[发明专利]一种底水砂岩气藏增产控水的方法

说明书

本发明涉及油气藏水力压裂改造技术领域，更具体地涉及一种适用于底水砂岩气藏增产控水的方法。其包括如下步骤：步骤A：对纵向地应力剖面和天然裂缝的特性参数评估；步骤B：对造缝高度和支撑高度的控制因素进行分析；步骤一：利用酸液预处理储层，控制初始缝高纵向过度延伸；步骤二：将RPM压裂液作为压裂的预前置液注入地层实现防水；步骤三‑五：变参数组合压裂工艺技术，采用不同黏度液体携带不同粒径及密度的支撑剂进行变排量施工，控制裂缝延伸扩展及支撑剂的合理有效铺置；步骤六：利用低黏度滑溜水等低黏液体将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处；步骤七：若施工中底水水层被压开，在压裂施工结束且在裂缝闭合后，将加重后的RPM压裂液采取限压方式注入裂缝中，以阻碍底部水层中的水上窜。

技术领域

本发明涉及油气藏水力压裂改造技术领域，更具体地涉及一种适用于底水砂岩气藏压裂增产且有效控水的方法。

背景技术

致密砂岩底水气藏储层由于物性条件普遍较差，大多数气井必须通过压裂改造才能获得工业产能，压裂改造技术已经成为该类储层增产及有效开发的核心技术之一。致密砂岩底水气藏储层由于离底部水层较近，在压裂改造过程中易于沟通水层致使压后出水量大幅增加，水锁效应严重，制约了气体的有效产出。目前该类储层的压裂改造主要是在造缝高度及支撑高度的控制方法存在不同程度的问题，致使最终的增产控水效果不佳，具体表现在以下几个方面：

1)压裂设计及施工规模普遍偏大，造成裂缝的缝高在纵向上过度向下延伸；

2)压裂施工排量偏大，易引起井底压力快速集聚并升高，造成缝高延伸过快、过高，尤其是当压裂目的储层与上下隔层的应力差不均衡时，过高的排量会造成缝高向应力差小的垂直方向更快延伸；

3)压裂液黏度设计及应用不够合理，大多数压裂施工整个过程都采用单一的压裂液体体系或一种黏度压裂液体系，且压裂液的黏度普遍偏高，造成了缝高的过度延伸；

4)支撑剂优化优选不够，施工中采用的支撑剂类型比较单一，且密度相对较高，一旦逢高失控而压窜水层，会造成支撑剂在水层内支撑的裂缝导流能力过高，导水能力过大，加剧水锁效应。

为解决致密砂岩底水气藏储层压裂面临的诸多问题，实现对该类储层的有效改造，需要提出一种适用于底水砂岩气藏压裂过程中在有效防水、控水基础上提高压裂改造有效性的方法。

发明内容

本发明提出一种适用于底水砂岩气藏压裂过程中在有效防水、控水基础上提高压裂改造有效性的方法及工艺。本发明提出的底水砂岩气藏增产控水的方法，遵循先防后治的技 术思路，通过地应力剖面精细分析、造缝高度与支撑高度的主控因素分析、使用新型相对渗透率调节剂(Relative Permeability Modifier，RPM)压裂液及变参数组合压裂技术，最大限度的避免压开水层，提高该类储层压裂的“有效性”，实现在防水控水基础上达到采气增产的目标，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。

因此，本发明提供了一种底水砂岩气藏增产控水的方法，其包括如下步骤：

步骤一：利用酸液预处理储层。

步骤二：将RPM压裂液作为压裂的预前置液注入地层。

步骤三：利用携带70/140目的支撑剂的第一压裂液进行压裂施工，其中，在所述压裂施工时，所述第一压裂液的排量为2.0-3.0m³/min，所述第一压裂液为低黏压裂液(例如可以为滑溜水和/或不交联的线性胶)，所述第一压裂液的黏度在20mPa.s以下，且所述携带70/140目的支撑剂的第一压裂液的体积密度为1.5-1.8g/cm³；例如，一般来讲，所述第一压裂液的黏度在10mPa.s以下；若储层天然裂缝较发育，可根据滤失实验及压裂裂缝模拟结果适当增加液体黏度，例如黏度为10-20mPa.s。