CN109751032B - 一种多粒径支撑剂混合压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种多粒径支撑剂混合压裂方法。包括：(1)脆性、天然裂缝及水平应力差的评价；(2)低黏度滑溜水注入预造缝；(3)70‑140目支撑剂或140‑210目支撑剂的注入；(4)70‑140目和40‑70目支撑剂混合注入阶段；(5)30‑50目+40‑70目或30‑50目+40‑70目+70‑140目注入阶段。本发明通过优选不同支撑剂粒径组合，使各种粒径支撑剂都依次进入与其匹配的多尺度裂缝中，实现压裂过程中主裂缝和微裂隙不同尺度裂缝的充填和支撑，进一步提升压开裂缝系统的有效性。增加裂缝对油气藏的有效覆盖，提高产量，延缓递减。

Description

一种多粒径支撑剂混合压裂方法

技术领域

本发明涉及页岩气开发技术领域，进一步地说，是涉及一种多粒径支撑剂混合压裂方法。

背景技术

目前的水力压裂工艺采用的支撑剂粒径单一，常规砂岩储层压裂通常采用20-40目或30-50目支撑剂，根据工艺需要有时在前置液阶段加入2-3m³的70-140目(通常称为100目)粉陶用于降低弯曲裂缝摩阻和滤失；对于页岩储层压裂而言，虽常用70-140目、40-70目和30-50目支撑剂组合加砂，但3种粒径主要依据泵注程序按照施工时间先后顺序加入，对于每一泵注阶段仍是单一支撑剂加砂策略。上述压裂支撑剂的注入施工模式虽然已取得了一定的增产效果，但就技术角度而言，仍存在如下问题：

(1)单一粒径支撑剂尤其是粒径相对较大的30-50目或20-40目，只能在主裂缝内起到支撑作用。对宽度相对较小的水力裂缝或被压裂液张开的天然裂缝而言，难以进入此类裂缝，因此，在压后返排及生产过程中，随着井底流压的降低，上述未支撑的小裂缝承受的有效闭合压力加大，会快速闭合，从而造成上述小裂缝向主裂缝的供油气能力大幅降低，压后产量迅速降低，压裂有效期大打折扣。

(2)有些工艺虽在前置液阶段加入少量70-140目支撑剂，在打磨降低近井裂缝弯曲摩阻的同时，也对近井地带的一部分小裂缝或微裂隙进行了有效支撑，但中远井地带的小裂缝或微裂隙则无法获得有效支撑，压裂效果及有效期同样会大受影响。

(3)在类似页岩那样的3种粒径支撑剂压裂施工中，由于是按泵注阶段先后顺序依次加入70-140目、40-70目及30-50目支撑剂，3种粒径支撑剂分别约占支撑剂总量的10-20％、65-80％、10-15％左右，而且，前置液量的设计占总液量的10％左右时，即开始加入70-140目支撑剂，由于裂缝没有完全到达设计缝长，70-140目支撑剂仍在近井地带支撑小裂缝或微裂隙系统；当进入40-70目支撑剂加砂阶段，40-70目支撑剂的平均粒径较70-140目增加了1倍以上，故只能进入比70-140目支撑剂进入裂缝宽度的2倍以上的裂缝系统而无法进入小裂缝或微裂隙系统。类似地，30-50目只能进入比40-70目支撑剂进入裂缝宽度的1.4倍的裂缝系统中。况且，在40-70目支撑剂注入中后期及30-50目支撑剂的注入全程，都换用高黏压裂液，也难以进入宽度相对较小的裂隙系统中。

综上，以往压裂支撑剂注入模式及不同粒径支撑剂的应用比例，还不能满足所有尺度的裂缝都获得有效充填。因此，在压裂液总量及支撑剂总量一定的前提下，需要提出一种新的多种粒径支撑剂混合压裂新技术，以取得更佳的增产效果。

