CN107642348B - 一种改造裂缝体积的方法及其应用 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种改造裂缝体积的方法，其包括：步骤A，对储层特性参数进行评价，所述特性参数包括脆性指数、天然裂缝发育程度及水平应力差异系数；步骤B，采用模拟软件确定使用支撑剂的种类及各自用量；步骤C，采用含有步骤B中确定的支撑剂的液体对储层实施压裂改造。本发明提供的改造裂缝体积的方法设计合理简便、易于计算和操作；可有效提高有效裂缝改造体积，确保不同尺度裂缝的饱充填，最大程度的提高压后增产效果，并延缓产量的递减率。

Description

一种改造裂缝体积的方法及其应用

技术领域

本发明属于石油勘探技术领域，具体涉及一种对页岩气体积压裂中的裂缝体积改造的方法。

背景技术

目前，页岩气体积压裂已在国内进行了近五年的理论研究及现场试验，并在中石化的涪陵及中石油的长宁-威远地区实现了商业性突破。在页岩气可压性评价、页岩裂缝扩展物理模型、复杂裂缝导流特性、高效滑溜水及胶液研制、分段压裂工具研制以及压后返排、后评估等方面的研究，已基本成熟并完善配套。但就技术层面而言，尤其是支撑剂的优选及注入模式方面，还有待进一步细化和改进，现有的支撑剂优选方法仅凭经验，缺乏科学依据，注入模式单一，不利于复杂储层条件的体积改造，将影响支撑裂缝的导流能力，并造成压后产量的快速递减，因此，针对支撑剂优选方法及注入模式的改进对于页岩气体积压裂改造意义重大。

在支撑剂注入模式方面，目前存在以下不足：

(1)选用的支撑剂种类单一。70/140目(通常所谓的100目)、40/70目及30/50目三种类型的支撑剂组合成为通用的模式，并被广泛应用于各种不同的页岩储层，但其没有考虑到具体页岩储层的特点以及裂缝发育情况和页岩岩石力学特性等特征，因此，可能导致加入的支撑剂粒径与裂缝尺寸不匹配，造成支撑剂难以加入，并可能引起早期砂堵等问题。

(2)支撑剂注入模式单一。支撑剂一般按粒径大小的顺序依次注入，即先注入100目支撑剂，然后注入40/70目支撑剂，最后注入30/50目支撑剂。这种注入模式与裂缝扩展过程中的裂缝宽度变化趋势是吻合的，但由于页岩分均质性及天然裂缝等的分布随机性等非常强，很难保证上述3种支撑剂的比例适当，不适当的支撑剂比例，要么影响压后产量，要么引起早期砂堵，都是非常不利的。

(3)不同粒径支撑剂的使用比例一般凭经验，没有科学可行的设计依据。如100目支撑剂目前一般加入10-20m³，设计的依据主要根据天然裂缝或层理/纹理缝的发育情况，希望对它们能进行有效封堵。但实际上，天然裂缝发育及分布情况随机性很大。此外，低黏度液体的加入又进一步扩展了不同尺度的天然裂缝系统，使100目支撑剂的设计更缺乏针对性。100目支撑剂用少了，天然裂缝及层理/纹理缝系统封堵效率低，支撑效率也低，对压后产量递减影响较大。反之，100目支撑剂用多了，则会在40/70目或30/50目支撑剂充填的主裂缝或分支缝宽度较宽部分充填支撑剂层，堵塞裂缝导流能力，对压后产量递减的影响也同样较大。

因此，目前存在的问题是急需研究开发一种新的支撑剂注入模式，以实现体积压裂中不同尺度裂缝的饱充填，最大限度地提高“有效”的裂缝改造体积的方法。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是针对上述现有技术的不足，提供一种改造裂缝体积的方法，使用所述方法有效地改造了深层页岩油气裂缝体积，使得裂缝有效改造体积最大化，显著提高体积压裂增产效果，并最大程度地延缓产量的递减率。

为此，本发明第一方面提供了一种改造裂缝体积的方法，其包括：

步骤A，对储层特性参数进行评价，所述特性参数包括脆性指数、天然裂缝发育程度及水平应力差异系数；

步骤B，采用模拟软件确定使用支撑剂的种类及各自用量，所述支撑剂的种类包括小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和任选的大粒径支撑剂；

