一种针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法与流程

1.本发明涉及一种针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，属于采气工程技术领域。


背景技术：

2.气水同层或地水气藏指的是气井纵向上存在含气层和水层，如果气井在压裂改造中裂缝纵向沟通含气层和水层，会造成气井产水。针对气水同层或底水气藏情况，在压裂改造过程中，必须进行控水压裂，降低地层水对天然气渗流的影响。
3.目前，针对气水同层或底水气藏控水的方法主要是小规模控缝压裂，通过控制裂缝高度，避免沟通底部水层，但由于排量小，缝长短，改造体积小，压后效果不理想。授权公告号为cn110242271b的中国发明专利提供了一种底水气层的控水压裂增产方法，该方法在加砂的前半阶段采用20-40目中密度陶粒覆膜的疏水支撑剂，后半阶段采用20-40目中密度陶粒。该方案通过二次加砂的方式，在人工裂缝的底部形成人工隔层，降低裂缝底部水层的影响。但该方法在应用过程中，由于人工裂缝的不断压裂扩大，导致含水层的地下水不断流入人工裂缝，裂缝底部含水饱和度高，裂缝内气水界面不断上涨，疏水支撑剂控水作用有限，影响气井的产出。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于提供一种针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，用于解决气水同层地况下，气井产水影响天然气开采效果的问题。
5.为了实现上述目的，本发明提供了一种针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，包括如下步骤：1)在油气层顶部进行射孔；2)进行第一次压裂，采用粘度低于设定值的第一压裂液携带亲水支撑剂进行泵注；3)停泵关井并持续设定时间，直到亲水支撑剂沉降至裂缝底部；4)启泵，进行第二次压裂，采用粘度高于设定值的第二压裂液携带疏水支撑剂进行泵注；5)结束压裂作业。
6.本发明通过进行两次压裂过程，第一次压裂采用低粘度压裂液携带常规亲水支撑剂泵注，并停泵关井一段时间使亲水支撑剂处于裂缝底部，其中低粘度压裂液有利于亲水支撑剂的沉降，能够降低停泵关井的时间，此外利用亲水支撑剂的亲水性保证地层水从裂缝底部的产水通道产出，可以延缓气水界面上涨。第二次压裂采用高粘度压裂液携带疏水支撑剂泵注，使疏水支撑剂处于裂缝的上部，其中高粘度压裂液有利于疏水支撑剂在压裂液中的悬浮，利用疏水支撑剂的疏水性增强天然气渗流，延长气井稳产期，提高采收率。在油气层顶部进行射孔是为了便于形成裂缝上下层由不同疏水性质的支撑剂支撑的结构，便于方案效果的实现。
7.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，所述亲水支撑剂为石英砂或陶粒，且亲水支撑剂的润湿角小于90度。
8.亲水支撑剂采用石英砂或陶粒，实际工程中常用30-50目石英砂或20-40目陶粒。
9.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，所述疏水支撑剂为覆膜陶粒或覆膜石英砂，且疏水支撑剂的润湿角大于90度。
10.亲水支撑剂采用压裂过程中常用的30-50目石英砂或20-40目陶粒，疏水支撑剂采用覆膜陶粒或覆膜石英砂，该覆膜由疏水材料生产而成，且润湿角需要大于90度以满足疏水条件。
11.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，步骤3)中的设定时间与支撑剂在压裂液中的沉降时间成正相关关系。
12.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，设定时间的计算方法为每10米裂缝缝高对应1小时的设定时间。
13.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，第一次压裂的砂比低于第二次压裂的砂比，所述砂比为携砂液中加砂量与净液量之比。
14.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，第二次压裂的施工排量低于第一次压裂的施工排量。
15.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，第一次压裂的加砂量为总加砂量的1/3-1/2。
16.进一步地，在上述针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法中，所述第一压裂液为交联胍胶或滑溜水。
附图说明
17.图1为压裂后支撑剂在裂缝中的分布图；
18.图2为压裂施工曲线。
具体实施方式
19.为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明了，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。
20.本发明的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法包括如下步骤：
21.1)在砂体顶部油气层顶部2～3米位置进行射孔。
22.2)进行第一次压裂作业，采用低粘压裂液和亲水支撑剂配置前置液和携砂液并依次通过井筒泵注，将亲水支撑剂铺置在人工裂缝的底部。其中低粘压裂液采用未交联胍胶或滑溜水压裂液，亲水支撑剂采用30-50目石英砂或20-40目陶粒。再采用低粘压裂液配置顶替液以顶替井筒内剩余的携砂液。
23.3)停泵，关井一段时间，等待亲水支撑剂下沉到人工裂缝的底部，利用亲水支撑剂的亲水性保证地层水从裂缝的底部产水通道产出，减少地层水在裂缝中的积累。
24.4)再次启泵，进行第二次压裂作业，采用高粘压裂液和疏水支撑剂配置前置液和携砂液并依次通过井筒绷直，将疏水支撑剂铺置在人工裂缝的顶部。其中高粘压裂液采用交联胍胶压裂液体系，疏水支撑剂采用覆膜陶粒或覆膜石英砂，其润湿角需大于90度以满足疏水需求。再采用高粘压裂液配置顶替液以顶替井筒内剩余的携砂液。
25.5)强制裂缝闭合并放喷排液。
26.两次压裂泵注的支撑剂在裂缝中的分布情况如图1所示。常规亲水支撑剂处于裂缝下部，利用其亲水性保证地层水从裂缝底部的产水通道产出，延缓气水界面上涨；疏水支撑剂处于裂缝的上部，利用其疏水性增强天然气渗流，延长气井稳产期，提高采收率。
27.方法实施例：
28.现有东胜七天锦72区中开发评价井j72-xx，其目的层盒1砂体厚度15m，岩性为浅灰色中砂岩，测井解释孔隙度9.0％，渗透率0.3
×
10-3
μm2，含气饱和度56％，测井解释为差气层。目的层盒1段上部发育大段泥岩隔层，遮挡效果好，下部发育有4m左右泥岩隔层，遮挡效果差。目的层下部为气水同层，为了控制气井出水，采用二次加砂压裂工艺。施工步骤如下：
29.s1，根据实际停泵压力曲线求准储层裂缝闭合压力为47mpa左右。
30.s2，在砂体中部油气层距顶部2～3米处进行射孔。
31.s3，如下表1，根据二次加砂泵注程序表进行压裂施工：
32.表1 j72-xx井二次加砂泵注程序表
33.34.(表中控水支撑剂即为疏水支撑剂)
35.s3.1，第一次压裂作业，按照表中具体数据依次配置前置液、携砂液和顶替液并注入井筒中。其中第一次压裂施工的排量为6m3/min，加砂量为29.9m3，平均砂比为18.3％，满足排量、加砂量和砂比的要求。
36.s3.2，停泵，并关井90min。
37.s3.3，启泵，进行第二次压裂作业，按照表中具体数据依次配置前置液、携砂液和顶替液并注入井筒中。其中第二次压裂施工的排量为5m3/min，加砂量为60.2m3，平均砂比为25％，满足排量、加砂量和砂比的要求。
38.s4，压裂施工结束，关井120min，强制裂缝闭合并放喷排液。
39.图2为该j72-xx井盒1层压裂施工曲线，图中横坐标表示施工时间，单位为min，左侧曲线表示第一次压裂的具体参数，中间曲线缺失表示处于停泵关井工序，右侧曲线表示第二次压裂的具体参数。其中47.8min时，由上至下四条曲线依次代表油压、砂比、排量和液氮排量的具体参数；191.1min时，由上至下四条曲线依次代表油压、砂比、排量和液氮排量的具体参数。

