CN109751029B - 一种深层页岩气压裂的方法 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种深层页岩气压裂的方法。其包括如下步骤：步骤一，对压前的储层参数进行评价，并根据对所述储层参数的评价结果确定射孔位置、射孔数和射孔直径；其中所述储层参数包括地质构造、岩性、物性、岩石力学、三向地应力、层理缝和/或纹理缝发育情况、天然裂缝和可压性情况；步骤二：确定裂缝参数系统；步骤三：确定施工参数；步骤四：利用酸液预处理射孔处的井筒；步骤五：注入超临界二氧化碳；步骤六：注入LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂；步骤七：重复步骤五和步骤六至少2‑3次；步骤八：注入携带第一支撑剂的超临界二氧化碳；步骤九：注入携带第二支撑剂的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂。

Description

一种深层页岩气压裂的方法

技术领域

本申请提供了一种深层页岩气超临界二氧化碳与LPG混合压裂的方法。

背景技术

目前，深层页岩气压裂技术主要借鉴中浅层的做法，如低黏度滑溜水与高黏度胶液的混合压裂模式。但由于深层页岩气井与中浅层页岩气井不同，其两向水平应力及上覆地层压力都大幅度增加，水平层理/纹理及人工裂缝的尺度都相应降低，原先适用于中浅层的滑溜水造缝和沟通小尺度裂缝系统的能力都大幅度降低。即原先的滑溜水黏度应较大幅度降低。单纯降低稠化剂浓度，会降低深层页岩气压裂的降阻效果，而降阻效果又是至关重要的参数，不能轻易降低，否则，压裂施工的注入排量就会大幅度降低，无法实现复杂裂缝。而改为乳液型滑溜水，现场上两种滑溜水的应用，对应的注入设备及配套流程又有较大的差别，现场实施的可操作性存在问题，这样也会给深层页岩气压裂带来施工的风险及不确定性。更为重要的是，乳液型滑溜水的黏度也高达2-3mPa·s，对深层页岩气压裂而言，可能仍偏大，难以进一步沟通延伸更多的小微尺度裂缝系统。因此目前粉剂型和乳液型滑溜水均不适用于深层页岩气井压裂。

对胶液而言，黏度最高可达30-4 0mPa·s，可以实现对沟通延伸主裂缝，但是对主裂缝的宽度及后续的高砂液比施工有较大影响。对深层页岩气压裂而言，主裂缝的加砂量及最终导流能力是至关重要的。如简单地将胶液的稠化剂浓度增加，虽然黏度可达100mPa·s以上，但地面管线无法畅通泵送，且水基胶液遇到页岩的黏土后会发生水化膨胀效应，也会堵塞主裂缝通道，降低裂缝的导流能力。虽然目前交联冻胶取代常规的胶液，解决了基液的低黏度泵送问题，但水化膨胀损害主裂缝的导流能力问题没有得到根本解决。

综上所述，需要发明一种新的能够提高深层页岩气井裂缝复杂性和主裂缝长度波及体积的压裂新技术，同时提高压裂液返排率，缩短压后排液求产周期，确保深层页岩气井压裂效果。

发明内容

本申请提供了一种深层页岩气超临界二氧化碳与LPG(液化石油气)混合压裂的方法，其包括如下步骤：

步骤一，对压前的储层参数进行评价，并根据对所述储层参数的评价结果确定射孔位置、射孔数和射孔直径；其中所述储层参数包括地质构造、岩性、物性、岩石力学、三向地应力、层理缝和/或纹理缝发育情况、天然裂缝和可压性情况；

步骤二：确定裂缝参数系统；

步骤三：确定施工参数；

步骤四：利用酸液预处理射孔处的水平井筒；

步骤五：注入超临界二氧化碳；

步骤六：注入粘度为30至100mPa.s的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂；

步骤七：重复步骤五和步骤六至少2至3次；

步骤八：注入携带第一支撑剂的超临界二氧化碳；

步骤九：注入携带第二支撑剂的粘度为30至100mPa.s的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂。