发明内容

为了解决现有技术中不同尺度裂缝系统由于支撑剂粒径单一、不同粒径支撑剂设计应用比例不当、注入方式和液体性能不匹配等造成的微小裂缝或微裂隙系统得不到有效支撑、裂缝系统导流能力低、产量递减快等技术难题。本发明提供了一种多粒径支撑剂混合压裂方法，通过优选不同支撑剂粒径组合，进行两种粒径或三种粒径混合“段塞式”注入，使各种粒径支撑剂都依次进入与其匹配的多尺度裂缝中，实现压裂过程中主裂缝和微裂隙不同尺度裂缝的充填和支撑，进一步提升压开裂缝系统的有效性。增加裂缝对油气藏的有效覆盖，提高产量，延缓递减。本发明的方法除了应用于页岩油气储层压裂改造外，还可以在其他裂缝性油气储集层压裂改造中得到借鉴和应用。

本发明的目的是提供一种多粒径支撑剂混合压裂方法。

包括：

(1)脆性、天然裂缝及水平应力差的评价

(2)低黏度滑溜水注入预造缝

前置液阶段不加支撑剂泵注施工；

(3)70-140目支撑剂或140-210目支撑剂的注入

以1-8％的施工砂液比进行段塞式注入70-140目或140-210目支撑剂携砂液；

(4)70-140目和40-70目支撑剂混合注入阶段

如在(3)的阶段发现较大的压力波动时仍有局部小的压力波动，采用70-140目和40-70目支撑剂混合注入；

(5)30-50目+40-70目或30-50目+40-70目+70-140目注入阶段

该阶段在(4)的基础上，如该段压力波动仍有大的波动附带局部小的波动采取3种粒径支撑剂混合注入；

如该段大的压力波动中缺乏局部小的压力波动，则只采用40-70目与30-50目支撑剂的混合注入；

如大的压力波动也没有，则采用30-50目支撑剂注入。

其中，优选：

步骤(2)，滑溜水的黏度为1-3mPa·s。

步骤(3)，压裂液的黏度为1-3mPa·s，支撑剂为超低密度支撑剂。

步骤(4)，压裂液的黏度为4-5mPa·s，支撑剂为超低密度支撑剂。

步骤(4)，施工砂液比为5-20％。

步骤(5)，压裂液的黏度为8-12mPa·s，支撑剂为超低密度支撑剂。

步骤(5)，施工砂液比为15-30％。

本发明涉及一种混合多粒径支撑剂加砂压裂施工工艺，提高裂缝系统充填支撑效果和改造体积的工艺方法。内容如下：

基于压前储层特性参数评价结果，尤其是脆性矿物含量及脆性指数的评价结果，脆性越好，在提排量的过程中就会发生多次破裂显示，且破裂压力的降低幅度较大、降速也相对较快。此种情况发生后，在裂缝延伸过程中，因脆性好，在裂缝端部也会发生各种微破裂形成的微裂隙系统，70-140目支撑剂甚至更小粒径的支撑剂如140-210目支撑剂适合此类微裂隙的支撑。

在低黏度注入过程中，在排量及压裂液性质都维持基本恒定的前提下，剔除段塞式加砂引起的井筒静液柱变化，如井口压力仍发生锯齿状波动，则说明张开了部分天然裂缝。此天然裂缝可以充填40-70目支撑剂，也可充填部分70-140目支撑剂。要根据具体模拟的张开裂缝宽度进行计算。考虑到天然裂缝张开过程中，可能因脆性原因张开了与天然裂缝连通的部分微裂隙。因此，此施工过程中可以考虑70-140目(甚至更小的粒径)与40-70目支撑剂的混合，混合的比例要基于大的压力波动过程中的局部压力微波动情况判定。因为大的井口压力波动是沟通天然裂缝的征兆，而其中的局部小的压力波动则是在天然裂缝延伸过程中又沟通了微裂隙造成的。

