.14(21)申请号201711057257.0(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)发明人刘建坤蒋廷学侯磊周林波吴春方吴峙颖左罗(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)权利要求书2页说明书11页附图2页(54)发明名称一种油气藏压裂加砂方法(57)摘要本发明涉及一种油气藏压裂加砂方法，该方法在前置液造缝阶段和不同的携砂液加砂阶段分别采用了不同压裂液类型，搭配使用不同密度、粒径的支撑剂，优化支撑剂在整个裂缝空间的配置，提高裂缝的导流能力，从而提高压裂效果。本发明进一步地协同优化不同压裂施工阶段的压裂液排量、液量和砂液比等施工参数，使支撑剂在整个裂缝空间内均匀铺置，提高支撑剂在裂缝内的“充填度”及“支撑效率”，提高压后有效导流能力，解决压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题。CN109751034ACN109751034A权利要求书1/2页1.一种油气藏压裂加砂方法，包括前置液造缝阶段和携砂液加砂阶段，所述前置液造缝阶段采用第一压裂液和/或第二压裂液注入以压开裂缝；所述携砂液加砂阶段包括：携砂液加砂第一阶段，采用第二压裂液注入，并携带第一支撑剂，携砂液加砂第二阶段，采用第三压裂液注入，并携带第二支撑剂，和携砂液加砂第三阶段，采用第四压裂液注入，并携带第三支撑剂；其中，所述第一压裂液、第二压裂液和第四压裂液的黏度依次增大，第三压裂液的黏度大于或等于第二压裂液的黏度，且小于第四压裂液的黏度；所述第一支撑剂、第二支撑剂和第三支撑剂的粒径依次增大。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述携砂液加砂第二阶段包括：携砂液加砂A阶段，采用A压裂液注入，并携带A支撑剂，携砂液加砂B阶段，采用B压裂液注入，并携带B支撑剂，携砂液加砂C阶段，采用C压裂液注入，并携带C支撑剂；其中，A压裂液、B压裂液和C压裂液的黏度依次增大，优选A压裂液的黏度大于或等于第二压裂液的黏度，且小于第四压裂液的黏度；A支撑剂、B支撑剂和C支撑剂的粒径大于第一支撑剂的粒径；A支撑剂、B支撑剂和C支撑剂的粒径小于第三支撑剂的粒径。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述携砂液加砂A阶段包括：携砂液加砂A1阶段，采用A1压裂液注入，并携带A1支撑剂，携砂液加砂A2阶段，采用A2压裂液注入，并携带A2支撑剂；其中，A1压裂液的黏度与A2压裂液的黏度相等，优选A1压裂液和A2压裂液与第二压裂液相同，A1支撑剂和A2支撑剂的粒径相等，优选A1支撑剂的密度大于A2支撑剂的密度，更优选A1支撑剂的密度大于1.8g/cm3，优选在1.8g/cm3～2.0g/cm3范围，A2支撑剂的密度大于1.65g/cm3，且小于1.8g/cm3；优选A1支撑剂与C支撑剂相同。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第一压裂液的黏度在10mP·s～15mP·s范围；第二压裂液的黏度在30mP·s～50mP·s范围；第三压裂液的黏度30mP·s～120mP·s范围；和/或第四压裂液的黏度在130mP·s～150mP·s范围。5.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，A压裂液的黏度在30mP·s～50mP·s范围；B压裂液的黏度在60mP·s～70mP·s范围；C压裂液的黏度在100mP·s～120mP·s范围。6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，第一支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm3，优选在1.8g/cm3～2.0g/cm3范围；A1支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm3，优选在1.8g/cm3～2.0g/cm3范围；A2支撑剂的密度大于或等于1.65g/cm3，且小于1.8g/cm3；B支撑剂的密度小于或等于1.65g/cm3，优选在1.0g/cm3～1.65g/cm3范围；C支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm3，优选在1.8g/cm3～2.0g/cm3范围；和/或2CN109751034A权利要求书2/2页第三支撑剂的密度大于或等于1.8g/cm3，优选在1.8g/cm3～2.0g/cm3范围。7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，前置液造缝阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的40～60％，注入液量为压裂过程中注入总液量的30～40％；携砂液加砂第一阶段中，压裂液的注入排量为压裂过程中最高设计排量的55～65％，注入液量为压裂过程中注入总液量的15～20％；携砂液加砂第二阶段中，压裂液的注入排量为压裂过