CN109751037A - 一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法。包括：(1)页岩关键储层参数的评估(2)裂缝参数的优化(3)地质工程甜点确定及簇射孔位置确定(4)压裂施工参数的优化(5)簇射孔作业(6)酸预处理作业(7)酸性滑溜水造主裂缝注入施工(8)中性滑溜水高排量注入施工(9)140‑230目或70‑140目支撑剂中排量注入施工(10)低排量注入隔离液施工(11)重复步骤8)～10)直到当段总液量及支撑剂量用完为止；(12)顶替作业。本发明通过酸性滑溜水体系和中性滑溜水高频变排量工艺。提高常压页岩气井压后生产效果，更好地实现对常压页岩经济有效开发的目标。

Description

一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法

技术领域

本发明涉及石油开采领域，进一步地说，是涉及一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法。

背景技术

常压页岩气蕴藏的资源量十分巨大，四川盆地及周缘埋深小于3500m的志留系页岩分布面积达8.2万平方公里，其中常压页岩面积6.2万平方公里，地质资源量19.8万亿方，占75.6％。但受其特殊的地质特征制约，常压页岩气水平井实施水力压裂措施后稳定日产量一般不足3万方，产量相对较低且递减速度较快。因此，目前的大规模多段压裂技术对常压页岩适应性较差，难以对其实现经济有效开发。

与高压页岩气相比，常压页岩气藏主要压裂地质特点如下：1)地质构造特征：常压页岩气藏一般位于构造的向斜部位，且地质构造运动频繁，造成各种断层及裂隙较为发育，从而导致游离气逸散，不利于页岩气的封闭保存。因此，常压页岩气的总含气量往往较低，且吸附气的比例相对较高。若没有形成复杂的缝网系统及有效的压裂改造体积，则会造成常压页岩气井压后初期产量低(初期产量以游离气为主)，且产量递减快(吸附气的采出需要连通的裂缝系统提供解吸所需的压差及渗流驱动力)。2)页岩岩性特征：常压页岩石英等脆性矿物含量相对较高，岩石的断裂韧性相对较小，导致压裂缝长的延伸速度远远高于缝宽的延伸速度，主裂缝内净压力难以有效建立和快速提升，诱导应力的作用减弱，加大了支缝及微缝等的破裂和延伸难度。从常压页岩气的压后返排率高也可进一步验证裂缝的尺度较大，没有形成复杂的微缝系统。3)地层压力特征：高压页岩地层压力系数可达1.5-1.9，而常压页岩地层压力系数一般为0.9-1.2，因此相同条件下地层上覆压力增强，各种原始尺度的裂隙宽度相对较低。在压裂裂缝延伸过程中，压裂液及支撑剂的进缝阻力会相对较大，从而减小了用来造缝的净压力，裂缝的复杂性程度会因此相对较低。且压裂过程中因压力低造成的滤失较大，也使得主裂缝的延伸净压力难以快速提升，进一步降低了裂缝的复杂性程度。此外，压后返排时，驱动压差相对较小，尤其是支缝及微缝，易产生水锁效应而影响气体的有效流动。

在压裂施工工艺方面，常压页岩气井一般采用类似于高压页岩气井的压裂模式及参数：单段采取中等数量的射孔簇数，一般2-3簇；滑溜水与胶液混合注入模式，且滑溜水的黏度相对较高(9-12mPa·s)，胶液的比例及黏度都相对较低(分别为10-20％和30-40mPa·s)；单段压裂液量一般1600-1800m³；单段支撑剂量一般50-70m³，其中，70-140目的比例一般为10-20％，40-70目支撑剂比例一般60-70％，剩余为30-50目支撑剂；注入排量一般为12-16m³/min，且排量一般为恒定模式，即使有时采用变排量施工，也在很短时间内完成，没有达到真正变排量施工的目的。

上述地质特征及压裂工艺的不匹配造成了常压页岩气井压裂裂缝复杂性的降低和压后的低产及产量的快速递减，因此，需要研究提出一种新的适应于常压页岩气藏特征的水平井体积压裂新技术，以解决上述局限性，真正实现常压页岩气的经济有效开发。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法。以增加常压页岩气井压裂裂缝的复杂性和改造体积的有效性，应用的关键技术手段为酸性滑溜水体系和中性滑溜水高频变排量工艺。提高常压页岩气井压后生产效果，更好地实现对常压页岩经济有效开发的目标。

