CN109763806B - 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法。包括：(1)页岩气关键工程参数评估(2)压裂液体系及支撑剂的确定(3)裂缝参数及压裂施工参数优化(4)压裂段簇射孔位置确定及射孔参数(5)酸预处理(6)低黏度滑溜水低排量控缝高压裂(7)超低密度支撑剂脱砂压裂(8)多尺度裂缝压裂充填(9)根据各压裂段的井筒容积，按110‑120％进行过顶替作业。本发明通过优化酸处理降低破裂压力、低黏滑溜水低排量注入控缝高、混合超低密度支撑剂缝内脱砂等工艺组合，实现净压力的有效提升，再通过全程小粒径支撑剂注入施工，提高小微缝发育的深层页岩气裂缝系统充填度，从而进一步提高裂缝有效改体积和长期裂缝导流能力。

Description

一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法

技术领域

本发明涉及页岩气储层改造技术领域，进一步地说，是涉及一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法。

背景技术

目前，深层页岩气的勘探与开发日益紧迫，如中国石化的永川及威远区块，大部分井垂深在3800m以上，甚至4100m以上。国外4100m垂深的页岩气压裂关也未突破。但国外深层页岩气的地质特点与国内差异性极大，主要在含气性、脆性指数及水平两向应力差异系数等方面，都比国内深层页岩气更利于实现复杂缝网，因此国外的深层页岩气压裂模式及工艺参数难以借鉴，必须针对国内深层页岩气的具体地质特点，开展针对性攻关研究。

具体到永川、威远等区块深层页岩气而言，除了垂深在4000m左右，还有高地应力(闭合应力90MPa以上)、高水平应力差(一般15MPa以上)、水平层理缝与高角度缝同时存在、断裂韧性较小(一般<1MPa.min^0.5以下)，以及杨氏模量高(一般在30GPa以上)，地层塑形特征较强等。这些工程地质参数导致压裂形成的主裂缝宽度小、缝长方向的延伸速度快、主裂缝净压力难以持续提升，最终难以张开其它小尺度裂缝，更难以获得有效支撑剂充填，压后效果差，尤其是产量递减快，就难以避免，这已严重制约了深层页岩气的经济有效开发。

而目前的深层页岩气压裂模式及工艺参数，大多仍借鉴中浅层页岩气的做法，如单一的中高黏度滑溜水及中高黏度胶液的混合注入，支撑剂设计，仍采用中浅层的70-140目、40-70目及30-50目，且70-140目支撑剂的比例仅为10-15％，有时因为加砂困难，才被迫取消30-50目支撑剂。这种压裂方式目前已很难适应深层页岩气压裂的需要，现场已出现70-140目支撑剂压裂砂堵的案例。因此，必须研究提出一种新的深层页岩气体积压裂技术，以解决上述局限性。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法，通过优化酸处理降低破裂压力、低黏滑溜水低排量注入控缝高、混合超低密度支撑剂缝内脱砂等工艺组合，实现净压力的有效提升，以满足不同尺度裂缝的开启，再通过全程小粒径支撑剂注入施工，提高尤其断裂韧性偏小、小微缝发育的深层页岩气裂缝系统充填度，从而进一步提高裂缝有效改体积和长期裂缝导流能力。

主要内容如下：

(1)按照常规页岩气井压裂方案设计步骤，基于压前储层特性参数评价，模拟压后产量相对最优或压后经济净现值最高的裂缝参数。为了实现优化的裂缝参数系统，应用常用的页岩气压裂裂缝扩展模拟软件MEYER，模拟不同的压裂施工参数(排量、液量、滑溜水比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、砂液比及注入程序等)及压裂液黏度下的裂缝扩展情况，从中优选能实现最佳主裂缝参数的压裂施工参数。本发明推荐的压裂液有两种：黏度1-2mPa·s低黏滑溜水和黏度为50-60mPa·s的胶液，二者用量占比分别为90-95％、5-10％；支撑剂类型优选为三种：40-70目支撑剂、70-140目支撑剂、140-230目支撑剂，三者用量占比为5-10％、75-85％、10-20％，；本发明中选用的支撑剂主要以超低密度和低密度小粒径支撑剂为主，便于支撑剂顺畅进入各种尺度的裂缝。由于小粒径支撑剂与单位裂缝壁面上接触的点更多，更有利于降低支撑剂的嵌入，此外，小粒径支撑剂悬浮性能好，可以提高裂缝在端部位置的纵向支撑效率，也利于提高有效的裂缝改造体积。

