CN109113703B - 一种深层页岩气“v”型压力曲线的压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法。包括：(1)关键储层参数评价；(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化；(3)射孔位置确定及射孔作业；(4)酸预处理；(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工；(6)低黏滑溜水加不同砂液比的粉陶施工；(7)中黏滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工；(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工；(9)顶替作业。本发明的方法增强了深层页岩气压裂裂缝的复杂性，提高了近井、远井、主裂缝和微裂缝等不同尺度裂缝系统的填充率，提高了深层页岩气的有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。

Description

一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法

技术领域

本发明涉及油气开采领域，进一步地说，是涉及一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法。

背景技术

随着页岩气勘探开发进程的加深，3500m以上垂深的页岩气已基本获得商业性开发，但垂深超过3500m的深层页岩气的重要性日益凸显，仅在四川盆地，深层页岩气的资源量约一万亿方以上。而目前，深层页岩气压后产量低，递减快，难以获得经济开发价值。从技术角度而言，深层页岩气压裂的难点主要表现为：

1)随着埋深的增加，三向应力增加，其中，两向水平应力差的增加，增加了裂缝转向的难度，使得裂缝的复杂性降低；垂向应力的增加，使得水平层理缝或纹理缝张开与延伸的难度加大，使主裂缝的横向波及范围降低；

2)温度压力增加，使岩石的塑性特征增强，因此，裂缝起裂与延伸压力增加，支撑剂的嵌入深度也增加，使裂缝导流能力降低；

3)随着有效闭合应力的增加，支撑剂破碎率增加，进一步降低了裂缝的导流能力；

4)随着闭合应力的增加，主裂缝的净压力降低，裂缝的长、宽、高三维延伸尺寸降低，降低了裂缝改造体积。

针对上述局限性，深层页岩气压裂技术已发展为多级变参数压裂技术，包括变黏度、变排量、变支撑剂粒径等，但实施控制技术的缺乏，使现场施工很难完全按照设计进行，从而很难达到设计的改造效果，不利于提高深层页岩气裂缝复杂性及有效改造体积的最大化。因此，有必要研究一种新的适合于深层页岩气的压裂的方法。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法。可以提高深层页岩气裂缝的复杂性和有效改造体积，从而提高其压裂增产效果和经济开发价值。

本发明的目的是提供一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法。

包括：

(1)关键储层参数评价

(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化

(3)射孔位置确定及射孔作业

(4)酸预处理

(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工

低黏度滑溜水的粘度为1-3mPa.s，液量占设计总液量的15～30％，在阶段施工的初期，以设计最高排量的70％～80％进行注入，施工中期采用设计最高排量的80％～90％进行注入，施工后期达到设计的最高排量进行注入；

(6)低黏滑溜水加不同砂液比的粉陶施工

滑溜水黏度为1-3mPa.s，用液量为总液量的15％～30％，粉陶粒径范围为70-140目，砂液比为2％-4％-6％-8％或3％-5％-7％-9％；

(7)中黏滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工

中黏滑溜水黏度为9-10mPa.s，液量占总液量的30％～40％，支撑剂粒径为40-70目，施工砂液比为3％-5％-7％-9％-11％-13％或4％-6％-8％-10％-12％-14％；

(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工

高黏度胶液的黏度为30-40mPa.s，用量为总液量的15％～30％，大粒径支撑剂的粒径范围为30-50目，砂液比为10％-12％-14％或11％-13％-15％。每个砂液比的段塞量一般为1个井筒容积，中间隔离液一般为0.5-1个井筒容积。

