CN110608024A - 一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法。包括：1)深层页岩关键参数评估2)地质工程综合甜点评价及段簇射孔位置确定3)裂缝参数系统的优化4)压裂施工参数的优化5)不同黏度滑溜水及滑溜水、二氧化碳泡沫压裂液及预处理酸液的配方优化6)射孔作业7)酸预处理作业8)超临界二氧化碳多尺度造缝施工9)低黏度滑溜水扩支缝微缝及造主缝施工10)采取超临界二氧化碳与滑溜水交替注入方式11)滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液小粒径支撑剂注入施工12)顶替作业。本发明的方法可以最大限度地提高主裂缝净压力，扩展多尺度裂缝宽度，提高导流能力，从而达到提高深层页岩气压裂效果、增加产量的目的。

Description

一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂 方法

技术领域

本发明涉及石油钻井技术领域，进一步地说，是涉及一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法。

背景技术

目前，随着页岩气勘探开发进程的加深，大量深层页岩气越来越紧迫地摆到议事日程上，如中国石化的涪陵二期、永川-威远、丁山、南川区块及中石油的长宁-威远区块等，都大量分布埋深超过3500m甚至4000m的深层页岩气。

与中浅层页岩气相比，埋深的增加，导致以下地质特征及压裂难点：

(1)井筒摩阻增大，注入排量受限，造缝能力减弱；

(2)最小水平主应力增加，导致破裂压力及裂缝净压力都降低，裂缝复杂性因此降低。此外，导流能力低，递减快；

(3)两向水平应力差增加，裂缝转向难度大；

(4)随温度压力的增加，岩石的塑性特征增强，导致多尺度裂缝起裂与延伸困难，裂缝转向难度增大，支撑剂的嵌入加剧，都影响了裂缝复杂性及导流能力的提升。

有鉴于此，目前的深层页岩气压裂技术大多借鉴中浅层页岩气的成功经验及做法，如滑溜水与胶液混合压裂，单段簇射孔2-3簇，孔径9.5mm；注入排量12-16m³/min，单段液量1600-1800m3,其中滑溜水比例80-90％，黏度9-12mPa.s，胶液黏度30-40mPa.s，支撑剂量50-80m³，其中70-140目或80-120目占比10-20％，40-70目占比60-70％，剩余为30-50目支撑剂。

中国专利CN201710223171.4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。可以保证施工后合理准确的评估分析，同时还可以成功改善页岩气藏压裂增产作业效果，提高气井产能和采收率，进一步加快页岩气开采进程

中国专利CN201510622380.7公开了一种体积压裂缝网的形成方法，属于页岩气藏储层改造技术领域。所述方法包括：在预定页岩储层获取沿第一预定方向的水平应力与沿第二预定方向的水平应力之间的差值最大值；当差值最大值在预定页岩储层对应有第一极值位置和第二极值位置时，在垂直第一极值位置和第二极值位置之间的连线向外侧延伸的方向上各压裂形成第一裂缝和第二裂缝；在垂直第一极值位置和第二极值位置的连线方向上压裂形成第三裂缝。该发明根据沿第一预定方向和第二预定方向的水平应力之间的差值最大值，提出了三次应力“共振”和四次应力“共振”的压裂方法，从而能够适用于高应力差地层，该方法可用于现场压裂施工，具有较好的经济效益和应用前景。

中国专利CN201611016355.5公开了一种用于低渗油气藏的超临界二氧化碳压裂液体系，由基液、增粘剂体系与分散剂组成，其中，所述基液为超临界二氧化碳，所述增粘剂体系包含增粘剂与助溶剂，所述增粘剂为羟基脂肪酸，所述助溶剂为有机溶剂，所述分散剂为含氟表面活性剂。该发明的超临界态二氧化碳压裂液体系使用二氧化碳作为压裂介质，因而几乎保留了二氧化碳压裂技术的所有优点。适用于低渗油气藏压裂施工，有望起到良好的增产效果。该发明所涉及的超临界二氧化碳压裂液体系是一种二氧化碳基压裂液，是非水基压裂液，一方面，降低了对压裂施工过程中对水资源的依赖；另一方面，可以避免地层的水敏伤害。