(2)优选预处理酸液类型及配方，酸用量一般15-25m³，挤酸排量一般1-1.5m³/min，挤完酸后用1-2mPa·s的低黏滑溜水替酸，排量一般4-6m³/min，等酸到孔眼后再降低到1.5-2m³/min,以增加酸岩接触时间和压降效果，待酸进入孔眼40％酸量后，再将替酸排量提高到4-6m³/min，以增加每簇孔眼处有酸预处理的效果，对于单簇射孔不必中途增加替酸排量。

(3)采用黏度1-2mPa·s的滑溜水压裂液和优化设计的最高排量的40-50％进行控缝高压裂施工，滑溜水用量为总压裂液量的20％左右。

(4)待缝长达到设计缝长的70％左右，采用体积密度为<1.2g/cm³、粒径为40-70目和70-140目的超低密度支撑剂，按1:1-1:2体积比进行混合，砂液比为2-4-6-8％进行连续加砂，排量提升至优化的最高排量进行缝内脱砂压裂，支撑剂用量占优化设计总支撑剂量的10％左右。施工中以井口压力上升速度1MPa/min为判断依据，低于该值可以继续提高砂液比或执行长段塞施工模式，直到压力上升速度达到上述临界值为止。

(5)缝内脱砂后，进行小粒径支撑剂混合压裂充填，支撑剂粒径采用140-230目和70-140目，体积密度<1.5g/cm³，支撑剂量为设计总支撑剂量扣除端部脱砂支撑剂量后的剩余值，二者体积比为1:9或2:8，该阶段排量按优化的最高排量，砂液比可为3-5-7-9-11-13％，采用1-2mPa·s的低黏滑溜水段塞式加砂，施工过程中，若压力波动幅度小，如低于1-2MPa，可以采2-3个砂液比的连续段塞加砂；但如压力波动幅度大，如高于3-5MPa，则仍按照一段携砂液、一段顶替液的“段塞式”加砂模式施工。为了增加缝口的导流能力，进一步提高砂液比至15-17％，采用黏度为50-60mPa·s的胶液完成高砂液比加砂。

(6)待小粒径支撑剂注入施工完成后，根据各压裂段的井筒容积，按110-120％进行过顶替作业。顶替液前期采用黏度50-60mPa·s的胶液10-20m³可以降低水平段内可能的沉砂效应，剩下用1-2mPa·s的滑溜水完成后续顶替，从而完成整个压裂施工。

本发明的目的是提供一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法。

包括：

(1)页岩气关键工程参数评估

(2)压裂液体系及支撑剂的确定

主体压裂液选择黏度为1-2mPa·s的低黏滑溜水，施工后期高砂液比阶段采用占总压裂液量5-10％的黏度为50-60mPa·s的胶液；

支撑剂分为两类：一类是满足缝内脱砂需要的40-70目以及70-140目超低密度支撑剂；一类是满足后续多尺度充填需要的70-140目和140-230目低密度支撑剂；

(3)裂缝参数及压裂施工参数优化

(4)压裂段簇射孔位置确定及射孔参数

射孔孔径为13mm以上，孔密13-16孔/米；

(5)酸预处理

酸用量为15-25m³；

(6)低黏度滑溜水低排量控缝高压裂

(7)超低密度支撑剂脱砂压裂

采用40-70目和70-140目超低密度支撑剂，按1:1-1:2体积比例混合后进行加砂施工，二者用量设计为步骤(3)优化总支撑剂量的10％-15％，砂液比按连续加砂模式，为2-4-6-8％进行，排量按步骤(3)优化的最高排量；

(8)多尺度裂缝压裂充填

在步骤(7)的基础上，完成步骤(3)优化总支撑剂量剩余的85％-90％支撑剂压裂施工；

(9)根据各压裂段的井筒容积，按110-120％进行过顶替作业。

优选：

步骤(2)，

所述超低密度支撑剂的体积密度<1.2g/cm³；

所述低密度支撑剂的体积密度<1.5g/cm³。

步骤(3)

