CN108612508A - 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法 - Google Patents

一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法，该方法包括对目标页岩气水平井进行井况条件及地质条件分析；对目标页岩气水平井预压页岩井段进行储层可压性评价分析；对目标页岩气水平井邻井压裂情况进行分析；目标页岩气水平井优化设计及方法，其包括选择分段压裂工具，优化目标井分段参数，选择压裂层段，优化目标井射孔参数，目标页岩气水平井分段压裂方案设计；目标页岩气水平井分段压裂方案设计包括选择暂堵球体系，该暂堵球为高强度可降解的油气井暂堵球，其主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并三唑及4,4‑二氨基二苯酰胺。

Description

一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法
技术领域
本发明涉及一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法，属于石油天然气增产技术领域。
背景技术
目前，国内页岩气水平井压裂在海相下志留系的龙马溪高压、常压、低压地层均获得明显突破，多种用于解决这类储层开发的水平井压裂工艺技术已成为页岩油气藏开发应用较为广泛、成熟的石油工程技术。
然而，这些技术在降本增效方面仍有提升空间，换言之在同样保证施工安全、质量、效果的前提下，这些页岩气水平井压裂工艺技术并没有实现最大程度的“降本增效”效果，主要表现在以下两个方面：
根据现场实际压裂案例分析，已压裂的页岩气水平井压裂改造后储层多呈现单一裂缝特征(约占70％)，而复杂裂缝及网络裂缝的概率低于30％，这说明多数相关压裂工艺技术未能保证对页岩气水平井新井所钻遇的全井段龙马溪储层进行一次性充分改造，从而形成全井段复杂缝网体系，而未能充分改造的水平井在开发后期则需要进行二次压裂或多次重复压裂改造作业，少数压裂工艺技术虽能保证全井筒改造，但与这些技术相配套的压裂材料却在一定程度上增加了整口井的压裂成本，降低了该页岩气水平井的经济收益率。
另外，目前配套使用的封隔工具数量较多，入井作业管串较为复杂，导致工程成本增加的同时，压裂作业过程中亦容易出现井下复杂或井下事故等情况，从而增加施工、储层改造难度。
由于以上两点关键性影响因素的存在，这些应用广泛且成熟的水平井压裂工艺技术不仅未能保证页岩气水平井在首次压裂时促进全井筒复杂缝网形成，又延长了压裂施工作业的运行周期，降低了压裂作业安全系数，增加了人员与设备的投入成本。
因此，丞需提出一种有针对性解决以上问题的页岩气水平井压裂新方法。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法。该方法用于解决国内高压、常压、低压页岩气水平井的压裂改造。
为达到上述目的，本发明提供一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法，其中，该方法包括以下步骤：
(1)、对目标页岩气水平井进行井况条件及地质条件分析；
(2)、对目标页岩气水平井预压页岩井段进行储层可压性评价分析；
(3)、对目标页岩气水平井邻井压裂情况进行分析；
(4)、目标页岩气水平井优化设计及方法，其包括选择分段压裂工具，优化目标井分段参数，选择压裂层段，优化目标井射孔参数，目标页岩气水平井分段压裂方案设计，
所述目标页岩气水平井分段压裂方案设计包括选择暂堵球体系，该暂堵球为高强度可降解的油气井暂堵球，其主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并三唑及4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并三唑及4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1-2:1-2:0.5-1:2-3:1-2:0.5-1:0.5-1。
在本发明所述的方法中，优选地，所述热塑性聚合物包括热塑性聚醚酯、聚乙烯醇以及聚甲基丙烯酸甲酯中的一种或几种的组合。
在本发明所述的方法中，优选地，所述热塑性聚合物为热塑性聚醚酯。
在本发明所述的方法中，优选地，所述热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比5-9:1-4合成制备得到的。在本发明较为优选的实施方式中，该热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3合成制备得到，通过聚碳酰亚胺进一步提高聚醚酯弹性体材料的力学性能、绝缘性能、耐高温性能，以此获得相较热塑性聚醚酯原料，热塑性参数、弹性变形性能比等指标更优的热塑性聚醚酯。
在本发明所述的方法中，在该高强度可降解的油气井暂堵球中，所述聚丙烯酰胺为胶合剂；所述聚乙烯蜡为分散剂；所述碳化硼为耐温材料；所述热塑性聚合物(如热塑性聚醚酯)为弹性体；所述田菁胶为稳定剂；所述苯并三唑为防光照剂；所述4,4-二氨基二苯酰胺为刚化剂。
具体而言，所述聚丙烯酰胺用以胶合其余组分；所述聚乙烯蜡用以承载互溶其余组分；所述碳化硼用以提高强度产品的耐热性；所述田菁胶用以提高产品结构稳定性；所述苯并三唑用以抵抗光照作用；所述4,4-二氨基二苯酰胺用以增强产品的刚性能力，优化产品抗压性能；所述热塑性聚醚酯(热塑性聚醚酯)用以使产品形成可靠的热塑性与弹性变形能力。
此外，用于制备热塑性聚醚酯的原料聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺均为本领域常规物质，均可以通过商购获得。