在30-50目大粒径支撑剂的注入过程中，一般配合以较高的压裂液黏度，而先期注入的低黏度压裂液(如低黏度的滑溜水和较低黏度的胶液)，还不一定滤失完毕。由于压裂液的滤失速度与时间的平方根呈反比关系，中后期注入的压裂液滤失速度更小，在裂缝中的运移速度更快，最终造成的结果可能是各种黏度的压裂液都聚集在裂缝的造缝前缘位置。由于压裂液黏度的非均一性，各种尺度的裂缝被沟通和延伸的可能性都存在。此时，以往那样只注入单一粒径的30-50目支撑剂显然是不妥当的，可以将40-70目与30-50目的支撑剂混合，也可将70-140目、40-70目与30-50目三种粒径的支撑剂混合。混合的比例难以确定，因为此时注入的压裂液黏度较高，对压力的敏感度不够，即使远部裂缝沟通了小尺度的天然裂缝和/或微裂隙，此压力的波动也难以反映到井口压力的变化。为保守起见，如是两种粒径的支撑剂混合，小粒径的支撑剂比例一般小于10％为宜，如是三种粒径的支撑剂混合，小粒径、中粒径及大粒径的混合比例以5％、15％、85％为宜。

需要说明的是，三种粒径混合时采用的压裂液黏度较高，对小粒径支撑剂进入小尺度裂缝是不利的，因较高黏度的压裂液对各种粒径的支撑剂的拖拽力都相对较大。此问题的解决，可以采用超低密度支撑剂(视密度1.05g/cm³)或自悬浮支撑剂，并配合低黏度滑溜水体系(黏度1-3mPa·s即可)。因压裂液黏度及支撑剂密度都是超低的，3种粒径支撑剂的混合注入，更利于不同尺度裂缝的自然选择和分离作用。小尺度裂缝在延伸过程中，会吸收低黏度压裂液，并对小粒径支撑剂起到携带和吸引作用，而大粒径支撑剂因运移阻力大，难以进入小尺度裂缝或者因颗粒直径大也进不去较窄的裂缝中。最终的结果是各种粒径支撑剂都依次进入与其匹配的多尺度裂缝中。

本发明具体可采用以下技术方案：

一种多粒径支撑剂混合压裂新工艺具体实施方式如下：

(1)脆性、天然裂缝及水平应力差的评价

脆性可基于常规的矿物组分特征分析、岩石力学特征分析及压裂施工中的破裂压力曲线特征进行分析。一般而言，岩矿特征中石英含量及碳酸盐岩含量之和大于60％或者就地应力条件下测试的岩石泊松比小于0.15，就是非常好的储层，易发生多次破裂和延伸过程中的微裂隙破裂，适合于低黏度压裂液和小粒径甚至更小粒径支撑剂。可通过岩心实验等方法获取，在此不赘；利用压裂施工破裂压力曲线形态评价脆性主要基于破裂压力下降的幅度和下降的速度进行评价，下降的幅度越大，下降速度越快，脆性越好。定量分析可根据破裂压力曲线从破裂点开始到压力不再下降时的曲线包络面积(如图2中

包络面积)与完全塑性变形包络区域面积(如图2中

包络面积)求取，包络面积为施工压力与排量的乘积，即为能量。计算方法如下：

脆性指数的表达式为：

式中：BI为页岩的脆性指数；E_p为完全的塑性页岩破裂后消耗的能量，J；E_b为完全的脆性页岩破裂后消耗的能量，J。

水力压裂施工时，能量可转变为井底施工压力与排量的乘积，并对时间进行积分，表达式见式(2)：

按上述假设，破裂变形期间的排量保持恒定，则式(2)中与排量有关的井筒摩阻P_f也是恒量，则式(2)可转变为：

式中：E为压裂消耗的能量，J；Q为压裂施工排量，m³/min；P(t)为井口施工压力，MPa；P_h为静液柱压力，MPa；P_f为沿程摩阻，MPa；T_c为地层破裂变形后压力下降到最低值时的时间，min；T₀为地层变形后压力上升到最高值时的时间，min。