其中，在步骤四中，利用酸液预处理射孔处的井筒的目的是解除近井堵塞、降低破裂压力和施工压力。注入超临界二氧化碳和粘度为30至100mPa.s的LPG压裂液是为了在地层内压开主缝和支缝。破胶后开始注入携带支撑剂的超临界二氧化碳。

在一个具体实施方式中，根据步骤五和步骤六的施工时间、本步骤七的结束时间以及模拟主裂缝内的温度场来确定在注入粘度为30-100mPa.s的LPG压裂液的同时是否注入破胶剂。不同温度下的破胶可以在实验室内通过实验获得。温度场可通过模拟获得，结合每段的施工时间，可以很轻松判断是否要加入破胶剂。

在一个具体实施方式中，所述破胶剂为0.05至0.1％的过硫酸铵。

在一个具体实施方式中，利用地震、地质、测井、录井、岩心分析和现场压裂井对所述储层参数进行评价。

在一个具体实施方式中，所述射孔位置选自地质甜点和/或工程甜点，所述射孔为水力喷射的平面射孔。

在一个具体实施方式中，所述射孔选自高压水力喷射射孔、水力切割射孔和水力喷砂射孔中的一种。

在一个具体实施方式中，利用ECLIPSE商业软件根据步骤一获得的储层参数评价结果来确定所述裂缝参数系统，其中所述裂缝参数系统包括裂缝长度(裂缝扩展长度)、导流能力、缝间距及布缝模式。其中布缝模式包括等长布缝、两头长中间短的U型布缝和长短交互的W型布缝等。通过利用本申请的上述软件采用正交设计的方法，和“等效导流能力”的技术模拟水力裂缝，模拟计算可以最终确定最佳的裂缝参数系统。

在一个具体实施方式中，利用MEYER裂缝扩展模拟软件根据步骤二确定的所述裂缝参数(裂缝参数里包括了缝长、缝间距、布缝模式等多项参数)系统来确定超临界二氧化碳的排量、注入体积(液量)、支撑剂量和砂液比，以及LPG压裂液的黏度、排量、注入体积(液量)、支撑剂量、砂液比。其中，支撑剂量在本申请中是指支撑剂的体积，砂液比在本申请中是指支撑剂的体积与携带该支撑剂的超临界二氧化碳或LPG压裂液的体积比，一般用百分数表示。

在一个具体实施方式中，在所述步骤四中，注入量为10m³至20m³，排量为1m³/min至2m³/min。其中，排量可根据酸罐出口的大小及数量确定。

当压力达6.7MPa及温度31℃时，二氧化碳就进入超临界状态。而根据压裂过程中的压力及温度场模拟，井口压力一般远超过6.7MPa，井深一般超过1000m时温度就达31℃以上。换言之，超临界二氧化碳在压裂过程中很容易实现。

地面上应用密闭二氧化碳罐车及密闭混砂车装置(后边的LPG压裂液也应用同样的密闭混砂车及密闭LPG罐车，分别用两套混砂车，采用提前放小闸门和放大闸门的方式，实现超临界二氧化碳与LPG的平稳倒换)，液态二氧化碳液量可按一个井筒容积准备，一般为30-50m³，排量可按步骤三中的设计排量。

因此，在一个具体实施方式中，在所述步骤五和/或步骤八中，所述超临界二氧化碳的注入量为120m³至200m³，排量为1m³/min至3m³/min(一般由MEYER软件模拟确定)。

在一个具体实施方式中，在所述步骤八中，所述第一支撑剂与所述超临界二氧化碳的体积比(即砂液比)具有至少四个阶段，每两阶段的体积比(即砂液比)为(2N-1.5)/20至(2N-0.5)/20，其中，N为阶段数。如果每个阶段的砂液比进入地层1-2min后，地面施工压力无明显异常，可尝试提高砂液比，反之则适当降低施工砂液比。

在一个具体实施方式中，在所述步骤八中，所述第一支撑剂包括粒径依次为140至230目、70至140目、40至70目的支撑剂，并尾追30至50目支撑剂。

在一个具体实施方式中，在所述步骤八中，所述140至230目的支撑剂、70至140目的支撑剂和40至70目和30至50目的支撑剂的体积比3：2：3：2至2：2：4：2。