在本发明所述的方法中，优选地，所述反应条件为140-250℃条件下，35-50MPa压力容器内反应3-7小时。在本发明更为优选的实施方式中，所述反应条件为140-250℃条件下，35-50MPa压力容器内反应5小时。
在本发明所述的方法中，优选地，该高强度可降解的油气井暂堵球的制备还包括将反应所得可降解材料加热至熔融状态，倒入至球形模具中，得到不同尺寸的高强度可降解油气井暂堵球的操作。
在本发明所述的方法中，优选地，所述高强度可降解的油气井暂堵球的尺寸主要根据射孔枪型对应射孔孔径、孔眼扩径率的大小决定。
在本发明所述的方法中，优选地，所述的高强度可降解油气井暂堵球的直径为5mm-20mm。
具体而言，本发明所针对解决的是页岩气水平井新井的压裂改造，目前页岩气水平井新井通常选用89枪作为常用压裂射孔枪型，其射孔孔径为9.5mm，孔眼扩径率约为0.2-0.4倍，故为了封堵正在进液孔眼，优选直径为13.5mm的高强度可降解暂堵球，该暂堵球即可完全满足加长平均压裂段压裂改造的施工要求。
在本发明所述的方法中，优选地，所述高强度可降解的油气井暂堵球的用量则主要根据单段射孔数决定。具体而言，假设单段射孔数为60孔，以理论封堵不小于50％为参考，那么直径为13.5mm的暂堵球的用量可按照0.5-0.7倍的单段射孔数计算，即每次封堵用球量为30-40个，以保证每次投送高强度可降解的油气井暂堵球均能实现一次不同射孔位置上的段内封堵转向，在加大平均水平段长(100-300m)的情况下酌情增加段内投送高强度可降解暂堵球封堵转向的作业次数，即：平均水平段长100m时，可实施段内暂堵转向作业1-2次；平均水平段长200m时，可实施段内暂堵转向作业2-4次；平均水平段长300m时，可实施段内暂堵转向作业3-6次。
本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球的暂堵压裂实施原理在于：该高强度可降解的油气井暂堵球遵循流体向阻力最小方向流动的原则，在施工过程中随着压裂液流入井底，封堵已压开层段形成的低压区的射孔孔眼，使后续压裂液不能向已压开区域射孔孔眼进入，迫使压裂液转向流入未压裂的高应力区域，促使新缝的产生形成复杂缝网，并在施工完成后，在压裂要求时间范围内实现降解，不对地层产生污染且不影响生产。
本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球可封堵经过支撑剂打磨后不规则炮眼，提高封堵效率，同时具备很高的承压能力；封堵性能好，可封堵各种形状的炮眼；可溶性好，在压裂液中可以完全溶解，无残留；操作和投入方法简单，不会给操作人员和压裂设备带来负担等优点。
除此以外，使用本发明所提供的该高强度可降解的油气井暂堵球以及配套压裂工艺有利于大幅度降低下入桥塞等工具数量，加大平均压裂段或射孔段长度(100-300m)的条件下，尽可能使用更少的暂堵球实现水平井井段全井筒复杂缝网改造效果，配合全可溶桥塞作为坐封工具可进一步降低井下工具使用数量及压裂施工风险的目标。
在本发明中涉及使用一种强度可降解暂堵球，用于暂堵射孔炮眼，可完全满足国内页岩气水平井压裂市场对加大平均压裂段长度(100-300m)的需求，由此减少压裂分段的同时采用全可溶桥塞作为分段坐封工具，降低井下工具使用数量及压裂施工风险的目标，在作业时具有优异的灵活性和可靠性；多种暂堵球尺寸可实现不同射孔枪型、射孔方式、射孔簇数和密度及射孔簇间距等射孔参数要求的暂堵转向效果，具有良好的承压强度、弹性变形能力和对炮眼的密封性能，对不规则尺寸的炮眼亦能形成良好的密封封堵、封堵成功率高；暂堵球与压裂液间配伍性良好，与酸液、减阻水、胶液等压裂液结合使用也能稳定实现暂堵球暂堵转向技术参数要求，达到形成水平井井段全井筒复杂缝网的改造效果；基于该种暂堵球良好的可溶解或降解性能，对溶解或降解水质环境无选择，适应的地理环境和温度环境范围广，利于后期测试求产作业。
综上所述，在本发明所提供的利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法中采用该高强度可降解的油气井暂堵球具备以下优势：
本发明中，采用强度可降解暂堵球，用于暂堵射孔炮眼，可加大平均压裂段长度，减少压裂分段，降低井下工具使用数量及压裂施工风险的目标，提高压裂作业安全系数。
本发明中，采用强度可降解暂堵球，具有多种球径尺寸，配合不同射孔枪型、射孔方式、射孔簇数和密度及射孔簇间距等射孔参数要求，具有良好的承压强度、弹性变形能力和对炮眼的密封性能。
本发明中，采用强度可降解暂堵球，对不规则尺寸的炮眼亦能形成良好的密封封堵、封堵成功率高，使用量较其他类型暂堵球用量更为节省。
本发明中，采用强度可降解暂堵球，与压裂液间配伍性良好，与酸液、减阻水、胶液等压裂液结合使用也能稳定实现暂堵球暂堵转向技术参数要求，达到形成水平井井段全井筒复杂缝网的改造效果
本发明中，采用强度可降解暂堵球，具备良好的可溶解或降解性能，对溶解或降解水质环境无选择，适应的地理环境和温度环境范围广，利于后期测试求产作业。
在本发明所述的方法中，该高强度可降解的油气井暂堵球的制备方法包括将如下主要成分放入反应釜中进行反应：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并三唑及4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并三唑及4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1-2:1-2:0.5-1:2-3:1-2:0.5-1:0.5-1。