单段压裂液规模1800-2000m³，其中低黏滑溜水占比90-95％，胶液占比5-10％；支撑剂规模55-60m³，70-140目低密度支撑剂占比70-80％；最高排量为14-16m³/min。

步骤(4)射孔簇数设计为第一段1-2簇，其余段2-3簇。

步骤(5)，挤酸排量为1-1.5m³/min，替酸排量为4-6m³/min。

步骤(6)，采用黏度1-2mPa·s的滑溜水压裂液，按照步骤(3)优化的最高排量的40-50％进行控缝高压裂施工，注入占步骤(3)优化的低黏滑溜水压裂液总量的8-10％后，按步骤(3)优化最高排量的50-60-75-90-100％逐步提高排量至设计最高排量，注入占步骤(3)优化的低黏滑溜水压裂液总量的12-15％，此时，总入井液量占步骤(3)优化总液裂液量的20-25％。

步骤(8)采用的支撑剂为140-230目和70-140目低密度支撑剂，体积密度<1.5g/cm³，砂液比为3-5-7-9-11-13-15-17％。

140-230目支撑剂和70-140目支撑剂的体积比为1:9～2:8。

本发明具体实施方式如下：

(1)页岩气关键工程参数评估。包括岩性、物性、含气性、岩石力学参数、三向地应力、水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝发育情况等。可综合采用测井、录井及导眼井岩心室内分析化验等方法确定。对水平段而言，可与导眼井测井及录井数据对比，再由导眼井测井录井与岩心实验结果的对比关系，确定水平井段各关键参数。

(2)压裂液体系及支撑剂的确定。基于步骤(1)页岩气压前评价，考虑前期控缝高、缝内脱砂及后期多尺度充填思路，推荐主体压裂液选择黏度为1-2mPa·s的低黏滑溜水，施工后期高砂液比阶段可采用占总压裂液量5-10％的黏度为50-60mPa·s的胶液；支撑剂分为两类：一类是满足缝内脱砂需要的40-70目以及70-140目超低密度支撑剂(体积密度<1.2g/cm³左右)；一类是满足后续多尺度充填需要的70-140目和140-230目低密度支撑剂(体积密度<1.5g/cm³)。

(3)裂缝参数及压裂施工参数优化。在步骤(1)的基础上，建立地质模型，应用成熟的油气藏数值模拟软件ECLIPSE，按正交设计原理，模拟不同的裂缝长度、导流能力、裂缝条数及裂缝缝长分布，从中优选压后产量相对最优或压后经济净现值最高的裂缝参数系统，即为最佳的裂缝参数。

为了实现优化的裂缝参数系统，应用常用的页岩气压裂裂缝扩展模拟软件MEYER，模拟不同的压裂施工参数(排量、液量、滑溜水比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、砂液比及注入程序等)及不同压裂液黏度下的裂缝扩展情况，从中优选能实现最佳主裂缝参数的压裂施工参数组合，单段压裂液规模1800-2000m³，其中低黏滑溜水占比90-95％，胶液占比5-10％；支撑剂规模55-60m³，其中以70-140目低密度支撑剂为主，占比70-80％；最高排量除了满足多尺度造缝设计需要外，还要参考井口限压和施工限压要求，推荐为14-16m³/min。

(4)压裂段簇射孔位置确定及射孔参数。在步骤(1)的基础上，计算地质甜点及工程甜点，按等权重分配办法，确定最终的综合甜点。再结合步骤(3)优化的裂缝总条数的要求，避开套管接箍和固井质量不好的地方，按综合甜点从高到低排序进行。应用常规的桥塞射孔联作技术，在相应的甜点位置进行射孔。为了降低破裂压力和施工压力，射孔孔径可选择13mm以上，孔密13-16孔/米即可，以防止套管变形。射孔簇数设计为第一段1-2簇，其余段2-3簇。

(5)酸预处理。基于步骤(1)数据及导眼井岩心的酸溶蚀率结果，优选酸类型及配方。酸用量一般15-25m³，比中浅层页岩气用酸强度适当增加。挤酸排量一般1-1.5m³/min，替酸排量一般4-6m³/min。等酸到孔眼后再降低到1.5-2m³/min，以增加酸岩接触时间和压降效果。等酸量的40％进入孔眼后，再将替酸排量提高到4-6m³/min，以增加每簇孔眼处有酸预处理的效果。但单簇射孔不必中途增加替酸排量。

