CN109751025A - 一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法。包括：(1)关键储层参数评价(2)地质工程甜点选择(3)裂缝参数及压裂施工参数的优选(4)酸性滑溜水及胶液配方优化(5)射孔作业(6)酸预处理作业(7)低黏度酸性滑溜水注入施工(8)小粒径支撑剂注入(9)变黏度滑溜水及变黏度地面交联酸注入(10)与步骤(9)对应的支撑剂注入。本发明的方法可以在深层页岩气藏压裂过程中实现：开启各种尺度的裂缝，加速各种尺度裂缝的沟通及充分扩展，增大各级支撑裂缝体积，降低支撑缝体积递减速率，实现多尺度造缝体积、支撑效率及支撑体积的最大化，从而扩大泄流面积，提高单井产量，增长稳产期。

Description

一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法

技术领域

本发明涉及页岩压裂技术领域，进一步地说，是涉及一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法。

背景技术

目前，深层页岩气压裂采用的主体技术基本仍是中浅层的工艺。基本上仍采用大比例单一粘度的滑溜水体系及小比例的单一粘度的胶液体系；支撑剂仍采用小比例的70-140目粉陶支撑剂、大比例的40-70目陶粒支撑剂及小比例的 30-50目陶粒支撑剂，有时取消30-50目陶粒，以防止施工时发生砂堵。

上述工艺中所使用的单一粘度滑溜水及单一粘度胶液，不管它们的粘度是否与中浅层压裂工艺中所用单一液体的粘度一致，在压裂过程中所形成的水力裂缝也是单一尺度。另外，由于支撑剂的粒径、占比等优化不合理，支撑剂很可能都在单一的主裂缝中相互干扰，从而降低了主裂缝的导流能力。此外，当小尺度裂缝占比少或者小粒径支撑剂的占比不合适时，在生产过程中小尺度裂缝会随井底流压的降低而快速闭合，造成压后产量快速递减。

目前，深层页岩气压后稳产不甚理想，除地质因素外，各种尺度裂缝的支撑体积不足及支撑体积的快速降低是不争的事实。因此，有必要寻找一种新的提高全尺度裂缝支撑体积的技术，以解决上述难题。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法。利用以酸性介质为主的变粘度酸性滑溜水体系及变粘度地面交联酸体系，并优选与不同裂缝尺度匹配的支撑剂粒径及占比，再与变排量结合，在深层页岩气藏压裂过程中实现：开启各种尺度的裂缝，加速各种尺度裂缝的沟通及充分扩展，增大各级支撑裂缝体积，降低支撑缝体积递减速率，实现多尺度造缝体积、支撑效率及支撑体积的最大化，从而扩大泄流面积，提高单井产量，增长稳产期。