技术特征：
1.一种针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，包括如下步骤：1)在油气层上部设定范围内进行射孔；2)进行第一次压裂，采用粘度低于设定值的第一压裂液携带亲水支撑剂进行泵注；3)停泵关井并持续设定时间，直到亲水支撑剂沉降至裂缝底部；4)启泵，进行第二次压裂，采用粘度高于设定值的第二压裂液携带疏水支撑剂进行泵注；5)结束压裂作业。2.根据权利要求1所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，所述亲水支撑剂为石英砂或陶粒，且亲水支撑剂的润湿角小于90度。3.根据权利要求1所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，所述疏水支撑剂为覆膜陶粒或覆膜石英砂，且疏水支撑剂的润湿角大于90度。4.根据权利要求1所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，步骤3)中的设定时间与支撑剂在压裂液中的沉降时间成正相关关系。5.根据权利要求4所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，设定时间的计算方法为每10米裂缝缝高对应1小时的设定时间。6.根据权利要求1所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，第一次压裂的施工砂比低于第二次压裂的施工砂比。7.根据权利要求1所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，第二次压裂的施工排量低于第一次压裂的施工排量。8.根据权利要求1所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，第一次压裂的加砂量为总加砂量的1/3-1/2。9.根据权利要求1所述的针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，其特征在于，所述第一压裂液为交联胍胶或滑溜水。

技术总结
本发明提供了一种针对气水同层或底水气藏的双通道压裂方法，属于采气工程技术领域。包括如下步骤：1)在油气层上部设定范围内进行射孔；2)进行第一次压裂，采用第一压裂液携带亲水支撑剂进行泵注；3)停泵关井并持续设定时间，直到亲水支撑剂沉降至裂缝底部；4)启泵，进行第二次压裂，采用第二压裂液携带疏水支撑剂进行泵注；5)结束压裂作业。本发明通过进行两次压裂过程，第一次压裂使常规亲水支撑剂处于裂缝下部，利用其亲水性保证地层水从裂缝底部的产水通道产出，延缓气水界面上涨；第二次压裂使疏水支撑剂处于裂缝的上部，利用其疏水性增强天然气渗流，延长气井稳产期，提高采收率。提高采收率。提高采收率。


技术研发人员：陆姣平 朱新春 胡艾国 李月丽 梁志彬 姚昌宇 陈鹏
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司华北油气分公司
技术研发日：2022.03.28
技术公布日：2023/10/11