步骤C，采用含有步骤B中确定的支撑剂的液体对储层实施压裂改造。

根据本发明，对储层特性参数的评价可以使用本领域公知的评价方法，主要评价脆性指数、天然裂缝发育及水平应力差。所述脆性指数评价可采用常规的岩石矿物组分评价法和岩石力学参数评价法，优选采用破裂压力特征评价法，当破裂压力特征明显(明显的破裂压力最高点显示，之后压力快速下降)，尤其是当破裂压力下降幅度较大时，说明脆性指数越好，越适于进行压裂，例如脆性指数大于0.4。

根据本发明，对所述天然裂缝即层理缝/纹理缝发育的评价方法可以使用本领域常用的评价方法，例如常规的岩心测试、测井资料及现场小型测试压裂的校核分析。

根据本发明，所述小粒径支撑剂的粒度为70-140目，所述中粒径支撑剂的粒度为40-70目，所述大粒径支撑剂的粒度为30-50目或20-40目。

根据本发明，在步骤B中，采用模拟软件首先确定最大粒径的支撑剂的种类，得到所使用的支撑剂的种类，然后分别按照所使用的支撑剂种类的粒径从小到大的顺序确定各种支撑剂的用量。例如，在本发明的一些实施例中，首先确定最大粒径的支撑剂种类为中粒径支撑剂，则所使用的支撑剂种类为中粒径支撑剂和小粒径支撑剂。然后再分别确定小粒径支撑剂的用量和中粒径支撑剂的用量。

根据本发明，确定支撑剂的种类及用量可以通过本领域常用的方法确定，例如使用模拟软件模拟，根据本发明的一个具体实施例，所述模拟软件为Meyer Assocs公司的MEYER，通过软件模拟主裂缝的宽度。在本领域常用的平均砂液比下，例如在平均施工砂液比20％的情况下，裂缝宽度应是支撑剂平均粒径的10倍以上，据此确定最大粒径支撑剂，例如40-70目、30-50目以及20-40目。

根据本发明，中粒径支撑剂的用量根据模拟的主裂缝的几何尺寸确定，具体来说，在主裂缝宽度剖面范围内，划定粒径(以10倍粒径为临界条件)允许的宽度界限，由对应长、宽、高三维积分求取对应的裂缝体积，再根据平均施工砂液比情况确定最终的支撑剂用量。

根据本发明，小粒径支撑剂的粒径根据模拟的天然裂缝的宽度确定，在本领域常用的平均砂液比下，例如砂液比在1％-3％下，天然裂缝宽度是小粒径支撑剂平均粒径的6倍以上，例如为70-140目，如果模拟发现天然裂缝宽度难以满足6倍支撑剂粒径的要求，则需要更小粒径的支撑剂，如140-200目。此外，也可延缓70-140目支撑剂的加入时机，更多注入低黏度的滑溜水，直到裂缝宽度满足上述的6倍支撑剂粒径的要求。

根据本发明，在确定小粒径支撑剂的用量时，不仅要考虑打磨近井裂缝弯曲摩阻，充填微细天然裂缝(层理缝/纹理缝)，还要考虑压裂之后新产生的天然裂缝，新产生的天然裂缝依据压裂施工压力曲线进行模拟。在排量、砂液比、压裂液性质等都稳定的情况下，当模拟的井口压力呈现上下波动时，则说明裂缝延伸过程中遇到了天然裂缝并对其进行了一定程度的延伸。当所述模拟的井口压力波动压力大于井筒静液柱压力，所述井筒静液柱压力根据已用的不同砂液比的液体计算，波动越剧烈，天然裂缝越发育，其延伸的程度也越大。由此，可将所有张开的天然裂缝等效为一条大的天然裂缝(含层理缝/纹理缝)，延伸此等效的天然裂缝的液量可根据模拟的井口压力曲线波动期间的压力方差的平方根来确定，此方差的平方根与井口压力平均值的比值，也认为是总排量用来延伸天然裂缝的那部分排量占比。总液量即为此排量与压力波动时间的乘积。根据得到的排量及液量，模拟得到天然裂缝的长度、宽度等几何尺寸。从而可确定需要的小粒径支撑剂用量，即所需小粒径支撑剂的体积等于天然裂缝的体积。另外，由于有的天然裂缝可能相对较小，压力的波动幅度太小，可能井口压力难以观察出波动特征，因此，上述计算结果可能偏低，尤其是当压裂液的黏度相对较高时。因此，上述计算结果可附加10％-20％的余量，特别是当观察到页岩的岩心如微细裂缝相对发育时。