在一个具体实施方式中，在所述步骤六中，所述LPG压裂液的注入量为1/2-至1个井筒容积，排量为9m³/min至12m³/min。因所述LPG压裂液黏度高，造缝效率高，其沿主裂缝延伸距离会相对较长。

在一个具体实施方式中，在所述步骤九中，先注入30至40mPa·s的中黏度LPG压裂液，然后注入80至100mPa·s的高黏度LPG压裂液。

在一个具体实施方式中，在所述步骤九中，所述第二支撑剂与所述LPG压裂液的体积比(即砂液比)具有至少四个阶段，当所述LPG压裂液为中黏度LPG压裂液时，每两阶段的体积比(砂液比)为(2N-1.5)/15至(2N-0.5)/15(根据大量的模拟及现场数据反演得到的)，其中，N为阶段数；当所述LPG压裂液为高黏度LPG压裂液时，所述高黏度LPG压裂液中的砂液比比上述中黏度LPG压裂液中的砂液比高出50％至100％。

在一个具体实施方式中，在所述步骤九中，所述第二支撑剂的粒径依次为70至140目、40至70目和30至50目。

在一个具体实施方式中，本申请使用的酸液可以根据本领域的常规技术来确定。

在一个具体实施方式中，在所述步骤七中，目的是造主裂缝及复杂裂缝系统。根据每次交替注入的主裂缝延伸长度(例如应用上述MEYER软件进行模拟确定)及步骤二中设计的主裂缝长度进行综合权衡，本领域的技术人员知晓可依此适当调整每级注入的液量，确保每级交替注入的液量总和基本相等。

在一个具体实施方式中，根据不同阶段施工时间及重复步骤五和步骤六的结束时间，模拟不同施工时间内的压裂液在主裂缝内温度场的分布，由此结合室内不同温度下的压裂液配方及施工结束时的温度恢复情况模拟，研究破胶剂追加程序，优化步骤五至步骤七中LPG压裂液的配方及破胶剂的追加程序，实现施工结束后不同时间进入裂缝内的压裂液能达到同步破胶的目的。

在一个具体实施方式中，根据步骤二中裂缝宽度的模拟计算结果，统计不同宽度的裂缝大小及其比例，并按裂缝宽度(根据MEYER裂缝扩展模拟软件)的1/6标准选择支撑剂粒径(既指超临界二氧化碳中的支撑剂，也指LPG压裂液中的支撑剂；不过超临界二氧化碳携带的是140至230目第一支撑剂，其余三种为第二支撑剂)。对深层页岩气压裂而言，井越深，不同尺度的裂隙宽度越低，对应支撑剂的粒径越小，因此，在不同的深度下，各种支撑剂所用的比例不同。如超过3500m则认为是深层，小粒径的比例要多加些，大粒径的比例要少加些，具体多少比例通过软件模拟来确定，以不造成砂堵及砂浓度分布尽量连续为目标函数。

在一个具体实施方式中，射孔方案选择水力喷射的平面射孔方式，可以实现一条裂缝内多个孔眼同时进液的目的。射孔的间距可以按照步骤二的结果确定。每个射孔簇的喷嘴数、喷嘴直径等参数，可以应用成熟的水力喷射优化软件进行，结合具体目的层的井深、地应力、预期的井口施工压力等，确定喷射的速度达到130m/s以上。井越深(例如3500m或更深)，喷射的速度可能小于130m/s甚至100s/m，但可增加喷射的时间，如将原先的射孔时间提高50％，甚至100％等。

在一个具体实施方式中，在步骤九中，将所述LPG压裂液的配方适当调整，黏度控制在30至40mPa·s左右，砂液比逐步试验9％、11％、13％和15％，每阶段液量至少半个井筒容积，排量按步骤三的模拟结果确定(一般为9至12m³/min)。