中国专利CN201610947979.2公开了一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法，其包括以下步骤：(1)、对发生疑似套变的水平井进行通井、洗井作业，并确定所述水平井是否发生套变，若判定该水平井已经发生了套变，则进一步确定套变位置和套变长度；(2)、确定套变位置后，根据地质、测井参数确定射孔位置和射孔参数；(3)、根据通井情况，确定射孔枪类型及射孔方式；(4)、根据套变段长度、射孔数量，确定施工规模；(5)、根据套变发生后的不同井况，确定已压裂段的处理方式；(6)、基于射孔枪类型，采用混合暂堵体积压裂暂堵转向工艺对射孔炮眼、段内或缝内压裂有效流动通道实施暂堵转向压裂施工作业，以增加整体改造体积。

中国专利CN201410307279.8公开了体积压裂改造方法，其包括：注入低粘压裂液体，使得近井地层的微裂缝被滤失的低粘压裂液体饱和，再注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液，用于封堵微裂缝和打磨降低弯曲摩阻，以减少近井筒效应，确保形成主力裂缝优势通道；交替地注入高粘压裂液体和低粘压裂液体，使产生的主裂缝从近井地层向中远井地层不断扩展和延伸，与远场天然裂缝及弱面层理缝连通并达到预期的长度，其间还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝；注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑。该方法通过在水力压裂过程中以交替的方式注入不同粘度的压裂液体系，利用并提升净压力作用效果、诱导应力作用效果和粘性指进效应等来达到改善主裂缝与天然裂缝以及次生分支裂缝的连通性，增强水力裂缝的波及体积的目的。

上述专利提出的压裂技术主要应用于中浅页岩储层，配套工艺为利用应力共振压裂、暂堵转向压裂及不同粘度压裂液体系交替注入压裂，以增加页岩缝网改造体积。但施工压力高是深层页岩压裂最直接的难题，上述暂堵转向、高粘液体等技术往往会造成施工压力突升，增加了施工风险；同时，由于深层页岩储层偏塑性、地层闭合压力大，压裂缝以小尺度为主，配套单一的超临界二氧化碳等液体体系，仍难以形成多尺度裂缝体系，深层页岩的压裂裂缝复杂性及改造体积受限，达不到经济开发价值。

针对上述深层页岩气地质特征的针对性措施不强，因此，需要研究提出一种新的适合于深层页岩气特征的体积压裂技术，以接近上述技术的局限性。

发明内容

为解决现有技术中存在的问题，本发明提供了一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法。通过开展深层页岩关键参数评估、地质工程综合甜点评价及段簇射孔位置确定、裂缝参数系统的优化、压裂施工参数的优化、不同黏度滑溜水及滑溜水、二氧化碳泡沫滑溜水压裂液及预处理酸液的配方优化、射孔作业、酸预处理作业、超临界二氧化碳多尺度造缝施工、低黏度滑溜水扩支缝微缝及造主缝施工、滑溜水与二氧化碳泡沫滑溜水压裂液小粒径支撑剂注入施工、顶替作业等一系列步骤，最大限度地提高主裂缝净压力，扩展多尺度裂缝宽度，提高导流能力，从而达到提高深层页岩气压裂效果、增加产量的目的。

本发明的目的之一是提供一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法。

包括：

1)深层页岩关键参数评估

2)地质工程综合甜点评价及段簇射孔位置确定

3)裂缝参数系统的优化

4)压裂施工参数的优化

5)不同黏度滑溜水及滑溜水、二氧化碳泡沫压裂液及预处理酸液的配方优化

6)射孔作业

7)酸预处理作业

8)超临界二氧化碳多尺度造缝施工

9)低黏度滑溜水扩支缝微缝及造主缝施工

10)采取超临界二氧化碳与滑溜水交替注入方式

11)滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液小粒径支撑剂注入施工

12)顶替作业。

其中，优选：

步骤5)单纯滑溜水的降阻率达70％以上；二氧化碳泡沫滑溜水压裂液的降阻率在60％以上。

步骤6)步骤6)孔径14～16mm，单段射孔2-3簇，簇长1-1.5m，孔密16～20孔/米，射孔相位60度。

注酸排量1-1.5m³/min，酸量10-20m³,等酸注完后，将替酸(用黏度1-3mPa.s的滑溜水)排量提高到4-6m³/min，但等酸进入靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将排量降低到先前的注酸排量；等酸进入靠近跟部的第一簇射孔5-6m³后，按剩余酸量均分方法，分2次提高替酸排量，分别为5-6m³/min和8-10m³/min，以增加多簇射孔裂缝的均匀起裂和延伸。

