[发明专利]一种基于自悬浮覆膜石英砂的通道压裂方法

说明书

本发明实施例涉及一种基于自悬浮覆膜石英砂的通道压裂方法，包括如下步骤步骤S100，分别配置通道压裂用低粘的前置液、短纤维基液、长纤维基液，其中，所述前置液的粘度在1‑10mPa·s，短纤维的纤维长度为1‑10mm，纤维比例为0.5％‑15％，长纤维的纤维长度为5‑15mm，纤维比例为1％‑30％；步骤S200，以预设排量向地层中泵注入所述前置液，其中泵注压力大于储层破裂压力，以通过其低粘的特性在地层中形成主裂缝和分支缝；步骤S300，在分支缝中形成通道；步骤S400，在主裂缝中形成支撑剂与纤维团块；步骤S500，尾追杆状支撑剂；步骤S600，向地层中注入顶替液，以将沉降在井筒中的支撑剂顶替入裂缝。

技术领域

本发明实施例涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种基于自悬浮覆膜石英砂的通道压裂方法。

背景技术

水力压裂是油气田开发常用的增产技术，通过向储层中注入液体形成裂缝并充填支撑剂保持裂缝的开启，所形成的填砂裂缝的导流能力大小是评价水力压裂改造效果的重要指标。常规水力压裂裂缝中支撑剂为连续充填，流体只能在支撑剂颗粒之间的缝隙中流动，裂缝的导流能力有限。

为了提高裂缝的导流能力，相关人员提出了通道压裂的概念和施工方法，基于多簇射孔和脉冲加砂，将含有纤维的基液和携砂液交替注入裂缝中，形成纤维与支撑剂相互包裹的团块(以下简称团块)，团块在裂缝中以“桥墩状”分布来支撑裂缝，形成支撑剂的不连续铺置，流体在团块之间的通道中流动，裂缝的导流能力较常规压裂提高1-3个数量级。在通道压裂施工中为了形成纤维和支撑剂均匀包裹的团块，压裂液的粘度需要在200mPa·s以上，纤维比例在3％-20％。

但这种施工条件只能形成双翼直缝，不利于形成复杂裂缝，并且纤维浓度过高，会堵塞分支缝和微裂缝，进一步降低压裂的改造体积，无法适用于目前致密油气和页岩油气的开采。现有的通过自聚型支撑剂实现通道压裂的方法，支撑剂的自聚时机无法控制，并且支撑剂自聚后沉降加快，需要更高粘度的压裂液进行携带；通过注入中空并充填可溶聚合物支撑剂的方法，支撑剂密度降低较小，对压裂液粘度要求较高，且油气在支撑剂中间的贯穿孔中流动，虽然导流能力较常规压裂有所提升，但远远小于通道压裂；通过常规支撑剂和可降解支撑剂交替注入的方法，可降解支撑剂的降解时间和降解残留、两种支撑剂在裂缝中的铺置形态等因素尚未有明确的研究，并且复杂结构的支撑剂和可降解支撑剂的成本要高出常规支撑剂数十倍，也限制了相关技术的应用。

发明内容

本发明实施方式的目的在于提供一种基于自悬浮覆膜石英砂的通道压裂方法，旨在解决现有技术中通过自聚型支撑剂实现通道压裂的方法无法适用于目前致密油气和页岩油气的开采的技术问题。

为解决上述技术问题，本发明的实施方式提供了一种基于自悬浮覆膜石英砂的通道压裂方法，包括如下步骤：

步骤S100，分别配置通道压裂用低粘的前置液、短纤维基液、长纤维基液，其中，所述前置液的粘度在1-10mPa·s，短纤维的纤维长度为1-10mm，纤维比例为0.5％-15％，长纤维的纤维长度为5-15mm，纤维比例为1％-30％；

步骤S200，以预设排量向地层中泵注入所述前置液，其中泵注压力大于储层破裂压力，以通过其低粘的特性在地层中形成主裂缝和分支缝；

步骤S300，在分支缝中形成通道；

步骤S400，在主裂缝中形成支撑剂与纤维团块；

步骤S500，尾追杆状支撑剂；

步骤S600，向地层中注入顶替液，以将沉降在井筒中的支撑剂顶替入裂缝。

优选地，所述步骤S100中所述短纤维基液的液量为施工总液量的50％-80％，粘度为10-50mPa·s；

所述长纤维基液的液量为施工总液量的20％-50％，粘度为20-100mPa·s。