CN106223922B - 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,包括如下步骤:将连续油管及喷砂射孔工具下入到需要压裂改造的层段,进行多簇射孔后,起出连续油管和射孔工具;地面设置最高安全泵压,开展主压裂,促使储层产生体积裂缝;当注入液量达到1600~1800m3后,泵注支撑剂段塞进行暂堵;当用于填砂的段塞进入地层孔眼后,降低注入排量直至砂塞全部进入地层;若井筒压力升高至超过地面设置最高安全泵压则屏蔽封堵成功;下入连续油管进行下一段多簇射孔和主压裂,直到完成所有段压裂。本发明应用连续油管多簇喷砂射孔结合缝内填砂暂堵分段压裂,可有效解决套变缩径等致使机械桥塞及射孔工具无法下入等复杂问题。

Description

页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺
技术领域
本发明涉及一种页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,用于页岩气井分段压裂改造。
背景技术
目前,四川盆地页岩气水平井储层压裂改造普遍使用桥塞分段技术,注入方式为光套管压裂。在受到新构造运动引发的地层错动、井间干扰、套管质量等多种因素的影响时,可能发生套管变形等井下复杂情况,对储层改造带来巨大风险与挑战。实际施工中,由于井筒内套管变形,井眼通径变小,采用机械封隔无法进行电缆传输分簇射孔及桥塞下入等作业,极大程度上影响了压裂施工作业效率及后期产能建设。井筒发生套变的影响因素众多,机理分析复杂,且页岩气压裂施工过程中套变现象较为严重。套变点超过50%的井靠近A点附近,使得套变后难以开展桥塞分段改造。
因此,针对页岩气套变水平井亟需一种既能实现多簇射孔又能满足压裂各层有效封隔、经济实用的储层改造新工艺。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题,提供一种页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺。本发明应用连续油管多簇喷砂射孔结合缝内填砂暂堵分段压裂,可有效解决套变缩径等致使机械桥塞及射孔工具无法下入等复杂问题。
为实现上述目的,本发明采用的技术方案如下:
一种页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,包括如下步骤:
(1)、将连续油管及喷砂射孔工具下入到需要压裂改造的层段,进行多簇射孔后,起出连续油管和射孔工具;
(2)、地面设置最高安全泵压,开展主压裂,促使储层产生体积裂缝;
(3)、当注入液量达到1600~1800m3后,泵注支撑剂段塞进行暂堵;
(4)、当用于填砂的段塞进入地层孔眼后,降低注入排量直至砂塞全部进入地层;
(5)、若井筒压力升高至超过地面设置最高安全泵压则屏蔽封堵成功;
(6)、下入连续油管进行下一段多簇射孔和主压裂,直到完成所有段压裂。
所述步骤(1)中,通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一簇喷砂射孔。
所述步骤(1)中,第一簇喷砂射孔完成后,拖动到下一个射孔位置进行喷砂射孔,直到完成所有簇射孔后起出连续油管。
所述步骤(2)中,地面设置85~90MPa为最高安全泵压,开展主压裂,通过滑溜水结合大排量、大液量促使储层产生体积裂缝,排量>8m3/min,液量>1800m3
所述步骤(3)中,每个段塞液量为1~1.5个井筒容积,砂浓度360~420kg/m3
所述步骤(5)中,若不成功则提高砂浓度至450~520kg/m3继续泵注下一段砂塞,若再不成功则继续加入更高浓度砂塞直至井筒达到最高安全压力。
采用本发明的优点在于:
一、本发明应用连续油管多簇喷砂射孔结合缝内支撑剂暂堵分段压裂工艺,可有效解决套变缩径等致使机械桥塞及射孔工具无法下入等复杂问题。
二、本发明通过喷射工具的结构优化,连续油管结合喷射工具能在水平井中实现多簇喷砂射孔和冲砂一体化功能,且射孔稳定可靠。