(6)低黏度滑溜水低排量控缝高压裂。完成步骤(5)替酸后，采用黏度1-2mPa·s的滑溜水压裂液，按照步骤(3)优化的最高排量的40-50％进行控缝高压裂施工，注入约占步骤(3)优化的低黏滑溜水压裂液总量的8-10％后，按步骤(3)优化最高排量的50-60-75-90-100％逐步提高排量至设计最高排量，注入约占步骤(3)优化的低黏滑溜水压裂液总量的12-15％，此时，总入井液量约占步骤(3)优化总液裂液量的20-25％，即完成图1中之“5.控缝高压裂阶段”施工。

(7)超低密度支撑剂脱砂压裂。完成步骤(6)后，采用40-70目和70-140目超低密度支撑剂(体积密度<1.2g/cm³)，按1:1-1:2体积比例混合后进行加砂施工，二者用量设计为步骤(3)优化总支撑剂量的10％-15％，砂液比按连续加砂模式，可为2-4-6-8％进行，排量按步骤(3)优化的最高排量。施工中以井口压力上升速度1MPa/min为判断依据，低于该值可以继续提高砂液比或执行长段塞施工模式，直到压力上升速度达到此临界值为止。该阶段所用低黏滑溜水体积可为步骤(3)优化的低黏滑溜水压裂液总量的5-8％左右，即完成图1中之“6.缝内脱砂压裂阶段”施工。

(8)多尺度裂缝压裂充填。在步骤(7)的基础上，完成步骤(3)优化总支撑剂量剩余的85％-90％支撑剂压裂施工。步骤(8)采用的支撑剂为140-230目和70-140目低密度支撑剂，体积密度<1.5g/cm³，砂液比为3-5-7-9-11-13-15-17％，每一阶段砂液比对应的支撑剂量由140-230目和70-140目低密度支撑剂按体积比1:9或2:8混合组成，由于粒径不同，支撑剂在缝内会与不同尺度裂缝相匹配，从而达到多尺度充填的目的。该阶段排量按步骤(3)优化的最高排量，砂液比3-5-7-9-11-13％，按照一段携砂液、一段顶替液的“段塞式”施工模式进行加砂，13％砂液比结束后分别采用1.5倍井筒容积1-2mPa·s低黏滑溜水和1倍井筒容积黏度为50-60mPa·s的胶液进行中间顶替；之后继续采用黏度为50-60mPa·s的胶液连续加砂施工，砂液比提升至15-17％，完成步骤(3)设计全部支撑剂量加砂施工，该阶段低黏滑溜水用量为步骤(3)优化的低黏滑溜水压裂液总量的65-70％左右，即完成图1中之“7.小粒径支撑剂压裂充填阶段”施工；胶液用量为步骤(3)优化胶液总量的90％左右，即完成图1中之“8.高砂液比压裂充填阶段”施工。

(9)待步骤(8)施工完成后，根据各压裂段的井筒容积，按110-120％进行过顶替作业。顶替液前期采用黏度50-60mPa·s胶液的剩余量，以优化最高排量进行顶替施工，以降低水平段内可能的沉砂效应，剩下用1-2mPa·s的剩余低黏滑溜水完成后续顶替，即完成图1中之“9.顶替阶段”施工。

(10)其它段的压裂施工，可重复步骤(2)、(5)～(9)，直到压完所有段为止。

(11)钻塞、返排、求产等参照常规作业流程执行，在此不赘。

本发明的作用效果在于：

1)酸预处理

通过优选与储层岩石性质相匹配的酸类型及浓度，实现酸液对井筒内油泥等污染物的处理和射孔孔眼的疏通，以降低沿程管内摩阻和孔眼摩阻。同时，近井附近部分岩石与酸反应后，岩石骨架强度有所降低，有利于降低初始起裂压力。如施工压力降落一直持续，就应继续注酸，酸预处理过程中的压力降落效果越好，则控缝高的效果越好。

