CN107545088A - 一种常压页岩气水平井体积压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种常压页岩气水平井体积压裂方法，包括：可压性评价步骤；裂缝参数优化步骤；射孔参数优化步骤；裂缝沟通优化步骤；压裂施工参数优化步骤；支撑剂参数优化步骤；压后返排参数优化步骤。本发明可以提高常压页岩气藏的开发技术水平和经济效益。

Description

一种常压页岩气水平井体积压裂方法

技术领域

本发明属于油气田勘探和开发技术领域，具体地说，尤其涉及一种常压页岩气水平井体积压裂方法。

背景技术

目前，国内页岩气压裂在海相下志留系的龙马溪高压地层获得了突破，如中石化在重庆涪陵的焦石坝地区和中石油的长宁-威远地区，尤其是焦石坝页岩气田已获真正商业性开发。

但在海相龙马溪的常压地层，如重庆彭水地区、丁山地区及四川盆地外的其它许多常压地层，尽管工程工艺以获得成功，但是产气量较低，经济效益低下，始终未获商业性突破。但是，这些常压页岩气蕴藏的资源量巨大，因此，常压页岩气的经济有效压裂技术就显得至关重要。

目前，常压页岩气藏进行储层改造时存在的主要问题有：

1)基本照搬已成功的高压气田焦石坝页岩区块的压裂经验，采取大排量、大液量、低砂液比等压裂施工策略；

2)为了增加改造彻底性，单段压裂时片面追求更多的液量和支撑剂量，致使压后压裂液返排周期过长，造成一定的液锁效应，对压后产气极为不利；

3)已压裂井段的压后评估分析结果表明，基本上呈单一裂缝特征居多(约占70％)，而复杂裂缝及网络裂缝的概率低于30％。上述裂缝特征造成的结果是压后压裂液返排率居高不下(彭水在50％左右，而焦石坝仅1-3％)，压后初产难以突破3×104m3/d，稳产量一般低于1.5×104m3/d，难以达到经济开发效果；

