本发明涉及石油开采领域，尤其涉及一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法。
背景技术：
致密油藏即致密储层油藏，依存于致密砂岩、致密灰岩或碳酸盐岩，其覆压基质渗透率低，单井无自然工业产能。在我国的可采石油资源中，致密油占2/5，由于致密油藏开发难度大，技术要求高，开发配套技术是致密油藏有效开发的保障，水平井分段压裂技术是目前致密油藏规模开发的核心技术。
现有的水平井分段压裂技术中针对致密油藏储层改造方法主要包括以下两种：一种是采用压裂液粘度由低到高依次进行压裂作业的混合压裂泵注，即前置液采用滑溜水段塞式加砂进行缝网改造，携砂液采用高粘度冻胶携带支撑剂进入地层，充填裂缝；另一种是全程采用高粘度压裂液进行压裂作业的压裂泵注，即前置液和携砂液均采用高粘度冻胶，以扩展裂缝长度及充填裂缝。
但现有技术中采用压裂液粘度由低到高依次进行压裂作业的混合压裂泵注方法，前置液多采用滑溜水等低粘度液体开启裂缝，低粘度液体会导致每个压裂段的所有射孔簇不能均衡起裂；采用全程高粘度压裂液进行压裂作业的压裂泵注方法，缺少滑溜水等低粘度液体段塞式加砂的过程，不利于复杂缝网的有效形成；即现有技术中的压裂泵注方法无法兼顾射孔簇均衡起裂和复杂缝网的有效形成，不利于改造体积的增大，影响产能的有效提高。
技术实现要素：
本发明提供一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，用以解决现有技术中的压裂泵注方法无法兼顾射孔簇均衡起裂和复杂缝网的有效形成，不利于改造体积的增大，影响产能的有效提高的问题。
本发明提供一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，包括：
第一前置液阶段：向目标措施层中注入所述第一前置液，所述第一前置液为高粘度压裂液；
第二前置液阶段：向目标措施层中注入第二前置液并段塞式加入支撑剂，所述第二前置液为低粘度压裂液；
携砂液阶段：向目标措施层中注入所述携砂液并连续加入支撑剂，所述携砂液为高粘度压裂液。
可选的，在所述第一前置液阶段之前还包括：
准备阶段：采用低粘度压裂液进行循环试压、推送桥塞及推球入座的准备工序。
可选的，在所述第二前置液阶段之后，所述携砂液阶段之前，还包括：
中间阶段：向目标措施层中注入高粘度压裂液进行扫砂。
可选的，在所述携砂液阶段之后还包括：
顶替液阶段：向目标措施层中注入顶替液，注入的所述顶替液依次为高粘度压裂液、高粘度压裂液原液及低粘度压裂液，所述顶替液注入的总体积大于井筒容积。
可选的，所述致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法采用桥塞射孔联作分段压裂的方式进行分段多簇压裂。
可选的，所述目标措施层为水平井相应压裂段射孔对应的致密储层。
可选的，所述高粘度压裂液为加入有机硼交联剂的冻胶压裂液。
可选的，所述低粘度压裂液为滑溜水。
可选的，所述的支撑剂为石英砂或陶粒。
可选的，所述高粘度压裂液原液为不加入有机硼交联剂的压裂液。
本发明提供的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，包括：第一前置液阶段：向目标措施层中注入所述第一前置液，所述第一前置液为高粘度压裂液；第二前置液阶段：向目标措施层中注入第二前置液并段塞式加入支撑剂，所述第二前置液为低粘度压裂液；携砂液阶段：向目标措施层中注入所述携砂液并连续加入支撑剂，所述携砂液为高粘度压裂液。通过压裂液体粘度由高到低，再由低到高的顺序依次注入目标措施层的逆混合压裂泵注工艺，确保了水平井分段压裂中多个射孔簇均衡起裂的同时实现了复杂缝网的有效形成，增大了改造体积，提高了油井产能。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法流程图；
图2为本发明又一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法流程图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
我国致密油藏资源量大，其中新疆油田以玛湖凹陷为代表的砾岩油藏分布广泛，已探明地质储量3.4亿吨，未来计划建产占到新疆油田总产能的45％，是目前最为现实的上产区块之一。玛湖凹陷的主力勘探目的层是埋深在2000-4000m的二叠系、三叠系。储层无碳酸盐岩、砂岩不发育，砾岩为玛湖凹陷主要储集体，因此砾岩储层是其主要勘探对象；由于砾石颗粒大小不等、地层流体关系复杂、储层物性差、非均质性强，因此相对于砂岩油藏而言开发难度大，技术要求高。