2)控缝高技术

酸液预处理后，采取低黏度滑溜水及低排量组合注入工艺，以使孔眼处的压力积聚速度大幅降低，使裂缝慢慢起裂与扩展，低黏度压裂液容易进入各种小微尺度裂缝中，可降低页岩破裂压力。如果酸处理后采用高黏度压裂液及高排量组合，则孔眼处压力积聚速度太快，即使前期的酸处理很好，也难以避免缝高的失控，一旦缝高失控，则裂缝宽度会大幅度降低，缝内净压力不但不能提高，反而容易降低，因此，裂缝转向及张开层理缝的难度也大幅增加。另外，缝高增加到一定程度后，因裂缝体积也相应增加很多，同样的排量注入，对裂缝几何尺寸的增长效应会越来越弱，因此本发明涉及的早期造缝阶段强调控制缝高。

3)超低密度支撑剂脱砂压裂

在主裂缝长度到达设计值后，采用两种粒径的超低密度的支撑剂按一定比例混合后注入，由于支撑剂密度与水接近，缝内一部分支撑剂沉降，而一部分支撑剂呈悬浮状态，这样在裂缝的上下缝高末梢处及裂缝端部都会填充有支撑剂颗粒，从而对裂缝的延伸产生遮挡效应。即，再进行提高砂液比压裂泵注时，裂缝在缝高和缝长方向的延伸受到阻碍，且后续支撑剂进入裂缝时由于无法进入远端地层而引起缝内憋压，发生主缝内脱砂现象，此时，随砂液比继续增加，可迫使净压力大幅度上升，表现为井口施工压力明显上升，直到净压力突破两向水平主应力差或者达到天然裂缝开启临界净压力时，主裂缝发生转向，同时伴有天然裂缝开启。在净压力提升过程中，如某个或多个转向缝或层理缝/纹理缝或高角度缝先被压开，则主裂缝内净压力在初期会相应降低，但随着后续多裂缝的持续延伸，总的裂缝净压力会越来越高，即使后续不对这些转向缝或新沟通延伸的裂缝系统进行封堵，随着施工的持续，总的裂缝系统的净压力可能还有一定程度的增加，则又会带动更多的更小尺度裂缝的延伸，这样，裂缝的复杂性也会随之持续增加，直到最终超过井口最高施工限压为止。该工艺对于断裂韧性较小的页岩地层尤为适合。

4)小粒径支撑剂注入施工

通过采用一定比例的140-230目及70-140目支撑剂进行混合注入，实现上述多尺度裂缝的有效充填和支撑。小粒径支撑剂在深井高闭合应力下的导流能力与大粒径支撑剂的差异性极低，但在相同造缝尺度的前提下，小粒径支撑剂因能加入更多的量，铺置浓度反而比大粒径支撑剂的高，因此，小粒径支撑剂最终实际形成的裂缝导流能力反而可能大于大粒径支撑剂。此外，就支撑剂的嵌入而言，小粒径支撑剂抗嵌入能力更强，因为在单位岩石面积上，小粒径支撑剂颗粒数更多，与岩石点接触的支撑剂面积更大，抗嵌入能力会更高，对深层页岩气而言，更能提供相对高的长期裂缝导流能力。

附图说明

图1是深层页岩气井多尺度支撑剂充填体积压裂工艺排量及砂液比设计示意图。

图2本发明提供的工艺方法获得的最终裂缝单位面积铺砂浓度。

图3传统工艺方法获得的最终裂缝单位面积铺砂浓度。

附图标记说明：

1.施工排量，2.砂液比，3.注酸阶段，4.替酸阶段，5.控缝高压裂阶段，6.缝内脱砂压裂阶段，7.小粒径支撑剂压裂充填阶段，8.高砂液比压裂充填阶段，9.顶替阶段