4)常压页岩气压后的压裂液返排机理认识不清，因此，压裂液返排时机及返排制度优化缺乏针对性。

因此，有必要提出一种新的常压页岩气经济有效压裂方法，以增加常压页岩油气藏的产量，最大限度挖掘储层增产潜力。

发明内容

为解决以上问题，本发明提供了一种常压页岩气水平井体积压裂方法，用于提高常压页岩气藏的开发技术水平和经济效益。

根据本发明的一个实施例，提供了一种常压页岩气水平井体积压裂方法，包括：

可压性评价步骤，根据页岩地层地质特征评价目的页岩地层的可压性；

裂缝参数优化步骤，对于具有可压性价值的页岩地层，通过软件模拟方式优化裂缝参数；

射孔参数优化步骤，在裂缝参数优化基础上，根据裂缝延伸规律对射孔参数进行优化设计；

裂缝沟通优化步骤，在射孔参数优化基础上，对裂缝沟通参数进行优化，以最大限度提高裂缝复杂性指数；

压裂施工参数优化步骤，在裂缝沟通优化基础上，采用软件模拟方式对压裂施工参数进行优化；

支撑剂参数优化步骤，在压裂施工参数优化基础上，结合压裂液黏度对支撑剂参数进行优化；

压后返排参数优化步骤，在裂缝参数优化、射孔参数优化、裂缝沟通优化、压裂施工参数优化和支撑剂参数优化基础上进行压裂施工及返排。

根据本发明的一个实施例，裂缝沟通优化步骤包括采用多级交替注酸工艺，其中，

以造斜段以上井筒容积为基准设计每级的酸用量；

小排量注酸到达造斜段后，停止注酸；

逐级加大输入的酸顶替排量。

根据本发明的一个实施例，在最后一级注酸反应后，进一步包括注入低黏度滑溜水以对分支缝进行扩缝和再延伸。

根据本发明的一个实施例，在进行多级交替注酸工艺之前还包括进行小型酸压工艺。

根据本发明的一个实施例，压裂施工参数优化步骤进一步包括：

在压裂施工的第一阶段，以低于正常施工排量的排量值进行压裂施工；

在压裂施工的第二阶段，逐步提高施工排量来进行压裂施工。

根据本发明的一个实施例，在压裂施工过程中，施工排量与液体黏度同步变化。

根据本发明的一个实施例，支撑剂参数优化步骤进一步包括支撑剂密度优化过程：压裂液黏度与支撑剂密度同步变化。

根据本发明的一个实施例，可压性评价步骤包括依据邻井的压裂施工压力曲线评价天然裂缝。

根据本发明的一个实施例，可压性评价步骤包括依据压裂施工压力曲线实时评价天然裂缝，其中，

在液体性质、施工参数都不变的前提下，出现压力锯齿状波动，说明主裂缝延伸过程中遇到天然裂缝且天然裂缝被张开；

压力波动的幅度反映天然裂缝的发育程度。

根据本发明的一个实施例，射孔参数优化步骤包括采用宽带压裂技术进行簇数设计。

本发明的有益效果：

本发明充分考虑到页岩储层影响裂缝复杂性程度的岩石脆性、三向应力、高角度天然裂缝及水平层理缝等关键地层特性参数，对影响到裂缝有效改造体积的主要影响因素，裂缝缝间距、单段裂缝缝长、导流能力等参数进行优化及控制，结合体积压裂施工参数及压后返排的优化方法，能够大大提高储层改造体积，通过平面上、纵向上来增加裂缝的延伸范围及波及体积，充分挖掘储层的生产潜力。因此，对提高常压页岩气藏的开发技术水平和经济效益具有重要意义。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要的附图做简单的介绍：

图1是根据本发明的一个实施例的方法流程图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

现有常压页岩气开采产量低、经济效益低下的问题症结在于裂缝的复杂性及有效改造体积没有得到大幅度提高，一旦有效改造体积得到大幅度提高，水平井单段施工规模的影响、压后返排的影响等都将不复存在。

因此，本发明提供了一种新的常压页岩气经济有效压裂方法，新的常压页岩气经济有效压裂方法设计的焦点在于大幅度提升裂缝复杂性程度及沿水平井段的裂缝体的有效改造体积。

如图1所示为根据本发明的一个实施例的方法流程图，以下参考图1来对本发明进行详细说明。

首先是步骤S110可压性评价步骤，根据页岩地层地质特征评价目的页岩地层的可压性。采用常规的岩心实验分析、测井分析(岩石力学及地应力等要与岩心岩石力学测试及现场地应力测试结果进行校核，即要进行参数的动静态转换)等评价手段，对包括岩石脆性指数、三向应力、岩石力学、天然裂缝等地层特性参数进行评价，用于评价目的页岩地层的可压性价值。其中，天然裂缝的评价主要采用地层成像测井(FMI测井)、岩心观察及测试压裂净压力及压后G函数叠加导数图版分析等。上述评价方法都基本为常规的评价手段，只是要加强精细化评价程度而已。

另外，天然裂缝的评价还有其他方法，如依据邻井的压裂施工压力曲线进行分析，也可依据压裂施工压力曲线进行实时分析。如在液体性质、施工参数都不变的前提下，出现压力的锯齿状波动，说明主裂缝延伸过程中遇到天然裂缝且天然裂缝被张开了。压力波动的幅度反应天然裂缝的发育程度。

目前已建立了模型来定量刻画天然裂缝被延伸的长度及宽度，如选用gohfer、pt或者meyer软件进行压后分析的过程，会用到一个G函数曲线(作为压裂施工压力曲线)分析，在叠加导数曲线上，导数曲线会与一条过原点的直线进行比较，如前端的导数曲线趋势出现一个大的波峰形状(在直线的上方)，即显示该井天然裂缝较为发育。若为直线(与直线趋势重合或者在直线下方)，则说明该井天然裂缝不发育。通过目标井实时压裂施工压力曲线分析，或者邻井压裂施工压力曲线分析，来评价目标井的天然裂缝。