在本发明所述的方法中，该制备方法还包括将反应所得可降解材料加热至熔融状态，倒入至球形模具中进而得到不同尺寸的高强度可降解的油气井暂堵球的操作。
在本发明所述的方法中，制备过程中所述反应釜中反应条件设置为：温度140-250℃，压力35-50MPa，反应3-7小时。在本发明较为优选的实施方式中，制备过程中反应时间为5小时。
目前，市面上的暂堵球多以塑料球、橡胶球、尼龙球、蜡球等为主，这些暂堵球存在诸多技术问题，比如：塑料球、橡胶球、尼龙球由于难以溶解，其变形后会卡在炮眼处而堵塞炮眼的通道，影响后期的返排及油气产量；蜡球虽然在一定的温度条件下可以溶解，但其抗压强度较低，封堵不稳定，特别是在地层破裂压力较高的情况下，无法承压实现有效地暂堵转向。
基于这些现有的射孔炮眼暂堵用常规暂堵球难以满足暂堵转向压裂施工的技术要求，本发明为了保证页岩气水平井的压裂施工效果，提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球，该高强度可降解的油气井暂堵球可溶解或降解性能好，对溶解或降解水质环境无选择，适应的地理环境和温度环境范围广，具有良好的承压强度、弹性变形能力和对炮眼的密封性能，对不规则尺寸的炮眼亦能形成良好的密封封堵、封堵成功率高，在作业时具有优异的灵活性和可靠性，完全适用于国内页岩气水平井压裂市场对暂堵转向为压裂目的压裂技术要求。
具体而言，该高强度可降解的油气井暂堵球具有以下优异性能：
1)高温溶解性能：暂堵球溶解实验采用固井用增压式养护釜，设定实验温度130℃，压力20MPa。将13.5mm暂堵球分别准备两个放入烧杯中，并将其放入养护釜内，用减阻水侵泡完全，升温至130℃、加压至20MPa。观察暂堵球在高温条件下的溶解情况。另外，压裂酸化用暂堵球具有良好的耐温抗压能力，溶解时间满足施工设计要求。
2)承压强度性能：如：温度130℃条件下，直径为13.5mm的该油气井暂堵球座封于直径为10mm球座上，加压至70MPa左右，反复多次打压，暂堵球无变形和破碎现象，试验证明其具备承压70MPa能力。
在本发明所述的方法中，优选地，所述井况条件及地质条件分析包括钻井基础数据分析、钻井液使用分析、井漏及溢流情况分析、井身结构分析、经验轨迹分析、固井质量分析、储层岩性分析以及水平井轨迹位置分析。
在本发明所述的方法中，所述钻井基础数据分析包括目的层位、油气井类型、开/完时间与钻井周期、套管及测/通井数据等的分析。
在本发明所述的方法中，所述钻井液使用分析包括钻井液使用井段、钻井液类型、钻井液密度与粘度等液体性能参数分析。
在本发明所述的方法中，所述井身结构分析包括各开钻头及套管尺寸、下入深度等分析。
在本发明所述的方法中，所述经验轨迹分析包括侧深、井斜、方位角等数据的分析。
在本发明所述的方法中，所述固井质量分析包括固井井段、固井层位、固井时间、测井手段以及测试结果等数据的分析。
在本发明所述的方法中，所述水平井轨迹位置分析包括钻遇细化储层位置、细化储层钻遇长度及钻遇率等分析。
在本发明所述的方法中，优选地，所述储层可压性评价分析包括矿物组成分析、地应力场分析、岩石力学参数分析、纵向应力剖面分析、天然裂缝及层理发育分析以及可压性综合评价分析。
在本发明所述的方法中，所述矿物组成分析的目的为确定预压井段是否具备改造条件，该矿物组成分析包括分析同一或相近开发区块内，同属性层位/小层的岩石矿物组成，并统计目标压裂的页岩气水平井井段轨迹依次钻遇各个小层段的顶深、底深、厚度条件下，各个小层段内储层干酪根、钙质含量、硅质含量、泥质含量等含量，通过对比分析脆性矿物与粘土矿物含量，判定预压井段是否具备改造条件(该判定条件为业界公知，此处不作说明)。
在本发明所述的方法中，矿物组成分析中所述岩石矿物包括石英、粘土矿物、长石、盐酸盐、黄铁矿等。
通常龙马溪组段页岩段均具备较好的压裂改造条件，所需数据来源为测井解释数据。
在本发明所述的方法中，所述地应力场分析包括根据测井数据，分析目标页岩气水平井所在井区储层地应力特点，综合判定目标页岩气水平井所钻遇各个储层的最大/小主应力的大小、方向及水平应力差值和应力差异系数，并明确水平段方位角及其与最小主应力的夹角对水力裂缝沿最大主应力方向扩展的影响。
在本发明所述的方法中，地应力场分析中所述测井数据包括FMI成像测井数据、SonicScanner测井数据等。
在本发明所述的方法中，所述岩石力学参数分析包括通过分析目标页岩气水平井测井参数解释出的岩石力学参数，或是辅助目标井眼井取芯三轴压缩应力-应变实验，分析目的层岩样的岩石力学参数，并根据试验所得应力-应变曲线特征，分析目的层岩样的脆性破裂特征；从破裂形态确定拉张破坏、剪切破坏两种形式，判断目标井所钻遇小层页岩段的可压性状态。
在本发明所述的方法中，岩石力学参数分析中所述岩石力学参数包括杨氏模量、泊松比、脆性指数等。
在本发明所述的方法中，所述纵向应力剖面分析包括依据测井解释所得导眼井段力学参数柱状图分析该参数特性，该项分析的目的在于确定目标优质储层上下的顶/底板遮挡作用是否明显，若顶/底板遮挡作用明显，则有利于裂缝在优质储层延伸。
通常，武隆地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组富有机质含气泥页岩段集中分布在五峰组-龙马溪组底部，底板为上奥陶统临湘组浅灰色瘤状灰岩，顶板为下志留统龙马溪组二段下部灰色-深灰色粉砂岩，顶底板的夹持利于在压裂施工中阻挡压力向上下邻层的扩散，保证压裂效果。
在本发明所述的方法中，所述天然裂缝及层理发育分析包括根据导眼井取芯观察天然裂缝及层理岩心，观察岩心破碎或完整程度和(高)角度或层理裂缝发育程度，并利用成像测井解释获得各个小层水平井段内各种裂缝的裂缝形态、裂缝条数、裂缝密度(条/m)、裂缝宽度、延伸长度、填充效果与填充组分等信息，综合分析水平缝、页理缝、(高)角度缝、高阻缝的发育状况。
