CN106382111A - 增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法 - Google Patents

Abstract

提出了一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，包括：随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度；根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机；以及增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，以促使主裂缝多次转向。该方法能够增大压裂裂缝体积，提高分段压裂的效果。

Description

增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法

技术领域

本发明涉及石油开采领域，更具体地，涉及一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法。

背景技术

页岩气是近年来潜力巨大的非常规天然气资源，并已成为世界油气勘探开发的热门领域。页岩气藏富含有机质，是典型的自生自储型气藏。与常规天然气藏相比，其中的天然气以游离气和吸附气为主赋存、原位饱和富集于页岩储集系统的微纳米级孔－缝、矿物颗粒表面，具有无明显气水界面、大面积连续成藏、低孔、低渗等特征，一般无自然产能，必须通过压裂工程才能形成工业生产能力。

压裂技术是页岩气开发的一项关键的技术，常用的有水平井多级压裂技术、大型滑溜水分段压裂技术、重复压裂技术、清水压裂技术、水力喷射压裂技术以及同步压裂技术。与常规油气储层压裂技术不同的是页岩气储层压裂需要人工创造有足够大的裂缝体积来改善地层连通性和增加单井泄气体积，其无论是在用液规模、加砂量，还是在施工参数(施工排量、压力等)等方面都远超过常规油气层压裂设计。由此，页岩气储层压裂形成地层网络裂缝为最终改造目的和施工效果好坏的评价标准之一。对于缝网压裂形成的机理，目前有多种观点。Olsen认为有四个方面的因素对形成网络裂缝有利，即正交区域张性裂缝；水平应力及各向异性弱；泊松比小；基质渗透率极低。

即使在页岩气压裂技术较为成熟和开发颇具规模性的北美地区，页岩气井压裂施工后形成网络裂缝的几率也是很低的。近几年，我国的页岩气开发规模在不断扩大，页岩气压裂技术水平也有了大幅度的提高，但是通过对已压裂井进行压后的评估和裂缝监测，形成网络裂缝的概率也是很小的。在现有的技术状况下，为了达到更好的压裂施工效果，应最大程度的增加压裂裂缝的复杂性。

发明内容

本发明的目的是提供一种增加页岩气井压裂裂缝复杂性的有效方法，能够增大压裂裂缝体积，提高分段压裂的效果。

根据本公开的一方面，提出了一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，包括：随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度；根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机；以及增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，以促使主裂缝多次转向。

在一个示例中，所述压裂液为滑溜水和胶液其中之一；以及随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度包括：如果地层如脆性指数在60％以上，则选择粘度为1-2mPa.s的滑溜水，如果地层脆性指数低于40％，则选择粘度为30-40mPa.s的胶液。

在一个示例中，根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机包括：在缝长达到10-20m、缝宽达到2-3mm时开始加砂。

在一个示例中，增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者包括：估计裂缝净压力与上述压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比之间的敏感性，以选择增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中对裂缝净压力的影响较大的一者或多者。

在一个示例中，该方法进一步包括：在压裂液中加入添加剂，以强迫裂缝转向。

在一个示例中，所述添加剂为不同粒径分布可溶性固体颗粒和纤维的混合体。

在一个示例中，所述添加剂为缝内暂堵剂。

在一个示例中，在主缝长达到预期的设计要求时，加入第一批添加剂。

在一个示例中，等上一批添加剂形成的暂堵出现效果并且新转向的裂缝延伸一段时间后，再注入后一批添加剂。

在一个示例中，相对于第一批添加剂，后续的添加剂逐渐加大粒径。

本发明各方面可使得使得天然裂缝延伸的更长些，更宽些，让主力缝的转向次数更多，并且在纵向上，尽可能多地压开所有的层理缝/纹理缝，并让其分别最大限度地获得延伸。由此，可在纵横向上最大限度地提高三维裂缝的改造体积，实现压裂效果的最大化，提高裂缝的复杂性。

附图说明

通过结合附图对本公开示例性实施方式进行更详细的描述，本公开的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本公开示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。

图1示出了根据本发明实施例的一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法的流程图。

图2示出了根据本发明应用示例的A井和B井压裂施工曲线图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本公开的优选实施方式。虽然附图中显示了本公开的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本公开更加透彻和完整，并且能够将本公开的范围完整地传达给本领域的技术人员。

发明人认识到，要提高裂缝的复杂性指数，关键是让天然裂缝延伸的更长些，更宽些。如有可能，让主力缝的转向次数再更多些。在纵向上，尽可能多地压开所有的层理缝/纹理缝，并让其分别最大限度地获得延伸。由此，可在纵横向上最大限度地提高三维裂缝的改造体积，实现压裂效果的最大化。

基于这样的原理，图1示出了根据本发明实施例的一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法的流程图，包括：

