CN110359899A - 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法。包括：(1)重复压裂前的储层评价；(2)确定重复压裂分压段簇位置；(3)选择分压方法；(4)注活性水补充地层压力；(5)低黏度滑溜水扩缝；(6)低黏滑溜水及小粒径支撑剂携砂；(7)高黏度滑溜水泡沫液施工阶段；(8)其它顶替、钻塞、排液、求产等流程。本发明的方法为页岩气藏的重复压裂施工设计提供可靠的依据。可有效指导页岩气藏重复压裂施工、极大增加改造体积、明显改善施工效果，从而获得最大的经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，进一步地说，是涉及一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法。
背景技术
目前，页岩气水平井分段压裂技术已在中国的海相高压区块获得了重大突破，但随着生产时间的进行，产量递减也越来越明显，按目前的油价水平，当单井日产量低于6万方时就可能认为不具经济开采价值。此时，就有必要进行重复压裂以减缓产量递减，并提高采收率。
页岩气水平井的重复压裂技术从狭义而言是同井同层再次进行压裂，从广义角度而言，在上次两个相邻裂缝间重新射孔压裂也是重复压裂的范畴。考虑到第一次压裂的簇间距相对较大，一般为20-25m左右，也有再次压裂的必要。但本专利的重点聚焦于同井同层的再次压裂。
就两簇间的新缝压裂而言，主要的技术问题有：
1)临近两个裂缝的生产产生泄压效应，地层压力会有相对幅度的降低，因此，压裂液的造缝效率低，裂缝净压力难以快速提升；
2)由于相邻两个裂缝生产的不均匀性，地应力大小在发生降低的同时，地应力的方位可能发生改变，且这种方位的改变具有不确定性。在造缝过程中，可能早期沟通某条临近裂缝，造成裂缝的不利转向和影响改造体积的大幅提升；
就同井同层的重复压裂而言，主要的技术问题有：
1)地层压力亏空更大，压裂液的滤失更大，裂缝净压力更难有效建立和提升；
2)是否在老缝延伸还是重新起裂新裂缝不得而知，因此，压裂的针对性难以加强。如裂缝重新转向，则与上述两簇相邻裂缝间的起裂新缝有类似性；但如沿同井同层延伸，则造缝及充填支撑剂的复杂性更为增加。既存在第一次压裂的大尺寸主裂缝，又存在分支缝及更次级裂缝的小尺度裂缝系统。
专利CN106845043A公开了一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法，其包括重复压裂选区定井、重复压裂工程设计、重复压裂现场实施及重复压裂监测与压后评估。此发明的压裂液类型为滑溜水和胶液，重复压裂工程设计主要进行暂堵剂的用量设计，未对压裂工艺进行详细说明。
文献《页岩气井重复压裂补孔优化技术研究》(能源与环保、2017年1月)通过耦合缝间应力干扰理论、质量守恒定律和流动压力连续性原理，建立了页岩气藏重复压裂补孔优化数值模型，预测了最大诱导水平应力时簇间距范围，结合地层水平主应力反转条件，优化了射孔参数，形成了一套页岩气井重复压裂补孔设计方法，对涪陵页岩气井重复压裂补孔设计具有一定指导和参考作用。主要从机理上研究了重复压裂补孔优化技术，并没有涉及具体的工艺方法。
文献《美国页岩油气井重复压裂提高采收率技术进展及启示》(环球石油、2016年2月)指出页岩油气井的重复压裂面临技术适应性、经济性、不确定性等方面的挑战，目前发展趋势是建立适合作业区的选井标准、可膨胀衬管技术、精确的产量预测模型、新型材料的压裂液和支撑剂，指出页岩油气开发需要持续技术创新，重复压裂作为重要的创新方向，虽尚不成熟，但发展前景良好，随时关注并适时开展相关研究，将会助力我国页岩油气开发。本文对美国重复压裂技术进行概述，并没有涉及具体的工艺方法。
因此，有必要就页岩气水平井重复压裂时的单段压裂技术进行研究，以最大限度地提高裂缝的复杂性和各种尺度裂缝的支撑效率，从而最大限度地提高有效改造体积(ESRV)。
发明内容
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法。为页岩气藏的重复压裂施工设计提供可靠的依据。可有效指导页岩气藏重复压裂施工、极大增加改造体积、明显改善施工效果，从而获得最大的经济效益。