在本发明所述的方法中，所述可压性综合评价分析是综合以上矿物组成分析、地应力场分析、岩石力学参数分析、纵向应力剖面分析、天然裂缝及层理发育分析的所有分析成果，重点对比分析邻井与目标井(岩心实测/测井解释)的垂深(<3500m)、AB靶点高差、全烃(>10％)、孔隙度(>5)、地层压力系数、硅质含量(>40％)、粘土含量(<35％)、杨氏模量(>20.7)、泊松比(<0.25)、最小水平主应力、水平应力差、应力差异系数(<0.25)、层理及天然裂缝发育情况等参数，
从以上矿物组成分析、地应力场分析、岩石力学参数分析、纵向应力剖面分析、天然裂缝及层理发育分析以及可压性综合评价分析六个方面对目标页岩气水平井的目标优质页岩井段储层进行可压性综合评价，以清楚目标井压裂施工有利/不利于条件。
在本发明所述的方法中，优选地，所述对目标页岩气水平井邻井压裂情况进行分析包括邻井的井况、地质参数分析、邻井压裂施工参数分析以及测试求产阶段性情况分析。
在本发明所述的方法中，所述邻井的井况、地质参数分析包括水平井段穿行层位及埋藏深度，与目标页岩气水平井井间距及相近优质页岩段物性参数，稳定生产制度下的试气井段长度与稳定产量情况分析。
在本发明所述的方法中，所述邻井压裂施工参数分析包括1)分段射孔：压裂段/射孔参数；2)施工排量；3)压裂材料；4)施工规模。
在本发明所述的方法中，所述压裂段参数包括压裂段数及平均段长；射孔参数包含射孔方式、射孔枪类型、簇间距与平均段间距、射孔簇数和密度等；所述压裂材料包括酸液、减阻水、胶液等压裂用液体类型、液体配方及液体性能，所述施工规模包括设计/实际施工单段液量与单段砂量。
在本发明所述的方法中，所述测试求产阶段性情况分析包括不同工作制度下的求产测试分析，即不同油嘴制度下的日产气量、日产液量、套压、油压；关井测压条件下的套压、油压的上升趋势分析；不同工作制度下的试采测试分析，即不同油嘴制度下，某一管柱下入深度时，相应日产气量、日产液量、套压、油压的波动趋势分析。
在本发明所述的方法中，优选地，所述选择分段压裂工具，优化目标井分段参数包括根据包括目标井完井方式、井底温/压条件在内的因素，选择适合的压裂用坐封工具，并以水平段地层岩性特征、岩石矿物组成、油气显示、电性特征为基础，结合地质分段、射孔段间距及簇间距要求进行综合压裂分段设计。
在本发明所述的方法中，优选地，所述坐封工具包括桥塞。
在本发明所述的方法中，优选地，所述桥塞包括全可溶桥塞。在本发明较为优选的实施方式中，采用全可溶桥塞(本领域常规部件，可商购获得)入井分段坐封，既能缩短压裂后通井等作业周期，又能保证全井筒最大井径流通条件，降低求产阶段不良影响。
目前，多数页岩气水平井为套管完井，则可依据目标井井底温/压条件，优选适用温/压条件下的全可溶桥塞进行分段坐封，下送桥塞工具时则可采用常用水力泵送桥塞方式下入井内，而采用全可溶桥塞进行分段坐封，既能缩短压裂后通井等作业周期，又能保证全井筒最大井径流通条件，从而降低求产阶段不良影响。
在本发明所述的方法中，优选地，所述选择压裂层段，优化目标井射孔参数包括根据压裂改造需要，综合各项地质单因素作为依据，确定各段射孔簇位置和泵送工艺措施，并辅以模拟手段，进一步优化包括射孔方式、射孔枪型号、射孔孔径、射孔密度、射孔簇数、每簇长度、每段射孔长度以及相位角在内的射孔参数；
更优选地，所述射孔簇数不少于6簇/100m。
在本发明所述的方法中，所述模拟手段包括PT等软件。
在本发明所述的方法中，通常射孔方式可选定向射孔(包括向上/向下射孔)、螺旋射孔、等孔径射孔等，相位角为60°，射孔孔密为12、16、20孔/m，每簇长度为0.5-1.6m，而射孔方式则有连续油管传输射孔或泵送电缆传输射孔工艺等方式可选。
在本发明所述的方法中，优选地，所述目标页岩气水平井分段压裂方案设计还包括选择压裂液体系、选择支撑剂体系以及优化完善压裂施工方案。
在本发明所述的方法中，需要保证所选用的压裂液体系可以与高强度可降解暂堵球的配伍性满足能够现场压裂施工安全、技术要求，优选地，所述压裂液体系包括减阻水压裂液体系、盐酸酸液体系以及活性胶液体系。
其中，减阻水压裂液体系、盐酸酸液体系以及活性胶液体系均为本领域采用的常规压裂体系，具体而言，在本发明具体实施方式中，所述减阻水压裂液体系主体配方为0.02-0.20wt％减阻剂+0.10-0.20wt％防膨剂+0.10-0.15wt％润湿调节剂+0.02-0.05wt％消泡剂，余量为水；其基本性能参数为：密度(25℃)0.98g/cm3(标准：0.96-1.08g/cm3)，pH值7(标准：6.5-7.5)，表面张力24.3mN/m(标准：≤28mN/m)，界面张力2.1mN/m(标准：≤3mN/m)，防膨率85％(标准：≥75mN/m)，接触角22.4°，减阻率75％。
现场配液过程中，高效减阻剂、复合防膨剂等添加剂按设计浓度均匀的加入水中。现场控制低粘减阻水表观粘度总体为2-4mPa.s；中粘减阻水表观粘度总体为6-9mPa.s；高粘减阻水表观粘度总体为18-21mPa.s，均要求减阻水保持性能稳定。
在减阻水压裂液体系中，所述减阻剂、防膨剂、润湿调节剂及消泡剂等均为本领域使用的常规物质，本领域技术人员可以根据作业需要合理选择合适的减阻剂、防膨剂、润湿调节剂及消泡剂，只要保证可以实现本发明目的即可。
通常，压裂施工均采用盐酸作为预处理酸液，而单段盐酸酸液用量一般为10-20m3，用于清理近井筒，降低破裂压力，该预处理酸的主体配方为15-17wt％HCl+2.0-3.0wt％缓蚀剂+1.0-2.0wt％助排剂+2.0-3.0wt％粘土稳定剂+1.0-2.0wt％铁离子稳定剂，余量为水。