在加砂前先注入一个井筒的隔离液顶替(7)中的支撑剂；

(9)顶替作业

根据井筒容积计算顶替的液量，赋予30-40％余量，且前期采用15-25m³高黏度胶液，达到清除水平井筒内沉降的支撑剂的目的；胶液注入完后，接着注入剩余的量；

(10)重复(3)-(9)步骤，进行下一段的压裂施工。

其中，优选：

步骤(6)中，每段携砂液体积为0.5-1个井筒容积，中间的隔离液与此相当。砂液比为2％-4％-6％-8％或3％-5％-7％-9％。

步骤(7)中，施工砂液比为3％-5％-7％-9％-11％-13％或4％-6％-8％-10％-12％-14％

每个砂液比的段塞体积为1-0.5个井筒容积；

每个砂液比施工后，相邻的后一个值比上一个值增加幅度不超过0.5-1MPa；该施工结束时的压力比刚开始加砂时的压力上升3MPa以上。

该施工结束时的压力比刚开始加砂时的压力上升3MPa以上，但不超过10MPa。

步骤(8)中，砂液比为10％-12％-14％或11％-13％-15％。

每个砂液比的段塞量为1个井筒容积，中间隔离液为0.5～1个井筒容积。

步骤(9)中，胶液注入完后，接着采用中黏度滑溜水注入剩余的量。

本发明具体可采用以下技术方案：

(1)关键储层参数评价

一般包括岩性、物性、岩石力学、三向地应力、天然裂缝发育情况等。可用测井、录井及导眼井岩心进行实验分析等进行评价。

(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化

根据“等效导流能力”的原理，应用成熟的ECLIPSE压裂产量动态预测软件，按正交设计方法，模拟设置不同的裂缝长度、裂缝布局(等缝长分布、U型缝长分布和W型缝长分布等)，缝间距及导流能力等，从中优选压后产量相对最高而成本投入又相对较低的裂缝参数系统作为最优的裂缝参数。

在上述优化的裂缝参数基础上，应用页岩气压裂专用裂缝模拟软件MEYER，同样按正交设计方法，模拟要得到上述优化的裂缝参数下的压裂施工参数组合(排量、液量、砂液比及支撑剂量等)及压裂材料性能参数(黏度等)。

(3)射孔位置确定及射孔作业

根据(1)的评价结果，精细评价地质甜点(主要是含气性等)及工程甜点(主要是脆性等)，并由此按一定的权重分配，计算最终的可压性指数，由可压性指数高低进行射孔位置的确定，在同一段内的多簇射孔的可压性指数应接近相等。

确定了射孔位置，就可按正常的桥塞-射孔联作流程进行正常的射孔作业。

(4)酸预处理

酸预处理是深层页岩气压裂通用的流程，特别是当页岩的碳酸盐岩矿物含量相对较高时，更有必要应用盐酸或土酸等进行预处理，以降低施工破裂压力。

一般在排量1-1.5m³/min条件下，注入10-15m³酸液，当酸液开始进地层后，一般采用3-4m³/min顶替酸液，以使不同射孔簇的位置都有酸的分布。

(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工

根据(2)设计的施工泵注程序进行压裂作业。其中，低黏度滑溜水(1-3mPa.s)液量一般占设计总液量的20％左右，该阶段施工的初期(前30％程序内)，以设计最高排量的70％进行注入，施工中期(中间40％程序内)采用设计最高排量的90％进行注入，施工后期(后30％程序内)达到设计的最高排量进行注入，通过低黏度及低排量的配合，沟通更多地小微尺度裂缝系统。

(6)低黏滑溜水加不同砂液比的粉陶施工

该阶段的滑溜水黏度仍设计为1-3mPa.s，用液量为总液量的20％左右，设计的粉陶(一般粒径为70-140目)砂液比一般为2％-4％-6％-8％或3％-5％-7％-9％，一般井越深，施工砂液比越低。每段携砂液体积一般为0.5-1个井筒容积，中间的隔离液与此相当。该阶段的主要作用是利用粉陶打磨近井筒裂缝弯曲摩阻，并充填(5)过程中产生的小微尺度裂缝系统。

