技术领域
[0001] 本
发明涉及一种实现超高导流能力的压裂工艺，属于油气田开发研究的技术领域。
背景技术
[0002] 我国低渗透、特低渗透、非常规（如
煤层气、
页岩气、致密
砂岩油气）油气藏分布广泛，储量巨大，大多数低渗透油气藏不进行储层增产改造难于获得经济油气，在油田的各种增产措施当中，
水力压裂是一项常用、有效的方法。在水力压裂中，能否形成较高的裂缝导流能力是水力压裂作业的关键，所以，
支撑剂在裂缝中的铺置的情况对作业的成功起着至关重要的作用。
[0003] 目前国内油田现场压裂中，其支撑剂在裂缝内主要有两种的注入形式：一是施工过程中对一种规格的支撑剂连续注入
地层裂缝中；二是将不同粒径的支撑剂分段注入裂缝当中。这些注入方式主要是通过支撑剂的充填层来提高裂缝的导流能力的，这种方式是可以提高裂缝导流能力，但是由于压裂液破胶残渣、支撑剂
破碎颗粒等都会堵塞孔道，还有支撑剂的嵌入等造成了裂缝内部污染，都会使裂缝的导流能力大大降低，压后试井测得的裂缝渗透率常常远远低于实验室测得的数值。
发明内容
[0004] 发明概述：
[0005] 针对
现有技术的不足，本发明提出一种实现超高导流能力的压裂工艺，包括以下步骤：1、判断目标储层的地质力学参数是否适合本发明压裂工艺；2、判断目标井完井射孔是否适合本发明压裂工艺，若不适合则需要改变井底的射孔方案；3、压裂前对相关压裂材料的选取；4、对目标井使用本发明压裂工艺独特的
泵注程序进行压裂。上述该压裂工艺是在地层中形成一个个的“支撑剂支柱”，地层裂缝的导流能力不是依靠支撑剂的充填层来提高的，而是通过“支撑剂支柱”之间的通道让油气通过，这些开放的流动通道显著的增加了2
导流能力，现有常规压裂工艺导流能力一般不超过200μm·cm，而本发明实现超高导流能力的压裂工艺，比常规压裂工艺导流能力高1-3个数量级，本发明减少裂缝内的压力降，有助于提高排液能力，增加了有效裂缝半长，从而提高产量。
[0006] 技术术语解释：
[0007] 1.
杨氏模量(Young′s modulus)：是描述固体材料抵抗形变能力的物理量。一条长度为L、截面积为S的金属丝在力F作用下伸长ΔL；F/S叫
应力，其物理意义是金属数单位截面积所受到的力；ΔL/L叫应变，其物理意义是金属丝单位长度所对应的伸长量。应力与应变的比叫
弹性模量：即。ΔL是微小变化量。
[0008] 2.闭合压力：系指泵注停止后，作用在裂缝壁面上使裂缝似闭未闭的力。可用下式计算：裂缝闭合压力=瞬时关井（井口）压力+井筒液柱压力-油
层压力。裂缝闭合压力的大小与最小水平应力有关，它是影响裂缝导流能力的重要因素。
[0009] 发明详述
[0010] 本发明的技术方案如下：
[0011] 一种实现超高导流能力的压裂工艺，本发明所述的压裂工艺适用于具有以下
地质学参数的目标储层：选取杨氏模量与闭合压力之间的比率≥350；本发明此处设计的原理、优点在于：杨氏模量与闭合压力之间的比率对于本发明的压裂工艺来说是一个非常重要参数，原因在于在杨氏模量低的地层在高的闭合压力可能会导致支撑剂团
块周围的地层坍塌，从而形成窄点降低裂缝导流能力；为了维持地层中超高导流能力的裂缝，一般要求杨氏模量与闭合压力的比率超过350；但是当比率超过500时，认为对于实现超高导流能力压裂工艺具有更好的地质力学性质；比率为350-500认为地质力学性质一般；而比率低于350的地区，认为地质力学性质差，要实施超高导流能力的压裂工艺的话需要进行细致的研究和精细的设计。所以，当拟选取某地层为目标储层时，首先以此为准则，判断此储层是否适合本发明的压裂工艺，如不适合，则不能勉强进行本发明的压裂工艺；
[0012] 本发明所述实现超高导流能力的压裂工艺，包括步骤如下：
[0013] （1）设定目标井底的射孔排布：