也有可能有天然裂缝，但主裂缝的净压力没有达到天然裂缝张开的临界压力。此时，最佳的做法就是想办法最大限度地提升主裂缝的净压力(最好在主缝长达到设计预期值后进行)，如提高注入排量、液体黏度、施工砂液比或加缝内暂堵剂等。

接下来是步骤S120裂缝参数优化步骤，对于具有可压性价值的页岩地层，通过软件模拟方式优化裂缝参数。

裂缝参数优化关键是段间距及簇间距的优化。可应用成熟的带吸附气模块的ECLIPSE模型进行模拟优化。

考虑到目前的几个常压页岩气区块的岩石脆性都相对较好(脆性指数一般在60％以上)，可适度增加段间距(减少压裂段数及施工费用)，但要适度减少簇间距，且簇间距的减少幅度要大于段间距的增加幅度，目的是少段多簇。至于缝长和导流能力的优化，参照井间距及施工砂液比等参数合理权衡确定。此为常规做法，在此不赘。

接下来是步骤S130射孔参数优化步骤，在裂缝参数优化基础上，对射孔参数进行优化设计。

只要岩石脆性好，裂缝的延伸规律是缝长的延伸速度远大于缝宽的延伸速度(缝高的延伸影响不大)。换言之，在脆性好的地层，一段内射3簇孔和射5簇孔都不影响裂缝的正常起裂延伸及加砂施工。但如射更多的簇如8簇，可能有些影响，此时要配合国外目前新提出的宽带压裂技术了(用暂堵颗粒和可溶纤维混合后，在水平井筒射孔处和近井裂缝处进行暂时封堵，迫使其它未起裂或延伸不充分的射孔簇处的裂缝再次充分起裂和延伸)。

上述只强调了簇数的设计，其它射孔相位、孔密、孔径及穿透深度等的设计，都是常规的成熟技术，参照常规的参数即可，在此不赘。

接下来是步骤S140裂缝沟通优化步骤，在射孔参数优化上，对裂缝沟通参数进行优化，以最大限度提高裂缝复杂性指数

为最大限度地提高裂缝的复杂性指数，针对目前常压页岩气一般碳酸盐岩含量较高(一般在10-30％范围)的实际情况，可采取2-3级交替注酸工艺。以三级注酸为例，为施工方便，每段酸用量一般设计为造斜段以上的井筒容积，先小排量注酸，如1-1.5m3/min(主要取决于酸罐的数量和施工的便捷)，当酸到达造斜段后，停止注酸，快速在主流程上提排量，第一级酸顶替排量可为3-5m3/min，第二级酸顶替排量可为6-8m3/min，第三级酸顶替排量可为9-11m3/min，依此类推。但要根据最高的压裂施工排量及注酸的级数进行适当调整。

顶替酸的排量越来越高的目的是将1-3级酸尽快顶替到远井裂缝起酸岩反应，如排量一直较小，可能所有3级的酸都在近井裂缝处消耗掉了。通过上述多级交替注酸工艺设计，可在主裂缝的近井、中井及远井地带，都靠化学反应形成多个与主裂缝有效连通的分支缝，大幅度提高裂缝的复杂性程度。也可在最后一级酸反应后，在注入低黏度滑溜水对上述分支缝进行扩缝和再延伸，进一步提高分支缝的长度和宽度。

也在压裂前进行小型酸压工艺。上述交替注酸的级数再多，总有酸没有波及到的区域，因此，形成的分支缝的条数可能仍不够。如先进行小型酸压施工，并力争使酸蚀的主缝长达到设计的预期值要求，且酸压液的黏度可为中到低变化，目的是使酸蚀裂缝到达的区域，低黏度酸都有机会溶蚀含碳酸盐的条带或天然裂缝内充填物。最终形成的裂缝复杂性指数也比前述多级交替注酸技术要大得多。

