CN109751036A - 一种深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法。包括：(1)压前储层特性参数评估；(2)、酸预处理；酸液用量5.0m³～10.0m³即可；酸液排量设计为0.5m³/min～1.0m³/min；(3)、前置酸酸压；采用酸液体系；黏度为30mPa.s～40mPa.s；施工排量保持在5m³/min～8m³/min；(4)、多级变参数交替注入模式加砂压裂(5)、裂缝支撑剖面优化与控制(6)、在步骤(5)的基础上，返排30min～60min后，所有的裂缝都将闭合；等裂缝闭合后，进行闭合酸化处理；(7)顶替作业。本发明在增大深层页岩气压裂裂缝有效改造体积的同时，有效减缓裂缝导流能力递减率，提高压裂生产效果。

Description

一种深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法

技术领域

本发明涉及深层页岩气压裂改造技术领域，进一步地说，是涉及一种适用于深层页岩气井压裂过程中延缓有效裂缝改造体积递减的方法。

背景技术

国内外在页岩气压裂方面取得了长足的进步，但因深层页岩气埋藏深、温度高、压力高，使得压裂施工过程中压力高、波动大，加砂困难，施工砂液比低等问题，即使压裂施工顺利，但因高闭合压力条件下形成的缝宽窄、导流能力低且递减快等，使得压后产量低且递减快，有效开发难度大。具体表现在以下几点：

(1)裂缝改造体积有限：随着深度的增加，造缝宽度窄，施工砂液比低，导流能力低；闭合应力高，导流能力递减加快；岩石塑性增强，单段射孔簇数少，有效的裂缝条数少；加砂量有限，有效的支撑缝长短。

(2)裂缝的“有效”改造体积受限：由于埋深增加，各种不确定性增加，支撑剂粒径、砂液比及加砂量与造缝的多尺度裂缝很难完全匹配。如加砂程序过于激进，可能诱发早期砂堵，但如果加砂程序又过于保守，则造缝体积的利用率偏低，也难以提高有效的裂缝改造体积。

(3)裂缝有效改造体积的维持时间短或者递减率高。核心是施工砂液比低导致的裂缝导流能力低，低的裂缝导流能力在深井高闭合应力条件下的递减更为加剧。

专利103306660 A公开了一种页岩气藏水力压裂增产的方法，采用将滑溜水或降阻水压开地层，然后通过多段塞注入-暂堵-缝内憋压-诱导转向-后期支撑剂单层铺置；以低砂比、高泵注排量注入混有短纤维的超低密度支撑剂等措施形成人工网状裂缝，比常规压裂所形成的导流能力大大提高。但该专利所公布的方法对于深层页岩气来说，其导流能力不能够有效和长期的保持，且没有进行酸预处理和酸压，使得初始破裂压力较高。压裂结束后过顶替一个井筒体积的液体，使得缝口导流能力大大降低。

文献《元坝气田陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果》(天然气工业，2014.12)对元坝地区陆相深层页岩储层进行了压裂改造实践，采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造，刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。克服了陆相深层页岩储层末端裂缝起裂难度大、储层物性不利于形成网状裂缝裂缝发育形态难以控制、裂缝半径短、沟通地层深部差等客观不利因素。取得了一定的成效，但该文献提到的压裂工艺较本专利较为单一，所形成的网络裂缝的分支缝没有多粒径支撑剂进行支撑，高效裂缝导流能力维持实践较短。

文献《DY2井深层页岩气水平井分段压裂技术》(石油钻探技术，2014.02)采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶进行了混合压裂，采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂，并对压裂裂缝和施工参数进行了优化。平均单段加砂量仅30m³，平均施工砂液比仅1.1％，地面施工压力一般在90MPa左右。压后初产9.5x10⁴m³/d，但产量递减快，3个月后产量仅为1.5x10⁴m³/d，显然没有经济开采价值。

