CN107366530A

CN107366530A - 一种深层页岩气藏增产方法及其应用

Info

Publication number: CN107366530A
Application number: CN201610313155.XA
Authority: CN
Inventors: 蒋廷学; 曾义金; 卞晓冰; 贾长贵; 王海涛; 李双明; 卫然; 苏瑗
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2016-05-12
Filing date: 2016-05-12
Publication date: 2017-11-21
Anticipated expiration: 2036-05-12
Also published as: CN107366530B

Abstract

本发明涉及一种深层页岩气藏增产方法，包括以下步骤：(1)对地层进行可压性及地应力评价；(2)确定簇射孔参数，所述射孔方式为周向射孔模式；(3)确定裂缝参数及施工参数后，对目的层页岩进行压裂；(4)前置酸压处理，包括使用高黏酸进行酸压以及使用低黏酸进行闭合酸化处理；(5)注入含有支撑剂的滑溜水，所述砂液比从1％逐渐提高到20％；(6)注入含有支撑剂的高黏度胶液，所述砂液比从5％逐渐提高到23％。使用所述方法改造深层页岩气井，可以提高深层页岩气藏的生产潜力。

Description

一种深层页岩气藏增产方法及其应用

技术领域

本发明涉及一种页岩气藏增产方法，更具体地涉及一种深层页岩气藏增产方法。

背景技术

目前，深层页岩气水平井体积压裂技术已进行了一些有益的探索，主要采用了多段少簇、优化酸配方降低破裂压力、增加高黏度胶液的比例及小粒径支撑剂比例等技术对策，在丁山、南川及涪陵外围等区块，取得了一些效果，但仍存在着压后产量低、产量递减快等局限性。

从技术角度而言，深层页岩气压裂主要存在以下问题：

1)岩石塑性特征加强，裂缝起裂与延伸更为困难；

2)岩石塑性导致诱导应力作用减弱，通过多簇裂缝增加诱导应力干扰形成复杂缝的难度增加。

3)井筒摩阻增加，井口压力高，施工排量受限，裂缝造缝宽度小，加砂量及施工砂液比难以提升；

4)水平主应力差随储层深度增加而增加，对主裂缝转向的临界净压力要求提高，裂缝复杂性程度大为降低；

5)地层闭合应力增加，在同样施工设备及施工参数条件下，主裂缝净压力低，难以实现复杂裂缝形态；

6)地层闭合应力增加，裂缝导流能力递减快，压裂有效期大为缩短；

7)簇射孔一般采用螺旋式方式，每个孔眼单孔独立起裂与延伸，簇内多裂缝起裂严重影响了裂缝的造缝尺度和后续的支撑剂加入，易引起施工压力高、加砂量少、施工砂液比低等不利局面。

因此，亟需提出一种针对深层页岩气的压裂新技术，以解决上述不足，从而大幅度提高深层页岩气的压裂效果及有效期。

发明内容

根据现有技术中的不足，本发明提供了一种深层页岩气藏增产方法，使用所述方法有效地改造了深层页岩气裂缝体积，解决了深层页岩气施工破裂压力高、加砂量少及砂液比低的问题，显著提高了深层页岩气井产量。

根据本发明，提供了一种深层页岩气藏增产方法，包括以下步骤：

(1)对地层进行可压性及地应力评价；

(2)在射孔方式为周向射孔模式下，确定簇射孔参数；

(3)确定裂缝参数及施工参数后，对目的层页岩进行压裂；

(4)前置酸压处理，包括使用高黏酸进行酸压以及使用低黏酸进行闭合酸化处理；

(5)注入含支撑剂的滑溜水，其砂液比从1％逐渐提高到20％；

(6)注入含支撑剂的高黏度胶液，其砂液比从5％逐渐提高到23％，优选从16％逐渐提高到18％。

根据本发明，所述深层页岩气藏为垂深大于3000米的页岩气藏，本发明适用于垂深大于3000米的页岩气藏，特别适用于垂深大于3500米的页岩气藏。

根据本发明，所述对地层进行可压性及地应力评价，包括对地质甜点与工程甜点的评价，都可以采用本领域中常用的方法，例如根据全烃显示曲线、测井曲线以及固井质量，综合优选含气量高、脆性好、固井质量优的位置作为页岩甜点，在满足利于形成及强化裂缝的情况下进行后续步骤，具体参数例如水平应力差异系数满足小于0.25。需要注意的是，岩石力学参数的测试需模拟储层温度及压力条件，此时岩石的塑性特征会明显增强，测试结果对后续压裂施工参数的设计具有指导性。另一方面，对于地应力的求取，最好根据岩心测试结果，通过邻井压裂后获得的实际地应力进行对比校核。由此校核得到的两向水平应力差，对判断能否产生复杂裂缝具有十分重要的意义。