本发明的目的是提供一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法。

包括：

(1)关键储层参数评价

(2)地质工程甜点选择

(3)裂缝参数及压裂施工参数的优选

(4)酸性滑溜水及胶液配方优化

(5)射孔作业

(6)酸预处理作业

(7)低黏度酸性滑溜水注入施工

(8)小粒径支撑剂注入

(9)变黏度滑溜水及变黏度地面交联酸注入

(10)与步骤(9)对应的支撑剂注入

变黏度滑溜水及变黏度地面交联酸携支撑剂注入。

其中，优选：

步骤(4)，酸性滑溜水及酸性地面交联酸配方体系，两体系的PH值都要求小于0.38并基本满足常规滑溜水、地面交联酸配方体系的各项指标。

步骤(6)，用量10-20m³，排量1-1.5m³/min。

步骤(7)，酸性滑溜水黏度为1-2mPa.s，排量为8-9m³/min，该阶段的酸性滑溜水体积占总液量的45％～55％。

步骤(8)，在步骤(7)注入液量达到总液量的8％～13％时，开始段塞式注入小粒径支撑剂，所述支撑剂的粒径为140-230目或70-140目

步骤(9)滑溜水的最高黏度设计为10-12mPa.s，地面交联酸的黏度变化范围设计为20-100mPa.s。

基于(3)中的模拟结果，一般酸性滑溜水占总注入液量的75％～85％，而酸性地面交联酸占总注入液量的15％～25％。

总注入液体由酸性滑溜水及酸性地面交联酸组成。

除了(7)中占总量50％的低黏度酸性滑溜水外，剩下的30％的变黏度滑溜水及20％的变黏度地面交联酸，可初步各设计3和2个变化，为方便起见，按等额进行分配。由此进行相应的注入施工。

排量按照按逐步增加的原则，将(3)中模拟的最高排量与(7)中排量的差值，根据变黏度的步骤，根据施工压力变化趋势适当分配各阶段的排量。

本发明的总思路：

全尺度裂缝造缝技术

采用以酸性介质为主的变黏度酸性滑溜水体系及变黏度地面交联酸体系与变黏度压裂液与变排量相结合工艺。主要机理在于：一是酸性介质可以增加酸岩溶蚀的概率，尤其是各种层理缝及高角度天然裂缝中通常充填的碳酸盐岩矿物遇到酸性介质后，会发生较为显著的化学反应，从而易于产生各种尺度的裂隙成分；二是酸岩反应后，岩石强度普遍降低，且降低的幅度还相对较大，因此，在水力作用下会加速各种尺度裂缝的沟通和充分扩展；三是全程采用变黏度滑溜水及胶液体系，一般按从低黏度向高黏度连续变化的模式，便于施工开始后的页岩破裂及小微尺度裂缝的延伸，黏度逐渐增加后，裂缝内的净压力会逐渐增加，可使不同尺度的裂缝宽度增加，因此，可实现改造体积的最大化；四是采用变黏度压裂液与变排量相结合工艺，即低黏度低排量组合、中黏度中排量结合及高黏度高排量组合等，目的是让低黏度液体有充分时间沟通延伸小微尺度裂缝，高黏度液体即使低排量也难以进入小微尺度裂缝，因此，与高排量的组合可快速提升主裂缝及大尺度分支缝的延伸速度。

2)全尺度裂缝支撑技术

在全尺度造缝基础上，选择与不同尺度裂缝相匹配的支撑剂粒径及占比，以提高全尺度裂缝的支撑效率及支撑体积。首先是计算中不同尺度裂缝的占比，然后按裂缝宽度是支撑剂粒径的6倍来确定支撑剂的粒径。因此，常规的70-140 目支撑剂可能偏大，本发明增加使用140-230目支撑剂。研究表明一般液体的泵入量达到总液量的20％时裂缝的尺寸已达最终尺寸的70％左右。因此，在液体体积的5％时开始注入对应的支撑剂，以确保低黏度酸性滑溜水的注入时间足够长，小粒径支撑剂的运移时间就足够长，进而确保其进入小微尺度裂缝。通过优化使不同粒径的支撑剂有足够的运移时间，进入与其粒径匹配的裂缝系统中，最终形成全尺度裂缝的有效支撑。

本发明具体可采用以下实施步骤：

(1)关键储层参数评价

应用测井、录井及岩心分析等方法对储层的岩性、物性、岩石力学、三向应力、层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝以及温度及孔隙压力等进行综合分析及评价，以获取压裂设计所需的有效信息。

(2)地质工程甜点选择(射孔段、簇位置优选)

在步骤(1)的基础上，根据地质甜点及工程甜点的评价方法，确定地质工程双甜点或地质工程甜点综合评价指标最高的位置，作为水平井段、簇的优选位置。

(3)裂缝参数及压裂施工参数的优选

在步骤(1)、(2)的基础上，建立页岩气藏模拟的地质模型，然后按照“等效裂缝导流能力”的方法设置不同尺度的裂缝系统。所谓“等效裂缝导流能力”主要是为降低模拟工作量及降低求解方程的病态特征，有意识地将裂缝的宽度放大一定的倍数后，相应地降低裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积即裂缝的导流能力保持不变。可在不降低模拟精度的条件下，大幅度缩短模拟计算的时间。