随着页岩气勘探开发的不断深入，页岩气压裂向着埋藏更深、温度更高、应力更大的方向发展，由此产生岩石塑性增强、造缝宽度窄、施工砂液比低、导流能力低且递减快等问题，使得深层页岩气有效开发的难度越来越大。

发明内容

为解决现有技术中存在的问题，本发明提供了一种适用于深层页岩气井压裂过程中延缓有效裂缝改造体积递减的方法。在增大深层页岩气压裂裂缝有效改造体积的同时，有效减缓裂缝导流能力递减率，提高压裂生产效果。

本发明针对目前深层页岩气压裂过程中存在的问题，通过裂缝参数优化得到合理的裂缝间距、采用酸岩化学反应方法形成人造的分支缝及微裂缝系统、通过多级交替注入模式+支撑剖面优化+返排时机及制度控制等技术手段，确保得到有效的裂缝改造体积；施工后期再采用闭合裂缝酸化技术，溶蚀后期的高浓度胶液残渣及缝壁处的纳米级孔吼中的碳酸盐岩矿物，达到扩吼的目的。从而有效的提高裂缝改造体积并减缓导流能力递减。

本发明的目的是提供一种适用于深层页岩气井压裂过程中延缓有效裂缝改造体积递减的方法。

包括：

(1)压前储层特性参数评估

(2)、酸预处理

酸液用量5.0m³～10.0m³即可；酸液排量设计为0.5m³/min～1.0m³/min；

(3)、前置酸酸压

采用酸液体系；黏度为30mPa.s～40mPa.s；施工排量保持在5m³/min～8m³/min；

(4)、多级变参数交替注入模式加砂压裂

(5)、裂缝支撑剖面优化与控制

混砂液规模为5m³～10m³；

(6)、在步骤(5)的基础上，返排30min～40min后,所有的裂缝都将闭合；等裂缝闭合后，进行闭合酸化处理；

(7)顶替作业。

其中，优选：

步骤(2)，如储层的天然裂缝比较发育，酸液排量适当增加20％～30％。

步骤(3)，采用低黏度酸、中黏度酸及高黏度酸(30mPa.s～40mPa.s)相组合。

所述低黏度酸的黏度为1mPa.s～5mPa.s；

所述中黏度酸的黏度为10mPa.s～20mPa.s；

所述高黏度酸的黏度为30mPa.s～40mPa.s。

步骤(4)注入模式优选采用2级～5级。

步骤(5)，采用低黏高弹性的活性胶液体系，黏度为10mPa.s～15mPa.s；

采用同步破胶施工技术。

步骤(6)，每段裂缝内液体平均返排10m³～20m³。

步骤(7)，顶替量设计为垂直井筒的内容积。

本发明具体实施方法和步骤如下：

(1)、压前储层特性参数评估。包括采用岩心分析、测井、录井等手段，重点对岩石矿物组分及敏感性、三向地应力(尤其两向水平应力差)及岩石力学参数、天然裂缝发育特征等。

(2)、酸预处理。首先根据储层条件合理优选酸液配方及注入参数，降低储层的压裂破裂压力及整体施工压力；同时酸液配方要充分考虑储层的矿物组分，对酸敏储层要优化酸液配方，防止发生酸敏；根据压裂模拟及施工经验，一般酸液用量5.0m³～10.0m³即可；酸液排量设计为0.5m³/min～1.0m³/min，如储层的天然裂缝比较发育，酸液排量可适当增加20％～30％左右。