致密油藏开采的前提是对致密油藏储层进行体积改造，形成复杂的人造缝网，目前方法主要是通过混合压裂泵注工艺施工，即压裂液粘度由低到高依次进行压裂作业，或全程使用高粘度压裂液进行压裂作业。对于致密砂砾岩储层水平井分段压裂的泵注工艺，压裂液粘度由低到高依次进行压裂作业，前置液采用滑溜水等低粘液体开启裂缝易导致每个压裂段的所有射孔簇不能均衡起裂，全程使用高粘度压裂液进行压裂作业，起裂后不利于裂缝的延伸和复杂缝网的有效形成，影响致密储层水平井体积改造的增大、产能效果的提高。
有鉴于此，本发明提供一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，通过压裂液体粘度由高到低，再由低到高的顺序依次注入目标措施层的逆混合压裂泵注工艺，从而解决现有技术中的压裂泵注方法无法兼顾射孔簇均衡起裂和复杂缝网的有效形成，不利于改造体积的增大，影响产能的有效提高的问题。
图1为本发明一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法流程图，根据图1所示，本发明提供一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，包括：
s101、第一前置液阶段：向目标措施层中注入第一前置液，第一前置液为高粘度压裂液；
具体的，本阶段为起裂阶段，不同压裂段不同位置的射孔簇所对应的目标措施层的起裂压力存在差异，若采用低粘度压裂液进行起裂泵注，起裂过程中由于部分射孔簇起裂，压裂液由起裂缝隙泄出，泵注压力降低，其它射孔簇处因压裂液泵注压力无法满足储层起裂压力需求而无法起裂，从而造成不同压裂段的射孔簇起裂不均衡；采用高粘度压裂液，由于其粘滞阻力大，部分射孔簇处起裂后，泵注压力降低较小，确保各射孔簇处压裂液泵注压力均满足储层起裂压力需求，使每个压裂段的多个射孔簇均衡起裂，从而提高压裂施工成功率，达到充分改造储层的目的，有利于致密储层水平井改造体积的增大、产能效果的提高。
需要说明的是，上述第一前置液阶段采取限压不限排量的注入方式，根据具体储层岩石力学特性，在满足施工设备安全施工情况下，尽量提高排量。
s102、第二前置液阶段：向目标措施层中注入第二前置液并段塞式加入支撑剂，第二前置液为低粘度压裂液；
具体的，本阶段为缝网延伸阶段，段塞式加入支撑剂即在压裂施工过程中，注入一段混入了支撑剂的第二前置液后停止加入支撑剂，然后仅注入第二前置液进行中顶，之后再重复上述过程，直至加入足够的支撑剂，段塞式加入支撑剂可以打磨射孔孔眼和近井扭曲的裂缝，减小近井摩阻，降低施工压力，还可以封堵近井微裂缝，降低压裂液滤失，便于造主裂缝，提高裂缝改造体积，于此同时每段支撑剂段塞进入地层之后，施工压力均有一定程度的上升，裂缝内净压力提高使天然裂缝张开，可造新裂缝或实现裂缝转向，对于形成复杂的裂缝网络，增大储层改造的体积有显著作用；采用粘度较低的低粘度压裂液，具有良好的降阻效果，满足大排量施工要求，并有利于形成复杂缝网。
进一步的，每次段塞入一段支撑剂后，仅注入第二前置液进行中顶，一方面促进缝网延伸，有利于形成复杂缝网，另一方面进行扫砂，防止段塞入的支撑剂形成砂堵，保证施工安全，段塞单次加砂量降低至25％～30％，第二前置液比例提高至70％，通过降低砂比提高压裂液注入比例，有助于低粘度压裂液进入天然裂缝，促进缝网延伸，有效形成复杂缝网。
需要说明的是，上述第二前置液阶段采取限压不限排量的注入方式，根据具体储层岩石力学特性，在满足施工设备安全施工情况下，尽量提高排量。
s103、携砂液阶段：向目标措施层中注入携砂液并连续加入支撑剂，携砂液为高粘度压裂液。
具体的，本阶段为支撑阶段，高粘度压裂液具有高悬浮能力，便于携带支撑剂进入地层，保证加砂安全，可使支撑剂有效充填由第二前置液阶段压裂形成的复杂缝网，提高地层导流能力。
进一步的，携砂液阶段，加入支撑剂的量逐渐提升，保证砂浓度多阶段梯度提升，实现连续加砂，全程实现低砂比加砂，平均砂比在20％-25％左右，从而提升压裂液注入量，提高缝网导流能力。
需要说明的是，上述第二前置液阶段采取限压不限排量的注入方式，根据具体储层岩石力学特性，在满足施工设备安全施工情况下，尽量提高排量。
可选的，上述目标措施层为水平井相应压裂段射孔对应的致密储层。
可选的，高粘度压裂液为加入有机硼交联剂的冻胶压裂液。
具体的，上述有机硼交联剂作为冻胶压裂液的添加剂，可与高聚物形成高粘度凝胶体，使压裂液既有良好的造缝和携砂能力，且有机硼交联剂耐温耐剪切性能好，具有廉价、清洁、无毒等优点。
可选的，上述低粘度压裂液为滑溜水。
具体的，滑溜水是指伤害低、粘度低、摩阻低的液体，一般由降阻剂、杀菌剂、黏土稳定剂及助排剂等组成，与清水相比可将摩擦阻力降低70-80％，粘度很低，同时具有较强的防膨胀性能，储层中天然裂缝发育，低粘度的液体更容易进入地层天然裂缝，从而形成复杂的缝网。