根据本发明，若测定得到的支撑剂最大粒径大于中粒径支撑剂的范围，例如大于40-70目，则需要进一步添加更大粒径的支撑剂，例如30-50目甚至20-40目，按照粒径从小到大的顺序在压裂施工后期注入，其主要作用在于提高近井地带的裂缝导流能力。为施工安全起见，其用量根据实际情况，采用常用的经验值即可。

根据本发明，在保证抗压强度的情况下，尽量选用密度低的支撑剂。为了取得最大的有效改造体积，在保证抗压强度的前提下，要求支撑剂的密度越低越好，以提高支撑剂在远井裂缝的纵向支撑效率。高密度的支撑剂主要沉降在裂缝底部，不利于裂缝纵向上的支撑，从而使裂缝导流能力受限。

根据本发明，在步骤C中，采用含有步骤B中确定的支撑剂的液体对储层实施压裂改造的方法包括：

步骤M，向储层中注入含有步骤B中确定的小粒径支撑剂及其用量的液体；

步骤N，比较井口压力的波动幅度与井筒静液柱压力的大小；

若井口压力的波动幅度大于井筒静液柱压力，则注入含有混合粒径支撑剂的液体；若井口压力的波动幅度小于井筒静液柱压力，则注入含有步骤B中确定的中粒径支撑剂及其用量的液体或依次注入含有步骤B中确定的中粒径支撑剂及其用量的液体以及含有步骤B中确定的大粒径支撑剂及其用量的液体；

其中，所述混合粒径支撑剂包括步骤B中确定的小粒径支撑剂和中粒径支撑剂的混合物。

根据本发明，对储层压裂的方法可以采用本领域公知的方法，例如水力压裂。

根据本发明，在对储层压裂结束后，按照支撑剂粒径大小，按粒径从小到大的顺序注入支撑剂。若注入完小粒径支撑剂后，在混砂液排量、黏度等泵注参数基本不变的情况下，仍发生井口施工压力的大幅波动，其波动幅度超过根据当时施工时已用的不同砂液比的液体折算的井筒静液柱压力的影响时，则可判断有新的天然裂缝被张开和延伸。此时，将小粒径支撑剂和中粒径支撑剂按一定比例进行混合，同时降低运送该支撑剂所使用液体的粘度，尽量减小所用液体的黏滞力，以便多种粒径混合施工时，小粒径支撑剂易于流动且优先进入张开的天然裂缝中，所述液体可以使用本领域常用的携砂液，例如低阻滑溜水以及低黏胶液。与此同时，中粒径支撑剂与天然裂缝宽度不匹配，大部分将留在主裂缝，最终实现不同尺度裂缝的饱充填。

根据本发明，混合粒径支撑剂中的小粒径支撑剂的用量按照前述计算天然裂缝体积的公式计算，即根据现场注入施工中井口压力的波动再一次计算出新的天然裂缝的体积，根据新的天然裂缝的体积，确定所述混合粒径支撑剂中的小粒径支撑剂的用量，即所述小粒径支撑剂的体积等于新的天然裂缝的体积。所述混合粒径支撑剂中的小粒径支撑剂与中粒径支撑剂的用量比为1：(10-15)。

根据本发明，若注入完小粒径支撑剂后，井口施工压力并没有发生大幅波动，未超过当时施工时所用砂液比折算的井筒静液柱压力的影响时，则不需要再掺入小粒径支撑剂，注入含有中粒径支撑剂的液体或者依次注入含有中粒径支撑剂的液体以及含有大粒径支撑剂的液体。所述中粒径支撑剂和大粒径支撑剂的用量与所述步骤B中确定的中粒径和大粒径支撑剂的用量相同。