[0014] 在进行压裂工艺的目标井底安装具有非均匀排列射孔的管路，所述管路包括射孔段和非射孔段，所述射孔段和非射孔段交替排列连接，在所述射孔段上设置有包括多个射孔的射孔簇；有支撑剂的混砂液注入间隔可促进本发明压裂工艺在裂缝延伸的方向上的产生；所述注入间隔通过井底非均匀射孔实现；在传统的工艺中，通常是在产层内以某个间距进行连续射孔，在本发明压裂工艺中，射孔是非均匀的，包括射孔簇和非射孔段，射孔簇之间被非射孔段分割成一个个小段。与常规的压裂工艺中的射孔方案相比，本发明压裂工艺采用的射孔方案在裂缝高度方向上的
覆盖面更广，这对于在高度方向上实现支撑剂柱的均匀分布和得到最佳的超高导流能力裂缝几何尺寸是十分重要的。本发明中所述射孔
密度和射孔簇内的
相位变动与常规的相同。所以当拟选取某井为目标井时，首先判断此井底的射孔是否适合本发明压裂工艺的射孔方案，若不适合，则进行相应的措施，改变井底射孔排布；
[0015] （2）压裂材料的泵入与选取：
[0016] ①前置液注入：按照现有技术向地下压裂缝中泵入前置液；
[0017] ②支撑剂段塞注入：向地下压裂缝中依次交替
循环泵入有支撑剂的混砂液和无支撑剂的压裂液；在支撑剂段塞注入时，向有支撑剂的混砂液恒定速度加入
纤维，所述纤维加3 3
入量为0.5kg/m-18kg/m ；所述加入纤维的量使得支撑剂具有10～20Pa的屈服应力，本发明中采用了选择性的注入纤维，无需选择高强度的支撑剂，不但降低了成本，而且抑制了支撑剂团的分散；
[0018] ③顶替液注入：按照现有技术向地下压裂缝中注入顶替液。本发明实现超高导流能力压裂工艺的压裂液与传统压裂的有所不同，传统压裂工艺的压裂液中纤维是持续加入的，而在本发明压裂工艺中的前置液阶段、顶替液阶段是不需要加入纤维的。纤维的加入提高了支撑剂的运移速度，减小了支撑剂的
沉降速度。
[0019] 根据本发明优选的，当压裂裂缝长度单翼长度≤120m时，所述无支撑剂的压裂液在井底
温度和裂缝闭合作用下的
粘度选取区间为：50mPa·s≤压裂液粘度≤200mPa·s。为了降低支撑剂的沉降速度，压裂液必须保持足够高的粘度。
[0020] 根据本发明优选的，当压裂裂缝长度单翼长度＞120m时，所述无支撑剂的压裂液在井底温度和裂缝闭合作用下的粘度＞200mPa·s。要达到该粘度就需要加入比常规压裂更多的
聚合物，由于本发明压裂工艺的裂缝的排液能力强，聚合物的增加不会影响裂缝的导流能力，其聚合物加入量一般高于常规压裂。
[0021] 根据本发明优选的，在上述步骤③顶替液注入之前，向压裂裂缝加入破胶剂。破胶剂的加入防止未充分稳定的支撑剂段塞沉降，破胶剂的选取标准是在裂缝闭合后破胶完全。
[0022] 根据本发明优选的，所述破胶剂为胶囊破胶剂。胶囊破胶剂要求在裂缝闭合前挤入超高导流能力裂缝内，这意味着胶囊的溶解后所释放的破胶剂是超高导流能力裂缝中唯一的破胶途径。胶囊的浓度应提供足够的破胶剂来破胶。
[0023] 根据本发明优选的，所述压裂液在到达射孔孔眼之前完成交联。延迟交联的时间与延缓剂和交联剂的比率、水温、pH值和聚合物的浓度有关。因此，没有支撑剂的压裂液的延迟时间不得超过压裂液从地面到射孔孔眼所需时间的一半，同时，由于高的添加剂浓度，加有支撑剂的混砂液中延迟时间要比不加支撑剂的压裂液更短一些。
[0024] 根据本发明优选的，所述的压裂工艺适用于具有以下地质学参数的目标储层：选取杨氏模量与闭合压力之间的比率≥500。
[0025] 本发明的优势在于：
[0026] 1、本发明所述的压裂工艺成功与否的一个关键因素是如何将支撑剂通过泵传送至裂缝内以及裂缝闭合后由地面和井下联合产生的非连续的支撑剂团依然稳定。从这个
角度来看，最大的
风险是支撑剂段塞的分散。支撑剂段塞的分散对该技术的实施是有害的，因为这样减少了“支撑剂支柱”的高度，从而在裂缝闭合时降低了支撑剂团的有效浓度。此外，这样也会产生不明确的流动通道。