然后，应用成熟的压裂后产量模拟软件ECLIPSE，按正交设计方法，模拟不同的裂缝长度、导流能力、裂缝间距及裂缝布局等。从压后产量的对比中，优选最佳的裂缝参数系统。确定裂缝参数后，根据页岩气压裂设计软件MEYER 模拟要实现上述裂隙参数，需要的压裂工艺参数(液体、排量、支撑剂量及施工砂液比等)及压裂材料性质参数(主要为压裂液黏度)。

(4)酸性滑溜水及胶液配方优化

在(1)的基础上，用实际导眼井的岩心及地下流体，做不同配方下的优选实验，优选合适的酸性滑溜水及酸性地面交联酸配方体系。根据压裂的工艺要求，不同黏度的配方体系，主要调整不同的降阻剂浓度及酸用稠化剂浓度即可。

(5)射孔作业

按步骤(2)的地质工程双甜点位置，一般采用桥塞射孔联作进射孔作业。

(6)酸预处理作业

一般采用常规盐酸或稀土酸进行预处理作业。一般用量10-20m³，排量 1-1.5m³/min。等酸完全注完，为提高作业效率，可将排量适度提高，等酸进入地层孔眼后，再将排量降低到先前的1-1.5m³/min，目的让酸有更充足时间反应。由于一般为多簇射孔，当酸进入孔眼50％左右，再将排量提高到4-5m³/min，促进多簇射孔的均匀进酸效果，确一定的清孔效果。

(7)低黏度酸性滑溜水注入施工

初期的酸性滑溜水黏度选为1-2mPa.s，排量为8-9m³/min，为增加小微尺度裂缝形成概率，该阶段的酸性滑溜水体积占总液量的50％。

(8)小粒径支撑剂注入

在步骤(7)注入液量达到总液量的10％左右时，开始段塞式注入小粒径支撑剂，粒径可为140-230目或70-140目。具体粒径大小及占比要基于步骤(3) 中的模拟结果。直到步骤(7)注入完毕，本阶段支撑剂注入也随之完毕。

(9)变黏度滑溜水及变黏度地面交联酸注入

滑溜水的最高黏度设计为10-12mPa.s，地面交联酸的黏度变化范围设计为 20-100mPa.s。基于(3)中的模拟结果，一般取酸性滑溜水的占比80％左右，地面交联酸的占比20％左右。除了(7)中占总量50％的低黏度酸性滑溜水外，剩下的30％的变黏度滑溜水及20％的变黏度地面交联酸，可初步各设计3和2个变化，为方便起见，按等额进行分配。由此进行相应的注入施工。排量按照按逐步增加的原则，将(3)中模拟的最高排量与(7)中排量的差值，根据变黏度的步骤，适当分配各阶段的排量。

(10)与步骤(9)对应的支撑剂注入

按步骤(8)相应的思路，针对步骤(9)中各种尺度裂缝宽度及占比的变化，随时调节支撑剂的粒径(140-230目、70-140目、40-70目)及其占比，并完成相同的注入施工。

(11)根据井筒容积大小，并适当考虑过顶替50％左右进行顶替作业。在顶替的前期，采用黏度约50mPa.s的地面交联酸顶替井筒容积的50％，剩余的顶替量按低黏度3-4mPa.s的酸性滑溜水进行，直到顶替到设计的顶替量(每段略有不同)。

