CN109838223B - 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深层复杂页岩气的体积压裂方法。包括：(1)关键储层参数的评价(2)酸性滑溜水及地面交联酸(3)射孔位置确定及射孔作业(4)裂缝参数及压裂工艺主体参数的优化(5)酸预处理作业(6)小型测试压裂(7)高黏度地面交联酸前置液造缝施工(8)低黏酸性滑溜水的粘滞指进注入施工(9)酸性滑溜水携砂施工。本发明提高了深层复杂页岩气体积压裂裂缝的复杂性，降低了施工砂堵风险，提高了近井、远井裂缝系统的填充率，提高了深层复杂页岩气的有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。

Description

一种深层复杂页岩气的体积压裂方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，进一步地说，是涉及一种深层复杂页岩气的体积压裂方法。

背景技术

目前，随着页岩气勘探开发进程的加深，深层复杂页岩气出现的概率越来越大。所谓“复杂页岩气”是指岩性上碳酸盐岩的含量超过20％,构造上伴随大量水平层理缝、纹理缝以及高角度天然裂缝(填充或未填充)的页岩气储层，其复杂性容易导致压裂裂缝的缝高失控，进而主裂缝净压力大幅降低，难以实现体积压裂的目标，此外，水平层理缝/纹理缝的沟通与延伸困难，裂缝的横向波及体积大幅受限。在三向应力特征上，受构造应力挤压作用，最小水平主应力可能出现与垂向应力接近的情况，此时，初始裂缝起裂和扩展依然是垂直裂缝，但随着裂缝宽度的不断增加，主裂缝净压力不断增加，主裂缝附近的诱导应力也逐渐增加，当诱导应力超过垂向应力与原始最小水平应力的差值后，可能在裂缝扩展的中后期出现“T”型裂缝的情况，即同时出现垂直裂缝和水平裂缝。由于垂向上页岩的厚度尤其是优质页岩的厚度只有几十米，垂向应力在缝高方向上相差不大。因此，一旦出现上述“T”型缝，则水平裂缝可能是多层的，出现多个层理缝/纹理缝同时张开的情况，此时，各种裂缝的宽度都相应降低，压裂砂堵的风险极高。

以往常规的页岩气体积压裂工艺是采用滑溜水与胶液的混合注入，并且采用单级注入模式，只能形成近井复杂裂缝与远井主裂缝的裂缝模式；而最新提出的多级混合注入，虽然对常规工艺有所改善，但频繁切换地面注入系统的流程(滑溜水和胶液流程不同)，对现场施工人员的要求很高，实施困难，容易造成施工各环节的滞后效应，难以实现预期的效果。

因此，急需研究一种新的适应复杂页岩气特征的体积压裂技术，降低施工风险和难度，提高体积压裂施工成功率。

发明内容

为解决现有技术中出现的深层复杂页岩气体积压裂风险高、成功率低的问题，本发明提供了一种深层复杂页岩气的体积压裂方法。通过选用新的压裂液和注入模式，降低砂堵风险，提高深层复杂页岩气压裂裂缝的复杂性和有效改造体积。

本发明的目的是提供一种深层复杂页岩气的体积压裂方法。

包括：

(1)关键储层参数的评价

(2)酸性滑溜水及地面交联酸

(3)射孔位置确定及射孔作业

(4)裂缝参数及压裂工艺主体参数的优化

(5)酸预处理作业

(6)小型测试压裂

在正式压裂前，在第一段或第二段，或每种类型的典型段，进行小型测试压裂试验；

(7)高黏度地面交联酸前置液造缝施工

起步排量采用步骤(4)设计排量的70-80％进行，排量的增幅为2m³/min以上；

(8)低黏酸性滑溜水的粘滞指进注入施工

进行低黏滑溜水的粘滞指进施工；滑溜水黏度应比高黏度地面交联酸的黏度低6倍以上；采用设计的最高排量进行注入；

(9)酸性滑溜水携砂施工

其中，优选：

步骤(3)，每簇射孔长度0.5-1.0m。

步骤(5)，每段用酸量5-15m³，排量1-1.5m³/min。

步骤(7)，若缝高容易失控，在施工的前20％时间内，采用黏度为设计黏度的45％～55％的低黏地面交联酸进行前期造缝。

步骤(8)，当滑溜水到达主裂缝端部时，降低排量20-30％，继续注入100-150m³酸性滑溜水后，进一步的酸性滑溜水携砂施工。

步骤(9)，进行携砂施工，采用采用70-140目、40-70目、30-50目支撑剂；其中70-140目支撑剂占10-20％，40-70目支撑剂占70-80％，30-50目支撑剂占0～10％。