三、本发明压裂后不需要钻磨桥塞等作业,减少了后续施工作业风险。
四、本发明不同于常规的机械封隔分段,而是通过砂塞缝内暂堵分段,在施工的整个过程中井筒保持全通径。可实施整个水平井段内任意位置和顺序的选择性分段压裂。
五、相对于常规的桥塞分段有以下优势:1、在不使用机械分段条件下实现大规模、选择性分段多簇体积压裂;2、对水平井筒尺寸要求低,(51/2″套管内工具外径79mm),可实施部分套变井的有效分段改造;3、所有段压裂完毕后不需要钻磨桥塞,可直接冲砂放喷求产,节约了施工时间,降低了后续施工风险。4、每次封堵都在整个井筒实现全通径和已压裂段的有效缝内屏蔽封堵,可实现整个施工井段内任意位置、任意顺序的选择性分段压裂。
六、本发明适用于连续油管作业范围内所有断层不发育的页岩气水平井和直井分段加砂体积压裂,对于断层不发育的致密气井和常规气井也具有广泛适应性。本发明已经在1口页岩气水平井获得14段成功应用,全程不采用机械封隔且分段效果明显,稳定测试产量在套压11.2MPa左右达到14.8万方/天。本发明带来的水平井段选择性分段能力、井筒全过程全通径分段能力与目前广泛采用的桥塞分段工艺已经产生了本质变化。对我国页岩气水平井体积压裂技术发展具有重要作用,应用前景十分广阔。
综上,本发明以不使用机械桥塞分段、避免使用大孔径射孔工具为出发点,通过应用支撑剂缝内屏蔽暂堵和连续油管多簇喷砂射孔工艺技术,解决了页岩气水平井在压裂过程中因受到复杂因素导致套管变形、无法应用电缆传输射孔桥塞联作工艺等问题,达到了对储层井段在不使用机械封隔的条件下实现大规模、选择性分段压裂的目标,且分段效果、压裂时效与常规桥塞相当,压裂完毕后井筒为全通径,可直接放喷测试及投产,避免了后续作业风险。本发明为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供了一种新的改造手段与有效的工艺方法。
具体实施方式
实施例1
一种页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,包括如下步骤:
(1)、将连续油管及喷砂射孔工具下入到需要压裂改造的层段,进行多簇射孔后,起出连续油管和射孔工具;
(2)、地面设置最高安全泵压,开展主压裂,促使储层产生体积裂缝;
(3)、当注入液量达到1600~1800m3后,泵注支撑剂段塞进行暂堵;
(4)、当用于填砂的段塞进入地层孔眼后,降低注入排量直至砂塞全部进入地层;
(5)、若井筒压力升高至超过地面设置最高安全泵压(该压力超过主压裂正常施工泵压15MPa以上)则屏蔽封堵成功;
(6)、下入连续油管进行下一段多簇射孔和主压裂,直到完成所有段压裂。
所述步骤(1)中,通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一簇喷砂射孔。
所述步骤(1)中,第一簇喷砂射孔完成后,拖动到下一个射孔位置进行喷砂射孔,直到完成所有簇射孔后起出连续油管。
所述步骤(2)中,地面设置85~90MPa为最高安全泵压,开展主压裂,通过滑溜水结合大排量、大液量促使储层产生体积裂缝,排量>8m3/min,液量>1800m3
所述步骤(3)中,每个段塞液量为1~1.5个井筒容积,砂浓度360~420kg/m3
所述步骤(5)中,若不成功则提高砂浓度至450~520kg/m3继续泵注下一段砂塞,若再不成功则继续加入更高浓度砂塞直至井筒达到最高安全压力。
实施例2
采用本发明,首先根据施工要求进行地面准备工作;
下入带冲洗头及喷砂射孔工具的连续油管,进行清洁井筒及校深等作业,并进行第一簇喷砂射孔作业,随后拖动连续油管柱依次进行多簇喷砂射孔作业,完成后取出连续油管。
通过套管注入的方式,应用大排量、大液量、滑溜水携砂压裂工艺进行主压裂施工,在主压裂施工末期进行人工缝内支撑剂暂堵措施,提高尾追支撑剂浓度,待高浓度支撑剂进入储层孔眼后,降低施工排量直至封堵成功。若初次支撑剂暂堵不成功可重复进行封堵。
重复以上施工步骤进行下一段的洗井校深、射孔、主压裂和支撑剂暂堵施工,直至完成所有压裂作业。