步骤101，随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度；

步骤102，根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机；以及

步骤103，增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，以促使主裂缝多次转向。

本实施例的方法可用于页岩气压裂施工中，本实施例通过随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度，使压裂液进可能多地沟通裂缝的末梢处，促使天然裂缝尽可能长地延伸，并且，本实施例通过根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机，避免加砂过早造成早期砂堵或加砂过晚起不到打磨和降滤作用，从而进一步促使天然裂缝尽可能长地延伸。此外，本实施例通过调节压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，最大限度地提高主裂缝的净压力，以促使主裂缝多次转向。通过这些步骤，本实施例使得天然裂缝延伸的更长些，更宽些，让主力缝的转向次数更多，并且在纵向上，尽可能多地压开所有的层理缝/纹理缝，并让其分别最大限度地获得延伸。由此，可在纵横向上最大限度地提高三维裂缝的改造体积，实现压裂效果的最大化，提高裂缝的复杂性。

以下为便于理解，描述本实施例的一些具体示例，本领域技术人员应理解，这些示例仅为了让本领域技术人员更好的理解本发明实施例，而非意在以任何方式限制本发明。

随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度

该步骤是基于这样的原理，地层脆性非常发育，则容易形成复杂的网络裂缝，裂缝宽度相对较窄，此时可注入低粘度的压裂液，例如低粘度滑溜水，因各个裂缝系统很窄，低粘度压裂液更容易进入和沟通延伸各支缝与微缝系统，使压裂液进可能多地沟通裂缝的末梢处，促使天然裂缝尽可能长地延伸。反之，如果地层脆性较差，则复杂裂缝难以形成，一般只能形成单一的主裂缝，此时要用适当高的粘度，例如采用比滑溜水粘度更高的胶液，目的是保证携砂和不过早沉降缝底，影响裂缝的有效支撑体积。

在一个示例中，以滑溜水和胶液作为压裂液为例，如果地层脆性指数高，例如在60％以上，则可以选择1-2mPa.s的低粘度滑溜水。因为这样的地层缝隙较窄，低粘度滑溜水携带的低砂液比支撑剂(一般1-8％)也不容易沉降，此时缝壁的凸凹度影响最大，会阻止支撑剂的快速沉降，不会影响裂缝的有效支撑体积。随着地层脆性指数下降，即地层脆性变差，可提高滑溜水粘度。如果地层脆性指数进一步下降，例如低于40％，则复杂裂缝难以形成，一般只能形成单一的主裂缝，此时可以选用粘度比滑溜水更高的压裂液，例如粘度为30-40mPa.s的胶液。

基于上述方案，可以以滑溜水与胶液交替注入的方式进行施工，也就是说，在施工过程中，可以先注入一定量的滑溜水或者胶液进行施工，注入完毕后，改为胶液或者滑溜水继续施工，以此类推，直到本段施工完毕。具体到每种液体的注入量和更换液体时机，可根据具体情况而定，例如遇到地层脆性指数较高的施工层段，可选用粘度较低的滑溜水，遇到地层脆性指数较低的施工层段，可选用粘度较高的胶液。

控制加砂时机

通常情况下，压裂设计时人工裂缝最终达到的裂缝长度(缝长)延伸范围可为100-300m，裂缝宽度(缝宽)延伸范围可为2-20mm，支撑宽度可为2-4mm。压裂过程中，天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围可利用现有技术中的模型进行计算，可选的计算模型有二维的PKN模型、KGD模型或PENNY模型以及其他二维、三维模型等。可用现有技术中的软件工具，例如FracproPT、Stimplan或Meyer等，基于这些模型模拟不同的液量、粘度及排量条件下的裂缝长度及宽度延伸的范围。

在本实施例中，加砂时机的选取可根据上述天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围来进行，加早了易早期砂堵，加晚了，因降低近井筒扭曲和施工压力而起不到打磨和降滤作用

在一个示例中，可以在裂缝宽度达到2-3mm，裂缝长度达到10-20m时开始加砂(例如加粉陶)。支撑剂段塞的浓度范围可为20-160kg/m³，段塞量在早期一般为20-30m³,末期以一个井筒容积为限，因过长的段塞量可能造成砂堵现象。早期所用浓度低，是因为人工裂缝刚刚开启，缝宽较窄，如大浓度加砂，很可能会造成砂堵现象，所以早期可采用低浓度加砂，压裂改造后期，人工裂缝不断延伸，缝宽也有所加大，相比于早期更便于加砂，因此，可提高加砂浓度，使人工裂缝得到有效支撑。

促使主裂缝多次转向

增加压裂液的粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，可以增加裂缝的净压力，当此净压力超过原始的水平应力差时，容易发生裂缝的转向，多次改变上述参数，可能实现裂缝的多次转向。

在一个示例中，可以利用现有技术中的裂缝模拟软件，如FracproPT、Stimplan或Meyer等，通过模拟来估计裂缝净压力与上述4个参数间的敏感性，以根据软件模拟的敏感性选择增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中对裂缝净压力的影响较大的一者或多者。如通过模拟发现裂缝净压力已接近原始水平应力差，则可通过继续注入压裂液、支撑剂等，模拟何时能到裂缝转向的临界点。