先以液态二氧化碳排量3-4m³/min进行注入10-20m3超临界二氧化碳后，再将排量提升到步骤4)设计的对应排量，液量按步骤4)设计结果，直到该注入阶段结束；

该阶段超临界二氧化碳体积在50-60m³；

注入本阶段液量的20％后，加入粒径10-100nm的纳米支撑剂，体积砂液比2-4-6-8-10％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分。

步骤9)滑溜水黏度为1-3mPa.s，排量及液量按步骤4)优化结果进行注入；

注入本阶段液量的20％后，加入粒径140-325目的微细支撑剂，体积砂液比1-3-5-7-9％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分。

在主裂缝造缝接近完成后，采用二氧化碳泡沫滑溜水压裂液替代单纯的滑溜水；

重复步骤8)～步骤9)2-3次，但确保交互注入阶段的总液量不超过该段总液量的30％。

在二氧化碳泡沫滑溜水压裂液注入过程中，携带70-140目小粒径支撑剂；

前期采用段塞加砂程序，后期采用低砂液比连续施工模式，砂液比为3-5-7-9-11-12-13％。

按当段井筒体积的105-110％和步骤4)优化的排量进行适度过顶替，且顶替前期20-30m³液体采用黏度50-60mPa.s的胶液，之后用黏度1-3mPa.s滑溜水顶替，直到完成该阶段施工。

本发明具体可采用以下技术方案：

(1)主要施工步骤

1)深层页岩关键参数评估

包括构造、断层、裂隙、岩性及敏感性特征、物性、岩石力学及三向地应力特征，以及水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝特征等。

可采用地震、测井、录井及导眼井岩心室内测试分析等方法。要注意测井动态参数与岩心测试的动态参数间的转换关系。由此由水平井筒测井结果与导眼井测井结果的对比，分析水平井筒方向各有关静态参数的分布情况。

2)地质工程综合甜点评价及段簇射孔位置确定

在步骤1)的基础上，先安常规方法分别求取地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法确定综合甜点指标。结合步骤3)优化的裂缝总条数和水平段的固井质量及接箍位置等，按一个段内各簇的综合甜点相等或接近的原则，确定段簇位置，也即射孔的位置。

3)裂缝参数系统的优化

在步骤1)的基础上，先用常用的地质建模软件PETROL，然后将地质模型参数导入页岩气压裂常用的产量预测软件ECLIPSE，按等效导流能力(裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小支撑剂的渗透率，使它们的乘积即裂缝的导流能力保持不变。实践证明既保证了预测精度，又减少了模拟工作量)的方法设置水力裂缝。然后按正交设计方法，模拟不同的裂缝参数，包括缝长、导流、缝间距及裂缝沿水平井筒的分布形态(等缝长分布、两头长中间短的U型分布、长段交互的W型分布和纺锤形分布等)，从中优选压后产量相对最高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系统。

上述裂缝参数包括三类裂缝，即主裂缝、支裂缝系统及微裂缝系统。为简便起见，假设后者的裂缝长度、导流能力、缝间距分别取前者的1/10。但裂缝分布模式只在主裂缝上采用，支裂缝系统及微裂缝系统采用等缝长分布模式。

4)压裂施工参数的优化

为了实现步骤3)的优化裂缝参数系统，采用页岩气裂缝扩展模拟常用的商业软件MEYER，模拟不同压裂施工参数(包括排量；液量及超临界二氧化碳比例、滑溜水比例、滑溜水二氧化碳泡沫压裂液比例；超临界二氧化碳黏度、滑溜水黏度及滑溜水二氧化碳泡沫压裂液黏度；支撑剂体积及纳米支撑剂、微细支撑剂及小粒径支撑剂比例；砂液比及不同注入模式等)下的裂缝扩展动态，由此确定达到步骤3)中优化的裂缝参数系统对应的压裂施工参数，即为最佳的压裂施工参数。考虑到需要优化的参数较多，仍推荐正交设计方法进行模拟分析。