(3)、前置酸酸压。首先根据岩矿特征及敏感特征，优选酸液体系。因页岩的矿物组分中黏土等含量较高，一般采用土酸体系，配方为10％～20％HCL+1％-3％HF+缓蚀剂+其它助剂。如需增加黏度，还需酸用稠化剂。因深层页岩气井的温度相对较高，主体酸配方应考虑加稠化剂，黏度应达30mPa.s～40mPa.s左右。为尽可能的沟通天然裂缝，采用低黏度酸(1mPa.s～5mPa.s)、中黏度酸(10mPa.s～20mPa.s)及高黏度酸(30mPa.s～40mPa.s)相组合，并采取交替注入的方法以最大限度形成酸蚀主裂缝及酸蚀分支缝与微裂缝系统。考虑到酸的摩阻相对较高，施工排量应保持在5m³/min～8m³/min，酸的总量可跟根据常用的酸压优化设计商业软件STIMPLAN进行模拟优化。

(4)、多级变参数交替注入模式加砂压裂。在前置酸压步骤中已形成较为复杂的裂缝系统，采取多级交替注入模式，其的通常做法为：低黏滑溜水扩缝(1mPa.s～3mPa.s)+中黏滑溜水(5mPa.s～9mPa.s))小粒径(70目～140目支撑剂)低砂液比(1～5％)充填支缝或微裂缝+低黏胶液(10mPa.s～20mPa.s)混合粒径(50％～70％的70目～140目+30％～50％的4目～70目支撑剂)低砂液比(1％～10％)充填微裂缝及支缝(充填微裂缝为主，支裂缝为辅)+中黏胶液(20mPa.s～25mPa.s)混合粒径(20％～30％的7目～140目+70～80％的40目～70目支撑剂)中砂液比(3％～15％)充填微裂缝及支缝(充填支缝为主，微裂缝为辅)+高黏胶液(30mPa.s～40mPa.s)主粒径(30目～50目支撑剂)高砂液比(10％～25％)充填主裂缝)。

为防止支撑剂过早沉降而影响支撑剂的自然选择(小粒径支撑剂进小缝、中粒径支撑剂进中缝、大粒径支撑剂进大缝)，拟采取变排量的施工策略或采用低密度支撑剂的方法加以改进。

具体排量及液量等施工参数的优化，采用成熟的且常用的商业软件MEYER进行模拟。

上述注入模式可以采用2级或3级甚至更多级，本发明中优选采用2级～5级，可根据储层特点的需要及施工现场条件允许等进行综合权衡确定。

(5)、裂缝支撑剖面优化与控制：关键是支撑剂加砂时机、粒径、砂液比及数量的确定要与多尺度造缝体积达到最大限度的匹配，以实现不同尺度的造缝空间都能饱和充填支撑剂的目标。现场可采取砂堵临界砂液比施工的策略。换言之，超过该砂液比就要砂堵(施工压力快速上升超过施工限压的现象)。为了防止堵死，可小规模的临界砂堵段砂液比进行试探性加砂，一般混砂液规模为5m³～10m³左右，也可分为两个小阶段进行试探性加砂。这种施工一般在每种粒径支撑剂的最后一段砂液比或倒数第二个砂液比段进行。如发现砂液比提高后仍没有砂堵的迹象，可进一步增加砂液比，最后不断试探性加砂，最终找到接近砂堵的砂液比临界值。

由于水平井分段压裂施工采用的桥塞射孔联作方法都要过顶替，以保证水平井筒的清洁和便于桥塞的泵送和座封。以往过顶替的量达到正常顶替量的2倍甚至更多，且用高黏度胶液过顶替的比例较高，造成近井裂缝内支撑剂被大量的顶替液呈活塞式推进到裂缝深部，造成包饺子效应，缝口处的导流能力大幅度降低。且压完后要等所有段全部施工完成才能一起放喷排液，造成先压裂裂缝内支撑剂大部分沉降而严重影响每段裂缝的支撑剖面和全井的压后排液及产气效果。

解决的方法，一是采用低黏高弹性的活性胶液体系，该体系黏度只有10mPa.s～15mPa.s，但弹性好，储能模量远大于耗能模量。因此，水平井筒的沉砂现象大为改观，即使部分过顶替，也不会产生活塞式效应；二是采用同步破胶施工技术，以每段裂缝温度场为基础，优化每段压裂液的配方尤其是破胶剂的追加浓度设计，最终确保最后一段施工结束后，在预期的时间内，所有段压裂液同时破胶返排，同时，即使缝口处活塞式顶替了，此时因压裂液刚破胶，通过压后返排回流效应，将裂缝缝口深处的支撑剂重新运移到缝口处，从而保证了支撑剖面的合理性。