(7)中黏滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工

该阶段的滑溜水黏度一般设计为9-10mPa.s，液量占总液量的40％左右，支撑剂粒径一般为40-70目，施工砂液比一般为3％-5％-7％-9％-11％-13％或4％-6％-8％-10％-12％-14％，每个砂液比的段塞体积一般为1-0.5个井筒容积，且砂液比越高，段塞的体积应越小，以防止一旦砂堵即可迅速解除之。与此相反，中间的隔离液随着砂液比的增加，应逐渐增加，以降低砂堵的概率。

该阶段的施工，理想的情况是每个砂液比施工后，压力都有不同程度的抬升，但一般要求每个压力的波动，不管是波峰还是波谷，相邻的后一个值比上一个值增加幅度不超过0.5-1MPa。此外，还可以参考每个压力波动的压力上升速度(或曲线的斜率)，应基本持平或略有增加，或者曲线的向上倾角小于45度角(与水平方向对比)；另外，曲线的向下倾角也很重要，该倾角也应小于45度角(与垂直方向对比)，否则，说明裂缝内流动不畅，也有砂堵的迹象。

该阶段是施工的关键环节，施工结束时的压力应比刚开始加砂时的压力，整体上升应在3MPa以上，但要根据施工压力和井口最高限压的关系，控制压力的涨幅(一般不超过10MPa)，为最后大粒径支撑剂的施工预留压力上升的空间。(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工

该阶段的胶液黏度一般为30-40mPa.s，用量一般为总液量的20％左右，大粒径支撑剂一般为30-50目，砂液比一般为10％-12％-14％或11％-13％-15％。每个砂液比的段塞量一般为1个井筒容积，中间隔离液一般为0.5-1个井筒容积。

该阶段最重要，在加砂前先注入一个井筒的隔离液顶替(7)中的支撑剂。因(7)中支撑剂为中黏度滑溜水携带，其沉降的比例较多，因此，高黏度胶液进缝阻力大，地面施工压力会因此逐步升高。随着高黏度胶液的陆续进入裂缝，会将缝口附近的大量沉降支撑剂携带到裂缝内部较远的位置处，从而提高裂缝内支撑剂远井地带的纵向支撑效率。

由于胶液的黏度高，此时主裂缝内的净压力会较大幅度增加，同时有利于在此阶段提高裂缝的复杂性程度。而滑溜水产生的小尺度裂缝因阻力大，高黏度胶液也难以进入或进入比例较小，因此，只要破胶剂追加量合适，压后返排时胶液会优先返排，不会造成对主裂缝及小微尺度裂缝的残渣伤害。此外，该阶段施工还有继续造主缝的作用，因前期的大量低黏及中黏滑溜水施工，主要造小微尺度裂缝，主裂缝长度不长。

按设计的加砂程序进行注入。在最终顶替时，因大粒径支撑剂进缝阻力会更高，因此，裂缝内压力会有较高幅度的上升，在地面施工压力曲线上甚至表现为接近施工限压的情况，此时要实时降低排量，使施工压力低于施工限压至少5MPa以上。当压力逐步下降后，应逐步再将排量提起来，以防止过低的排量使水平井筒中滞留大量的支撑剂，从而导致下桥塞时发生卡塞等现象。

(9)顶替作业

根据井筒容积计算顶替的液量，一般赋予30-40％余量，且前期采用15-25m³高黏度胶液，达到清除水平井筒内沉降的支撑剂的目的。胶液注入完后，接着注入剩余的量，推荐采用中黏度滑溜水。

(10)重复(3)-(9)步骤，进行下一段的压裂施工。

(11)所有段施工结束后，进行钻塞、返排及求产等常规施工流程，在此不赘。

本发明思路新颖、方法系统、步骤清晰、切实可行，针对深层页岩气的商业化开发，提出了一种新V型压力曲线压裂方法，增强了深层页岩气压裂裂缝的复杂性，提高了近井、远井、主裂缝和微裂缝等不同尺度裂缝系统的填充率，提高了深层页岩气的有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。