根据本发明，将现有技术的螺旋式射孔方式变为水平井筒周向射孔方式。螺旋式射孔的结果是每个孔眼单独起裂和延伸，极大分散了压裂液的流入量，即使有的孔眼后期不进液了，主裂缝也会因孔眼数量少而增加进缝阻力；而在水平井筒进行周向射孔，则所有的孔眼进液都在一个裂缝内，便于压裂液集中进液起裂和延伸裂缝。而且一簇内只有一个裂缝起裂和延伸。

根据本发明，所述周向射孔为等间距分布，通过式1计算每周最大射孔数量：

式1中，N_max为每周最大射孔数量；L为套管周长，mm；d为射孔孔眼直径，mm。所述套管可以使用本领域中常用的套管，例如5.5英寸套管，所述每周射孔数量优选在16孔以上，所述孔眼摩阻可以使用本领域中常用的计算方法计算，例如如下式2计算：

式2中，Δp_pf为孔眼摩阻，MPa；Q为泵排量，m³/min；ρ_s为压裂液密度，kg/m³；N为孔数；d为射孔孔眼直径，mm；C_p为排出系数。在本发明中所述ρ_s为最大施工排量时所用液体体系密度。

根据本发明，以往深层压裂由于采用螺旋式射孔方式，一般以每段2-3簇射孔为宜。由于改变了射孔方式，裂缝的扩展及延伸较先前的2-3簇螺旋式射孔的要充分得多，根据本发明的一个具体实施例，每段簇数为2-4簇，优选为3或4簇。

根据本发明，确定及优化裂缝参数及施工参数可以采用本领域中常用的方法及软件，例如通过Schlumberger公司的ECLIPSE软件进行不同主缝长和导流能力的优化，通过Meyer Assocs公司的MEYER裂缝扩展模拟软件进行施工参数的优化。

根据本发明，关于对深层页岩进行压裂，可以选用本领域中常用的压裂液体系进行处理，包括预处理酸、滑溜水及高黏度胶液，值得注意的是尽量在近井裂缝弯曲处进行酸岩刻蚀反应，增加近井裂缝造缝宽度，减少近井裂缝弯曲摩阻，防止早期砂堵的出现。此外，根据目的层的岩石矿物特征选择不同的浓度及配方的酸溶液，例如使用按照15-20％HCl+1.5-3％HF配比的土酸，对于酸的用量，是根据酸进地层后施工压力的变化情况，如施工压力一直下降，说明酸量有继续加大的必要性；如酸进地层后，很快施工压力基本无变化了，则应以不变化的时间节点，反算已进入地层的酸量，根据本发明的一个具体实施例，所述使用酸量为10-20m³。

根据本发明，所述压裂中采用的滑溜水要求较低的降阻率和黏度，最大限度地降低井口施工压力，提高压裂施工排量并且提高其沟通更微细裂缝的能力，例如使用的滑溜水体系的降阻率在75-80％，黏度在1-2mPa·s。

根据本发明，所述压裂中滑溜水与高黏度胶液的比例按照体积平衡原理，根据步骤(3)中模拟优化的主裂缝长度、高度及宽度数据，计算主裂缝的体积。在此基础上，考虑到微裂缝张开等因素，可富余20-30％的量。其余则为滑溜水的用量。另外，在120-145℃的温度下，高黏度胶液在剪切速率为170S^-1下剪切2小时的黏度在40mPa·s以上。

根据本发明，关于前置酸压处理，由于页岩成分的原因，通常并不使用酸压进行处理，但在深层页岩中，传统压裂方法已经难以形成复杂裂缝，需要使用符合深层地层环境的酸液对难以形成复杂裂缝的部分进行刻蚀处理，尽可能形成裂缝通道。通过先使用高黏度酸，提高造缝高度及主裂缝形成的概率，之后进行低黏度酸液闭合酸化的处理方式，增加低黏度酸液沟通延伸微裂缝的概率。根据本发明的一个具体实施例，所述高黏度酸在120-145℃的温度下，在剪切速率为170S^-1下剪切2小时的黏度在45mPa·s以上，所述低黏酸在120-145℃的温度下，其在剪切速率为170S^-1下剪切2小时的黏度为1-5mPa·s。

根据本发明，在使用高黏酸造缝及形成主裂缝之前，可以采用本领域中常用的模拟软件对形成过程先进行模拟及参数调优，例如采用NSI Technologies公司的STIMPLAN、Schlumberger公司的ECLIPSE以及Meyer Assocs公司的MEYER软件进行模拟及参数优化，使得在实际施工中得到的主裂缝长是所述方法步骤(3)中模拟优化的最优缝长的50％以上，主裂缝高度是所述方法步骤(3)中模拟优化的主裂缝高度的40％以上，以保证最终裂缝的绝大部分面积内都能形成酸蚀支裂缝，以最大限度地提高裂缝的复杂性。