在所述预处理酸体系中，所述缓蚀剂、助排剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂等均为本领域使用的常规物质，本领域技术人员可以根据作业需要合理选择合适的缓蚀剂、助排剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂，只要保证可以实现本发明目的即可。
通常，考虑到现场施工调整，可准备一定量(1000m3左右)胶液，胶液体系主体配方为配方0.25-0.50wt％低分子稠化剂+0.20-0.30wt％流变助剂+0.10-0.20wt％复合增效剂+0.05-0.10wwt％粘度调节剂+0.01-0.05wt％消泡剂，余量为水。
在所述胶液体系中，所述低分子稠化剂、流变助剂、复合增效剂、粘度调节剂以及消泡剂等均为本领域使用的常规物质，本领域技术人员可以根据作业需要合理选择合适的低分子稠化剂、流变助剂、复合增效剂、粘度调节剂，只要保证可以实现本发明目的即可。
在本发明所述的方法中，通常，选用70/140目支撑剂在前置液阶段做段塞，起降滤打磨作用；为了增加裂缝导流能力，降低砂堵风险，中后期选择40/70目+30/50目支撑剂组合。关于支撑剂的性能参数，应优选圆球度好，破碎率低，密度相对较低，在储层闭合压力条件下初期导流能力较高的支撑剂。
在本发明优选实施方式中，所述支撑剂选自低密度或超低密度陶粒，其既能有效降低支撑剂嵌入程度，又能凭借支撑剂低破碎率的特点满足施工要求。其中，所述低密度或超低密度陶粒均为本领域使用常规物质(可商购获得)，且本领域技术人员可以常规判断陶粒具有低密度或超低密度。
在本发明所述的方法中，优选地，所述优化完善压裂施工方案包括明确注入方式，预测压力，优化压裂施工方案；在压裂施工前期，做好现场材料与设备准备以及在实际压裂过程中，根据现场施工情况，在压力许可范围内对包括液量、砂量、暂堵球量、排量在内的参数进行实时调整。
在本发明所述的方法中，所述明确注入方式，预测压力，优化压裂施工方案(含小型测试压裂方案)，使得方案本身既能满足储层改造需求，又能与地面设备条件相符合，保证压裂施工的安全性。其中，压裂施工方案中主要涉及优化的压裂施工参数有压裂施工规模(液量、砂量、暂堵球量等)，并结合分段射孔数据信息调整出最优的泵注程序(泵注阶段、阶段液量、阶段砂量、阶段排量、加砂浓度或砂比、暂堵球量及投放时机等)。
在本发明所述的方法中，在压裂施工前期，做好现场材料与设备准备，其包括压裂材料准备、压裂设备准备、井口装置及工具准备。其中，“压裂材料准备”是根据优化确定的方案设计，及压裂材料(“低粘/中粘/高粘减阻水+胶液+预处理酸”压裂液；压裂用70/140目+40/70目+30/50目支撑剂；不同球径尺寸的压裂用暂堵球等)用量、配方、余量的要求，做好压裂各类材料的压前准备工作。
压裂液质量要求：
①配液所用清水水质清澈透明，机械杂质含量<0.2％。
②配液用水、化学添加剂和室内试验用水、化学添加剂相一致。
③配液采用低排量高压力喷射溶解工艺，并单罐配制。配制好后需搅拌半小时，配制出的压裂液不能有结块、鱼鲕、豆眼。
④对压裂液取样进行基液粘度、pH值等性能测试；若测试结果不符合设计要求，必须整改后才能施工。
⑤在正式施工前要取样进行测试，确认压裂液性能符合设计要求后才能施工。
支撑剂质量要求：
①运砂装砂前，运砂车和砂罐必须清洁干净，无异物、无铁锈。装砂入罐时应用晒网进行过滤，以防止编织袋碎物等入罐。
②严格核实支撑剂数量、清洁程度，现场提取支撑剂样品进行支撑剂表观检测，表观检测结果必须达到相关标准的要求。
在本发明所述的方法中，优选地，所述优化完善压裂施工方案还包括辅助井下或地面微地震设备进行压裂施工实时监测，以便实时指导页岩气水平井压裂的实时调整和分析，完成压后实时裂缝监测结果、压后返排测试监测结果、生产数据监测结果等各项数据指标的评估与预测。
综上所述，本发明提供了一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法，该方法以利用高强度可降解暂堵球对页岩气水平井进行压裂为技术核心，基于对目标页岩气水平井邻井试气成果的认识，结合目标页岩气水平井储层综合评价结果，形成以“促进裂缝转向、降本增效”为主体的压裂改造思路，完成目标页岩气水平井的个性化优化设计；即利用高强度可降解油气井暂堵球对页岩气水平井新井钻遇页岩储层进行一次性充分改造，促进实现目标储层形成全井筒复杂缝网的同时，达到控制压裂材料使用成本的目的，并同步减少封隔工具数量，简化入井作业工具复杂程度，降低人员与设备的投入，在较大程度上规避了井下事故等井下复杂情况出现的可能性，提高了压裂作业安全系数，缩短了压裂施工运行周期，避免了后期进行二次或多次重复压裂。
附图说明
图1是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在90℃条件下的溶解曲线图。
图2是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在130℃条件下的溶解曲线图。
图3是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在150℃条件下的溶解曲线图。
图4是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在130℃下座封于直径为9mm球座的承压曲线图。
图5是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在130℃下座封于直径为10mm球座的承压曲线图。
图6是本发明对比例2所得油气井暂堵球在130℃下座封于直径为9mm球座的承压曲线图。