在另一示例中，还可在压裂液中加入添加剂强迫裂缝转向，从而可以更大限度地提高主裂缝的净压力，以进一步促使主裂缝多次转向，这种方式尤其适合于裂缝净压力对粘度、液量、排量及施工砂液比等参数不敏感的地层而言，这种情况下更适用于通过加添加剂的方法，强迫裂缝转向。

添加剂例如为不同粒径分布可溶性固体颗粒和纤维的混合体，例如可以是缝内暂堵剂。优选地，添加剂不但具有暂时封堵裂缝的功能，最后还要完全降解，降低对裂缝的伤害。优选地，粒径分布不均匀的添加剂封堵效果更佳。

在一个示例中，可以在主缝长达到本领域技术人员根据需要确定的预期的设计要求时，加入第一批添加剂，第一批添加剂粒径可相对较小，例如直径为1-2mm；后续的添加剂可相对于第一批添加剂逐渐加大粒径，如3-4mm甚至更大粒径。可以等上一批添加剂形成的暂堵出现效果并且新转向的裂缝延伸一段时间，例如5-10min，再注入后一批添加剂，目的是让新转向的裂缝适当延伸一定距离。可根据诱导应力作用距离的计算，判断新转向缝的延伸范围，由此可计算需要注入多大的液量等参数。

现有技术中页岩气压裂一般采用全程滑溜水一段式注入模式，或大段的滑溜水及大段的胶液两段式注入模式。本方法采用滑溜水与胶液交替注入的模式，既能形成主裂缝，又能形成近井、中井及远井的复杂网络裂缝且与主缝沟通。可以实现最大限度的体积裂缝效果。

另外，目前的常规支撑剂段塞一般都是同样的粘度，本方法采用不同的粘度，可以充分延伸沟通不同尺度的裂缝系统，如都用一样的粘度，则部分微细裂缝系统就难以充分沟通。

在如何对待天然裂缝方面，常规的页岩气压裂技术采用一概封堵的策略，支撑剂段塞加砂的时机较早，天然裂缝还未来及延伸就被支撑剂充填封堵了。本方法适当延后加砂时机，让天然裂缝先行延伸，并且，早期采用更低粘度的压裂液，天然裂缝延伸的也更充分。之后再加支撑剂充填，使与主缝连通的支缝系统和微缝系统延展的范围更大，也支撑得更饱满，极大提高了裂缝复杂性指数。这对提高压后效果是极为有利的。

本发明设计合理、工艺简单、便于操作、压裂施工成功率高，能有效的增加分段压裂裂缝体积，明显提高压裂施工效果，从而获得更大的经济效益。

应用示例

为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。

以某区块两口页岩气井A井和B井为例，这两口页岩气井位于同一平台，B井的单段施工液量比A井高约214m³。两口井施工参数见表1，图2示出了根据该应用示例的A井和B井压裂施工曲线图。

按现有方法计算得到A井裂缝复杂指数为0.21，采取增加裂缝复杂性程度的方法后，B井裂缝复杂指数可提高至0.25，一段两口井压后无阻流量对比见表1。可知，加大施工规模提高了压裂后的裂缝复杂性指数，从而提高了其压后无阻流量。

表1 某区块两口页岩气井施工参数及无阻流量对比表

以上已经描述了本公开的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中的技术的技术改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。

Claims (10)

1.一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，包括：

随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度；

根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机；以及

增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，以促使主裂缝多次转向。

2.根据权利要求1所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，

其中，所述压裂液为滑溜水和胶液其中之一；以及

其中，随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度包括：如果地层如脆性指数在60％以上，则选择粘度为1-2mPa.s的滑溜水，如果地层脆性指数低于40％，则选择粘度为30-40mPa.s的胶液。

3.根据权利要求1所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，其中，根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机包括：

在缝长达到10-20m、缝宽达到2-3mm时开始加砂。

4.根据权利要求1所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，其中，增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者包括：

估计裂缝净压力与上述压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比之间的敏感性，以选择增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中对裂缝净压力的影响较大的一者或多者。

5.根据权利要求1所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，进一步包括：

在压裂液中加入添加剂，以强迫裂缝转向。

6.根据权利要求5所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，其中，所述添加剂为不同粒径分布可溶性固体颗粒和纤维的混合体。

7.根据权利要求6所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，其中，所述添加剂为缝内暂堵剂。

8.根据权利要求5所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，其中，在主缝长达到预期的设计要求时，加入第一批添加剂。

9.根据权利要求5所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，其中，等上一批添加剂形成的暂堵出现效果并且新转向的裂缝延伸一段时间后，再注入后一批添加剂。

10.根据权利要求5所述的增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，其中，相对于第一批添加剂，后续的添加剂逐渐加大粒径。