在一个具体实施方式中，在步骤九中，每阶段液量最大为一个井筒容积的105％左右。

在一个具体实施方式中，在步骤九中，砂液比可设计为17％、20％、23％、26％、29％，并依次注入，确保该阶段的支撑剂加入量占总支撑剂的60％以上，排量范围一般为9至12m³/min。

本申请的有益效果：

对于超临界二氧化碳压裂液的黏度具体气体的特征，其仅有0.02mPa·s左右，比常规的滑溜水黏度还低两个数量级，使得其沟小微尺度裂缝的能力可能增加两个数量级。而LPG压裂液(以C3和C4为主要原料)的黏度可高达300mPa·s左右，其延伸主裂缝增加主裂缝宽度的能力会大幅度增加，其本身携带高砂液比的能力也很强，就可以大幅度增加单段的支撑剂量及主裂缝的导流能力。

本申请的目的是提供一种超临界二氧化碳与LPG(液化石油气)压裂液的混合压裂技术，利用超低黏度的超临界二氧化碳沟通更小尺度和高黏度的LPG压裂液延伸主裂缝及增加主裂缝施工砂液比与导流能力的优点，采用超临界二氧化碳和高黏度LPG压裂液多级交替注入的模式，通过开展以可压性评价为核心的压前储层评价、射孔位置优选及射孔方案优化、裂缝参数优化、施工参数优化、酸预处理、超临界二氧化碳与LPG压裂液交替注入、同步破胶控制、超临界二氧化碳与LPG压裂液携砂施工等步骤，最大限度提高深层页岩气井裂缝复杂性和主裂缝长度波及体积，大幅度提高压裂液返排率，缩短压后排液求产周期，确保深层页岩气井压裂效果。

如果仅是常规的大段单一注入模式，则仅在近井地带产生大量的复杂裂缝系统，远井地层仅有主裂缝延伸。

利用超高的粘滞指进效应，超临界二氧化碳的黏度仅为LPG黏度的万分之一以下，其粘滞指进效应非常突出(高黏液是低黏液黏度的6倍以上就有明显的粘滞指进效应了)，利用交替注入的方式，可以快速实现复杂裂缝的全覆盖。为了不留死角，每级交替注入的体积应相对较小，理论上说，此体积越小越好，但现场操作上频繁倒换流程无法实施，因此，一般各取半个到一个井筒容积为宜。

在支撑剂粒径选择上，小粒径支撑剂的比例相应有较大幅度增加，尤其是最小粒径支撑剂如何选择，至关重要。目前常用的最小粒径支撑剂是70-140目，对深层页岩气压裂而言，可能仍然偏大了。目前国际上有140-230目的，甚至更小的纳米级支撑剂，粒径100nm-1μm，该支撑剂极小，可支撑600nm-6μm级别的小微裂缝系统。

如何将步骤二中小粒径支撑剂运移并在各种小微尺度裂缝中有效支撑，难度极大。裂缝尺度越小，小支撑剂进入其内部的运移时间越长。换言之，高黏度LPG在交替注入中黏度可以保持在300mPa·s，有利于复杂缝的波及及主裂缝的延伸。一旦交替注入阶段的注入任务完成，主裂缝内的LPG压裂液应当立即破胶，防止因黏度高而阻碍了后续超临界二氧化碳携带的小粒径支撑剂的顺畅运移。等裂缝造缝完成后，再用超低黏度的超临界二氧化碳压裂液长时间注入小尺度低砂浓度的支撑剂，最后LPG高砂浓度施工之前，可进行中黏度的LPG携砂，目的是将稍大些粒径输送进裂缝尺寸稍大的支缝系统。尤其值得指出的是，最后高黏度LPG压裂液的注入时间尽可能推后，以方便前期的小粒径支撑剂有更多的时间运移进入各种小微尺度的裂缝系统中。

等所有段压裂结束后，在应用同步破胶技术的基础上(主要针对主裂缝最后的LPG主加砂阶段内的压裂液)，随着井底压力的降低，LPG压裂液中的C₃和C₄成分几乎100％气化，返回地面，并可回收再利用。气化的同时，加上前期超临界二氧化碳压裂液转变为气体的协同作用，共同对压裂液的返排起到促进作用，有利于缩短压裂的排液求产周期。