附图说明

图1是实施例1的施工压力曲线图；

图2是实施例2的施工压力曲线图；

自上而下分别为压力曲线、排量曲线、砂比曲线。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例1

某页岩气探井X井，该井最大垂深4360米，是典型的深层页岩气井：

(1)关键储层参数评价

根据测井、录井及导眼井岩心实验，对目的层的岩性、物性、岩石力学、三向地应力、天然裂缝发育情况等地质参数进行分析。

(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化

应用成熟商业软件ECLIPSE优化裂缝参数，在此基础上，应用成熟商业软件MEYER，优化并确定压裂施工参数组合(排量、液量、砂液比及支撑剂量等)及压裂材料性能参数(黏度等)。

(3)射孔位置确定及射孔作业

根据(1)的评价结果，确定了射孔位置。

(4)酸预处理

在排量1-1.5m³/min条件下，注入了15m³浓度15％的盐酸酸液，对地层进行了酸化处理。

(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工

根据(2)设计的施工泵注程序进行压裂作业，该阶段进行水力造缝，共注入低粘滑溜水(黏度3mPa·s)370m³。

(6)低黏滑溜水加2％～5％的粉陶施工

根据(2)设计的施工泵注程序进行加砂作业，该阶段共注入低粘滑溜水405m³，100目粉陶支撑剂11.9m³。

(7)中黏滑溜水加3％～7％的中粒径支撑剂施工

根据(2)设计的施工泵注程序进行加砂作业，该阶段共注入中粘滑溜水(黏度9mPa·s)912m³，40/70目支撑剂43.7m³。

每个砂液比的段塞体积为1-0.5个井筒容积；

每个砂液比施工后，相邻的后一个值比上一个值增加幅度不超过0.5～1MPa；

该阶段结束时，施工压力整体上升约15MPa，缝内净压力提升明显，施工曲线如图1所示。

(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工

根据(2)设计的施工泵注程序进行加砂作业，该阶段共注入高黏度胶液(黏度50mPa·s)213m³，30/50目支撑剂18.7m³，砂液比为3％～5％。

该阶段井口压力持续升高，但增长速度可控，在泵注过程中，压力始终在安全范围内，因此，最终在设计排量条件下，顺利完成了施工。

(9)顶替作业

根据(2)设计的施工泵注程序进行顶替作业。

(10)重复(3)-(9)步骤，进行下一段的压裂施工，以此类推，完成该井的全部施工设计。

该井完成压裂作业，通过实时调节液量和砂比等参数，提高了压裂改造效果，该井压后日产气115000万方，较同区块其他探井产量提高49％以上。

实施例2

某页岩气井Y井，该井最大垂深3810米：

(1)关键储层参数评价

根据测井、录井及导眼井岩心实验，对目的层的岩性、物性、岩石力学、三向地应力、天然裂缝发育情况等地质参数进行分析。

(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化

应用成熟商业软件ECLIPSE优化裂缝参数，在此基础上，应用成熟商业软件MEYER，优化并确定压裂施工参数组合(排量、液量、砂液比及支撑剂量等)及压裂材料性能参数(黏度等)。