可选的，上述支撑剂为石英砂或陶粒。
具体的，支撑剂是指具有一定粒度和级配的天然砂或人造高强陶瓷颗粒。具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、高强度、高导流能力、低密度、低破碎率等特点，在油井开采时，致密油藏储层经压裂泵注产生裂缝后，油气从裂缝形成的通道中汇集而出，为保持压裂后形成的裂缝开启，随压裂液加入支撑剂充填在岩层裂隙中，起到支撑裂隙不因应力释放而闭合的作用，从而保持高导流能力，使油气畅通，增加产量。
本实施例提供的一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，包括：第一前置液阶段：向目标措施层中注入第一前置液，第一前置液为高粘度压裂液；第二前置液阶段：向目标措施层中注入第二前置液并段塞式加入支撑剂，第二前置液为低粘度压裂液；携砂液阶段：向目标措施层中注入携砂液并连续加入支撑剂，携砂液为高粘度压裂液。通过压裂液体粘度由高到低，再由低到高的顺序依次注入目标措施层的逆混合压裂泵注工艺，确保了水平井分段压裂中多个射孔簇均衡起裂的同时实现了复杂缝网的有效形成，增大了改造体积，提高了油井产能。
图2为本发明又一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法流程图，根据图2所示，在上述实施例的基础上本发明提供又一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，包括：
s201、准备阶段：采用低粘度压裂液进行循环试压、推送桥塞及推球入座的准备工序；
具体的，本阶段采用低粘度压裂液以较低排量完成压裂泵注前的准备工作，确保泵注压裂过程顺利进行。
s202、第一前置液阶段：向目标措施层中注入第一前置液，第一前置液为高粘度压裂液；
s203、第二前置液阶段：向目标措施层中注入第二前置液并段塞式加入支撑剂，第二前置液为低粘度压裂液；
s204、中间阶段：向目标措施层中注入高粘度压裂液进行扫砂。
具体的，第二前置剂阶段采用低粘度压裂液，低粘度压裂液悬浮能力差，段塞式加入支撑剂易沉降，在携砂液阶段前仅注入高粘度压裂液进行扫砂，可避免携砂阶段造成砂堵风险，确保携砂液阶段加砂施工安全。
s205、携砂液阶段：向目标措施层中注入携砂液并连续加入支撑剂，携砂液为高粘度压裂液；
s206、顶替液阶段：向目标措施层中注入顶替液，注入的顶替液依次为高粘度压裂液、高粘度压裂液原液及低粘度压裂液，顶替液注入的总体积大于井筒容积。
具体的，顶替液的作用是将携砂液泵注到预定位置，同时将井筒内的携砂液全部顶替到储层裂缝中，确保携砂液全部进入裂缝完成对复杂缝网的有效支撑，提高地层导流能力，有效提升油井产量。
可选的，上述目标措施层为水平井相应压裂段射孔对应的致密储层。
可选的，高粘度压裂液为加入有机硼交联剂的冻胶压裂液。
具体的，上述有机硼交联剂作为冻胶压裂液的添加剂，可与高聚物形成高粘度凝胶体，使压裂液既有良好的造缝和携砂能力，且有机硼交联剂耐温耐剪切性能好，具有廉价、清洁、无毒等优点。
需要说明的是，上述高粘度压裂液原液为不加入有机硼交联剂的压裂液。
可选的，上述低粘度压裂液为滑溜水。
具体的，滑溜水是指伤害低、粘度低、摩阻低的液体，一般由降阻剂、杀菌剂、黏土稳定剂及助排剂等组成，与清水相比可将摩擦阻力降低70-80％，粘度很低，同时具有较强的防膨胀性能，储层中天然裂缝发育，低粘度的液体更容易进入地层天然裂缝，从而形成复杂的缝网。
可选的，上述支撑剂为石英砂或陶粒。
具体的，支撑剂是指具有一定粒度和级配的天然砂或人造高强陶瓷颗粒。具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、高强度、高导流能力、低密度、低破碎率等特点，在油井开采时，致密油藏储层经压裂泵注产生裂缝后，油气从裂缝形成的通道中汇集而出，为保持压裂后形成的裂缝开启，随压裂液加入支撑剂充填在岩层裂隙中，起到支撑裂隙不因应力释放而闭合的作用，从而保持高导流能力，使油气畅通，增加产量。
下述为本发明进行具体施工的实施例说明：
新疆油田玛湖凹陷北斜坡区x井，a点斜深3390.0m，b点斜深4796.0m，水平段长1406.0m，开发层位于三叠系百口泉组，采用密集切割体积压裂改造方式，压裂工艺为电缆桥塞射孔联作分级压裂，每段2-3簇。
泵注工艺采用冻胶启缝 滑溜水段塞携砂 冻胶高砂比加砂的逆混合压裂泵注工艺，确保人工裂缝有效延伸和高效充填。以下为该井第8级(3簇)压裂施工泵注程序：
(1)主泵注程序之前，首先进行循环试压、推送桥塞、推球入座等工序，该阶段井筒液体采用滑溜水，排量较低，为0.5-3.0m3/min。完成后停泵，准备主泵注阶段施工。