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

D井是一口海相页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，目的层中部垂深3968m。该井目的层平均脆性矿物含量62.5％，杨氏模量19.26GPa-23.33GPa，泊松比0.185～0.389，抗拉强度0.36-4.36MPa，I型断裂韧性平均值0.43MPa·m^0.5，II型断裂韧性平均值0.48MPa·m^0.5；最大水平主应力103.8～107.6MPa，最小水平主应力88.7～91.6MPa，水平应力绝对值差15～17.6MPa；水平应力差异系数0.17～0.2，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，但考虑到页岩本身抗拉强度低且两类断裂韧性值偏小，说明裂缝起裂及延伸更加容易，若初期造缝阶段缝高得不到控制则后期提升净压力难度就会很大，若缝长延伸得不到控制则缝内净压力也同样难以提升且裂缝复杂程度也会很有限。邻井压裂施工也表明实际压裂过程中此类页岩净压力难以提升。由此，本发明提供了一种能够实现多尺度压裂和有效提升缝内净压力的工艺方法，最后通过低黏度滑溜水携砂、小粒径支撑剂多尺度充填，以实现增加裂缝净压力和有效改造体积的目标。具体实施步骤如下(图1即为该井典型的施工排量和砂液比设计示意图)：

(1)经采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件优化，该井水平段长1500m，设计压裂22段共54簇，优化裂缝半长320m，主裂缝导流能力2D·cm。结合页岩压裂裂缝扩展模拟软件MEYER优化出满足裂缝参数的压裂工艺参数为：单段酸液用量20m³(浓度为15％的盐酸)，单段压裂液量2000m³(包括：黏度1-2mPa·s的低黏滑溜水1850m³，黏度50-60mPa·s的胶液150m³)，单段支撑剂量60m³(包括：体积密度为1.05g/cm³的40-70目和70-140目两种超低密度陶粒6m³，体积密度为1.45g/cm³的70-140目和140-230目两种低密度覆膜陶粒54m³)，优化最高施工泵注排量16m³/min；

(2)以单段射孔2簇，井筒容积60m³为例：基于步骤(1)，按1m³/min排量注入15％浓度的盐酸20m³后，采用黏度1-2mPa·s的低黏滑溜水进行替酸，替酸排量6m³/min。等酸快替到孔眼，即，替酸滑溜水接近40m³时，逐步将排量降低到2m³/min，以增加酸岩接触时间和压降效果。等酸量的40％进入孔眼后，即，替酸滑溜水接近48m³时，再将替酸排量提高到4-6m³/min，以增加每簇孔眼处有酸预处理的效果；

(3)待步骤(2)15％浓度的盐酸20m³全部进入地层后，继续保持6m³/min进行“低黏度+低排量”的控缝高压裂造缝。待注入3倍井筒容积，即，180m³低黏滑溜水后，将排量由6m³/min缓慢提升至8-10-12-14-16m³/min，每个排量稳定时间不少于2min，这样，缓慢提升排量可以有效控制缝高的过度延伸，同时，不同排量对应产生的净压力大小也不一样，一定程度上有利于开启不同尺度的裂缝；

(4)步骤(3)完成后，共注入酸液20m³，低黏滑溜水压裂液460m³，由裂缝扩展模拟软件MEYER模拟显示此时裂缝延伸半缝长231m，即，达到了预期缝长320的70％左右，根据本发明提供的工艺方法，此时结束前置液造缝，开始进入到缝内脱砂施工阶段。如图1示意之“6.缝内脱砂压裂阶段”，保持排量16m³/min，按1:1体积比将40-70目和70-140目两种超低密度陶粒各3m³均匀混合后，按照砂液比2-4-6-8％进行低黏滑溜水连续加砂泵注施工，携砂低黏滑溜水共计100m³；

(5)完成步骤(4)缝内脱砂压裂后，应能观察到施工压力明显上升，此时保持排量16m³/min，注入3倍井筒容积，即，180m³低黏滑溜水，进行中间顶替和进一步扩缝。待中间顶替结束后，保持16m³/min排量，砂液比3-5-7-9-11-13％，按照一段携砂液、一段顶替液的“段塞式”施工模式进行多尺度支撑剂充填加砂压裂施工，全程采用低黏滑溜水携砂和中间顶替，如图1示意之“7.小粒径支撑剂压裂充填阶段”，本阶段共注入低黏滑溜水980m³，体积密度为1.45g/cm³的70-140目和140-230目两种低密度覆膜陶粒共54m³，140-230目和70-140目支撑剂的体积比为1：9；各砂液比阶段，两种支撑剂按照体积比8:2混合均匀后由低黏滑溜水携带进入地层，实现对不同尺度裂缝的充填。