根据本发明，在进行完支撑剂的注入后，还包括进行后处理步骤，所述后处理步骤可以是本领域人员公知的后处理步骤，例如进行注入顶替液以及处理返排液。

本发明第二方面提供了一种利用本发明第一方面所述方法在页岩气藏开采中的应用。

本发明提供的改造裂缝体积的方法设计合理简便、易于计算和操作；可有效提高有效裂缝改造体积，确保不同尺度裂缝的饱充填，最大程度的提高压后增产效果，并延缓产量的递减率。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步说明，但并不构成对本发明的任何限制。

(1)采用破裂压力特征评价法计算储层脆性指数，详细算法参见《页岩可压性指数评价新方法及应用》，蒋廷学等，石油钻探技术，42(5)，2014，测定储层脆性指数。

(2)采用室内岩心分析法，辅助测井资料解释以及小型压裂测试的校核分析，测定储层的天然裂缝发育程度以及水平应力差异系数，具体方法参照石油工业标委会发布的行业标准SY/T 5336-2006。

(3)采用Meyer Assocs公司的MEYER软件确定裂缝尺寸、压裂施工压力曲线。

实施例

实施例1

以中国某页岩气区块为例，该区块井采用了水平井分段压裂技术完井：

(1)进行储层特性参数评价

该井储层脆性指数为0.58、天然裂缝发育以及水平应力差异系数为0.131。

(2)确定支撑剂种类数量及用量

模拟裂缝的尺寸，以裂缝宽度应是支撑剂平均粒径的10倍以上为标准，确定支撑剂最大粒径为40-70目，因此，本次施工选用了40-70目和70-140目两种支撑剂。

模拟压裂施工压力曲线，截取压力波动期间的压力方差的平方根，该平方根除以井口压力平均值再乘以波动期间的总排量，得到用于天然裂缝延伸的排量值，该值乘以这段压力波动的时间即为延伸天然裂缝的液量；

根据上述的排量和液量再次模拟，得到等效的一条天然裂缝的长、宽等数据，根据天然裂缝的体积，得出70-140目支撑剂的用量为15m³，现场实际准备70-140目支撑剂25m³，余量用于主裂缝压裂时的混合注入。

确定40-70目支撑剂用量方法与确定70-140目支撑剂用量的方法相同，不同的是，裂缝宽度是8倍的40-70目支撑剂平均粒径即可，最终确定40-70目支撑剂用量为100m³。

(3)施工过程中的支撑剂注入

在现场施工过程时，在进行完70-140目支撑剂的注入，准备进行40-70目支撑剂注入时，在混砂液排量、黏度等泵注参数基本不变的情况下，井口施工压力有较大幅度的波动(波动幅度超过当时砂液比折算的井筒静液柱压力的影响)，判断有新的天然裂缝被张开和延伸。此时，需注入混合粒径支撑剂，即将70-140目与40-70目的支撑剂按用量比为1:10进行混合之后注入。混合粒径支撑剂中的70-140目的支撑剂的用量根据新的天然裂缝的体积确定(70-140目支撑剂的体积等于新的天然裂缝的体积)。

(4)通入顶替液，处理返排液，排采求产

该井按照新的支撑剂优选方法和注入模式施工后，日产气6000m³。

实施例2

以中国某页岩气区块为例，该区块井采用了水平井分段压裂技术完井：

(1)进行储层特性参数评价

该井储层脆性指数为0.60、天然裂缝发育以及水平应力差异系数为0.129。

(2)确定支撑剂种类数量及用量

模拟裂缝的尺寸，以裂缝宽度应是支撑剂平均粒径的10倍以上为标准，确定支撑剂最大粒径为40-70目，因此，本次施工选用了40-70目和70-140目支撑剂。

模拟压裂施工压力曲线，截取压力波动的期间的压力方差的平方根，该平方根除以井口压力平均值再乘以波动期间的总排量，得到用于天然裂缝延伸的排量值，该值乘以这段压力波动的时间即为延伸天然裂缝的液量；

根据上述的排量和液量再次模拟，得到等效的一条天然裂缝的长、宽等数据，根据天然裂缝的体积，得出70-140目支撑剂的用量为10m³，现场实际准备70-140目支撑剂20m³，余量用于主裂缝压裂时的混合注入。