图7为本发明应用例所提供的利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法工艺流程图。
图8为本发明实际现场应用中利用高强度可降解的油气井暂堵球对该页岩气水平井进行压裂的第3段加砂压裂曲线图。
图9为本发明实际现场应用中利用高强度可降解的油气井暂堵球对该页岩气水平井进行压裂的第4段加砂压裂曲线图。
图10为本发明实际现场应用中利用高强度可降解的油气井暂堵球对该页岩气水平井进行压裂的第5段加砂压裂曲线图。
图11为本发明实际现场应用中利用高强度可降解的油气井暂堵球对该页岩气水平井进行压裂的第6段加砂压裂曲线图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并三唑和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并三唑和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为2:1.8:1:2.3:1.8:0.6:0.5。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在160℃条件下，38MPa下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为9.0mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球A。
实施例2
本实施例提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并三唑和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并三唑和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.9:1.8:1:2.2:1.6:0.6:0.7。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在170℃条件下，35MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为11.0mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球B。
实施例3
本实施例提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并三唑和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并三唑和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.8:1.7:1:2.4:1.7:0.6:0.8。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在160℃条件下，40MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为13.5mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球C。
对比例1
本对比例提供了一种油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.8:1.7:1:2.4:1.7:0.8。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在170℃条件下，40MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为13.5mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球D。
对比例2
本对比例提供了一种油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和苯并三唑，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和苯并三唑的质量比为1.8:1.7:1:2.4:1.7:0.6。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在170℃条件下，40MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为13.5mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球E。
测试例1
对本发明实施例3所得暂堵球C进行溶解性能测试，其中，试验压力为20MPa，测试温度分别为90℃、130℃、150℃，测试温度为90℃、130℃、150℃条件下，暂堵球C的溶解曲线分别如图1-3所示，从图1-3中可以看出，暂堵球C在90℃、130℃、150℃条件下均能完全溶解，并且温度越高，溶解越快。通常情况下，页岩气储层的温度在90℃-130℃之间，因此本实施例3所制备得到的高强度可降解油气井暂堵球(暂堵球C)在此温度区间开始降解时间为3h-12h，且初期溶解速率慢，能满足现场压裂需求。
测试例2
对本发明实施例3所得暂堵球C进行承压性能测试，测试温度为130℃，将该暂堵球C分别座封于直径为9mm和10mm的球座上，加压至70MPa左右反复多次打压，观察现象，其承压曲线如图4-5所示，实验结果显示，在试验过程中高强度可降解油气井暂堵球(暂堵球C)虽有变形但并未出现破碎现象，由此证明本发明实施例3所得高强度可降解油气井暂堵球具备承压70MPa能力。
测试例3