将式(3)代入式(1)并考虑到塑性与脆性的不同特性得：

式中：P_max为页岩塑性形变过程中井口压力上升到的最高值，MPa。

天然裂缝评价可基于岩心观察、FMI成像测井及实际压裂施工压力曲线变化等判断。

水平应力差的评价可基于岩心实验及测井评价方法，都是常规方法，但要求由现场测试压裂求取的地应力数据进行校核才可应用。

(2)低黏度滑溜水注入预造缝

该阶段主要任务是前置液阶段不加支撑剂泵注施工，观察破裂压力曲线特征(如图1之“4.前置液阶段压力波动”)，探天然裂缝发育情况，尽可能延伸天然裂缝及微裂隙系统。滑溜水的黏度一般在1-3mPa·s即可。如储层岩石吼道特别细小，如小于0.5μm甚至是纳米级孔喉，则需要更低黏度的压裂液，如超低浓度的超临界二氧化碳压裂液体系(黏度为0.01-0.03mPa·s)，沟通延伸更微细的裂缝系统，以增加与储层岩石的接触面积，最大限度提高裂缝有效改造体积。

考虑到该段液体尽可能多地覆盖压裂目的层段，该段裂缝造缝长度设计为最终总缝长的30％(因后续液体即使加砂也有造缝功能)，缝高为最终总缝高的20％(后续高黏度液体应用，缝高增长速度更大)。因为特别对层状沉积地层而言，水平方向渗透率远高于垂直方向渗透率，低黏度压裂液延伸的裂缝也是长度方向高于高度方向的。可采用成熟的裂缝模拟商业软件如Meyer或Stimplan进行模拟分析需要的压裂液量及排量。必要时，排量可采用2级排量，以进一步提升裂缝净压力，张开更多的天然裂缝或微裂隙系统。

(3)70-140目支撑剂甚至140-210目支撑剂的注入

在(2)的注入基础上，以1-8％的施工砂液比进行段塞式注入70-140目支撑剂携砂液，因砂液比低，支撑剂粒径也小，中间不加砂的液体段塞量适当小些，可取为井筒容积的50％左右即可。最高砂液比的确定，可以采取板凳式注入模式，即每一段携砂液完成泵注前5-10m³提前将砂液比提高至下一级砂液比(如图1之“2.施工砂液比”)，进入地层后观察压力变化1-2分钟，如压力没有反应，则可继续试探更高的砂液比，直至压力有反应为止。

该段砂量及排量的确定，同样采用上述成熟的商业软件模拟，确保支撑剂前缘可以抵达上述模拟的造缝长度。

总的原则是压力要保持总体上扬的水平，但上升速度不能超过1MPa/min，否则引起过早砂堵。

如果发现1％的砂液比进入地层后压力波动就非常明显(如图1之“5.加砂第一阶段压力波动”)，说明应当换用更小粒径的支撑剂，如140-210目。换更小粒径的支撑剂后，操作方法及步骤同上述的70-140目，在此不赘。

该段压裂液的黏度以1-3mPa·s为宜，支撑剂都为超低密度(体积密度1.05g/cm³)。

(4)70-140目+40-70目支撑剂混合注入阶段

如在(3)的阶段发现较大的压力波动时仍有局部小的压力波动(如图1之“6.加砂第二阶段压力波动”)，则说明至少两种尺度的造缝空间同时存在。则要采用混合注入模式，否则，采用单一的40-70目注入模式即可。

至于混合注入时两种粒径支撑剂比例的确定，为简化起见，在大的压力波动范围内，观察小的压力波动的特性，后者波动的幅度与前者波动的幅度比值，确定小粒径支撑剂在该阶段的总支撑剂量的占比。

该阶段的施工砂液比可取5-20％，最高砂液比的确定方法，与(3)类似，在此不赘。

该段砂量及排量的确定，同样采用上述成熟的商业软件模拟，确保支撑剂前缘可以达到最终总造缝长度的80％左右即可。

该段压裂液的黏度以4-5mPa·s为宜，支撑剂都为超低密度(体积密度1.05g/cm³)。

(5)30-50目+40-70目或30-50目+40-70目+70-140目注入阶段

该阶段在(4)的基础上，如该段压力波动仍有大的波动附带局部小的波动(如图1之“7.加砂第三阶段压力波动”)，则宜采取3种粒径支撑剂。为简化起见，2种小粒径支撑剂的比例按(4)中的同样方法进行计算。但这两种支撑剂的总量占该阶段支撑剂总量的20％为限进行设计。