实施例3
YS-1井完钻层位均为志留系龙马溪组,采用139.7mm油层套管完井。该井完钻井深4517m,最大井斜93.02゜,垂深2561.68m,入靶点位于3017m,出靶点位于4517m,水平段长1500m。YS-1井钻遇储层物性较好,有效孔隙度平均为3.9%,TOC平均为3.6%,总含气量平均为 4.8m3/t,水平段储层脆性指数较高。储层三轴应力呈走滑断层特征,最大最小水平主应力差值较大(大于15MPa),天然裂缝分布较复杂。
该井设计应用本发明压裂施工14段,具体工艺如下:
(1)、通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一簇喷砂射孔;
(2)、依次拖动到下一个射孔位置进行喷砂射孔;
(3)、完成该段所有簇射孔后起出连续油管;
(4)、地面设置85~90MPa为最高安全泵压(安全泵压一般大于施工压力15~20MPa)。开展主压裂,通过滑溜水结合大排量、大液量促使储层产生体积裂缝(排量>8m3/min,液量>1800m3);
(5)、当注入液量达到该段设计液量的85%后,泵注支撑剂段塞进行暂堵,每个段塞液量为1~1.5个井筒容积,砂浓度360~420kg/m3
(6)、当用于支撑剂的支撑剂段塞进入地层孔眼后,降低注入排量直至砂塞全部进入地层;
(7)、若井筒压力升高至超过地面设置最高安全泵压则封堵成功,若不成功则提高砂浓度至450~520kg/m3继续泵注下一段砂塞,若再不成功则继续加入更高浓度砂塞直至井筒达到最高安全压力;
(8)、下入连续油管进行下一段多簇射孔和主压裂;
(9)、完成所有14段压裂。

Claims (6)

1.一种页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,其特征在于,包括如下步骤:
(1)、将连续油管及喷砂射孔工具下入到需要压裂改造的层段,进行多簇射孔后,起出连续油管和射孔工具;
(2)、地面设置最高安全泵压,开展主压裂,促使储层产生体积裂缝;
(3)、当注入液量达到1600~1800m3后,泵注支撑剂段塞进行暂堵;
(4)、当用于填砂的砂塞进入地层孔眼后,降低注入排量直至砂塞全部进入地层;
(5)、若井筒压力升高至超过地面设置最高安全泵压则屏蔽封堵成功;
(6)、下入连续油管进行下一段多簇射孔和主压裂,直到完成所有段压裂。
2.根据权利要求1所述的页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,其特征在于:所述步骤(1)中,通过连续油管结合喷砂射孔工具在水平井指定位置进行第一簇喷砂射孔。
3.根据权利要求2所述的页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,其特征在于:所述步骤(1)中,第一簇喷砂射孔完成后,拖动到下一个射孔位置进行喷砂射孔,直到完成所有簇射孔后起出连续油管。
4.根据权利要求3所述的页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,其特征在于:所述步骤(2)中,地面设置85~90MPa为最高安全泵压,开展主压裂,通过滑溜水结合大排量、大液量促使储层产生体积裂缝,排量>8m3/min,液量>1800m3
5.根据权利要求4所述的页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,其特征在于:所述步骤(3)中,每个段塞液量为1~1.5个井筒容积,砂浓度360~420kg/m3
6.根据权利要求5所述的页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺,其特征在于:所述步骤(5)中,若不成功则提高砂浓度至450~520kg/m3继续泵注下一段砂塞,若再不成功则继续加入更高浓度砂塞直至井筒达到最高安全压力。
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