本发明的总体思路如下：

1)酸性滑溜水扩主缝造微缝施工

酸性滑溜水具有以下优势：酸岩溶蚀沟通主裂缝附近的支缝及微缝系统，在主裂缝净压力不用大幅度增加的前提下，人为产生许多支缝及微缝系统；酸液可降低岩石强度，增加多尺度裂缝起裂和延伸的概率；滑溜水的低黏度和低摩阻特性易于破裂和延伸小微尺度裂缝系统，也利于提高总的注入排量，促使多簇裂缝的起裂和延伸。

为了增加酸性滑溜水在主裂缝延伸过程中与附近岩石酸岩反应时间，形成沿主裂缝延伸的多个支缝及微缝系统，根据数值模拟试验及现场微地震监测结果，优化出酸性滑溜水的用量一般占段内压裂液总量的20-30％，排量为最高排量的70％左右，从而避免了所有酸性滑溜水都沿主裂缝延伸时，因岩石断裂韧性小导致的缝长快速延伸的被动局面。

2)中性滑溜水高频变排量施工

该阶段要开始低砂液比的支撑剂注入，采用中性滑溜水可降低成本，也可防止支撑剂在酸性介质中导流能力的降低。因前期酸性滑溜水已经降低了主裂缝范围内的岩石强度，并沟通延伸了部分支缝及微缝系统。此时，注入的中性滑溜水的黏度及摩阻都应低于前期酸性滑溜水，以在既有的不同尺度的裂缝系统内继续扩缝。

该注入阶段采用高频变排量的方式，此处所谓变排量不是以往的排量从低到高一次性变化，而是从高到低变化，并且要重复一次或多次。具体作业时，在最短的时间内，将排量尽快提高到设计最大值，可在井筒内迅速建立起足够高的压力，可进一步促进近井多尺度裂缝的继续延伸，此时用于延伸主裂缝的排量就大幅度降低，可在一定程度上避免主裂缝端部裂缝的快速延伸(导致净压力降低或提升速度慢)。

等近井多尺度裂缝延伸到一定程度后，可以70-140目或140-230目支撑剂，以低中砂液比连续加砂，以促进近井多尺度裂缝系统的快速充填和支撑。上述小粒径支撑剂采用连续加砂模式，目的是最大限度地将近井多尺度裂缝系统有效支撑起来。在支撑的同时，因支撑剂粒径小，且充填得较为饱满，可以降滤失，让后续注入的中性滑溜水及携带的支撑剂又逐步向中井和远井推进。上述过程中，支撑剂注入时适当降低排量，可为设计最高排量的70％左右，以使其绝大部分都能进入近井多尺度裂缝。等该阶段支撑剂加完后，再加入隔离液阶段，再将排量降为设计最大排量的50％左右，可在主裂缝内产生加载和卸载效应以增加主裂缝附近岩石的疲劳破坏程度，使得裂缝的复杂性程度进一步增加。