根据本发明，在闭合酸化措施后，还可以进行关井操作，以充分利用酸变为残酸前的酸岩反应能力，最大限度地提高酸蚀微裂隙的发育程度，为后续裂缝复杂性的提升创造条件，所述关井时间根据室内酸岩反应速度而定，优选0.5-1小时。

根据本发明，所述含有支撑剂的滑溜水中使用的支撑剂，考虑到为最大限度实现更小尺度裂缝的饱充填，使用140-210目、70-140目及40-70目的支撑剂，所述注入方式为本领域常用的注入含有支撑剂的滑溜水的方式，例如段塞式。另外，在将含有单一组分的支撑剂的滑溜水注入结束后，为了实现多尺度裂缝对多粒径支撑剂的最大吻合度，可采用混合粒径的加砂技术进行进一步注入，即将小粒径的支撑剂与滑溜水阶段的最大粒径支撑剂，按一定比例进行混合(一般小粒径的体积占比在10％左右)。如通过施工压力曲线判断，压力波动比较明显，可适当增加小粒径的比例，反之可适当减少小粒径支撑剂的混合比例，例如将70-140目支撑剂和140-210目支撑剂和/或40-70目支撑剂混合作为混合粒径，所述混合粒径中的各粒径的体积比，按照粒径从小到大为(20-30％)：(40-50％)：(20-40％)。

根据本发明，所述含有支撑剂的滑溜水的注入顺序按照支撑剂粒径从小到大依次注入，在粒径尺寸吻合裂缝的同时保证施工压力处在动态稳定的状态上，优选顺序为包含140-210目支撑剂的滑溜水、包含70-140目支撑剂的滑溜水、包含40-70目支撑剂的滑溜水及包含70-140目支撑剂和140-210目支撑剂和/或40-70目支撑剂的滑溜水。所述含有支撑剂的滑溜水的注入过程中使用包含140-210目支撑剂的滑溜水、包含70-140目支撑剂的滑溜水以及包含40-70目支撑剂的滑溜水，其中三种类型支撑剂使用量的体积比为1：(1.2-2.5)：(1-2)。另外，注入最高砂液比和砂液比增幅根据井深决定，例如井深在4000m以内，由于裂缝宽度窄，最高砂液比为20％以内，砂液比的增幅为2％-3％；井深在4000m以上，最高砂液比为15％以内，砂液比的增幅为1％-2％。

根据本发明，在所述含有支撑剂的滑溜水将大部分小粒径支撑剂运移到小尺度或较小尺度的微细裂缝中之后，注入含有支撑剂的高黏度胶液，将大粒径的支撑剂运移到主裂缝中，以增加微细裂缝与井筒的连通能力，提高压后产量及有效期，所述注入方式为本领域常用的注入含有支撑剂的胶液的方式，例如段塞式和/或连续式。根据本发明的一个具体实施例，含有支撑剂的高黏度胶液中的支撑剂的粒径为30-50目，根据裂缝闭合压力确定最高砂液比及砂液比增幅，例如在大于80MPa下，最高砂液比为15％以下，砂液比增幅为1-2％，在小于80MPa下，最高砂液比为20％以上，砂液比增幅为2-4％。

根据本发明，所述步骤(5)中的滑溜水与步骤(3)中的压裂中使用的滑溜水相同，所述步骤(6)中的高黏度胶液与步骤(3)中的压裂中使用的胶液相同。

根据本发明，在注入含有支撑剂的高黏度胶液后，可以再继续进行本领域中常规的后续操作，例如加入顶替液以及处理返排液。

根据本发明，本发明中所述的支撑剂均为本领域中常用的支撑剂，例如覆膜砂及陶粒。

根据本发明，还提供了一种将本发明所述方法在页岩气藏开采中的应用。

根据本发明，所述方法设计合理、易于操作、为深层页岩气提高裂缝改造体积提供了可靠的实施步骤。可有效指导深层页岩油气藏的压裂设计及施工，从而充分挖掘深层页岩油气藏的生产潜力并获取经济效益。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明的技术方案作进一步说明，但并不构成对本发明的任何限制。

采用Schlumberger公司的ECLIPSE软件、Meyer Assocs公司的MEYER软件确定最优压裂段、裂缝半长、导流能力、单段压裂液用量以及单段支撑剂量。

实施例1

川西南地区某井垂深3298m，测深4623m，水平段长1160m。经测试满足利于形成及强化裂缝的情况，按照以下步骤进行改造：

(1)采用周向射孔模式，2-4簇射孔，16孔/周；

(2)采用软件数值模拟确定最优压裂段为16段，裂缝半长180-220m，导流能力为65-72mD·m，单段压裂液用量1200-1500m³，单段支撑剂量70m³-82m³；

