CN109424351A - 一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法。包括：(1)目的层及上下页岩关键参数评价(2)段簇位置确定(3)裂缝参数及压裂施工参数优化(4)微胶囊包裹固体酸制备(5)变黏度滑溜水及胶液制备滑溜水黏度范围为1‑12mPa.s，胶液的黏度范围为30‑70mPa.s。(6)射孔作业(7)酸预处理作业(8)变黏度变排量滑溜水注入施工；分三阶段注入滑溜水，滑溜水黏度逐渐增加；(9)140‑230目粉陶及140‑230目微胶囊包裹固体酸颗粒注入(10)变黏度胶液变排量施工(11)70‑140目粉陶及70‑140目微胶囊包裹的固体酸颗粒注入(12)顶替作业。本发明施工工艺简单、操作简便，在页岩气压裂中具有广阔的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及石油钻井技术领域，进一步地说，是涉及一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法。
背景技术
目前，页岩气勘探与开发逐步向深层迈进，且在四川盆地的涪陵南部构造、长宁-威远、南川及丁山等深层构造，页岩气的蕴藏量巨大。但由于埋深的增加给压裂带来了巨大的挑战。具体表现为井筒摩阻大，井口压力及对应的排量降低，导致造缝宽度窄，施工砂液比低和裂缝导流能力低；三向地应力都相应增加，尤其是两向水平应力差增加，裂缝的复杂性程度降低。上覆应力的增加，水平层理缝/纹理缝剪切滑移难度大，裂缝的横向波及范围降低；闭合应力增加，主裂缝净压力降低，裂缝复杂性进一步降低，且不同尺度的裂缝导流能力递减快，甚至快速失效，相应的裂缝改造体积因部分尺度裂缝导流能力丧失而快速降低。
针对上述问题，目前的深层页岩气压裂技术模式及主体工艺参数大多仍采用常规中浅层压裂的做法，目前出现了部分井加砂困难，施工砂液比及加砂量达不到设计要求。压后产量初产低，且递减快。
因此，需要研究提出一种新的深层页岩气压裂新技术，以解决上述局限性。
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微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，通过微胶囊包裹的固体酸技术，使得闭合应力挤压效应和储层温度恢复效应的共同作用，酸岩化学反应形成低于裂缝面的酸蚀裂缝通道，且这些裂缝通道相互连通，即使在深层页岩高闭合压力作用下，在较长时间内仍可提供相对高的裂缝导流能力，从而解决由于相应的裂缝改造体积因部分尺度裂缝导流能力丧失而快速降低后导致的初产低且递减快的难题，从而实现提高压后效果及实现稳产期的最大化。
本发明的设计目标：在页岩气井压裂过程中，通过改变裂缝支撑模式，将常规的多种粒径支撑剂支撑模式改变为小粒径支撑剂和同等粒径的微胶囊包裹固体酸颗粒的混合支撑模式，使酸岩化学反应形成低于裂缝面的酸蚀裂缝通道，且这些裂缝通道相互连通，从而在较长时间内仍可提供相对高的裂缝导流能力。
本发明的目的是提供一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法。
包括：
(1)目的层及上下页岩关键参数评价
(2)段簇位置确定
(3)裂缝参数及压裂施工参数优化
(4)微胶囊包裹固体酸制备
微胶囊包裹固体酸，制备形成140-230目和70-140目两种粒径规格；
5)变黏度滑溜水及胶液制备
滑溜水黏度范围为1-12mPa.s，滑溜水的降组率在75％以上；
胶液的黏度范围为30-70mPa.s。
(6)射孔作业
(7)酸预处理作业
(8)变黏度变排量滑溜水注入施工
分三阶段注入滑溜水，滑溜水黏度逐渐增加；
(9)140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒注入
在步骤⑧施工的同时，等第一阶段滑溜水注入100-150m3时，开始注入140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物；
(10)变黏度胶液变排量施工
在步骤⑨结束后，开始注入变黏度胶液，分三个阶段，每个阶段各占总液量的1/3，排量从低到高变化，分别取最高设计排量的80％、90％和100％；
(11)70-140目粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒注入
在步骤⑩注入第一阶段胶液20-30m3时开始注入70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒；
(12)顶替作业.