(6)步骤(5)的13％砂液比结束后，保持16m³/min排量，分别采用1.5倍井筒容积(80m³)低黏滑溜水和1倍井筒容积(60m³)黏度为50-60mPa·s的胶液进行中间顶替；之后仍保持16m³/min排量，接着采用黏度为50-60mPa·s的胶液连续加砂施工，砂液比提升至15-17％，至此，完成所有设计支撑剂量的加入。

(7)步骤(6)完成后，顶替20m³胶液+50m³低黏滑溜水，结束施工。

按照实施例各压裂阶段施工参数设计，采用裂缝扩展模拟软件MEYER对裂缝参数和净压力进行了反演，相较传统深层页岩气储层压裂采用的“胶液+滑溜水+胶液”施工模式以及“70-140目支撑剂+40-70目支撑剂+30-50目支撑剂”组合支撑剂施工模式相比，采取本发明提供的工艺方法缝高相较降低13-23％，平均缝宽相较提高47-58％，平均净压力相较提高50-83％，主裂缝体积相较提高26-41％，离散裂缝网络体积相较提高37-43％，次裂缝体积相较提高37-44％。如图2和图3对比，本发明提供的工艺方法获得的最终裂缝单位面积铺砂浓度较传统方法提高了50％左右。由此说明，通过本发明提供的前期控缝高、缝内脱砂、多尺度支撑剂充填等配套工艺的实施，大大提高了压裂改造体积和不同尺度裂缝充填支撑的有效性。

Claims (6)

1.一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：

（1）页岩气关键工程参数评估

（2）压裂液体系及支撑剂的确定

主体压裂液选择黏度为1-2mPa•s的低黏滑溜水，施工后期高砂液比阶段采用占总压裂液量5-10%的黏度为50-60mPa•s的胶液；

支撑剂分为两类：一类是满足缝内脱砂需要的40-70目以及70-140目超低密度支撑剂；一类是满足后续多尺度充填需要的70-140目和140-230目低密度支撑剂；

所述超低密度支撑剂的体积密度<1.2 g/cm³；

（3）裂缝参数及压裂施工参数优化

（4）压裂段簇射孔位置及射孔参数确定

射孔孔径为13mm以上，孔密13-16孔/米；

（5）酸预处理

酸用量为15-25m³；

（6）低黏度滑溜水低排量控缝高压裂

（7）超低密度支撑剂脱砂压裂

采用40-70目和70-140目超低密度支撑剂，按1:1-1:2的体积比混合后进行加砂施工，二者用量设计为步骤（3）的总支撑剂量的10%-15%，砂液比按连续加砂模式，为2%-4%-6%-8%进行，排量按步骤（3）的最高排量；

（8）多尺度裂缝压裂充填

在步骤（7）的基础上，完成步骤（3）的总支撑剂量剩余的85%-90%支撑剂压裂施工；

采用的支撑剂为140-230目和70-140目低密度支撑剂；

140-230目支撑剂和70-140目支撑剂的体积比为1:9~2:8；

（9）根据各压裂段的井筒容积，按110-120%进行过顶替作业。

2.如权利要求1所述的深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法，其特征在于：

步骤（3），单段压裂液规模1800-2000 m³，其中低黏滑溜水占比90-95%，胶液占比5-10%；支撑剂规模55-60 m³，70-140目低密度支撑剂占比70-80%；最高排量为14-16 m³/min。

3.如权利要求1所述的深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法，其特征在于：

步骤（4）射孔簇数设计为第一段1-2簇，其余段2-3簇。

4.如权利要求1所述的深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法，其特征在于：

步骤（5），挤酸排量为1-1.5m³/min，替酸排量为4-6m³/min。

5.如权利要求1所述的深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法，其特征在于：

步骤（6），采用黏度1-2mPa•s的滑溜水压裂液，按照步骤（3）的最高排量的40-50%进行控缝高压裂施工，注入占步骤（3）优化的低黏滑溜水压裂液总量的8-10%后，按步骤（3）最高排量的50%-60%-75%-90%-100%逐步提高排量至设计最高排量，注入占步骤（3）的低黏滑溜水压裂液总量的12-15%，此时，总入井液量占步骤（3）总压裂液量的20-25%。

6.如权利要求1所述的深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法，其特征在于：

步骤（8）砂液比按3%-5%-7%-9%-11%-13%-15%-17%段塞式施工。

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