至于具体的小型酸压设计参数，目前已是相对常熟的技术，在此不赘。但酸压排量的设计要与后续的加砂压裂的排量相适应，只能低于后续的压裂排量而不能高。

接下来是步骤S150压裂施工参数优化步骤，在裂缝沟通优化基础上，采用软件模拟方式对压裂施工参数进行优化。在压裂施工的第一阶段(初始阶段)，以低于正常施工排量的排量值进行压裂施工；在压裂施工的第二阶段(中后阶段)，逐步提高施工排量来进行压裂施工。初始阶段，一般是前置液的初始阶段，施工压力接近施工限压的时候，施工排量要低于设计施工排量。当多级注酸以后，经过酸处理后的施工压力有所降低，此时可以逐渐提高施工排量。此时也是前置液阶段，此时一般可以开始加入低浓度的小粒径支撑剂进行打磨了。

具体的，设计模拟软件仍采用目前成熟的商业软件MEYER进行。总体设想是单簇的施工排量要适度减少，如从原先的单簇排量4-5m3/min适度降低到2-3m3/min。至少是施工开始至三分之一的施工时间段内应如此设计。初始排量降低的目的是在井筒内慢慢聚集压力，可使初始的低黏度液体有机会沟通所有的天然裂缝系统。目前室内物理模拟实验结果也证实低排量比高排量更易于出现多裂缝，且裂缝面更为凸凹不平，这对增加裂缝的复杂性及导流能力都非常有利。

但一直低排量，可能使施工时间大幅度增加，对支撑剂的携带能力也不足，难以确保在裂缝远井地带获得高效的垂向支撑效果。因此，在施工中后期可将排量逐步提升起来。

如考虑到用多种液体黏度的交替注入技术，以往排量都一直不变，本发明考虑排量与黏度同步变化的方法，即黏度低时，排量低；黏度中等时，排量也中等；黏度高时排量也高。主要原理在于，当换用低黏度液体后，由于粘滞指进效应，低黏度液体会呈指状快速运移到高黏度液体的造缝前缘，在此前缘的低黏度液体继续沟通不同尺度的天然裂缝系统，此时排量也相对降低下来，慢慢聚集压力，以沟通更多的天然裂缝系统。如排量没有降低(以往常规技术通常这么做)，则低黏液体沟通不同尺度天然裂缝系统的能力会大大降低。此处的液体主要是指酸压用的酸液黏度。当这部分酸地面注入结束时，顶替的排量与酸液的黏度成正比。

施工排量与液体黏度同步变化具体为：先小排量注酸，如1-1.5m³/min(主要取决于酸罐的数量和施工的便捷)，当酸到达造斜段后，停止注酸，快速在主流程上提排量、第1级酸顶替排量可为3-5m³/min，第二级酸顶替排量可为6-8m³/min，第三级酸顶替排量可为9-11m³/min，依此类推。但要根据最高的压裂施工排量及注酸的级数进行适当调整。对应排量变化，注入的液体黏度也由低至高逐渐增大，液体黏度注入的取值依据通常施工标准。

接下来是步骤S160支撑剂参数优化步骤，在压裂施工参数优化基础上，结合压裂液黏度对支撑剂参数进行优化。

为了提高支撑剂的运移效率和提高裂缝的有效支撑剂体积，支撑剂的粒径选择与常规方法相同，在此不赘。这里主要优选支撑剂的密度，保持压裂液黏度与支撑剂密度同步变化。此处压裂液低黏、高黏没有绝对的定义，是相对的，比如不同浓度配出来胶液的黏度分别为25、70毫帕秒，25毫帕秒就是低黏胶液，70的就是高黏胶液。支撑剂密度的高低，同理。高密度的沉降速度更快一些，低密度的沉降速度慢一些。低黏压裂液的携砂能力弱，高黏度压裂液的携砂能力强，在用低黏度压裂液时，配合较高密度的支撑剂，目的是使支撑剂在裂缝底部较快沉降。而在使用高黏度压裂液时应用低密度支撑剂，目的是在裂缝中上部位置运移和有效铺置。最终实现裂缝在缝高方向上的全悬浮，最大限度地提高裂缝的有效改造体积。