然后，开始下一个循环施工，排量又从高到低，直到几个循环之后，如设计的支撑剂总量及液量用完，就结束该阶段的施工。

本发明的目的是提供一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法。

包括：

(1)页岩关键储层参数的评估

(2)裂缝参数的优化

(3)地质工程甜点确定及簇射孔位置确定

(4)压裂施工参数的优化

(5)簇射孔作业

每段射孔4-6簇；

(6)酸预处理作业

注酸排量为1-1.5m³/min，替酸排量为4-6m³/min；

(7)酸性滑溜水造主裂缝注入施工

酸性滑溜水的黏度为3-5mPa·s，降阻率60％以上；排量取步骤4)的排量的65-75％

(8)中性滑溜水高排量注入施工

中性滑溜水的黏度为1-2mPa·s，降阻率70％以上，液量在60-80m³，排量取步骤4)的最大排量；

(9)140-230目或70-140目支撑剂中排量注入施工

排量为步骤4)的最高排量的65-75％，砂液比为2-4-6-8-10％；

(10)低排量注入隔离液施工

以当段井筒容积的110-120％的中性滑溜水进行注入施工，排量取步骤4)最高排量的45-55％；

(11)重复步骤(8)～(10)，其中每个阶段的初始砂比较上个阶段增加2-3％；直到当段总液量及支撑剂量用完为止；

(12)顶替作业。

优选：

步骤(5)，簇长为1-1.5m，射孔相位60度，射孔密度为16-20孔/m，孔径为9.5mm以上。

步骤(6)，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，将排量降低到注酸排量；等25-35％酸液进入地层时，将排量提高到替酸排量；等60-70％酸液进入裂缝时，将替酸排量提高到7-8m³/min，直到酸都被替完为止。

步骤(7)，用步骤(4)的单段总液量的20-30％作为酸性滑溜水进行注入施工。

步骤(9)，前两个砂液比采用段塞式注入，携砂液体积为当段井筒容积的100％，后三个砂液比可采用连续加砂模式，携砂液体积为当段井筒容积的50-70％，以此计算该阶段总的液量。

步骤(11),重复步骤8)～10)，4-5次直到当段总液量及支撑剂量用完为止。

步骤(12)，以当段井筒容积的120-130％进行顶替作业；在前期的30-40m³用30-40mPa·s的高黏度胶液施工，之后用黏度1-2mPa·s的中性滑溜水，直到完成所有顶替量的注入。

步骤(12)，排量取步骤4)的最高排量。

本发明具体可采用以下技术方案：

1)页岩关键储层参数的评估

此参数评估阶段实施步骤与常规页岩压前评价方法相同。主要包括构造、断层、裂隙特征，岩性特征、物性特征、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。

可综合应用地震资料、录井、测井及导眼井岩心室内测试分析等手段。由于压裂过程为准静态，因此，需要将测井等获得的动态参数转换为类似岩心分析的静态参数。

水平段的对应资料，应由测井特征与直导眼井进行对比，并由直导眼井的测井结果与岩心结果的转换关系，确定水平段的静态参数结果。

2)地质工程甜点确定及簇射孔位置确定

在步骤1)的基础上，分别进行地质甜点及工程甜点的计算，并按等权重分配方法，获得综合甜点指标及其沿水平井筒的连续分布曲线。再由步骤3)优化的缝间距(可计算裂缝的总条数)及套管接箍位置，并按综合甜点优选原则(甜点之间差异小于20-30％)，考虑段簇的具体射孔位置。

3)裂缝参数的优化

在步骤1)的基础上，用常用的地质建模软件PETROL，先建立精细的地质模型。然后，应用目前最成熟也最常用的页岩气压裂产量动态预测软件ECLIPSE，按等值渗流阻力法(为减少计算工作量，先把裂缝的宽度放大一定的倍数，一般不大于0.1m，然后，按比例缩小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，实际证明既快捷又不影响模拟计算的精度)设置不同尺度的水力支撑裂缝。

裂缝系统包括主裂缝、支裂缝及微裂缝三种不同尺度，可应用正交设计方法进行主裂缝的最优参数优化，包括长度、导流能力、缝间距及裂缝布局；针对支裂缝及微裂缝主要优化裂缝密度及导流能力。

最终选取压后产量相对最大或经济净现值最大时对应的裂缝参数系统，为优化的裂缝参数系统。

4)压裂施工参数的优化

为获得步骤3)中优化的裂缝参数系统，应用页岩气压裂裂缝扩展模拟常用的商业软件MEYER，先分类模拟不同尺度的裂缝需用的施工参数，包括压裂液总量及滑溜水比例、滑溜水及胶液的黏度(可考虑变黏度组合)、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、排量、砂液比及连续加砂和段塞式加砂程序等。从中优选出能够形成步骤3)最优裂缝参数系统的压裂施工参数组合。

5)簇射孔作业

在步骤2)的基础上，应用常规的桥塞射孔联作技术进行射孔作业。与以往不同，结合步骤3)优化缝间距结果，每段射孔4-6簇，以增加段内多簇裂缝间的诱导应力干扰效果。簇长一般1-1.5m，射孔相位60度，射孔密度一般16-20孔/m，孔径一般9.5mm以上。