步骤(9)，在最后大粒径加砂阶段，在施工后期加大粒径支撑剂之前，再次将排量降低30-40％，注入1-2个井筒容积后，再次将排量提升到设计的最大排量。

本发明通过选用酸性压裂液、改变注入模式、优化加砂程序，提高主缝和支缝的波及体积，增加裂缝复杂性，改善支撑剂在主缝和支缝内的输送效率，提高复杂裂缝的充填度和有效改造体积。

本发明具体可采用以下技术方案：

(1)关键储层参数的评价

包括岩矿特征尤其是碳酸盐岩含量、天然裂缝发育特征、三向应力特征及岩石力学特征等，可采用岩心全岩分析、岩性测井、FMI成像测井、偶极声波测井及岩心地应力测试分析等手段。

(2)酸性滑溜水及地面交联酸配方研究

结合实际目标井层的岩心及地下流体的配伍性实验结果，同时考察不同浓度、不同添加剂之间的配伍性及性能(流变性能、酸溶蚀率、酸岩反应动力学参数及酸蚀导流能力等)，从中优选最佳的配方体系，为后续的工艺参数模拟优化提供基础性数据。推荐酸性滑溜水和地面交联酸的稠化剂采用同一种酸用稠化剂，一般配方还含有铁离子稳定剂、缓蚀剂、防膨剂、助排剂等。

(3)射孔位置确定及射孔作业

在(1)地质评价的基础上，综合确定地质甜点位置，然后由脆性指数情况优先确定地质工程双甜点位置，作为压裂射孔的位置。射孔作业推荐采用常规的螺旋式射孔技术，60°相位角，每米射孔16个，每簇射孔长度0.5-1.0m，孔径10.5mm左右。也可采用连续油管水力喷射射孔，实现平面射孔效果，利于裂缝的起裂和充分延伸。

(4)裂缝参数及压裂工艺主体参数的优化

在(1)地质参数评价的基础上，推荐采用ECLIPSE商业软件，建立地质模型，通过“等效导流能力”方法设置人工主裂缝及分支缝，并应用正交设计方法，设置不同的缝长、导流能力、缝间距、裂缝布局等，模拟最终产量相对最高的裂缝参数系统。

在此基础上，推荐采用裂缝扩展模拟软件MEYER，模拟实现上述优化的裂缝参数，所需要的主体工艺参数。包括总液量、排量、支撑剂量及滑溜水与胶液的比例等。

(5)酸预处理作业

根据常规方法，推荐采用盐酸配方或稀土酸配方，每段用酸量5-15m³左右，排量1-1.5m³/min左右。

根据岩心的酸溶蚀率实验选择合适的酸类型及配方，一般选择酸溶蚀率高的酸进行预处理，以最大限度地降低破裂压力，并实现主裂缝高度的初期有效控制。

(6)小型测试压裂

在正式压裂前，在第一段或第二段，或每种类型的典型段，要进行小型测试压裂试验，以求取地应力、综合滤失系数及天然裂缝等信息。推荐用液量在50m³以下。设计方法及流程参照常规小型测试的做法。

(7)高黏度地面交联酸前置液造缝施工

根据(4)确定的主体工艺参数及(2)确定的地面交联酸配方，进行主裂缝的造缝施工。考虑到高角度天然裂缝发育等情况，可能主裂缝的缝高控制难度较大，推荐采用变排量的策略进行施工。起步排量推荐采用最优排量的70-80％进行，排量的增幅以2m³/min以上为宜。

若缝高容易失控，可在施工的前20％时间内，采用黏度为设计黏度的50％左右的低黏地面交联酸进行前期造缝，根据现场施工情况，采用相对低排量及低黏度的参数组合，实现更好的缝高控制效果。

(8)低黏酸性滑溜水的粘滞指进注入施工

同样根据(4)确定的主体工艺参数及(2)确定的酸性滑溜水的配方，进行低黏滑溜水的粘滞指进施工。滑溜水黏度应比高黏度地面交联酸的黏度低6倍以上，且在保证降阻率的前提下(一般应在60％以上)，黏度差越大越好。推荐采用设计的最高排量进行注入，利用低黏快速指进效应，使其快速达到主裂缝的端部。

当滑溜水到达主裂缝端部时，因失去了主裂缝通道提供的低阻力，施工压力会有一定程度的上升，此时，降低排量20-30％左右，目的是使低黏度滑溜水在垂直于主裂缝缝长方向上，发生更多粘滞指进现象。此时继续注入100-150m³酸性滑溜水后，可考虑进一步的酸性滑溜水携砂施工。