(6)、在步骤(5)的基础上，返排一段时间后，所有的裂缝都将闭合。为保险起见，可以每段裂缝内液体平均返排10m³～20m³后，全井的返排量就以此数乘以压裂的段数即可。由于返排开始时是缝口处液体先流出，缝口处裂缝也会先闭合，一旦缝口处裂缝闭合后，后续再放大返排量，裂缝也不会轻易再次张开。

等裂缝闭合后，进行闭合酸化处理。酸配方可采用常规的工业盐酸，排量的设计以井底的闭合压力为准，反推到井口，由于注酸排量低，井筒摩阻可以忽略不计，则可控制井口压力(闭合压力与井筒垂直部分的静液柱压力)来控制注酸排量。目的是在注酸过程中防止将裂缝再次张开造成支撑剂的再次沉降和导流能力的伤害。

(7)、步骤(6)完成后，顶替量设计为垂直井筒的内容积，目的是让酸在慢慢化学反应。等待2～3小时，即可再次进行正常的排液、求产工作。

本发明所提出的用于深层页岩气延缓裂缝有效改造体积递减的方法，对于深层页岩气藏，按此方法进行压裂施工，在降低施工压力的同时能够增大储层改造体积，减缓裂缝导流能力的递减。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

丁页X井，斜深5322.00m，垂深4095.46m，水平段长1234m,该井以五峰组-龙马溪组优质页岩气层段①～⑤号小层为目的层，属于典型的深层页岩气藏，本井导眼井五峰组-龙马溪组一段富有机质泥页岩孔隙度在2.07％～5.59％之间，平均3.06％；渗透率为0.04～6.04md，平均0.34md。优质泥页岩层段有效孔隙度在3.00％～5.59％之间，平均3.93％；渗透率为0.056～6.04md，平均0.75md。

该井采用本发明所述方法进行施工，分17段进行压裂改造。具体实施步骤如下：

(1)、压前储层特性参数评估。本井通过现场录井解释微含气层5.00m/1层，泥页岩含气层174.00m/1层，泥页岩气层1300.00m/3层；通过岩心描述和FMI成像测井解释：龙马溪组一段三亚段向上到石牛栏组，高阻缝较发育，主要分布于石牛栏与龙马溪上段地层中，1-9号小层内发育高阻缝40条；岩石力学实验及地应力软件解释储层情况为杨氏模量43GPa，泊松比0.24，最大水平主应力109MPa，最小水平主应力90MPa，垂向应力93MPa。

(2)、酸预处理。为降低破裂压力及整体施工压力，在分析储层矿物组分的基础上，进行了压前酸预处理，共加入盐酸10.0m³，酸液排量为1.0m³/min。

(3)、前置酸酸压。根据本井岩矿特征及敏感特征，优选了前置酸酸液体系。酸的配方为15％HCL+2％HF+高温缓蚀剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂。为更好的形成分支缝与微裂缝，施工中酸液中加入了稠化剂以便增加黏度，黏度38mPa.s，同时为尽可能的沟通天然裂缝，采用了低黏度酸(黏度为5mPa.s)、中黏度酸(黏度为15mPa.s)及高黏度酸(黏度为38mPa.s)相组合，并采取了交替注入的方法以最大限度形成酸蚀主裂缝及酸蚀分支缝与微裂缝系统。施工排量为6m³/min，总共用酸量为270m³。