第一段采用连续油管携带射孔管串，其余各段采用泵送方式携带射孔管串。等桥塞到达预定位置后，座封、丢手，上提射孔枪到预定位置，点火、射孔，依次完成各簇射孔作业。最后，上提射孔管串，安装套管注入流程。

6)酸预处理作业

一般采用常规盐酸或土酸配方，可应用步骤1)的岩心，通过不同酸液的配伍性、酸溶蚀率等，优选合适的酸类型及配方。

为了提高所有射孔簇均匀地进酸和起裂延伸裂缝，注酸排量一般1-1.5m³/min，替酸排量一般4-6m³/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将排量降低到注酸排量；等30％左右酸液进入地层时，将排量提高到先前的替酸排量；等60-70％左右酸液进入裂缝时，将替酸排量提高到7-8m³/min，直到酸都被替完为止。

7)酸性滑溜水造主裂缝注入施工

用步骤4)优化的单段总液量的20-30％作为酸性滑溜水进行注入施工，酸性滑溜水的黏度一般取3-5mPa·s，降阻率60％以上，排量取步骤4)优化的排量的70％左右。

8)中性滑溜水高排量注入施工

在步骤7)的基础上，用常规的中性滑溜水进行注入，黏度一般1-2mPa·s，降阻率70％以上，液量一般在60-80m³，排量取步骤4)优化的最大排量。

9)140-230目或70-140目支撑剂中排量注入施工

在步骤8)的基础上，以中性滑溜水携带140-230目或70-140目支撑剂，排量取步骤4)优化的最高的70％左右，砂液比取2-4-6-8-10％，前两个砂液比可采用段塞式注入，携砂液体积为当段井筒容积的100％，后三个砂液比可采用连续加砂模式，携砂液体积为当段井筒容积的50-70％，以此计算该阶段总的液量。

10)低排量注入隔离液施工

在步骤9)的基础上，以当段井筒容积的110-120％的中性滑溜水(不加支撑剂)进行注入施工，排量取步骤4)优化的最高的50％。

11)重复步骤8)～10)共计4-5次，其中每个阶段的初始砂比较上个阶段增加2-3％，直到当段总液量及支撑剂量用完为止。如不够一次循环施工，多余的液量及支撑剂量可在最后阶段补加用完为止。

12)顶替作业

以当段井筒容积的120-130％进行顶替作业，在前期的30-40m³用30-40mPa·s的高黏度胶液施工，以防止水平井筒内的沉砂效应，便于下段的桥塞下入和座封。之后用黏度1-2mPa·s的中性滑溜水，直到完成所有顶替量的注入。排量取步骤4)优化的最高排量。

13)其它段的压裂施工，重复步骤5)～步骤12)，直到将所有段施工完为止。

14)钻塞、返排、测试及正常生产等，采用常规流程及参数，在此不赘。

具体实施流程如下表所示。

表1常压页岩气井体积压裂技术泵序示意表

本发明具有以下技术特点和优良效果：

本发明设计合理，具有较强的现场可操作性，可显著增加常压页岩气井压裂改造的裂缝复杂性并提高有效改造体积，为最大限度地提高常压页岩的开发潜力、实现常压页岩“降本增效”开发提供了技术支撑。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

某常压页岩区块一口井，该井垂深3876m，测深4932m，水平段长1295m。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估认为，该井优质页岩发育，静态指标良好，脆性中等偏上，部分层段发育高角度天然裂缝。

(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)建立气藏数值模拟模型，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18段，主裂缝最优缝间距14-22m、裂缝半长260-300m、导流能力为30-55mD·m、采取W型布缝模式；支裂缝的裂缝密度为1条/50m、导流能力6-10mD·m；微裂缝的裂缝密度为1条/20m、导流能力1-2mD·m。

(4)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65m³-80m³，支撑剂粒径为140-230目和70-140目，其中140-230目占总支撑剂量的50-60％，70-140目占总支撑剂量的40-50％，酸性滑溜水黏度3-5mPa·s，中性滑溜水黏度1-2mPa·s，胶液黏度30-40mPa·s，其中酸性滑溜水占总液量的20％，胶液占总液量的2％。