(2)泵注第一阶段为前置液阶段，前置液第一阶段采用冻胶造缝，排量为6-8m3/min，液量为60m3。
(3)泵注第二阶段，即前置液第二阶段，采用滑溜水段塞式加砂，以利于形成缝网。排量为10-12m3/min，段塞次数为10次，单次加砂量0.2-2m3，添加段塞后用滑溜水扫砂，保证安全施工。该阶段累计砂量14m3，累计液量401.5m3。
(4)滑溜水段塞加砂后，携砂阶段前，采用40m3冻胶再次扫砂，避免滑溜水携砂阶段造成砂堵风险。
(5)泵注第三阶段为携砂液阶段，注入高粘度冻胶并连续加入支撑剂，排量为10-12m3/min；支撑剂砂比依次为11％、15％、19％、23％、26％、30％、34％按阶梯提升；本阶段累计砂量46m3，累计液量228.1m3。
(6)顶替阶段采用冻胶 原液 滑溜水依次注入，排量为10-12m3/min，液量在井筒容积基础上附加8-10m3顶替余量。
本实施例提供的又一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，通过压裂液体粘度由高到低，再由低到高的顺序依次注入目标措施层的逆混合压裂泵注工艺，确保了水平井分段压裂中多个射孔簇均衡起裂的同时实现了复杂缝网的有效形成，增大了改造体积，提高了油井产能；同时，通过增加准备阶段、中间阶段及顶替液阶段，确保了致密油藏水平井逆混合压裂泵注施工安全，进一步增大了改造体积，提高了油井产能。
需要说明的是，上述实施例均为本发明针对致密油藏水平井分段压裂方式提供的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，采用桥塞射孔联作分段压裂的方式进行分段多簇压裂，该技术致密油藏开发中具有裂缝布放位置精准、多级分段压裂、压裂后形成复杂网络裂缝、能够有效增加储层改造体积,从而获得更高单井产量的优点。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
1.一种致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，包括：
第一前置液阶段：向目标措施层中注入所述第一前置液，所述第一前置液为高粘度压裂液；
第二前置液阶段：向目标措施层中注入第二前置液并段塞式加入支撑剂，所述第二前置液为低粘度压裂液；
携砂液阶段：向目标措施层中注入所述携砂液并连续加入支撑剂，所述携砂液为高粘度压裂液。
2.根据权利要求1所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，在所述第一前置液阶段之前还包括：
准备阶段：采用低粘度压裂液进行循环试压、推送桥塞及推球入座的准备工序。
3.根据权利要求2所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，在所述第二前置液阶段之后，所述携砂液阶段之前，还包括：
中间阶段：向目标措施层中注入高粘度压裂液进行扫砂。
4.根据权利要求3所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，在所述携砂液阶段之后还包括：
顶替液阶段：向目标措施层中注入顶替液，注入的所述顶替液依次为高粘度压裂液、高粘度压裂液原液及低粘度压裂液，所述顶替液注入的总体积大于井筒容积。
5.根据权利要求1-4任一项所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，所述致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法采用桥塞射孔联作分段压裂的方式进行分段多簇压裂。
6.根据权利要求5所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，所述目标措施层为水平井相应压裂段射孔对应的致密储层。
7.根据权利要求5所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，所述高粘度压裂液为加入有机硼交联剂的冻胶压裂液。
8.根据权利要求5所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，所述低粘度压裂液为滑溜水。
9.根据权利要求5所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，所述的支撑剂为石英砂或陶粒。
10.根据权利要求4所述的致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法，其特征在于，所述高粘度压裂液原液为不加入有机硼交联剂的压裂液。
技术总结