该阶段的施工砂液比可取15-30％，最高砂液比的确定方法，与(3)类似，在此不赘。

该段砂量及排量的确定，同样采用上述成熟的商业软件模拟，确保支撑剂前缘可以达到最终总造缝长度的100％即可。

如该段大的压力波动中缺乏局部小的压力波动，则只用40-70目与30-50目支撑剂的混合即可。如大的压力波动也没有，则采用30-50目注入模式。

该段压裂液的黏度以8-12mPa·s为宜，支撑剂都为超低密度(体积密度1.05g/cm³)。

(6)其它步骤同常规压裂，如顶替、返排、求产等。都为成熟做法，在此不赘。

本发明的作用效果在于：

(1)基于压前储层特性参数评价，尤其是脆性矿物含量及脆性指数的评价结果，结合压裂裂缝参数模拟结果优选与不同缝宽相匹配的支撑剂粒径和应用比例。

(2)泵注过程中，先采用低黏裂液进行预造缝，设计合适的排量以进一步提升裂缝净压力，有利于张开更多的天然裂缝或微裂隙系统。

(3)裂缝延伸至设计缝长之后，按设计施工砂液比段塞式注入70-140目或140-210目支撑剂，保持施工压力总体平稳上升，便于随时观察分析压力波动特征和调整排量、砂液比等施工参数。

(4)待总体施工压力曲线上出现压力波动并附带局部小的压力波动时，根据波动幅度、波动频率和压力降速来选择70-140目、40-70目、30-50目不同粒径支撑剂进行两种粒径混合或三种粒径混合，这样确保了支撑剂粒径与压裂缝尺度的匹配性。

(5)所用支撑剂都选用超低密度或者自悬浮支撑剂，按照设计应用比例进行混合，并采用较高黏度压裂液携砂注入，直至完成整个施工泵序，最终实现压裂过程中主裂缝和微裂隙不同尺度裂缝的充填和支撑。

(6)通过工艺的实施，有效避免了潜在压开次级裂缝或微小裂缝由于得不到有效支撑而对整个裂缝系统导流能力产生不利影响，进一步提升了压开裂缝系统的有效性。

附图说明

图1是页岩气井压裂典型施工曲线示意图；

图2是页岩气井典型破裂压力曲线波动示意图；

附图标记说明：

1.施工排量，2.施工砂液比，3.井口压力，4.前置液阶段压力波动，

5.加砂第一阶段压力波动，6.加砂第二阶段压力波动，7.加砂第三阶段压力波动；

a.代表脆性变形压力覆盖区域：

b.代表塑性变形压力覆盖区域：

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

Z井是海相页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，垂深2626.80-2707m。该井目的层平均脆性矿物含量69.2％，杨氏模量19.1-24.5GPa、泊松比0.25-0.27，最大水平主应力62MPa，最小水平主应力52MPa，垂向应力67MPa，水平应力差10MPa，水平应力差异系数19％。成像测井显示目的层水平层理发育，同时部分层段存在有高导缝和高阻缝，总体上该井有利于实施体积改造。利用本专利提供的专利对该井进行多粒径支撑剂混合压裂施工，具体实施步骤如下(图1即为该井典型压裂施工曲线示意图)：

(1)通过对该井目的层页岩脆性、天然裂缝及水平应力差的评价，以及根据已压裂段施工压裂曲线分析计算远井地层脆性指数为58％；同时，考虑层理及潜在的高角度充填缝，判断该井可用本专利方法进行混合粒径支撑剂施工；

(2)采用滑溜水进行前置造缝，滑溜水黏度1-3mPa·s，如图1“4.前置液阶段压力波动”显示：排量由2m³/min稳步提升至4、6、8、10、12m³/min过程中，每一个稳定排量台阶下均显示有不同程度的压力波动，波动范围在2-3MPa，由此判断页岩起裂过程中有多点破裂特征；

(3)按照(2)持续注入175m³滑溜水后，由软件模拟结果显示对应半缝长为95m，约为设计最终半缝长320m的30％，开始按照段塞方式加入70/140目粉砂，起步砂液比为1％，每一携砂液段塞为40m³，之后泵注30m³(井筒容积为45m³)中间隔离液；压裂液黏度与(2)相同；