本发明的总体思路是：
针对相邻两簇新起裂裂缝的重复压裂技术而言：
(1)为补充地层压力亏空，先期低排量注入一定量的活性水。排量的确定以变化了的地应力为基准，反推井口压力的最大值，目标是不让第一次裂缝再次张开。注入的量的设计，以气藏数值模拟为基准，根据地层压力的降低幅度，至少压力系数要恢复到原始值的70％以上。如目前的压力系数已超过原始值的70％，则可不采取此步骤，或注入100m3～200m3的活性水即可。
(2)在(1)的基础上，注入低黏度滑溜水(1mPa·s～3mPa·s)，以最高排量的60％～70％注入一定量的滑溜水扩展小尺度的裂缝系统。用量的设计可考虑为预期的总液量的20％～30％。支撑剂粒径可采用第一次压裂相同的粒径(一般为70目～140目)，但用量比例较第一次对应段的压裂要适当提高50％以上，以增加小粒径支撑剂进入各种尺度小裂缝的概率。也可采用混合粒径(一般为70目～140目和40目～70目支撑剂混合，且小粒径的比例一般在10％左右)支撑剂施工。
(3)为了提高压裂液造缝效率、降低伤害和提高压裂液的返排效果，在(2)的基础上，进行高黏度滑溜水(黏度10mPa·s～15mPa·s)混合30％～70％CO2或N2的泡沫压裂液注入施工。排量为设计的最高排量，用量根据成熟的裂缝扩展模拟软件MEYER进行模拟确定。支撑剂粒径可采用第一次压裂相同的粒径(一般为40目～70目)，但用量比例要适当降低30％左右，一方面可降低砂堵概率，另一方面也能防止过量小粒径支撑剂充填于主裂缝中大粒径支撑剂的孔隙中造成堵塞，导致主裂缝导流能力的大幅度降低。
但针对同井同层的重复压裂而言：
(1)基本参照上述思路(1)的做法。但如地层压力系数大于原始值的70％，应注入，150m3～250m3的活性水，以进一步缩小滤失压差；
(2)在上述思路(2)的基础上，考虑到第一次压裂裂缝已存在，小粒径支撑剂易于快速运移到主裂缝全缝长范围内各级宽度的裂缝系统，因此，增加这一段低黏度滑溜水的注入及加砂时间，用液量为总液量的35％以上。支撑剂的加量也在第一次压裂的基础上增加20％以上。
(3)最后主裂缝中的加砂程序参照上述思路(3)中的做法。
本发明的目的是提供一种页岩气藏重复压裂提高有效改造体积的方法。
包括：
(1)重复压裂前的储层评价；
(2)确定重复压裂分压段簇位置；
(3)选择分压方法；
(4)注活性水补充地层压力；
(5)低黏度滑溜水扩缝；
(6)低黏滑溜水及小粒径支撑剂携砂；
(7)高黏度滑溜水泡沫液施工阶段；
(8)其它顶替、钻塞、排液、求产等流程。
其中，优选：
步骤(1)，利用第一次压裂的施工参数及施工压力曲线、压后的生产动态特征分析及测试资料，第一次压裂裂缝周围的储层动用情况及相邻两个射孔簇间的储量分布情况、结合地质建模及气藏数值模拟成果确定。
步骤(2)，优先考虑出气潜力大的位置，在老缝或未射孔的地方补孔；射孔方式改为平面射孔模式。
步骤(3)，采取注水泥方式封固第一次已射孔位置，或用高强度的化学暂堵剂暂堵老裂缝。
步骤(4)，低排量注入活性水，至压力系数恢复到原始值的70％以上；
如目前的压力系数已超过原始值的70％，则不注入活性水，或注入100m3～200m3的活性水；
步骤(5)，低黏度滑溜水的黏度为1mPa.s～3mPa.s；排量为最高排量的60％～70％；用量为总用量的20％～30％；
支撑剂粒径采用第一次压裂相同的粒径，或采用混合粒径；支撑剂的用量比第一次对应段的压裂要提高50％以上。
支撑剂粒径采用70目～140目和40目～70目支撑剂混合，且小粒径的比例为8％～12％；
步骤(6)，为了确保小粒径支撑剂能运移到远井的各级缝宽的小裂缝系统中，提前支撑剂的加入时机：较第一次同样加砂段的时间提前3min～4min，砂液比降低15％～20％，以确保施工安全。
步骤(7)，进行高黏度滑溜水混合30％～70％CO2或N2的泡沫压裂液注入施工；高黏度滑溜水的黏度为10mPa.s～15mPa.s；排量为设计的最高排量；
支撑剂粒径可采用第一次压裂相同的粒径，但用量降低20％～30％；