(5)应用常规的桥塞射孔联作技术进行射孔作业，每段射孔4-6簇。

(6)预处理采用20m³稀盐酸，注酸排量1m³/min，之后采用6m³/min的排量注入25m³滑溜水，将排量降低至1m³/min注入5m³滑溜水，再将排量增加到6m³/min注入15m³滑溜水，再将排量提至8m³/min。

(7)以11m³/min的排量注入360-420m³酸性滑溜水。

(8)以16m³/min的排量注入中性滑溜水60m³。

(9)以11m³/min的排量，注入携带140-230目支撑剂(砂比2％)的中性滑溜水45m³，之后降排量至8m³/min，注入顶替液50m³。

(10)采取步骤(9)的模式继续进行泵注，将支撑剂砂比提至4％。

(11)采取步骤(9)的模式继续进行泵注，加砂阶段采取6-8-10％的砂比进行连续加砂，每个砂比段携砂液量为30m³。

(12)重复上述步骤(8)-(11)共计4次，其中每个阶段的初始砂比较上个阶段增加3％。共计注入中心滑溜水1560m³，支撑剂72m³(140-230目支撑剂共计45m³，70-140目支撑剂共计27m³)。

(13)采用30m³黏度为40mPa·s的胶液及25m³中性滑溜水进行顶替。排量取步骤4的最高排量15～16m³/min。

(14)按照以上步骤，完成该井18段压裂施工。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，该井压后初期产量9.6×10⁴m³，一年后产量仍保持在6～7×10⁴m³/d，与邻井产量相比产气量提高2～3倍。

Claims (8)

1.一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：

(1)页岩关键储层参数的评估

(2)裂缝参数的优化

(3)地质工程甜点确定及簇射孔位置确定

(4)压裂施工参数的优化

(5)簇射孔作业

每段射孔4-6簇；

(6)酸预处理作业

注酸排量为1-1.5m³/min，替酸排量为4-6m³/min；

(7)酸性滑溜水造主裂缝注入施工

酸性滑溜水的黏度为3-5mPa·s，降阻率60％以上；排量取步骤4)的排量的65-75％；

(8)中性滑溜水高排量注入施工

中性滑溜水的黏度为1-2mPa·s，降阻率70％以上，液量在60-80m³，排量取步骤4)的最大排量；

(9)140-230目或70-140目支撑剂中排量注入施工

排量为步骤4)的最高排量的65-75％，砂液比为2-4-6-8-10％；

(10)低排量注入隔离液施工

以当段井筒容积的110-120％的中性滑溜水进行注入施工，排量取步骤4)最高排量的45-55％；

(11)重复步骤(8)～(10)，其中每个阶段的初始砂比较上个阶段增加2-3％；直到当段总液量及支撑剂量用完为止；

(12)顶替作业。

2.如权利要求1所述的常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于：

步骤(5)，簇长为1-1.5m，射孔相位60度，射孔密度为16-20孔/m，孔径为9.5mm以上。

3.如权利要求1所述的常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于：

步骤(6)，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，将排量降低到注酸排量；等25-35％酸液进入地层时，将排量提高到替酸排量；等60-70％酸液进入裂缝时，将替酸排量提高到7-8m³/min，直到酸都被替完为止。

4.如权利要求1所述的常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于：

步骤(7)，用步骤(4)的单段总液量的20-30％作为酸性滑溜水进行注入施工。

5.如权利要求1所述的常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于：

步骤(9)，前两个砂液比采用段塞式注入，携砂液体积为当段井筒容积的100％，后三个砂液比可采用连续加砂模式，携砂液体积为当段井筒容积的50-70％，以此计算该阶段总的液量。

6.如权利要求1所述的常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于：

步骤(11),重复步骤8)～10)，4-5次直到当段总液量及支撑剂量用完为止。

7.如权利要求1所述的常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于：

步骤(12)，以当段井筒容积的120-130％进行顶替作业；在前期的30-40m³用30-40mPa·s的高黏度胶液施工，之后用黏度1-2mPa·s的中性滑溜水，直到完成所有顶替量的注入。

8.如权利要求7所述的常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法，其特征在于：

步骤(12)，排量取步骤4)的最高排量。