适用于薄层的压裂方法技术领域
本发明涉及油气藏水力压裂技术领域，更具体地涉及一种适用于薄层的压裂方法。
背景技术
薄层在国内松辽盆地、鄂尔多斯盆地、江汉盆地等地区广泛分布，已成为老油田挖潜稳产及新区增储上产的主要接替区块，压裂改造是该类储层增产的最重要手段之一。然而，薄层具有储层薄(单砂层厚度一般<6m)、储层品质普遍较差、非均质性强、自然产能较低、上下遮挡层的强度或厚度不够等特点，因此薄层压裂具有缝高难控、“有效”支撑难、长期导流能力保持较差、压后稳产期短等难点，该类储层的“有效”压裂是世界性难题。国内外多数油田由于技术瓶颈问题，对该类储层开发效果普遍较差或面临放弃，使得储量得不到充分动用，极大影响了类似储层的经济开发。
目前薄层压裂主要面临以下几方面问题：
1.施工参数不合理导致缝高难控，支撑剂“有效支撑”难：压裂施工排量及施工规模偏大，造成裂缝在纵向上的过度延伸，而真正在薄层的有效厚度范围内，“有效支撑”的裂缝长度及导流能力严重不足，造成压后产量递减迅速。
2.支撑剂支撑剖面不合理，远井地带裂缝的“支撑效率”较低：远井地带裂缝高度上支撑剂的悬浮性能差，如果裂缝在缝高方向上又过度下延，会使大部分支撑剂沉降在底部隔层内；即便在有效的薄层范围内，支撑剂的支撑剖面也不合理，从而造成近井筒支撑裂缝可覆盖整个砂层有效厚度，而远井地带支撑裂缝覆盖有效砂层有效厚度的概率大幅度降低，使裂缝的“支撑效率”(在薄层范围内起支撑作用的支撑剂量与入井总支撑剂量的比值的百分数)大幅度降低。
3.压裂液配方选择只强调与储层匹配性，而忽略了与隔层的匹配性：压裂液配方优选基本是按照薄层中的矿物组分及敏感性进行优化或优选。而实际上，薄层的上下隔层均有泥岩夹层，压裂液经过的裂缝面积中，由于缝高的过度延伸， 裂缝在上下泥岩隔层中的所占的面积比较大，加上泥岩隔层的泥质含量高，各种水敏性矿物含量相对于储层较高，容易造成泥岩水化和粘土的大面积膨胀运移；一方面影响压裂液的返排，另一方面泥岩中水化后的泥饼及膨胀性矿物，会运移到储层的裂缝内，造成二次堵塞，严重影响裂缝的有效导流能力。
4.综合权衡优化缝高延伸与支撑剂沉降间的关系较难：压裂中即便缝高控制较好，但由于薄层厚度小，缝高如相对较低，在压裂加砂过程中，由于支撑剂的沉降，会很快将裂缝的过流通道堵塞，造成早期砂堵现象。如何权衡缝高延伸与支撑剂沉降间的关系，确保既有效控制缝高的过度延伸，又确保支撑剂不至于过早沉降堵塞过流通道，是压裂设计及施工中的矛盾，需要综合权衡优化。
通过查阅相关文献与专利库检索，目前对于薄层压裂方面的研究主要集中在综合多种因素或采用多种方法来避免或控制裂缝高度的延伸方面，偏重于薄层压裂中缝高控制这一研究方向，而对于薄层压裂的机理及整体实施工艺研究报道相对较少，尚未形成一套成熟的、系统的方法。
发明内容
为解决薄层压裂面临的诸多问题，实现对该类储层的有效改造，本发明提出了一种适用于薄层的压裂方法，通过压前储隔层精细评价、酸液预处理、变类型及变黏度压裂液体系、低密度或自悬浮功能支撑剂、混合加砂技术、多途径加砂方式、注入参数优化等技术应用，提高该类储层的压开程度、支撑剂的“有效支撑”程度级远井裂缝的“支撑效率”，进而提高压后长期导流能力，保证压后效果，延长稳产期，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。
