[发明专利]一种改造高灰质致密油气藏的组合缝网压裂方法

说明书

本发明公开了一种改造高灰质致密油气藏的组合缝网压裂方法，步骤为：（1）利用高速通道压裂技术造主裂缝：采用多簇射孔、脉冲加砂和伴注纤维，造主裂缝，实现无限导流；（2）利用中粘液低砂比大排量造次生缝：压裂液粘度范围在50～100mpa.s；支撑剂为常规陶粒30/50目，砂比2%～18%；（3）利用固体酸技术造分支微裂缝：利用低粘液携带固体酸颗粒，进入主裂缝和次生裂缝，挤入裂缝壁面的分支微裂缝，固体酸溶解后，酸蚀灰质成分，扩大微裂缝，从而在液体返排之后，形成具有一定导流能力的三级缝网。本发明的改造高灰质致密油气藏的组合缝网压裂方法，有效实现了对高灰质致密油气藏的改造。

技术领域

本发明涉及一种改造高灰质致密油气藏的组合缝网压裂方法，属于油气田开采领域。

背景技术

高灰质致密油气藏，一般具有埋藏深、温度高的特点，其物性表现为：碳酸盐岩含量高，一般分布在40％～70％；砂质岩含量低：10％～20％；粘土含量：10％～30％；脆性矿物含量较高：＞60％；孔隙度低：≤7％；基质渗透率极低，若不改造几乎无自然流动能力。

目前，对高灰质致密油气藏的改造方法主要有以下几种：

1、酸化：根据地层具体的岩性分析，注入酸性改造液体，对灰质成份酸蚀，获得地层较高的渗透率。酸化的特点是工艺简单，施工方便；缺点是改造范围有限，效果较差。

2、酸压：相当于大规模的酸化，酸液进入产层深部，刻蚀灰质，形成导流能力较大的裂缝。缺点是由于裂缝没有支撑，生产后期裂缝易闭合，导致措施有效期短。

3、复合酸压：针对酸压的缺点，采用稠化酸或胶凝酸携砂，以求支撑人工裂缝，获得高导流能力裂缝。缺点是费用高，在目前的低油价背景下，很难获得较好的收益。

4、体积压裂：通过大排量、大液量、低砂比、低粘液等手段，在改造产层造出主裂缝，在主裂缝壁面又造出次生裂缝，实现对所改造产层的体积压裂。优点是可以把所改造的产层打碎，不是单纯的单一缝。缺点是主裂缝由于砂比低，导流能力有限；次生裂缝没有支撑，易闭合，影响了改造效果。

发明内容

针对上述现有技术，针对高灰质致密油气藏的两个突出特点：脆性大、灰质高，本发明提供了一种改造高灰质致密油气藏的组合缝网压裂方法，利用高速通道压裂技术造主裂缝，利用中粘液低砂比大排量造次生缝，利用固体酸技术造分支微裂缝，有效实现了对此类油气藏的改造。

本发明是通过以下技术方案实现的：

一种改造高灰质致密油气藏的组合缝网压裂方法，包括以下步骤：

(1)利用高速通道压裂技术造主裂缝(“高速通道压裂技术”是现有技术中的成熟技术，多簇射孔、脉冲加砂、伴注纤维、非连续柱形充填技术等技术术语，即使不描述其过程，本领域技术人员也知晓如何实现)：采用多簇射孔、脉冲加砂和伴注纤维，通过“非连续柱形充填技术”，造主裂缝(如图1、图2所示)，在井筒与油藏间构建一个开放的网络通道，实现无限导流，从而可获得更高的油气产量；

高速通道压裂技术中，采用的压裂液为常规胍胶(其交联后粘度高，不低于200mpa.s，便于携砂造宽缝)；采用的支撑剂为常规陶粒20～40目(符合抗压要求即可)，砂比为5％～16％(体积百分数)；伴注纤维加量为支撑剂质量的6～7‰，伴注纤维利于束缚支撑剂，形成支撑剂柱，从而造出一条无限导流的一级主裂缝；

进一步地，所述多簇射孔，每簇射孔长度0.3～0.6米，簇间距3.0～5.0米；