接下来是步骤S170压后返排参数优化步骤，在裂缝参数优化、射孔参数优化、裂缝沟通优化、压裂施工参数优化和支撑剂参数优化基础上进行压裂施工及返排。

如通过S110-S160确实形成了复杂性程度较高的裂缝体，则压后返排参数优化可参照目前焦石坝的通用做法。如仍是单一裂缝占据较大比例，则压后宜立即返排，以加速裂缝的闭合，防止支撑剂过多沉降影响纵向支撑效率。至于返排速度的确定及抽吸期的抽吸制度的优化，目前已有成熟的模型及做法，在此不赘。

本发明充分考虑到页岩储层影响裂缝复杂性程度的岩石脆性、三向应力、高角度天然裂缝及水平层理缝等关键地层特性参数，对影响到裂缝有效改造体积的主要影响因素，裂缝缝间距、单段裂缝缝长、导流能力等参数进行优化及控制，结合体积压裂施工参数及压后返排的优化方法，能够大大提高储层改造体积，通过平面上、纵向上来增加裂缝的延伸范围及波及体积，充分挖掘储层的生产潜力。因此，对提高常压页岩气藏的开发技术水平和经济效益具有重要意义。

虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种常压页岩气水平井体积压裂方法，包括：

可压性评价步骤，根据页岩地层地质特征评价目的页岩地层的可压性；

裂缝参数优化步骤，对于具有可压性价值的页岩地层，通过软件模拟方式优化裂缝参数；

射孔参数优化步骤，在裂缝参数优化基础上，根据裂缝延伸规律对射孔参数进行优化设计；

裂缝沟通优化步骤，在射孔参数优化基础上，对裂缝沟通参数进行优化，以最大限度提高裂缝复杂性指数；

压裂施工参数优化步骤，在裂缝沟通优化基础上，采用软件模拟方式对压裂施工参数进行优化；

支撑剂参数优化步骤，在压裂施工参数优化基础上，结合压裂液黏度对支撑剂参数进行优化；

压后返排参数优化步骤，在裂缝参数优化、射孔参数优化、裂缝沟通优化、压裂施工参数优化和支撑剂参数优化基础上进行压裂施工及返排。

2.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，裂缝沟通优化步骤包括采用多级交替注酸工艺，其中，

以造斜段以上井筒容积为基准设计每级的酸用量；

小排量注酸到达造斜段后，停止注酸；

逐级加大输入的酸顶替排量。

3.根据权利要求2所述的压裂方法，其特征在于，在最后一级注酸反应后，进一步包括注入低黏度滑溜水以对分支缝进行扩缝和再延伸。

4.根据权利要求2或3所述的压裂方法，其特征在于，在进行多级交替注酸工艺之前还包括进行小型酸压工艺。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的压裂方法，其特征在于，压裂施工参数优化步骤进一步包括：

在压裂施工的第一阶段，以低于正常施工排量的排量值进行压裂施工；

在压裂施工的第二阶段，逐步提高施工排量来进行压裂施工。

6.根据权利要求5所述的压裂方法，其特征在于，在压裂施工过程中，施工排量与液体黏度同步变化。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的压裂方法，其特征在于，支撑剂参数优化步骤进一步包括支撑剂密度优化过程：压裂液黏度与支撑剂密度同步变化。

8.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，可压性评价步骤包括依据邻井的压裂施工压力曲线评价天然裂缝。

9.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，可压性评价步骤包括依据压裂施工压力曲线实时评价天然裂缝，其中，

在液体性质、施工参数都不变的前提下，出现压力锯齿状波动，说明主裂缝延伸过程中遇到天然裂缝且天然裂缝被张开；

压力波动的幅度反映天然裂缝的发育程度。

10.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，射孔参数优化步骤包括采用宽带压裂技术进行簇数设计。