具体而言，本发明提供一种适用于薄层的压裂方法，其具有如下步骤：
1)储隔层特性综合评价：
获得储层及隔层的岩性、物性、岩石力学、地应力及敏感性特性的资料；
2)酸液预处理阶段：
根据储层条件选择酸液配方及注入参数，向储层内注入酸液；
3)前置液阶段：
根据天然裂缝发育程度，选择粘度为3.0～15.0mPa·s、排量为1.0～2.0m3/min的低黏压裂液，并向储层内注入低黏压裂液；
4)携砂液加砂阶段：
向储层中注入混合有支撑剂的中等黏度的压裂液体系，所述的中等黏度的压裂液体系的黏度为50.0～80.0mPa·s，排量为2.5～3.5m3/min；
5)顶替阶段：
采用欠顶替技术，比正常顶替量少顶替1.0～2.0m3。
所述的适用于薄层的压裂方法，其中，在步骤4)中，所述的携砂液加砂阶段包括第一携砂液加砂阶段及第二携砂液加砂阶段，第一携砂液加砂阶段的排量小于第二携砂液加砂阶段的排量。
所述的适用于薄层的压裂方法，其中，在步骤4)中，所述的第一携砂液加砂阶段的排量为2.5～3.0m3/min，所述的第二携砂液加砂阶段的排量为3.0～3.5m3/min。
所述的适用于薄层的压裂方法，其中，在步骤2中，所述酸液的用量为5.0～10.0m3，酸液的排量为0.5～1.3m3/min。
所述的适用于薄层的压裂方法，其中，在步骤3中，所述的低黏压裂液选用滑溜水、压裂液基液、乳化压裂液、低碳烃压裂液或纯CO2压裂液。
所述的适用于薄层的压裂方法，其中，在步骤4中，所述的中等黏度的压裂液体系选用水基压裂液。
所述的适用于薄层的压裂方法，其中，所述的支撑剂选用低密度支撑剂或具有自悬浮功能的自悬浮支撑剂。
本发明的有益效果是：本发明所涉及的方法思路简洁，现场易于操作实施，可有效解决目前薄层压裂中面临的诸多瓶颈难题，现场应用证实可有效提高该类储层的压裂改造效果及动用程度，是一种高效的压裂改造工艺方法，对于薄层压裂理论的完善和发展具有重要的理论意义。
本发明所提供的适用于薄层的压裂方法可以应用于国内江汉、青海等多个薄层试验区的压裂方案优化设计及试验中，也可以借鉴参考本发明的压裂方法，应用于其他类型储层的压裂改造。该方法适应性与针对性强，具可操作性，适合于薄层的高效压裂改造；将该方法应用及推广于国内薄层区块压裂方案优化设计中，能够获得可观的经济效益。
具体实施方式
下面将对本发明作进一步说明。
在一实施例中，本发明所提供的适用于薄层的压裂方法具有如下步骤：
1)储隔层特性综合评价：
应用常规的地质、测井、录井、岩心分析、地层测试等方法，并结合同一区块邻井的压裂施工资料反演分析，综合分析动态与静态资料、宏观与微观资料及近井与远井等资料，全面深入了解储层及隔层的各种岩性、物性、岩石力学、地应力及各种敏感性特性等，为压裂优化设计，提供全面准确的基础资料。其中，所述的基础资料应至少包括：目的层段岩性、物性、天然裂缝发育程度、目的层压裂井段深度、储层平均杨氏模量、平均泊松比、目的层与上下隔层的应力差、地应力方位、目的层温度、储隔层五敏实验结果等。
2)酸液预处理阶段：
根据储层条件合理优选酸液配方及注入参数；例如，酸液可采用土酸，可以解除近井地带堵塞及降低压裂破裂压力，以利于控缝高及后期加砂施工。但酸液的配方并不以此为限。其中，酸液配方还要考虑充分储层的矿物组分，对酸敏储层要优化酸液配方，防止发生酸敏。
此外，根据压裂模拟及施工经验，一般酸液用量5.0～10.0m3即可；酸液排量设计为0.5～1.0m3/min，如储层的天然裂缝比较发育，酸液排量可适当增加20～30％左右；