对本发明实施例1-3所得暂堵球A-C分别进行弹性变形性能测试，试验结果如下表1所示，在试验条件压力为70MPa的情况下，以下三种试验对象(暂堵球A-C)的平均变形率为11.81％，恢复率为93.11％，该数据充分说明本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球具有良好的弹性变形能力，可用来封堵不规则的射孔孔眼。
表1
测试例4
将实施例3所得暂堵球C和对比例1所得暂堵球D放置强烈太阳光下曝晒8h，随后分别对其进行弹性变形性能测试。试验结果如下表2所示，在试验条件压力为70MPa的情况下，从表2中可以看出，暂堵球D较暂堵球C的变形率及其恢复率大幅度下降，弹性变形能力减弱。
表2
测试例5
对对比例2所得暂堵球E进行承压性能测试，测试温度为130℃，将暂堵球E座封于直径为9mm的球座上，逐渐升压，观察现象，其承压曲线如图6所示，如图6的实验结果显示，压力为50MPa时，暂堵球碎裂，说明本发明对比例2所得暂堵球E的承压低于50MPa，其承压能力远低于本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球。
应用例
以一页岩气预探水平井为例，对此井进行钻井数据分析、钻井液分析、井漏及溢流分析、井身结构分析、经验轨迹分析、固井质量分析、储层岩性分析、井眼轨迹分析等基本情况分析；
预压储层的矿物组成、地应力场、岩石力学参数、纵向应力剖面、天然裂缝及层理发育分析等综合可压性评价分析；
邻井基本情况、邻井压裂施工参数、测试求产阶段性情况分析等压裂情况分析。
经分析，该井脆性矿物含量高、三轴压缩应力-应变实验表现为脆性破坏特征，储层可压性较好；埋深较浅，固井质量好，具备较好的压裂施工条件；水平段较长，水平段轨迹优质页岩钻遇率高。相对地，该井水平应力差较大，低角度裂缝较难开启，裂缝的转向难度增加；全烃低于隆页1HF、储层常压、轨迹下倾且有一定高差，井筒易积液，影响改造效果。
基于以上评估及邻井压裂试气认识，以“促进裂缝转向、降本增效”为主体的压裂改造思路，利用高强度可降解的油气井暂堵球对该页岩气水平井进行压裂，具体优化设计(具体工艺流程图如图7)如下：
分段数：19段；
排量：14-18m3/min(根据现场施工情况调整，在压力许可范围内尽可能提高排量)；
施工限压：95MPa；
主压裂车：水马力41368Hhp(包含8台电动压裂泵6用2备、3台2500型压裂车)；
注入方式：套管注入；
分段工具：全可溶桥塞20个；
现场准备液体用量：现场准备压裂液总量42000m3，其中预处理酸液230m3，减阻水总量42000m3，其中低粘减阻水38000m3(考虑7％设计余量、含泵送桥塞用减阻水1000m3)，中粘减阻水3400m3，高粘减阻水600m3；
支撑剂：压裂共需支撑剂1500m3(70/140目粉陶400m3；40/70目低密度陶粒1020m3；30/50目低密度陶粒80m3)；
暂堵球：压裂共需暂堵球120个，该暂堵球为本发明实施例3制备得到的高强度可降解的油气井暂堵球。
施工过程中可根据现场情况，适当调整泵注程序；考虑到施工调整需要，现场准备胶液1000m3；第2段主压前进行小型测试压裂施工；第3-6段采取多簇投球压裂施工；施工完1-6段后钻塞试气，依据试气情况优化后续井段压裂施工；第7-8、15-17段采用向上定向射孔，相位角为60°，射孔孔密为16孔/m，其余井段采用螺旋射孔，相位角为60°，射孔孔密为20孔/m，每段2-6簇射孔，0.5-1.6m/簇，孔径9.5mm；第一段采用连续油管传输射孔，其它段采用泵送桥塞联作射孔工艺。其中，射孔参数表如下表3所示，长水平段具体数据参数如下表4所示，第3-6段压裂泵注程序表如下表5所示。
表3
表4
表5
实际现场应用
在该实际现场应用过程中，页岩气预探水平井的第3-第6段采用本发明所提供的压裂新方法，其他段采用本领域常规的压裂方法，该常规压裂方法不具备本发明所提供的压裂新方法所具备的压裂施工特性，如多簇、长段、暂堵。
其中，第3段加砂压裂曲线图如图8所示。图8中，施工压力曲线对应图中左侧纵坐标，施工压力的单位为MPa，施工排量曲线对应图中右侧第一列纵坐标，施工排量单位为m3/min，砂比或者加砂浓度对应图中右侧第二列纵坐标，砂比单位为％。
施工第3段压裂：施工排量为2-18方/min，施工压力为65-55-68MPa；总液量为2107.84方，总加砂为101.81方；实施例3制备得到的13.5mm暂堵球30个，减阻水阶段最高砂比为14％，停泵压力为33MPa。本段采用投球暂堵工艺，投球后压力上升21MPa，整体压力较低，加砂顺利。
第4段加砂压裂曲线图如图9所示。图9中，施工压力曲线对应图中左侧纵坐标，施工压力的单位为MPa，施工排量曲线对应图中右侧第一列纵坐标，施工排量单位为m3/min，砂比或者加砂浓度对应图中右侧第二列纵坐标，砂比单位为％。
第4段压裂：施工排量为2-18方/min，施工压力为30-50-60MPa；总液量为3218.03方，总加砂为141.23方；实施例3制备得到的13.5mm暂堵球30个，减阻水阶段最高砂比为15％，停泵压力为32MPa。本段采用投球暂堵工艺，投球后压力上升20MPa，整体压力较低，加砂顺利。
第5段加砂压裂曲线图如图10所示。图10中，施工压力曲线对应图中左侧纵坐标，施工压力的单位为MPa，施工排量曲线对应图中右侧第一列纵坐标，施工排量单位为m3/min，砂比或者加砂浓度对应图中右侧第二列纵坐标，砂比单位为％。
第5段压裂：施工排量为2-18方/min，施工压力为30-54-59MPa；总液量为3023.11方，总加砂为149.51方；实施例3制备得到的13.5mm暂堵球30个，减阻水阶段最高砂比为15％，停泵压力为33MPa。本段采用投球暂堵工艺，投球后压力上升32.7MPa，整体压力较低，加砂顺利。