其中，优选：
步骤(6)，孔密为16-20孔/米，孔径为9.5-10.5mm，每簇射孔长度在1-1.5m。
步骤(7)，酸的液量为10-20m3，排量为1-1.5m3/min。
步骤(8)，先用黏度1mPa.s的滑溜水进行注入，排量取步骤③最高排量的50-60％，用量取步骤③滑溜水总量的30-40％，第二阶段及第三阶段滑溜水在用量上取1/3，但每个阶段的排量逐步提高10个百分点，最高阶段排量取最高排量的80％。
步骤(9)，140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的用量比为(0.8～1.2)：1。
步骤(9)设计连续式加砂模式，起步砂液比为1-2％，每个相邻砂液比的增幅为1-2％，最高砂液比为18％～22％。
步骤(10)，分成3个阶段加入胶液，每个阶段胶液黏度逐渐增加。具体数值要根据储层进行优化，一般可分别取值为30、50、70mpa.s。
步骤(11)，70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒的用量比(0.8～1.2)：1。
步骤(12)，按照井筒容积的120-140％进行顶替作业。
本发明具体可采用以下技术方案：
主要施工步骤
①目的层及上下页岩关键参数评价
包括岩性及敏感性矿物组分、脆性及可压性、物性、岩石力学及三向地应力特征、水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝特征等。可综合应用测井、录井、岩心实验等方法确定。
②段簇位置确定
在步骤①的基础上，综合评价地质甜点及工程甜点，优选地质及工程双甜点位置，为段簇优先选择的位置，其次是地质甜点佳与工程甜点次佳的位置，再其次是选择地质甜点与工程甜点次佳的位置。总的段簇数还得参考步骤③裂缝参数模拟优化的结果。
③裂缝参数及压裂施工参数优化
在步骤①的基础上，应用页岩气压裂产量预测的通用商业模拟软件Eclipse，设置不同的缝长、裂缝导流能力、缝间距及裂缝布局(等缝长分布、两头长中间短的U型分布、长短交替的W型分布等)，并按照正交设计方法，最终确定压后产量行动较高且压后产量递减相对较慢的裂缝参数组合，为最终的优化了的裂缝参数。
有了优化的裂缝参数，应用页岩气压裂裂缝扩展模拟软件MEYER，同样按照正交设计方法，模拟不同的压裂施工参数(排量、液量、前置液量、砂液比等)及压裂液黏度等条件下的裂缝参数，从中优选能实现上述优化的裂缝参数需要的压裂施工参数组合及压裂液黏度要求等。
④微胶囊包裹固体酸制备
采用硝酸粉沫或其它固体酸，并事先将它们溶解为液态后，用实际目的层岩心，在室内模拟地层的温度及压力条件，做酸岩溶蚀率、酸蚀裂缝导流能力及岩心伤害实验等，以确定最佳的固体酸类型。
固体酸类型确定后，在用微胶囊包裹固体酸，并根据技术要求，制备形成140-230目和70-140目两种粒径规格。
然后，要模拟储层温度下经历多长时间，上述微胶囊才能溶解并溶解后基本无伤害。根据单段施工时间及温度场模拟结果(上述MEYER软件可以模拟压裂过程中及压后温度恢复等情况)，优选最佳的胶囊及包裹工艺。
微胶囊壁一般是由聚丙烯酰胺类或聚氯乙烯等有机聚合物制备而成的，固体酸即微胶囊芯一般指硝酸粉末。
微胶囊固体酸是可以买到的产品，也是可以自己制备的，属于常规方法。
⑤变黏度滑溜水及胶液制备
针对深层页岩气破裂与延伸困难的特点，优选黏度1-12mPa.s的滑溜水，尤其是1mPa.s的滑溜水，还要求具有更高的降组率，如75％以上，以具有更好的破岩及延伸小微尺度裂缝的能力。
胶液的黏度一般为30-70mPa.s左右。
在步骤①基础上，结合具体目的层岩心，优选黏度、降阻率及配伍性都符合要求的变黏度滑溜水和变黏度胶液体系。
⑥射孔作业
按步骤②确定的段簇位置，进行常规的桥塞射孔联作作业。一般孔密16-20孔/米，孔径一般在9.5-10.5mm左右，每簇射孔长度一般在1-1.5m左右。
但为确保多簇射孔能接近均匀的进液，一般采用从根部向趾部方向，孔眼直径逐渐增加的策略，直径级差可达0.5mm左右。
⑦酸预处理作业