值得指出的是，上述优化过程要针对主裂缝、支裂缝系统及微裂缝系统分别进行。最后，总的施工参数，除黏度外，都进行求和，最终的结果才是优化的压裂施工参数。

5)不同黏度滑溜水及滑溜水、二氧化碳泡沫压裂液及预处理酸液的配方优化基于步骤4)优化的不同压裂液类型的变黏度要求，在室内针对步骤1)中导眼井的实际岩心，进行配伍性及配方优化研究。滑溜水粘度1-3mPa.s；二氧化碳泡沫滑溜水压裂液，粘度5-80mpa.s。

上述配方优化中，还应结合室内摩阻测试结果进行调整，要求单纯滑溜水的降阻率达70％以上。二氧化碳泡沫滑溜水压裂液的降阻率应在60％以上。

6)射孔作业

按照孔径14.5mm要求，优选可用的射孔枪及配套的射孔弹。单段一般射孔2-3簇，簇长1-1.5m，孔密16孔/米，射孔相位60度。

第一段采用连续油管携带射孔枪，其余段采用泵注方法携带射孔管串。桥塞到位后，座封，丢手，上提射孔枪到预定位置，点火射孔，再上提射孔枪点火射孔，直到将所有射孔工作完成为止。上提射孔工具串。

7)酸预处理作业

按步骤5)确定的酸配方，注酸排量1-1.5m³/min，酸量一般10-20m³,等酸注完后，将替酸(用黏度1-3mPa.s的滑溜水)排量提高到4-6m³/min，但等进入靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将排量降低到先前的注酸排量，以增加酸岩反应时间和酸压降效果。等酸进入靠近跟部的第一簇射孔5-6m³后，按剩余酸量均分方法，分2次提高替酸排量，分别为5-6m³/min和8-10m³/min，以增加多簇射孔裂缝的均匀起裂和延伸。

8)超临界二氧化碳多尺度造缝施工

在提高造缝能力方面，应用超临界二氧化碳(31℃，7Mpa条件下，CO2就变成超临界状态)与气体相当的超低黏度特性(黏度一般0.01-0.03mPa.s，降低深层页岩气的破裂压力和提高多尺度裂缝的开启能力。应用二氧化碳密闭罐车3-4个，如体积不够步骤4)设计要求，可以中途倒换。先以液态二氧化碳排量3-4m³/min进行注入，不管井口二氧化碳是否处于超临界状态，根据二氧化碳超临界条件，在垂直井筒的500-1000m内，井筒温度及压力肯定达到二氧化碳的超临界条件。以上述低排量注入10-20m3超临界二氧化碳后，再将排量提升到步骤4)设计的对应排量，液量按步骤4)设计结果，直到该注入阶段结束。

一般该阶段超临界二氧化碳体积在50-60m³。

在降低施工压力和提高多尺度裂缝有限充填效率方面，一是将孔径从原来的9.5mm提高到14.5mm以上，这样每个孔眼的过流面积提高50％以上，可以较大幅度地降低井口施工泵压；二是全程采用更小粒径的支撑剂，如在超临界二氧化碳造缝时，可携带10-100nm粒径的纳米支撑剂，但一定要分析页岩的纳米孔吼结构参数，确保纳米支撑剂不能进入页岩的纳米孔吼处堵塞其流动。因此该阶段注入本阶段液量的20％后，加入粒径10-100nm的纳米支撑剂，体积砂液比2-4-6-8-10％，每个加砂阶段体积可按剩余液量均分。砂液比可根据井口压力变化适当调整。如压力没有升高迹象，可适当提高砂液比。

9)低黏度滑溜水扩支缝微缝及造主缝施工

该阶段滑溜水黏度一般1-3mPa.s，排量及液量按步骤4)优化结果进行注入。在交替注入的前期，可以排量适当比设计降低30％左右，以有更多时间沟通和延伸近井地带微细裂缝和支裂缝。该阶段液量一般80-100m³。