(4)每一个携砂液段塞按照设计砂比完成前剩10m³液量时，提前将砂液比提升至下一级携砂液段塞的设计砂比，便于提前观察后续砂比是否对地层敏感，以对后续施工参数进行调整；

(5)按照(3)砂液比逐步提升至4％时，压力始终处于缓慢上扬，剔除井筒内携砂液密度引起的压力变化，整体压力上升速度为0.21MPa/min，且出现多个压力波动(如图)，此时判断多裂缝开启；

(6)按照(5)持续进行段塞式加砂，砂比由5％提升至10％，整个过程压力出现大范围波动，说明除了之前被开启的微小裂缝外，还存在较大尺度的裂缝。由此，待70/140目粉砂按设计10％砂液比完全进入地层后，开始混合加入40/70目低密度覆膜砂，起步砂液比为4％，压裂液的黏度4-5mPa·s。根据压力波动特征，设计每一级携砂液段塞中70/140目与40/70目混合粒径用量比为1:9，即砂液比为4％的40m³混合粒径携砂液段塞中70/140目粉砂为0.16m³，40/70目低密度覆膜砂为1.44m³；

(7)按照(6)砂液比由4％逐步提升至6％、8％、10％、12％，完成图1所示第二阶段加砂。此时根据压裂软件模拟裂缝半长为258m，达到设计最终半缝长的80.6％。此过程中总体压力由75MPa降至12％砂比进地层后的67MPa，压力有8MPa左右的大范围波动，由此判断地层造缝较为充分。此时，换用8-12mPa·s较高黏度压裂液携带40/70目和30/50目低密度覆膜砂混合粒径支撑剂段塞式注入，起步砂液比为6％，两种支撑剂用量比为7:3，即砂液比为6％的40m³混合粒径携砂液段塞中40/70目覆膜砂为1.68m³，40/70目低密度覆膜砂为0.72m³；

(8)按照(7)砂液比由6％逐步提升至8％、10％、12％、14％、16％，完成图1所示第三阶段加砂。由图1所示，整个过程中压力波动减小，且总体保持总体上扬的水平，由此判断不同尺度裂缝得到了有效充填。

该段施工由地面微地震监测结果显示，形成了较大范围的改造体积，相比相邻段采用单一粒径支撑剂组合施工，其压裂改造效果得到了有效改善。

Claims (3)

1.一种多粒径支撑剂混合压裂方法，其特征在于所述方法包括：

(1)脆性、天然裂缝及水平应力差的评价

(2)低黏度滑溜水注入预造缝

前置液阶段不加支撑剂泵注施工；低黏度滑溜水的黏度为1-3mPa·s；

(3)70-140目支撑剂或140-210目支撑剂的注入

以1-8％的施工砂液比进行段塞式注入70-140目或140-210目支撑剂携砂液；支撑剂为超低密度支撑剂；

压裂液的黏度为1-3mPa·s；

(4)70-140目和40-70目支撑剂混合注入阶段

如在(3)的阶段发现较大的压力波动时仍有局部小的压力波动，采用70-140目和40-70目支撑剂混合注入；支撑剂都为超低密度支撑剂；

压裂液的黏度为4-5mPa·s；

(5)30-50目+40-70目或30-50目+40-70目+70-140目注入阶段

本阶段在(4)的基础上，如(4)的阶段压力波动仍有大的波动附带局部小的波动采取3种粒径支撑剂混合注入；压裂液的黏度为8-12mPa·s；

如(4)的阶段大的压力波动中缺乏局部小的压力波动，则只采用40-70目与30-50目支撑剂的混合注入；

如大的压力波动也没有，则采用30-50目支撑剂注入；

支撑剂为超低密度支撑剂。

2.如权利要求1所述的多粒径支撑剂混合压裂方法，其特征在于：

步骤(4)，施工砂液比为5-20％。

3.如权利要求1所述的多粒径支撑剂混合压裂方法，其特征在于：

步骤(5)，施工砂液比为15-30％。

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