第6段加砂压裂曲线图如图11所示。图11中，施工压力曲线对应图中左侧纵坐标，施工压力的单位为MPa，施工排量曲线对应图中右侧第一列纵坐标，施工排量单位为m3/min，砂比或者加砂浓度对应图中右侧第二列纵坐标，砂比单位为％。
第6段压裂：施工排量为2-18方/min，施工压力为57-52-65MPa；总液量为2126.54方，总加砂为102.21方；实施例3制备得到的13.5mm暂堵球42个，减阻水阶段最高砂比为15％，停泵压力为32.6MPa。本段采用投球暂堵工艺，投球后压力上升34MPa，整体压力较低，加砂顺利。

Claims (10)

1.一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
(1)、对目标页岩气水平井进行井况条件及地质条件分析；
(2)、对目标页岩气水平井预压页岩井段进行储层可压性评价分析；
(3)、对目标页岩气水平井邻井压裂情况进行分析；
(4)、目标页岩气水平井优化设计及方法，其包括选择分段压裂工具，优化目标井分段参数，选择压裂层段，优化目标井射孔参数，目标页岩气水平井分段压裂方案设计；
所述目标页岩气水平井分段压裂方案设计包括选择暂堵球体系，该暂堵球为高强度可降解的油气井暂堵球，其主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并三唑及4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并三唑及4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1-2:1-2:0.5-1:2-3:1-2:0.5-1:0.5-1；
优选地，所述热塑性聚合物包括热塑性聚醚酯、聚乙烯醇以及聚甲基丙烯酸甲酯中的一种或几种的组合；
更优选地，所述热塑性聚合物为热塑性聚醚酯；
进一步优选地，所述热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比5-9:1-4合成制备得到的；
还优选地，该高强度可降解的油气井暂堵球的制备还包括将反应所得可降解材料加热至熔融状态，倒入至球形模具中，得到不同尺寸的高强度可降解油气井暂堵球的操作。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述井况条件及地质条件分析包括钻井基础数据分析、钻井液使用分析、井漏及溢流情况分析、井身结构分析、经验轨迹分析、固井质量分析、储层岩性分析以及水平井轨迹位置分析。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述储层可压性评价分析包括矿物组成分析、地应力场分析、岩石力学参数分析、纵向应力剖面分析、天然裂缝及层理发育分析以及可压性综合评价分析。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对目标页岩气水平井邻井压裂情况进行分析包括邻井的井况、地质参数分析、邻井压裂施工参数分析以及测试求产阶段性情况分析。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述选择分段压裂工具，优化目标井分段参数包括根据包括目标井完井方式、井底温/压条件在内的因素，选择适合的压裂用坐封工具，并以水平段地层岩性特征、岩石矿物组成、油气显示、电性特征为基础，结合地质分段、射孔段间距及簇间距要求进行综合压裂分段设计；
优选地，所述坐封工具包括桥塞；
更优选地，所述桥塞包括全可溶桥塞。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述选择压裂层段，优化目标井射孔参数包括根据压裂改造需要，综合各项地质单因素作为依据，确定各段射孔簇位置和泵送工艺措施，并辅以模拟手段，进一步优化包括射孔方式、射孔枪型号、射孔孔径、射孔密度、射孔簇数、每簇长度、每段射孔长度以及相位角在内的射孔参数；
优选地，所述射孔簇数不少于6簇/100m。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述反应条件为140-250℃条件下，35-50MPa压力容器内反应3-7小时。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述高强度可降解的油气井暂堵球的尺寸主要根据射孔枪型对应射孔孔径、孔眼扩径率的大小确定；
优选地，所述的高强度可降解油气井暂堵球的直径为5mm-20mm。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述高强度可降解的油气井暂堵球的用量主要根据单段射孔数确定。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标页岩气水平井分段压裂方案设计还包括选择压裂液体系、选择支撑剂体系以及优化完善压裂施工方案；
优选地，所述压裂液体系包括减阻水压裂液体系、盐酸酸液体系以及活性胶液体系；
还优选地，所述支撑剂选自低密度或超低密度陶粒；
还优选地，所述优化完善压裂施工方案包括明确注入方式，预测压力，优化压裂施工方案；在压裂施工前期，做好现场材料与设备准备以及在实际压裂过程中，根据现场施工情况，在压力许可范围内对包括液量、砂量、暂堵球量、排量在内的参数进行实时调整；
更优选地，所述优化完善压裂施工方案还包括辅助井下或地面微地震设备进行压裂施工实时监测。
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