(3)进行压裂，采用预处理酸液(15％HCl+1.5％HF+2.0％高温缓蚀剂+1.5％铁离子稳定剂)20m³，滑溜水1000-1300m³，胶液150-200m³；

(4)进行前置酸压处理，采用黏度45mPa·s的地面交联酸(0.5-1％稠化剂+1-4％交联剂+15％HCl+2.0％高温缓蚀剂+1.5％铁离子稳定剂)45m³，之后采用(15％HCl+1％HF+2.0％高温缓蚀剂+1.5％铁离子稳定剂)20m³进行闭合酸化，并关井0.5小时；

(5)注入含有支撑剂的滑溜水，将140-210目支撑剂按照砂液比为1-3-5-7％的递增方式共加入6m³，70-140目支撑剂按照砂液比为8-10-12％的递增方式共加入12m³，40-70目支撑剂按照砂液比为14-16-18％的递增方式共加入25m³，140-210目与70-140目的混合支撑剂(1:2的比例)按照砂液比为18-20％的递增方式共加入25m³；

(6)注入含有支撑剂的胶液，将30-50目支撑剂按照16-18％递增方式的砂液比共加入10m³；

(7)通入顶替液，处理返排液，排采求产。

实施之后，测定该井压后无阻流量为10.5×10⁴m³/天。

对比例1

对实施例1邻区进行压裂施工。除以下不同之处以外，其余与实施例1相同：

使用螺旋射孔模式进行射孔，2-3簇射孔，18孔/m，压裂段为16段，单段压裂液用量1400-1900m³，单段支撑剂量30m³-65m³；

在注入含有支撑剂的滑溜水时，最终最高砂液比为12％-16％；

不进行前置酸压处理。

实施之后，测定该井压后无阻流量为6.2×10⁴m³/天。

应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。

Claims

1.一种深层页岩气藏增产方法，包括以下步骤：

(1)对地层进行可压性及地应力评价；

(2)在射孔方式为周向射孔模式下，确定簇射孔参数；

(3)确定裂缝参数及施工参数后，对目的层页岩进行压裂；

(5)注入含支撑剂的滑溜水，其砂液比从1％逐渐提高到20％；

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述簇射孔参数包括每周最大射孔数量、单段簇数以及孔眼摩阻，按照式1确定每周最大射孔数量：

式1，

式1中，N_max为每周最大射孔数量；L为套管周长，mm；d为射孔孔眼直径，mm，所述单段簇数为2-4簇，优选每周射孔数量在16孔以上，单段簇数为3或4簇。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述高黏酸在120-145℃的温度下，其在剪切速率为170S^-1下剪切2小时的黏度在45mPa·s以上。

4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，所述低黏酸在120-145℃的温度下，其在剪切速率为170S^-1下剪切2小时的黏度为1-5mPa·s。

5.根据权利要求1-4中任意一项所述的方法，其特征在于，所述步骤(5)的注入顺序按照支撑剂粒径从小到大依次注入，优选按照以下顺序：包含140-210目支撑剂的滑溜水、包含70-140目支撑剂的滑溜水、包含40-70目支撑剂的滑溜水，最后为包含70-140目支撑剂和140-210目支撑剂和/或40-70目支撑剂的滑溜水；和/或

注入含支撑剂的滑溜水的砂液比增幅为1-3％，优选2-3％，使得注入的包含140-210目支撑剂的滑溜水的砂液比从1％逐渐提高到7％，注入的包含70-140目支撑剂的滑溜水的砂液比从8％逐渐提高到12％，注入的包含40-70目支撑剂的滑溜水的砂液比从14％逐渐提高到18％，注入的包含70-140目支撑剂和140-210目支撑剂和/或40-70目支撑剂的滑溜水的砂液比从18％逐渐提高到20％。

6.根据权利要求1-5中任意一项所述的方法，其特征在于，所述步骤(5)的过程中使用包含140-210目支撑剂的滑溜水、包含70-140目支撑剂的滑溜水以及包含40-70目支撑剂的滑溜水，其中140-210目支撑剂、70-140目支撑剂以及40-70目支撑剂使用量的体积比为1：(1.2-2.5)：(1-2)。

7.根据权利要求1-6中任意一项所述的方法，其特征在于，所述含支撑剂的高黏度胶液为包含30-50目支撑剂的高黏度胶液，注入含支撑剂的高黏度胶液的砂液比增幅为1-2％。

8.根据权利要求1-7中任意一项所述的方法，其特征在于，所述高黏度胶液的黏度在120-145℃的温度下，其在剪切速率为170S^-1下剪切2小时的黏度在40mPa·s以上。

9.根据权利要求1-8中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤(4)和所述步骤(5)之间还可以进行关井操作，关井时间为0.5-1小时。

10.一种根据权利要求1-9中任意一项所述的方法在页岩气藏开采中的应用。