一般采用稀盐酸或稀土酸进行，液量一般10-20m3，排量一般为1-1.5m3/min。在酸注完后，替酸排量可达4-6m3/min,等酸达到预定位置后，再将排量降低到2m3/min，以增加酸与井筒中堵塞物及孔眼处岩石发生反应的机会和时间。为实现均匀布酸的目的，等酸量替到50％左右时，再将替酸排量提高到4-6m3/min，直到酸量替完为止。
⑧变黏度变排量滑溜水注入施工
在步骤⑦的基础上，先用黏度1mPa.s的滑溜水进行注入，排量取步骤③最高排量的50-60％，用量取步骤③滑溜水总量的30-40％，目的是尽可能多地沟通和延伸小微尺度裂缝系统，否则，因净压力提升幅度太快而失去在小微尺度裂缝中充分造缝的机会。第二阶段及第三阶段滑溜水可在用量上取接近1/3左右，但每个阶段的排量可逐步提高10个百分点，最高阶段排量可取最高排量的80％左右，目的是进一步提高裂缝内净压力，在继续延伸先前小微尺度裂缝的同时，进一步沟通与延伸裂缝尺度稍大的裂缝系统。
⑨140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒注入
在步骤⑧施工的同时，等第一阶段滑溜水注入100-150m3左右时，开始注入140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物。可分别从混砂车的两个搅笼进行定量加入。由于两者粒径相同，可以充分混合，且粒径都相对较小，可以大部分进入滑溜水造的小微尺度裂缝，等裂缝闭合后，140-230目粉陶支撑剂可以物理支撑裂缝，即使该处的支撑剂被压碎失去导流能力，该处的裂缝壁面相互接触，仍可提供稳定的裂缝支撑点，因微胶囊包裹固体酸与储层岩石反应形成的裂缝凹于上述支撑剂所在的裂缝支撑点。而140-230目微胶囊包裹的固体酸颗粒在闭合压力和地层温度恢复的双重作用下，也可酸岩刻蚀形成相互连通的裂缝通道，且这些裂缝通道相互连通，即使在深层页岩高闭合压力作用下，在较长时间内仍可提供相对高的裂缝导流能力。至于上述两种混合物的比例，可采用1:1的比例，这样，裂缝支撑面积也有保证，酸蚀裂缝导流能力也有保证。
也可用实际地层的露头岩样，用物理模拟的方法，确定未酸蚀的裂缝面积占比及分布情况，目标是综合的裂缝导流能力最大且其递减的速度也最慢。上述面积占比可与粉陶的占比相一致。
为保证微胶囊固体酸与支撑剂间界面清新，可在加上述混合物的同时，全程拌注纤维，以增加屈服应力，保证更好的裂缝导流能力效果。
为增加裂缝的充满度，设计连续式加砂模式，起步砂液比为1-2％，每个相邻砂液比的增幅为1-2％，最高砂液比一般设计为20％左右。也可现场实时调整确定最佳的连续加砂程序。
按此砂液比程序，根据步骤③优化的支撑剂量(即优化支撑剂及微胶囊包裹的固体酸颗粒的总量)，即可确定最终的加砂程序。
⑩变黏度胶液变排量施工
在步骤⑨结束后，开始注入变黏度胶液，主要是延伸尺度稍大的支缝及尺度最大的主裂缝系统。也分三个阶段，每个阶段各占总液量的1/3左右，但排量从低到高变化，可分别取最高设计排量的80％、90％和100％。
1○170-140目粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒注入
在步骤⑩注入第一阶段胶液20-30m3左右时开始注入70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒，等滑溜水注入施工结束后，换用黏度更高的胶液，排量也逐步提高，目的是延伸尺度更大的支缝和尺度最大的主裂缝系统。其它施工步骤及要求与步骤⑨相同，但因为裂缝尺度增大，因此加入的支撑剂及微胶囊包裹的固体酸颗粒的粒径也相应的增加了，但与常规的加砂压裂相比，粒径还是相对较低，因此，施工的安全性仍相对较高。
1○2顶替作业
一般按照井筒容积的120-140％进行顶替作业，为了防止井筒沉砂现象，在顶替液的前30％左右采用黏度50mPa.s胶液进行顶替，之后换用低黏滑溜水，直到顶替作业完成。
1○3其它段的压裂施工，可重复步骤⑥-步骤1○2。
1○4钻塞、返排、求产等流程参照常规流程。