(4)、多级变参数交替注入模式加砂压裂。加酸结束后，采取多级交替注入模式进行施工，主要采用了低黏滑溜水扩缝(黏度为2mPa.s)+中黏滑溜水(黏度为6mPa.s)小粒径(70目～140目支撑剂)低砂液比(砂液比为2％～4％)充填支缝或微裂缝+低黏胶液(黏度为15mPa.s)混合粒径(50％～70％的70目～140目+30％～50％的40目～70目支撑剂)低砂液比(砂液比为2％～4％～6％)充填微裂缝及支缝(充填微裂缝为主，支裂缝为辅)+中黏胶液(黏度为25mPa.s)混合粒径(20％～30％的70目～140目+70％～80％的40目～70目支撑剂)中砂液比(砂液比为5％～8％～12％)充填微裂缝及支缝(充填支缝为主，微裂缝为辅)+高黏胶液(黏度为40mPa.s)主粒径(30目～50目支撑剂)高砂液比(砂液比为10％～15％～20％)充填主裂缝)的注入模式。

(5)、裂缝支撑剖面优化与控制：施工过程中充分考虑支撑剂的加入时机、粒径、砂液比及数量，以实现不同尺度的造缝空间都能饱和充填支撑剂的目标。现场施工中采用了砂堵临界砂液比施工方法，将最高砂液比提高到20％，共加入混砂液8.7m³，施工顺利，在避免砂堵的情况下提高了最终砂液比。

加砂结束后，采用了黏度为10mPa.s的低黏高弹性的活性胶液进行顶替。

(6)、施工结束后，返排30min，等待裂缝闭合，然后进行闭合酸化处理。酸液配方为常规的工业盐酸，酸液注入排量为0.5m³/min，目的是在注酸过程中防止将裂缝再次张开造成支撑剂的再次沉降和导流能力的伤害。

(7)、步骤(6)完成后，进行顶替，顶替量为垂直井筒的内容积，目的是让酸在慢慢化学反应。等待2小时，进行正常的排液、求产工作。

采用上述方法进行施工后，丁页X井压后初产气达到16.3Ⅹ10⁴m³/d，压后3个月产气量依然达到8.6Ⅹ10⁴m³/d，目前已稳产半年，产气量保持在5.8Ⅹ10⁴m³/d，取得了很好的压后效果，进一步说明了该方法的先进性与可靠性。

Claims (8)

1.一种深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于所述方法包括：

(1)压前储层特性参数评估

(2)、酸预处理

酸液用量5.0m³～10.0m³即可；酸液排量设计为0.5m³/min～1.0m³/min；

(3)、前置酸酸压

采用酸液体系；黏度为30mPa.s～40mPa.s；施工排量保持在5m³/min～8m³/min；

(4)、多级变参数交替注入模式加砂压裂

(5)、裂缝支撑剖面优化与控制

混砂液规模为5m³～10m³；

(6)、在步骤(5)的基础上，返排30min～40min后，所有的裂缝都将闭合；等裂缝闭合后，进行闭合酸化处理；

(7)顶替作业。

2.如权利要求1所述的深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于：

步骤(2)，如储层的天然裂缝比较发育，酸液排量适当增加20％～30％。

3.如权利要求1所述的深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于：

步骤(3)，采用低黏度酸、中黏度酸及高黏度酸相组合。

4.如权利要求3所述的深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于：

所述低黏度酸的黏度为1mPa.s～5mPa.s；

所述中黏度酸的黏度为10mPa.s～20mPa.s；

所述高黏度酸的黏度为30mPa.s～40mPa.s。

5.如权利要求1所述的深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于：

步骤(4)注入模式采用2级～5级。

6.如权利要求1所述的深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于：

步骤(5)，采用低黏高弹性的活性胶液体系，黏度为10mPa.s～15mPa.s；

采用同步破胶施工技术。

7.如权利要求1所述的深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于：

步骤(6)，每段裂缝内液体平均返排10m³～20m³。

8.如权利要求1所述的深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法，其特征在于：

步骤(7)，顶替量设计为垂直井筒的内容积。