此外，本申请的施工工艺合理、流程清晰、环保污染，并且可操作性强。深层页岩气水平井压裂是主压裂的重要组成部分，具有广阔的应用前景。

本申请中的LPG压裂液可以为本领域的常规压裂液。

虽然本发明已经进行了具体描述，但是本领域的技术人员应该理解在没有脱离本发明的真正的精神和范围的情况下，可以进行的各种改变。此外，可以对本发明的主体、精神和范围进行多种改变以适应特定的情形、材料、材料组合物和方法。所有的这些改变均包括在本发明的权利要求的范围内。

Claims (15)

1.一种深层页岩气超临界二氧化碳与LPG混合压裂的方法，其包括如下步骤：

步骤一，对压前的储层参数进行评价，并根据对所述储层参数的评价结果确定射孔位置、射孔数和射孔直径；其中所述储层参数包括地质构造、岩性、物性、岩石力学、三向地应力、层理缝和/或纹理缝发育情况、天然裂缝和可压性情况；

步骤二：确定裂缝参数系统；

步骤三：确定施工参数；

步骤四：利用酸液预处理射孔处的井筒；

步骤五：注入超临界二氧化碳；

步骤六：注入粘度为30至100mPa.s的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂；

步骤七：重复步骤五和步骤六至少2次；

步骤八：注入携带第一支撑剂的超临界二氧化碳；

步骤九：注入携带第二支撑剂的黏度为30至100mPa.s的LPG压裂液，根据需要同时注入破胶剂。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，利用地震、地质、测井、录井、岩心分析和现场压裂井对所述储层参数进行评价。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述射孔位置选自地质甜点和/或工程甜点，所述射孔为水力喷射的平面射孔。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述射孔选自高压水力喷射射孔、水力切割射孔和水力喷砂射孔中的一种。

5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，利用ECLIPSE商业软件中的一种根据步骤一获得的储层参数评价结果来确定所述裂缝参数系统，其中所述裂缝参数系统包括裂缝长度、导流能力、缝间距及布缝模式。

6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，利用MEYER裂缝扩展模拟软件根据步骤二确定的所述裂缝参数系统来确定超临界二氧化碳的排量、注入体积、支撑剂量和砂液比，以及LPG压裂液的黏度、排量、注入体积、支撑剂量、砂液比。

7.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述步骤四中，注入量为10m³至20m³，排量为1m³/min至2m³/min。

8.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述步骤五和/或步骤八中，所述超临界二氧化碳的注入量为120m³至200m³，排量为1m³/min至3m³/min。

9.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述步骤八中，所述第一支撑剂与所述超临界二氧化碳的体积比具有至少四个阶段，每个阶段的体积比为(2N-1.5)/20至(2N-0.5)/20，其中，N为阶段数。

10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述第一支撑剂包括粒径依次为140至230目、70至140目、40至70目的支撑剂，并尾追30至50目支撑剂。

11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述140至230目的支撑剂、70至140目的支撑剂、40至70目和30至50目的支撑剂的体积比为3：2：3：2至2：2：4：2。

12.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述步骤六中，所述LPG压裂液的注入量为1/2至1个井筒容积，排量为9m3/min至12m3/min。

13.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述步骤九中，先注入30至40mPa·s的中黏度LPG压裂液，然后注入80至100mPa·s的高黏度LPG压裂液。

14.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述第二支撑剂与所述LPG压裂液的体积比具有至少四个阶段，当所述LPG压裂液为中黏度LPG压裂液时，每个阶段的体积比为(2N-1.5)/15至(2N-0.5)/15，其中，N为阶段数；当所述LPG压裂液为高黏度LPG压裂液时，所述高黏度LPG压裂液中的砂液比比上述中黏度LPG压裂液中的砂液比高出50％至100％。

15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，所述第二支撑剂的粒径依次为70至140目、40至70目和30至50目。