本发明具有以下技术特点和优良效果：本发明设计合理、工艺简单、便于操作，确保了酸蚀裂缝导流能力在较长的时间内保持在相对较高的水平上，在一定程度上提高提高压后效果及实现稳产期的最大化。本发明主要应用于页岩开发中。本发明提供了一种新的深层页岩气压裂技术，将常规的多种粒径支撑剂支撑模式改变为小粒径支撑剂和同等粒径的微胶囊包裹固体酸颗粒的混合支撑模式，通过微胶囊包裹的固体酸颗粒闭合应力挤压效应和储层温度恢复效应的共同作用，使其酸岩化学反应形成低于裂缝面的酸蚀裂缝通道，且这些裂缝通道相互连通，从而在较长时间内提供相对高的裂缝导流能力，进一步提高压后效果及实现稳产期的最大化。施工工艺简单、操作简便，在页岩气压裂中具有广阔的应用前景。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例：
某井，该井垂深2589m，测深3946m，水平段长1200m。通过本发明所提供的方法进行优化设计，步骤及结果如下：
(1)页岩关键储层参数评价认为，该井优质页岩发育，静态指标良好，脆性较好。
(2)确定地质甜点和工程甜点的双甜点区(综合甜点>0.5)作为射孔簇位置。
(3)采用ECLIPSE软件进行数值模拟，采用正交方案进行模拟方案设计，获得最优压后长期产量的压裂参数如下：压裂20段，最优缝间距15-26m，裂缝半长280-300m，导流能力为40-60mD·m，采取W型布缝模式。采用MEYER软件进行裂缝动态扩展数值模拟优化，结果如下：排量15～16m3/min，单段压裂液用量1800-2100m3，单段支撑剂量50m3-70m3，支撑剂粒径为70目-140目和140-230目，滑溜水黏度1-12mPa.s，胶液黏度30-70mPa.s，其中胶液占总液量的1/3。
(4)制备形成140-230目和70-140目两种粒径规格微胶囊包裹固体酸，可满足现场压裂施工要求。
(5)基于室内试验，优选黏度1-12mPa.s的滑溜水和黏度30-70mPa.s的胶液，其中滑溜水降组率>75％。
(6)射孔与下桥塞联作施工，射孔密度20孔/m，单簇射孔长度1.5m，孔径10.5mm。
(7)预处理采用10m3稀盐酸，注酸排量1.5m3/min，之后采用5m3/min的排量注入30m3滑溜水，将排量降低至2m3/min注入5m3滑溜水，再将排量增加到5m3/min注入5m3滑溜水。
(8)以8m3/min的排量注入1mPa.s低黏度滑溜水100m3，之后，加入140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物(采用1:1的比例)，按照2-4-6％的砂液比注入滑溜水300m3；类似地，以9-10m3/min的排量注入6mPa.s滑溜水共计400m3，按照8-10-12-14％的砂液比加入140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物(采用1:1的比例)；以11-12m3/min的排量注入12mPa.s滑溜水共计400m3，按照16-18-20％的砂液比加入140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物(采用1:1的比例)。此阶段支撑剂共注入20-30m3。
(9)以12m3/min的排量注入30mPa.s的胶液20m3，之后，加入70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒的混合物(采用1:1的比例)，按照14％的砂液比注入胶液180m3；类似地，以14m3/min的排量注入50mPa.s胶液共计200m3，按照16-18％的砂液比加入70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物(采用1:1的比例)；以16m3/min的排量注入70mPa.s胶液共计200m3，按照18-20％的砂液比加入70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物(采用1:1的比例)。此阶段支撑剂共注入30-40m3。
(10)采用15m3黏度为50mPa.s的胶液及35m3低黏滑溜水进行顶替。