(3)射孔位置确定及射孔作业

根据(1)的评价结果，确定了射孔位置。

(4)酸预处理

在排量1-1.5m³/min条件下，注入了15m³浓度15％的盐酸酸液，对地层进行了酸化处理。

(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工

根据(2)设计的施工泵注程序进行压裂作业，该阶段进行水力造缝，共注入低粘滑溜240m³。

(6)低黏滑溜水加不同砂液比的粉陶施工，砂液比为3％～7％；

根据(2)设计的施工泵注程序进行加砂作业，该阶段共注入低粘滑溜水(黏度2mPa·s)430m³，100目粉陶支撑剂10.3m³。

(7)中黏滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工；砂液比是4％～12％；

根据(2)设计的施工泵注程序进行加砂作业，该阶段共注入中粘滑溜水(黏度7mPa·s)860m³，40/70目支撑剂58.4m³。

该阶段结束时，施工压力整体上升约5MPa，缝内净压力提升明显，施工曲线如图2所示。

(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工，砂液比是6％～12％；

根据(2)设计的施工泵注程序进行加砂作业，该阶段共注入高黏度胶液(黏度60mPa·s)108m³，30/50目支撑剂12.7m³。

该阶段井口压力持续升高，但增长速度可控，在泵注过程中，压力始终在安全范围内，因此，最终在设计排量条件下，顺利完成了施工。

(9)顶替作业

根据(2)设计的施工泵注程序进行顶替作业。

(10)重复(3)-(9)步骤，进行下一段的压裂施工，以此类推，完成该井的全部施工设计。

该井采用新的V型压力曲线控制法完成压裂作业，通过实时调节液量和砂比等参数，提高了压裂改造效果，该井压后日产气91000万方，较同区块其他探井产量提高31％以上。

对比例：

某页岩气井A井，该井最大垂深4070m，采用常规设计方法进行压裂施工改造，累计注入液量38250m³，砂量1127.4m³，压后日产气65000m³，产量较低，且递减较快，改造效果明显低于实施新技术改造的页岩气井。

Claims (7)

1.一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于所述方法包括：

(1)关键储层参数评价

(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化

(3)射孔位置确定及射孔作业

(4)酸预处理

(5)变排量、低黏度滑溜水造缝施工

低黏度滑溜水的粘度为1-3mPa.s，液量占设计总液量的15～30％，在阶段施工的初期，以设计最高排量的70％～80％进行注入，施工中期采用设计最高排量的80％～90％进行注入，施工后期达到设计的最高排量进行注入；

(6)低黏滑溜水加不同砂液比的粉陶施工

滑溜水黏度为1-3mPa.s，用液量为总液量的15％～30％，粉陶粒径范围为70-140目；

(7)中黏滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工

中黏滑溜水黏度为9-10mPa.s，液量占总液量的30％～40％，支撑剂粒径为40-70目；施工砂液比为3％-5％-7％-9％-11％-13％或4％-6％-8％-10％-12％-14％；每个砂液比施工后，相邻的后一个值比上一个值增加幅度不超过0.5～1MPa；该施工结束时的压力比刚开始加砂时的压力上升3MPa以上；

(8)高黏度胶液大粒径携带支撑剂施工

高黏度胶液的黏度为30-40mPa.s，用量为总液量的15％～30％，大粒径支撑剂的粒径范围为30-50目；砂液比为10％-12％-14％或11％-13％-15％；

在加砂前先注入一个井筒的隔离液顶替(7)中的支撑剂；

(9)顶替作业

根据井筒容积计算顶替的液量，赋予30-40％余量，且前期采用15-25m³高黏度胶液，达到清除水平井筒内沉降的支撑剂的目的；胶液注入完后，接着注入剩余的量；

(10)重复(3)-(9)步骤，进行下一段的压裂施工。

2.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：

步骤(6)中，每段携砂液体积为0.5-1个井筒容积，中间的隔离液与此相当。

3.如权利要求2所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：

步骤(6)中，砂液比为2％-4％-6％-8％或3％-5％-7％-9％。

4.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：

步骤(7)中，每个砂液比的段塞体积为1-0.5个井筒容积。

5.如权利要求4所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：

该施工结束时的压力比刚开始加砂时的压力上升3MPa以上，但不超过10MPa。

6.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：

步骤(8)中，每个砂液比的段塞量为1个井筒容积，中间隔离液为0.5～1个井筒容积。

7.如权利要求1所述的深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法，其特征在于：

步骤(9)中，胶液注入完后，接着采用中黏度滑溜水注入剩余的量。

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