发明的效果

本发明首先利用以酸性介质为主的液体体系，增加了酸岩溶蚀的概率，尤其是各种层理缝及高角度天然裂缝中通常充填的碳酸盐岩矿物，遇到酸性介质后，会发生较为显著的化学反应，从而易于产生各种尺度的裂隙；酸岩接触后，岩石强度普遍降低，在水力作用下加速了各尺度裂缝的沟通和充分扩展。其次，利用变粘度滑溜水及胶液体系逐步增大裂缝宽度及长度，并与变排量合理结合，实现了多尺度裂缝体积的最大化。最后，通过优选出不同裂缝尺度所需的支撑剂粒径及占比，提高了全尺度裂缝的支撑效率及支撑体积，进而提高了深层页岩气藏压后产量及增长了稳产期。

附图说明

图1不同粒径支撑剂对各尺度裂缝的支撑效果示意图；

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4417.43m，测深5700m，水平段长1034m。根据本发明内容进行压裂设计，步骤及结果如下：①根据地质、物性进行裂缝参数及施工参数优选：设计压裂段间距为75-90m，簇间距为25-30m；射孔簇数为2-3簇，共64孔；周向射孔，相位60°；一般情况下施工规模为1650方液(1070方滑溜水+380方低粘胶液+200方中粘胶液)、65方砂。②根据导眼井的岩心及地下流体，优选合适的酸性滑溜水、酸性地面交联酸配方体系及不同黏度的配方体系：液体体系为滑溜水+胶液(低粘胶液、中粘胶液)，滑溜水粘度为9-12mPa.s，低粘胶液粘度为33-39mPa.s，中粘胶液粘度为45-60mPa.s。③一般情况下，采用 15％HCl进行预处理，然后倒滑溜水以2-4-6-8-10阶梯提升排量注入260方前置液；以14方排量开始用滑溜水携粉砂(2-3-4-5％，70-140目或140-230目)，累计液量达645方后开始携中砂(6-8-10-12％)，累计液量达975方后倒低粘胶液并携中砂(12-14-16-18％)，累计液量达1350方后倒中粘胶液并携中砂(19-21％)，累计液量达1485方后加粗砂(17-20％)，累计液量达1555方后倒滑溜水并开始顶替，顶替液量为100方。④压后进行正常反排。

使用本发明，该井压后无阻流量10.5×10⁴m³，与国内其它深层页岩气井产量相比产气量得到明显提高，而且产量递减率较同类井低，这从侧面说明了本发明可以增长深层页岩气井的稳产期。

Claims (7)

1.一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法，其特征在于所述方法包括：

(1)关键储层参数评价

(2)地质工程甜点选择

(3)裂缝参数及压裂施工参数的优选

(4)酸性滑溜水及胶液配方优化

(5)射孔作业

(6)酸预处理作业

(7)低黏度酸性滑溜水注入施工

(8)小粒径支撑剂注入

(9)变黏度滑溜水及变黏度地面交联酸注入

(10)与步骤(9)对应的支撑剂注入。

2.如权利要求1所述的提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法，其特征在于：

步骤(4)，酸性滑溜水及酸性地面交联酸配方体系，两体系的PH值均小于0.38。

3.如权利要求1所述的提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法，其特征在于：

步骤(6)，用量10-20m³，排量1-1.5m³/min。

4.如权利要求1所述的提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法，其特征在于：

步骤(7)，酸性滑溜水黏度为1-2mPa.s，排量为8-9m³/min，该阶段的酸性滑溜水体积占总液量的45％～55％。

5.如权利要求1所述的提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法，其特征在于：

步骤(8)，在步骤(7)注入液量达到总液量的8％～13％时，开始段塞式注入小粒径支撑剂，所述支撑剂的粒径为140-230目或70-140目。

6.如权利要求1所述的提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法，其特征在于：

步骤(9)滑溜水的最高黏度设计为10-12mPa.s，地面交联酸的黏度变化范围设计为20-100mPa.s。

7.如权利要求6所述的提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法，其特征在于：

基于(3)中的模拟结果，酸性滑溜水占总注入液量的75％～85％；，而酸性地面交联酸占总注入液量的15％～25％；

总注入液体由酸性滑溜水及酸性地面交联酸组成。