[0027] 2、本发明所述支撑剂段塞的分散可以通过添加纤维来缓解，因为纤维的加入提升了支撑剂的运移能力，改变了压裂的流变性从而降低了支撑剂的沉降速度；纤维增加了支撑剂柱的
稳定性，减少了其由地面运输到裂缝中的分散（纤维可以施加一个10～20Pa的屈服应力，从而抑制了支撑剂团的分散）；纤维还可以让速度剖面变平缓的作用，这样减少了剪切力，从而缓解了支撑剂的分散。
[0028] 3、本发明与传统的压裂技术相比，本发明压裂工艺克服了
流体流动局限于多孔介质内的限制，打破了常规的支撑裂缝充层的设计思想，并且通过“支撑剂支柱”之间的通道让油气通过，这些开放的流动通道提供了超高的裂缝导流能力，减少裂缝内的压力降，有助于提高排液能力，增加了有效裂缝半长和储层增产体积，从而更好的提高油气产量。
[0029] 4、本发明压裂工艺和常规压裂的泵注程序的最大不同在于本发明的支撑剂是分段加入的，每加入一段支撑剂后就再注入一段没有支撑剂的压裂液，如此反复进行脉冲式加砂。
[0030] 5、本发明压裂工艺技术结合了地质力学模型、不同于常规射孔的射孔方案，加有纤维的压裂液、独特的泵注程序从而在支撑裂缝中形成的超高导流能力，比常规裂缝导流能力高1-3个数量级。
[0031] 6、在本发明压裂工艺中除了顶替液注入阶段，其它阶段该工艺对于支撑剂的性能没有什么特殊要求，因此可以不必采用高强度的支撑剂；并且本发明压裂工艺的支撑剂铺置时间断性的，节省支撑剂，从而降低了单井压裂成本。
附图说明
[0032] 图1为发明压裂工艺所形成的超高导流能力裂缝局部俯视剖面图；
[0033] 在图中：1、裂缝壁面，2、支撑剂支柱，3、支撑剂支柱之间形成的裂缝通道，4、油气流通方向，5、油气通道示意线。
具体实施方式
[0034] 下面结合
实施例和
说明书附图对本发明做详细的说明，但不限于此。
[0035] 实施例1、
[0036] 一种实现超高导流能力的压裂工艺，本发明所述的压裂工艺适用于具有以下地质学参数的目标储层：选取杨氏模量与闭合压力之间的比率≥350；
[0037] 本发明所述实现超高导流能力的压裂工艺，包括步骤如下：
[0038] （1）设定目标井底的射孔排布：
[0039] 在进行压裂工艺的目标井底安装具有非均匀排列射孔的管路，所述管路包括射孔段和非射孔段，所述射孔段和非射孔段交替排列连接，在所述射孔段上设置有包括多个射孔的射孔簇；
[0040] （2）压裂材料的泵入与选取：
[0041] ①前置液注入：按照现有技术向地下压裂缝中泵入前置液；
[0042] ②支撑剂段塞注入：向地下压裂缝中依次交替循环泵入有支撑剂的混砂液和无支撑剂的压裂液；在支撑剂段塞注入时，向有支撑剂的混砂液恒定速度加入纤维，所述纤维加3 3
入量为0.5kg/m-18kg/m ；
[0043] ③顶替液注入：按照现有技术向地下压裂缝中注入顶替液。
[0044] 当压裂裂缝长度单翼长度≤120m时，所述无支撑剂的压裂液在井底温度和裂缝闭合作用下的粘度选取区间为：50mPa·s≤压裂液粘度≤200mPa·s。
[0045] 当压裂裂缝长度单翼长度＞120m时，所述无支撑剂的压裂液在井底温度和裂缝闭合作用下的粘度＞200mPa·s。
[0046] 实施例2、
[0047] 如实施例1所述的一种实现超高导流能力的压裂工艺，其区别在于，在上述步骤③顶替液注入之前，向压裂裂缝加入破胶剂，所述破胶剂为胶囊破胶剂。
[0048] 实施例3、
[0049] 如实施例1所述的一种实现超高导流能力的压裂工艺，其区别在于，所述压裂液在到达射孔孔眼之前完成交联。
[0050] 图1为发明压裂工艺所形成的超高导流能力裂缝局部俯视剖面图；由图1中可以看出，压裂之后形成一个个的“支撑剂支柱”，并且互相之间形成裂缝通道，非常有利于油气通过，当油气由远井筒端以及裂缝壁面进入裂缝之后，油气通过裂缝通道达到近井筒端，对于有效提高产量作用非常明显。