采用上述酸液预处理步骤，可降低储层的压裂破裂压力及整体施工压力，避免出现初始压力高造成的缝高纵向过度延伸甚至失控现象。
3)前置液阶段：
前置液阶段采用低黏压裂液，液体黏度一般在3.0～5.0mPa·s，若天然裂缝发育，可将黏度适当提高到8.0～15.0mPa，并追加70/140目粉砂或粉陶支撑剂来辅助降滤失。
其中，压裂前置液阶段的低黏压裂液可采用与上下隔层配伍性较好的滑溜水、压裂液基液或者乳化压裂液、新型低碳烃压裂液(如C3、C4为主的LPG压裂液)、纯CO2压裂液(井下1000m后一般具有超临界状态，具有气体的黏度和液体的密度等特殊优良性能)等防水敏性液体体系。
压裂前置液阶段采用低黏压裂液，一方面由于液体黏度较低，有利于前置液造缝过程中的缝高控制，防止缝高过度纵向延伸；另一方面，若缝高控制有限，裂缝会在纵向方向上有一定程度的延伸，这种类型液体有利于抑制隔层泥岩的膨 胀伤害效应，防止隔层泥岩水化膨胀后泥饼等回流影响目的层导流能力。
前置液阶段采用较小的排量进行施工，如1.0～2.0m3/min；若排量过大，会引起井筒内压力的快速积聚上升而将上下隔层压开，反而不利于控缝高施工。
4)携砂液加砂阶段：
压裂施工后期携砂液加砂阶段采用中等黏度的压裂液体系，黏度可在50.0～80.0mPa·s；
具体而言，携砂液加砂阶段可采用水基压裂液作为中等黏度压裂液体系，一方面可以降低压裂液体成本，利于降本增效；一方面由于前置液阶段低黏压裂液的滤失，后续携砂液加砂阶段的水基压裂液难以进入裂缝壁的储层基质中，避免了对基质的伤害。
压裂施工后期携砂液加砂阶段采用中等黏度压裂液，一方面是考虑后期主加砂高砂比阶段对压裂液携砂能力的需要，中等黏压裂液比起低黏压裂液携砂能力更强，更有利于携砂；二是一旦储层延伸较长的裂缝后，黏度的适当提高，由于液体向阻力小的地方流动惯性的原因，裂缝仍会大部分在储层内部延伸，不会导致缝高在纵向的过度延伸效应。
压裂整个施工中可采取变排量施工的方式，即前置液阶段采用1.0～2.0m3/min的排量进行施工；携砂液加砂阶段可以分为第一携砂液加砂阶段及第二携砂液加砂阶段，第一携砂液加砂阶段(中期低砂比携砂液加砂阶段)可将排量提高到2.5～3.0m3/min，第二携砂液加砂阶段(后期高砂比携砂液加砂阶段)可将排量提高到3.0～3.5m3/min。
变排量施工一方面可以使裂缝主要在目的层内延伸，有效地控制造缝高度；另一方面，在携砂液加砂阶段加砂过程中，通过提高施工排量，在裂缝内产生压力脉冲效应，可将将要沉降的支撑剂卷起来并向远井端裂缝输送；通过多次的变排量施工，可避免砂堵效应的出现。
5)顶替阶段：
目前常规压裂一般采用等量顶替技术，即将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处。本发明因薄层压裂对支撑剖面尤其是近井筒支撑剖面的要求更为严格，因此采用欠顶替设计技术，即有意识比正常顶替量少顶替1.0～2.0m3，保证缝口处导流能力尽量不被损害。
此外，在另一实施例中，还对支撑剂进行了优化设计。具体而言，在压裂过 程的前置液阶段及携砂液加砂阶段中，由于天然裂缝的存在，压裂形成的裂缝一般具有多尺度特征，即多尺度的裂缝系统：既有缝宽较宽的主裂缝系统，也有天然裂缝张开后形成的缝宽较窄的次裂缝系统，甚至有细裂缝张开后形成的缝宽更窄的微裂缝系统。