(9)酸性滑溜水携砂施工

在(8)的基础上，按(4)设计的支撑剂粒径及数量要求进行携砂施工(推荐70-14目支撑剂占10-20％左右，40-70目支撑剂占70-80％左右，30-50目支撑剂占10％左右)。由于步骤(8)中已经形成了酸性滑溜水的指进优势通道，支撑剂的加入不增加额外的粘滞阻力，并且先前注入的高黏地面交联酸有助于防止支撑剂的沉降。

值得指出的是，在最后大粒径加砂阶段，为便于在主裂缝方向再次形成多个沿主缝长方向的指进通道，以承载大量的支撑剂在主裂缝内支撑，有必要在施工后期加大粒径支撑剂之前，再次将排量降低30-40％左右，注入1-2个井筒容积后，再次将排量提升到设计的最大排量，以便将大粒径支撑剂或大部分40-70目支撑剂沿更多的指进通道注入，直到将所有支撑剂按设计要求注入完毕。

(10)其它流程，如顶替、钻塞、求产及生产等流程，参照已有技术流程及规范执行，在此不赘。

本发明具有以下技术特点和优良效果：

本发明思路新颖、方法系统、步骤清晰、切实可行，针对深层复杂页岩的商业化开发，提出了一种深层复杂页岩气的体积压裂新技术，提高了深层复杂页岩气体积压裂裂缝的复杂性，降低了施工砂堵风险，提高了近井、远井裂缝系统的填充率，提高了深层复杂页岩气的有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例1

X井，该井最大垂深超4000米，是典型的深层页岩气井：

(1)关键储层参数的评价

采用全岩分析、岩性测井以及岩心地应力测试分析等方法，对储层的碳酸盐岩含量、天然裂缝发育特征、三向应力特征以及岩石力学特征等进行了分析。

(2)酸性滑溜水及地面交联酸配方研究

根据目标层的岩心和地下流体配伍实验，针对流变性能、酸溶蚀率、酸岩反应动力学参数以及酸蚀裂缝导流能力等参数，优化了酸性滑溜水和地面交联酸的配方体系，其中酸性滑溜水粘度3mPa·s，地面交联酸粘度55mPa·s。

(3)射孔位置确定及射孔作业

采用标准螺旋式射孔技术进行射孔作业。

(4)裂缝参数及压裂工艺主体参数的优化

在(1)的基础上建立地质模型，结合ECLIPSE软件模拟，优化缝长、导流、缝间距、裂缝布局等参数，并优化的参数导入MEYER软件进行模拟，确定相应的液量、排量、支撑剂量以及滑溜水和胶液的比例等施工参数，其中最高排量15m³/min，总液量35280m³，支撑剂1050m³。

(5)酸预处理作业

采用常规方法，在每段压裂前注入10m³盐酸，排量1～1.5m³/min。

(6)小型测试压裂

第一段压裂前，进行常规小型测试压裂作业。

(7)高黏度地面交联酸前置液造缝施工

根据(4)确定的主体工艺参数及(2)确定的地面交联酸配方，进行了主裂缝的造缝施工，该目的层上下遮挡较好，故采用设计最优排量的80％注入，即4m³/min起步，此后按照2m³/min的增幅提高排量。

(8)低黏酸性滑溜水的粘滞指进注入施工

完成主缝造缝后，按照压裂设计进行低黏滑溜水的粘滞指进施工，其中低黏酸性滑溜水的黏度比地面交联酸低10倍。

(9)酸性滑溜水携砂施工

按照设计进行酸性滑溜水加砂施工，平均单段加砂量65m³，其中70-140目支撑剂9.6m³，40-70目支撑剂55.4m³，由于造缝较窄，30-50目支撑剂未采用。

在最后大粒径加砂阶段，在施工后期加大粒径支撑剂之前，再次将排量降低30-40％，注入1-2个井筒容积后，再次将排量提升到设计的最大排量

(10)其它流程，如顶替、钻塞、求产及生产等流程，参照已有技术流程及规范执行，在此不赘。

该井采用新的深层复杂页岩气体积压裂新技术完成压裂作业，通过采用新的压裂工作液、优化注入模型和支撑剂注入程序，提高了压裂改造效果，该井压后日产气132000m³，较同区块其他探井产量提高62％以上。

实施例2

Y井。

(1)关键储层参数的评价

采用全岩分析、岩性测井以及岩心地应力测试分析等方法，对储层的碳酸盐岩含量、天然裂缝发育特征、三向应力特征以及岩石力学特征等进行了分析。

(2)酸性滑溜水及地面交联酸配方研究

根据目标层的岩心和地下流体配伍实验，针对流变性能、酸溶蚀率、酸岩反应动力学参数以及酸蚀裂缝导流能力等参数，优化了酸性滑溜水和地面交联酸的配方体系，其中酸性滑溜水粘度5mPa·s，地面交联酸粘度70mPa·s。。