在滑溜水扩展先前超临界二氧化碳沟通延伸的小微尺度裂缝时，可携带140-325目微细支撑剂，进一步充填其流经的小微裂缝通道；该阶段注入本阶段液量的20％后，加入粒径140-325目的微细支撑剂，体积砂液比1-3-5-7-9％，每个加砂阶段体积可按剩余液量均分。砂液比可根据井口压力变化适当调整。如压力没有升高迹象，可适当提高砂液比。

10)超临界二氧化碳的超低黏度虽然能够降低深层页岩气的破裂压力和提高多尺度裂缝的开启能力，但也有弊端，即主裂缝的延伸能力不足，为此，应当采取超临界二氧化碳与滑溜水交替注入方式，利于黏滞指进效应(黏度比可达100倍以上)，实现主裂缝全缝长范围内既有主裂缝又有复杂裂缝延伸的复杂裂缝系统。而且，滑溜水在注入过程中，除了扩展主裂缝外，也有少部分液体继续沟通和延伸先前超临界二氧化碳沟通和延伸的小微裂缝系统，进一步扩大了裂缝的复杂性。但考虑到尽可能少用水，在主裂缝造缝接近完成后(一般液量达到总液量的30％左右时，主裂缝的长度已达80％以上，后续的继续注入，主要用来延展缝宽和多尺度裂缝系统)。此时，可采用滑溜水与二氧化碳的泡沫压裂液替代单纯的滑溜水，可以增加体系的黏度，在进一步提高主裂缝净压力和扩展多尺度裂缝宽度等方面，提供了更有利的条件。因此重复步骤8)～步骤9)2-3次，但确保这几个交互注入阶段的总液量不超过该段总液量的30％。

11)滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液小粒径支撑剂注入施工

按步骤5)优化获得的滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液配方，按步骤4)优化的液量、排量及砂液比进行主压裂施工。在滑溜水二氧化碳泡沫压裂液注入过程中，可携带70-140目小粒径支撑剂；取消40-70目和30-50目两种常用的支撑剂。前期可采用段塞加砂程序，后期采用低砂液比连续施工模式。砂液比为3-5-7-9-11-12-13％，前4个砂液比段塞式注入，每个段塞体积可为当段井筒容积的110-120％，中间隔离液也为同样的体积。然后，同样3-5-7-9％砂液比，按连续加砂模式进行，每个砂液比体积同上。后期的3个砂液比可按同样的方法，及先段塞式，然后重复同样的砂液比进行连续加砂。砂液比同样根据井口压力变化适当调整。如压力没有升高迹象，可适当提高砂液比或增加该阶段砂液比的体积。

上述支撑剂体系，最后的70-140目粒径也较目前常用的40-70目和30-50目支撑剂分别降低了100％和150％以上，而又增加的纳米支撑剂及微细支撑剂，粒径就更小，对压裂施工中的压力影响很小，几乎可忽略不计。因此，总体上全程支撑剂的粒径都大幅度降低，而各种尺度裂缝的造缝宽度不但没有降低，反而可能增加。因此，对压裂施工中增加加砂量，降低施工压力，具有重要的作用。

虽然支撑剂的总体粒径有大幅度降低，但由于在深层页岩气高闭合应力条件下，不同粒径支撑剂的导流能力差异逐级降低，井越深，闭合应力越高，上述导流能力的差异就越小。且这是室内相同铺砂浓度条件下的测试结果。如考虑到现场施工时，小粒径支撑剂更容易加砂，其铺砂浓度可能更高的实际情况，小粒径支撑剂只要饱充填了各级尺度的裂缝系统，其导流能力可能更高。

另外，由于粒径小，单位岩石面积上铺置的支撑剂颗粒更多，而支撑剂颗粒不管粒径大小，与岩石壁面的接触面积是相当的，因此，相对而言，小粒径支撑剂对塑性造成的嵌入效应，影响程度更小。这在一定程度上也进一步提高了其提供的导流能力。