因此为了增加远井地带支撑剂的悬浮性能，支撑剂类型优选低密度支撑剂或具有自悬浮功能的自悬浮支撑剂。若储层天然裂缝比较发育，可采用混合加砂的方式，即将70/140目粉砂(或粉陶)和常规的30/50目(或40/70目)的主体支撑剂进行混合，粉砂(或粉陶)支撑剂量一般占支撑剂总量的5～10％左右；若天然裂缝发育程度高，可适当增加粉砂或粉陶的比例。
采用多尺度的裂缝系统配合多粒径支撑剂组合加砂方式，实现不同粒径的支撑剂充填于与其匹配的不同尺度的裂缝系统中。由于各种尺度裂缝的张开，微细裂缝系统张开后只能让粒径较小的支撑剂颗粒优先进入，而大粒径的支撑剂颗粒由于粒径大、运移阻力大等特点，难以进入微细裂缝系统；依此类推，不同尺度的裂缝系统最终将被与其缝宽相适应的不同粒径的支撑剂充填。
多尺度的裂缝系统，被不同粒径的支撑剂完全充填，既实现了压裂施工中的安全加砂，又能保证压后各种裂缝系统不至于过早闭合而失去对油气的渗流能力，进而造成压后产量的快速降低。
在又一实施例中，还对工艺注入参数进行了优选设计。
对于排量的优化设计而言，可基于精细的分层地应力剖面解释，应用成熟的商业性裂缝模拟软件，如FracPro、StimPlan、GOHFER等软件，模拟不同排量下裂缝缝高的延伸情况，以此优选最佳的排量。
对于前置液规模优化设计而言，可同样基于上述的方法，通过压裂裂缝模拟软件优化确定压裂规模，一般每米砂层的压裂液规模为50～100m3/m，薄层压裂的前置液占总液量的比例为30％～40％左右，在前置液阶段，通过配合支撑剂(70/140目粉砂或粉陶)段塞打磨技术，降低近井筒摩阻或遏流现象，保证加砂通道的畅通。
对于支撑剂量优化设计而言，仍然同样基于上述的方法，通过压裂软件模拟优化确定压裂规模，一般每米砂层的支撑剂加入量为5.0～10.0m3/m。
对于携砂液加砂阶段的优化设计而言，可采取针对性多途径加砂技术；一般情况下采用低砂液比起步，小增幅的台阶式连续加砂程序；若施工中加砂困难， 为了确保施工成功，防止砂堵现象的出现，也可采用螺旋式加砂程序(连续的台阶升后换为砂液比较低起步的另一个连续式台阶升砂液比的过程)或段塞式加砂程序(采用纤维伴注，加一段砂或多段连续加砂后，注入一个不加砂的隔离液段，只要隔离液段设计合理，保证裂缝面不坍塌，最终形成的裂缝导流能力反而更高，压裂液量及支撑剂量也能大幅度缩小)。因薄层压裂的特殊性及易砂堵等困难，制约了最高砂液比的设计及施工，故最高砂液比一般控制在40％以内。
本发明还提供一个具体的应用实施例，需要说明的是，以下实施例仅用于进一步说明本发明，但不限制本发明。
A井是位于江汉盆地某薄层区块的1口侧钻资料井，目的层段岩性为褐灰色油迹粉砂岩，天然裂缝较发育。目的层压裂井段为2763.2-2766.6m，3.4m/1层，储层平均杨氏模量28.0GPa，平均泊松比0.25；目的层与上部隔层的应力差约为5MPa，与下部隔层应力差约为10MPa；目的层温度为113℃。为了解该目的层的含油性及油气显示层产能，并对该区块开展下步勘探评价工作，借鉴本发明提出的压裂方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下：
1)压裂具体实施情况
(1)酸液预处理阶段：以1.0m3/min排量挤入10m3与储层配伍性较好的前置土酸；