压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作。
通过本发明实施，该井压后无阻流量32×104m3，与邻井产量相比产气量提高1～1.5倍。
Claims (9)
1.一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：
(1)目的层及上下页岩关键参数评价
(2)段簇位置确定
(3)裂缝参数及压裂施工参数优化
(4)微胶囊包裹固体酸制备
微胶囊包裹固体酸，制备形成140-230目和70-140目两种粒径规格；
(5)变黏度滑溜水及胶液制备
滑溜水黏度范围为1-12mPa.s，滑溜水的降组率在75％以上；
胶液的黏度范围为30-70mPa.s。
(6)射孔作业
(7)酸预处理作业
(8)变黏度变排量滑溜水注入施工
分三阶段注入滑溜水，滑溜水黏度逐渐增加；
(9)140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒注入
在步骤⑧施工的同时，等第一阶段滑溜水注入100-150m3时，开始注入140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的混合物；
(10)变黏度胶液变排量施工
在步骤⑨结束后，开始注入变黏度胶液，分三个阶段，每个阶段各占总液量的1/3，排量从低到高变化，分别取最高设计排量的80％、90％和100％；
(11)70-140目粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒注入
在步骤⑩注入第一阶段胶液20-30m3时开始注入70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒；
(12)顶替作业。
2.如权利要求1所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(6)，孔密为16-20孔/米，孔径为9.5-10.5mm，每簇射孔长度在1-1.5m。
3.如权利要求1所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(7)，酸的液量为10-20m3，排量为1-1.5m3/min。
4.如权利要求1所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(8)，先用黏度1mPa.s的滑溜水进行注入，排量取步骤③最高排量的50-60％，用量取步骤③滑溜水总量的30-40％，第二阶段及第三阶段滑溜水在用量上取1/3，但每个阶段的排量逐步提高10个百分点，最高阶段排量取最高排量的80％。
5.如权利要求1所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(9)，140-230目粉陶及140-230目微胶囊包裹固体酸颗粒的用量比为(0.8～1.2)：1。
6.如权利要求5所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(9)设计连续式加砂模式，起步砂液比为1-2％，每个相邻砂液比的增幅为1-2％，最高砂液比为18％～22％。
7.如权利要求1所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(10)，分成3个阶段加入胶液，每个阶段胶液黏度逐渐增加。
8.如权利要求1所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(11)，70-140目的粉陶及70-140目微胶囊包裹的固体酸颗粒的用量比(0.8～1.2)：1。
9.如权利要求1所述的深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法，其特征在于：
步骤(12)
按照井筒容积的120％-140％进行顶替作业。
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