本发明具体可采用以下技术方案：
(1)重复压裂前的储层评价
该阶段的评价较为关键，因重复压裂前的许多储层参数都发生了很大变化，如地层压力变化，导致地应力大小及方向、有效渗透率、地层综合滤失系数及岩石力学参数都发生变化。评价方法与第一次压裂前的评价方法不同。主要是借助于第一次压裂的施工参数及施工压力曲线、压后的生产动态特征分析及各种测试资料(压力恢复试井、产气剖面测试等)。此外，地层剩余储量的评估也非常关键，尤其是第一次压裂裂缝周围的储层动用情况及相邻两个射孔簇间的储量分布情况等。要结合地质建模及气藏数值模拟成果确定。可采用成熟的地质建模软件PETROL及ECLIPSE等软件进行详细的模拟分析。
(2)确定重复压裂分压段簇位置。在(1)的地层评价的基础上，优先考虑出气潜力大的位置，在老缝或未射孔的地方补孔。射孔方式可将第一次的螺旋式射孔改为平面射孔模式，以降低施工压力，提高裂缝的改造程度。
(3)选择分压方法。可采取注水泥方式封固第一次已射孔位置，或用高强度的化学暂堵剂暂堵老裂缝。然后正常进行桥塞射孔联作的成熟工艺进行施工。
(4)注活性水补充地层压力。按思路(1)中的方法，针对同井同层及压裂簇间新缝进行针对性的补充地层能量措施。应确保原先的裂缝不再重新张开。具体做法参见思路(1)。
(5)低黏度滑溜水扩缝。参照思路(2)中的做法，对压老缝和压新缝两种情况分别进行施工。
(6)低黏滑溜水及小粒径支撑剂携砂。根据第一次施工的情况并适当考虑增加比例，按思路(2)计算(5)中滑溜水施工到开始注入支撑剂时机，并根据施工压力的变化及时调整砂液比和段塞量。如该砂液比段进地层后压力没有抬升，即可再次增加砂液比或支撑剂段塞量。同时采取增大砂液比和段塞量的风险较高，可视具体施工情况进行选择。为了确保小粒径支撑剂能运移到远井的各级缝宽的小裂缝系统中，可考虑适当提前支撑剂的加入时机，如较第一次同样加砂段的时间提前3min～4min，但砂液比可适当降低20％左右，以确保施工安全。
(7)高黏度滑溜水泡沫液施工阶段。按思路(3)的做法，进行高黏度泡沫压裂液的施工。为了施工安全，CO2或N2泡沫的质量尽量取高值，如70％。高的泡沫质量，与高黏度滑溜水的混合液黏度液高，便于高砂比施工，甚至高砂液比连续施工。为了提高导流能力，即使连续加砂没有出现施工压力变高的趋势，也应在2～3个连续加砂段塞后注入一段不加砂的隔离液，以形成高通道的裂缝目标。考虑到(6)中小粒径的支撑剂用量有较大幅度增加，该阶段的支撑剂量根据设计要求，如总的支撑剂量与第一次相当，此阶段的支撑剂量可较第一次压裂适当降低。
(8)其它顶替、钻塞、排液、求产等流程，按常规流程执行，在此不赘。
本发明具有以下技术特点和优良效果：
本发明设计合理、方法明晰、简便高效、可一次性获得页岩油藏重复压裂施工参数及工艺流程设计。优化结果可有效指导页岩气藏重复压裂施工、极大增加改造体积、明显改善施工效果，从而获得最大的经济效益。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例
某页岩气井A井垂深2320m，水平段长1500m，第一次压裂共18段，以A井重复压裂为例，对本发明进一步详细说明。A井初次压裂液量1900m3，其中酸液20m3，滑溜水(9mPa·s)1880m3；砂量65m3，其中70-140目支撑剂22m3，40-70目支撑剂43m3，施工排量16-18m3/min。
步骤1，对A井重复压裂前的储层评价。基于第一次压裂的施工参数及压力曲线、压后的生产动态特征分析及各种测试资料(压力恢复试井、产气剖面测试等)，准确评估地层压力、地应力大小及方向、有效渗透率、地层综合滤失系数及岩石力学参数变化，用于施工方案的设计；采用地质建模软件PETROL及ECLIPSE等软件，对第一次压裂裂缝周围的储层动用情况及相邻两个射孔簇间的储量分布情况进行研究。
步骤2，采取高强度的化学暂堵剂暂堵老裂缝措施，单簇裂缝需用暂堵剂30kg。
步骤3，进行射孔桥塞联作分段压裂。根据地层评价结果，优先考虑出气潜力大的位置进行补孔，射孔方式由螺旋式射孔改为平面射孔模式。
步骤4，以2m3/min排量注入活性水400m3，此时压力系数恢复到原始值的80％；