(2)前置液阶段：以1.5m3/min排量泵入40m3低黏压裂液基液(与储层及隔层配伍性较好)，低黏清洁压裂液基液黏度在15.0mPa·s左右，慢慢憋开储层，避免缝高过早上窜，让裂缝在目的层内充分延伸；然后以2.0m3/min排量泵入120m3低黏压裂液基液，并分两次把100目粉陶段塞与低黏压裂液基液隔离液交替注入，共加入粉陶3.0m3；
(3)第一携砂液加砂阶段(100目+40/70目)：将3.0m370/140目粉陶与26.0m340/70目陶粒支撑剂进行充分混合，采用210m3中黏清洁压裂液交联液(黏度在70.0～80.0mPa·s左右，与储层及隔层配伍性较好)，以2.5m3/min排量进行连续性加砂施工；
(4)第二携砂液加砂阶段(30/50目)：将15m3中黏清洁压裂液基液携带4.2m330/50目陶粒以3.0m3/min排量泵入，增加缝口导流能力；
(5)顶替阶段：以3.0m3/min排量泵入11.0m3低黏滑溜水(平衡顶替需12.6m3低黏滑溜水)，实现欠顶替。
按上述步骤对该试验井进行了压裂施工，现场施工工艺取得成功。结合该井压后井温测井解释结果及压后裂缝二次模拟结果，证实该井压裂缝高控制良好(缝高6.4m)，裂缝主要集中在储层裂缝中延伸。该井压后取得了较好的效果，压后初期日产油量为6m3/d～7m3/d，一年后日产量稳定在4m3/d左右。
通过该区几口井的先导试验证明：借鉴本专利提出的工艺方法，压后初期日产油量达到邻井的2～4倍左右，且压后产量递减明显慢于邻井或邻区块，压后稳产及有效期明显增长，取得了显著的增油效果，提高该类储层的压裂改造效果。
综上所述，发明的有益效果是：①储隔层特性综合评价，充分认识储隔层特征；②酸液预处理阶段，降低储层破裂压力及整体施工压力，避免缝高过度延伸或失控；③采用变类型、变黏度压裂液体系，兼顾前置液阶段控缝高及携砂液加砂阶段加砂要求，并最大限度降低液体对储层内导流能力的二次伤害；④选用低密度或具有自悬浮功能支撑剂，增加远井地带支撑剂的悬浮性能，提高远井裂缝的“支撑效率”；⑤采用混合加砂方式，多尺度的裂缝系统(主裂缝系统、次裂缝系统、微裂缝系统)配合多粒径支撑剂组合加砂，实现不同粒径支撑剂充填于与其匹配的不同尺度的裂缝系统中，提高支撑剂的“有效支撑”程度，保证压后导流能力及稳产；⑥对压裂排量、压裂规模、加砂程序、顶替方法等工艺注入参数优化优选，实现“控得好缝高、压得开地层、提得起排量、加得进砂、避得伤害、保得住导流能力”，提高施工针对性及有效性。
本发明所涉及的方法思路简洁，现场易于操作实施，可有效解决目前薄层压裂中面临的诸多瓶颈难题，现场应用证实可有效提高该类储层的压裂改造效果及动用程度，是一种高效的压裂改造工艺方法，对于薄层压裂理论的完善和发展具有重要的理论意义。
本发明所提供的适用于薄层的压裂方法可以应用于国内江汉、青海等多个薄层试验区的压裂方案优化设计及试验中，也可以借鉴参考本发明的压裂方法，应用于其他类型储层的压裂改造。该方法适应性与针对性强，具可操作性，适合于薄层的高效压裂改造；将该方法应用及推广于国内薄层区块压裂方案优化设计中，能够获得可观的经济效益。
虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的 情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。