(3)射孔位置确定及射孔作业

采用标准螺旋式射孔技术进行射孔作业。

(4)裂缝参数及压裂工艺主体参数的优化

在(1)的基础上建立地质模型，结合ECLIPSE软件模拟，优化缝长、导流、缝间距、裂缝布局等参数，并优化的参数导入MEYER软件进行模拟，确定相应的液量、排量、支撑剂量以及滑溜水和胶液的比例等施工参数，其中最高排量16m³/min，总液量49180m³，支撑剂1500m³。。

(5)酸预处理作业

采用常规方法，在每段压裂前注入15m³土酸，排量1～1.5m³/min。

(6)小型测试压裂

第一段压裂前，进行常规小型测试压裂作业。

(7)高黏度地面交联酸前置液造缝施工

根据(4)确定的主体工艺参数及(2)确定的地面交联酸配方，进行了主裂缝的造缝施工，采用设计最优排量的70％注入，即3m³/min起步，此后按照2m³/min的增幅提高排量。

(8)低黏酸性滑溜水的粘滞指进注入施工

完成主缝造缝后，按照压裂设计进行低黏滑溜水的粘滞指进施工，其中低黏酸性滑溜水的黏度比地面交联酸低8倍。

(9)酸性滑溜水携砂施工

按照设计进行酸性滑溜水加砂施工，平均单段加砂量72m³，其中70-140目支撑剂12m³，40-70目支撑剂60m³，前半段尝试加入30-50目支撑剂未成功，后半段随着埋深降低，造缝充分，平均加入8m³左右的30-50目支撑剂。

在最后大粒径加砂阶段，在施工后期加大粒径支撑剂之前，再次将排量降低30-40％，注入1-2个井筒容积后，再次将排量提升到设计的最大排量。

(10)其它流程，如顶替、钻塞、求产及生产等流程，参照已有技术流程及规范执行，在此不赘。

该井采用新的深层复杂页岩气体积压裂新技术完成压裂作业，通过采用新的压裂工作液、优化注入模型和支撑剂注入程序，提高了压裂改造效果，该井压后日产气97000m3，较同区块其他探井产量提高44％以上。

对比例

以中国某页岩气井A井为例，该井最大垂深3980m，采用常规设计方法进行压裂施工改造，压后日产气65000m³，产量较低，且递减较快，改造效果明显低于实施新技术改造的页岩气井。

Claims (4)

1.一种深层复杂页岩气的体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：

(1)关键储层参数的评价

(2)酸性滑溜水及地面交联酸

(3)射孔位置确定及射孔作业

(4)裂缝参数及压裂工艺主体参数的优化

(5)酸预处理作业

(6)小型测试压裂

在正式压裂前，在第一段或第二段，或每种类型的典型段，进行小型测试压裂试验；

(7)高黏度地面交联酸前置液造缝施工

起步排量采用步骤(4)设计排量的70-80％进行，排量的增幅为2m³/min以上；

若缝高容易失控，在施工的前20％时间内，采用黏度为设计黏度的45％～55％的低黏地面交联酸进行前期造缝；

(8)低黏酸性滑溜水的粘滞指进注入施工

进行低黏滑溜水的粘滞指进注入 施工；滑溜水黏度应比高黏度地面交联酸的黏度低6倍以上；采用设计的最高排量进行注入；

(9)酸性滑溜水携砂施工；

采用70-140目、40-70目、30-50目支撑剂；

70-140目支撑剂占10-20％，40-70目支撑剂占70-80％，30-50目支撑剂占0-10％；

在最后大粒径加砂阶段，在施工后期加大粒径支撑剂之前，再次将排量降低30-40％，注入1-2个井筒容积后，再次将排量提升到设计的最大排量。

2.如权利要求1所述的深层复杂页岩气的体积压裂方法，其特征在于：

步骤(3)，每簇射孔长度0.5-1.0m。

3.如权利要求1所述的深层复杂页岩气的体积压裂方法，其特征在于：

步骤(5)每段用酸量5-15m³，排量1-1.5m³/min。

4.如权利要求1所述的深层复杂页岩气的体积压裂方法，其特征在于：

步骤(8)，当滑溜水到达主裂缝端部时，降低排量20-30％，继续注入100-150m³酸性滑溜水后，进一步的酸性滑溜水携砂施工。