确定40-70目支撑剂用量方法与确定70-140目支撑剂用量的方法相同，不同的是，裂缝宽度是8倍的40-70目支撑剂平均粒径即可，最终确定40-70目支撑剂用量为150m³。

(3)施工过程中的支撑剂注入

在现场施工过程时，在进行完70-140目支撑剂的注入，准备进行40-70目支撑剂注入时，在混砂液排量、黏度等泵注参数基本不变的情况下，仍发生井口施工压力有较大幅度的波动(波动幅度超过不同砂液比折算的井筒静液柱压力的影响)，判断有新的天然裂缝被张开和延伸。此时，需注入混合粒径支撑剂，即将70-140目与40-70目的支撑剂按用量比为1:10进行混合之后注入。混合粒径支撑剂中的70-140目的支撑剂的用量根据新的天然裂缝的体积确定(70-140目支撑剂的体积等于新的天然裂缝的体积)。

(4)通入顶替液，处理返排液，排采求产

该井按照新的支撑剂优选方法和注入模式施工后，日产气8000m³。

对比例1

以中国某页岩气区块为例，该区块井采用了水平井分段压裂技术完井，而支撑剂采用常规方式泵注入，支撑剂用量未考虑天然裂缝的开启：

(1)进行储层特性参数评价

该井储层脆性指数为0.60、天然裂缝发育以及水平应力差异系数为0.135。

(2)施工过程中的支撑剂注入

施工过程中，根据压裂设计，采用常规的泵注方式，将100目、40-70目支撑剂按照粒径从小到大，依次注入，并且没有根据施工压力的波动，调整支撑剂的用量。

该井按照常规的支撑剂注入模式施工后，日产气3000m³，且产量递减较实施例1和2均快45％。

与对比例1相比，采用本发明提供的改造方法，大幅增加了产气量，并且产量递减速度较慢。新的支撑剂注入模式，以实现体积压裂中不同尺度裂缝的饱充填，最大限度地提高“有效”的裂缝改造体积的方法。

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 (5)

1.一种改造裂缝体积的方法，其包括：

步骤A，对储层特性参数进行评价，所述特性参数包括脆性指数、天然裂缝发育程度及水平应力差异系数；

步骤B，采用模拟软件确定使用支撑剂的种类及各自用量，所述支撑剂的种类包括小粒径支撑剂、中粒径支撑剂和任选的大粒径支撑剂；

步骤C，采用含有步骤B中确定的支撑剂的液体对储层实施压裂改造；

在步骤B中，采用模拟软件首先确定最大粒径的支撑剂的种类，得到所使用的支撑剂的种类，然后分别按照所使用的支撑剂种类的粒径从小到大的顺序确定各种支撑剂的用量；所述小粒径支撑剂的用量包括在模拟注入施工时填充产生的天然裂缝体积的用量；所述中粒径支撑剂的用量根据裂缝的体积确定；

在步骤C中，所述压裂改造的方法包括：

步骤M，向储层中注入含有步骤B中确定的小粒径支撑剂及其用量的液体；

步骤N，比较井口压力的波动幅度与井筒静液柱压力的大小；

若井口压力的波动幅度大于井筒静液柱压力，则注入含有混合粒径支撑剂的液体；若井口压力的波动幅度小于井筒静液柱压力，则注入含有步骤B中确定的中粒径支撑剂及其用量的液体或依次注入含有步骤B中确定的中粒径支撑剂及其用量的液体以及含有步骤B中确定的大粒径支撑剂及其用量的液体；

其中，所述混合粒径支撑剂包括步骤B中确定的小粒径支撑剂和中粒径支撑剂的混合物；

所述混合粒径支撑剂中的小粒径支撑剂的用量根据现场注入施工时由于井口压力波动产生的新的天然裂缝的体积确定。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述小粒径支撑剂的粒度为70-140目，所述中粒径支撑剂的粒度为40-70目，所述大粒径支撑剂的粒度为30-50目或20-40目。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述混合粒径支撑剂中的小粒径支撑剂与中粒径支撑剂的用量比为1：(10-15)。

4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，所述步骤C结束后还包括顶替以及返排步骤。

5.一种根据权利要求1-4中任意一项所述方法在页岩气藏开采中的应用。