步骤5，基于Meyer软件施工参数优化结果，进行A井的重复压裂施工加砂程序设计。以第1级重复压裂为例，施工分两个阶段。第一阶段注入低黏滑溜水(粘度2mPa·s)600m3，排量14m3/min，加入70-140目支撑剂38m3，为了确保70-140目支撑剂能运移到远井不同缝宽的小裂缝系统中，支撑剂加入时机较初次压裂开始加砂时间提前3min，砂液比降低15％，以确保施工安全；第二阶段泵注70％CO2质量高黏泡沫滑溜水(粘度15mPa·s)1600m3，加入40-70目支撑剂32m3，排量16m3/min。
步骤6，通过本发明设计，A井一共完成17级压裂，累计注入地层总液量27000m3，累计加砂705m3，经过数值模拟压后无阻流量达12×104m3/d，较重复压裂前增产200％，取得了显著的经济效益。
Claims (9)
1.一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于所述方法包括：
(1)重复压裂前的储层评价；
(2)确定重复压裂分压段簇位置；
(3)选择分压方法；
(4)注活性水补充地层压力；
(5)低黏度滑溜水扩缝；
(6)低黏滑溜水及小粒径支撑剂携砂；
(7)高黏度滑溜水泡沫液施工阶段；
(8)其它顶替、钻塞、排液、求产等流程。
2.如权利要求1所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
步骤(1)，利用第一次压裂的施工参数及施工压力曲线、压后的生产动态特征分析及测试资料，第一次压裂裂缝周围的储层动用情况及相邻两个射孔簇间的储量分布情况、结合地质建模及气藏数值模拟成果确定。
3.如权利要求1所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
步骤(2)，优先考虑出气潜力大的位置，在老缝或未射孔的地方补孔；射孔方式改为平面射孔模式。
4.如权利要求1所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
步骤(3)，采取注水泥方式封固第一次已射孔位置，或用高强度的化学暂堵剂暂堵老裂缝。
5.如权利要求1所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
步骤(4)，低排量注入活性水，至压力系数恢复到原始值的70％以上；
如目前的压力系数已超过原始值的70％，则不注入活性水或注入100m3～200m3的活性水。
6.如权利要求1所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
步骤(5)，低黏度滑溜水的黏度为1mPa.s～3mPa.s；排量为最高排量的60％～70％；用量为总用量的20％～30％；
支撑剂粒径采用第一次压裂相同的粒径，或采用混合粒径；支撑剂的用量比第一次对应段的压裂要提高50％以上。
7.如权利要求6所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
支撑剂粒径采用70目～140目和40目～70目支撑剂混合，且小粒径的比例为8％～12％。
8.如权利要求1所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
步骤(6)，为了确保小粒径支撑剂能运移到远井的各级缝宽的小裂缝系统中，提前支撑剂的加入时机：较第一次同样加砂段的时间提前3min～4min，砂液比降低15％～20％，以确保施工安全。
9.如权利要求1所述的页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法，其特征在于：
步骤(7)，进行高黏度滑溜水混合30％～70％CO2或N2的泡沫压裂液注入施工；高黏度滑溜水的黏度为10mPa.s～15mPa.s；排量为设计的最高排量；
支撑剂粒径采用第一次压裂相同的粒径，用量降低20％～30％。
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