尤其是纳米支撑剂和微细支撑剂的应用，对提高体积裂缝的微细末梢处的流动性，对深层页岩气的持续稳产能力，具有更为重要的作用。否则，主裂缝和支裂缝导流能力即使再高，也仅提供了初期的产出能力而已，很难持续保持相对高的产量。

最后值得指出的是，上述纳米级支撑剂及微细支撑剂的比例可以适当高些，即使超过了对应裂缝的吸纳能力，在后续滑溜水和滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液的注入过程中，因黏度在逐步提高，可以被后续较高黏度的压裂液大部分携带到相应裂缝的前部，从而不起到堵塞更大宽度裂缝导流能力的负面作用。

12)顶替作业

按当段井筒体积的105-110％和步骤4)优化的排量进行适度过顶替，且顶替前期20-30m³液体采用黏度50-60mPa.s的胶液，以降低水平井筒内支撑剂的沉砂效应，便于下一段桥塞的顺利下入和座封。之后用黏度1-3mPa.s滑溜水顶替，直到完成该阶段施工。

13)其它段施工，重复步骤6)～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，参照常规流程及参数执行。

发明的效果

本发明具有以下技术特点和优良效果：本发明设计合理、可行性高，通过不同黏度滑溜水及滑溜水、二氧化碳泡沫压裂液及预处理酸液的配方优化以及超临界二氧化碳多尺度造缝施工、低黏度滑溜水扩支缝微缝及造主缝施工、滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液小粒径支撑剂注入施工等手段，最大限度地提高主裂缝净压力，扩展多尺度裂缝宽度，提高导流能力，从而达到提高深层页岩气压裂效果、增加产量的目的，在深层页岩气井压裂中具有广阔的应用前景。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例：

某井，该井垂深4192m，测深5485m，水平段长1280m。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价认为，该井优质页岩发育，静态指标良好，脆性中等，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综合甜点区(综合甜点>0.45)作为射确定孔簇位置的依据。

(3)采用ECLIPSE软件进行数值模拟，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21段，最优缝间距18-23m，裂缝半长270-290m，导流能力为15-40mD·m，采取W型布缝模式。

(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12～16m³/min，单段压裂液用量1800-2000m³，其中超临界二氧化碳200m³左右、低黏度滑溜水400m³左右、滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液1300m³左右，单段支撑剂量60m³-70m³，支撑剂粒径为70-140目、140-325目和纳米支撑剂。

(5)射孔与下桥塞联作施工，单段一般射孔3簇，簇长1.5m，射孔密度16孔/m，孔径14.5m。单纯滑溜水的实验室降阻率为69％，粘度为3mPa.s；二氧化碳泡沫压裂液的实验室降阻率为69％，酸液对岩心的溶蚀率为90％。

(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55m3滑溜水，将排量降低至1m³/min注入6m3滑溜水，将排量增加到6m³/min注入7m3滑溜水，最后将排量增加到10m³/min注入7m3滑溜水。

先以液态二氧化碳排量3-4m³/min进行注入10-20m³超临界二氧化碳后，再将排量提升到步骤4)设计的对应排量，液量按步骤4)设计结果，直到该注入阶段结束；

该阶段超临界二氧化碳体积在50-60m³；

注入本阶段液量的20％后，加入粒径10-100nm的纳米支撑剂，体积砂液比2-4-6-8-10％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分。

(7)以3m3/min的排量注入10m³超临界二氧化碳，将排量提至16m³/min，按照2-4-6-8-10％的砂液比注入粒径10-100nm的纳米支撑剂1-1.5m³。此阶段超临界二氧化碳共计注入50m3。

(8)按照11m3/min的排量注入低黏度滑溜水20m3，将排量提至16m3/min，按照1-3-5-7-9％的砂液比注入140-325目微细支撑剂2-2.5m³。此阶段低黏度滑溜水共计注入100m³。

(9)重复步骤(7)和(8)共计4次。

(10)排量稳定为16m³/min注入滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液，采用段塞式注入480m³，砂液比依次为3-5-7-9％，携砂液量和中顶液量均为60m³；采用连续式注入160m3，砂液比为3-5-7-9％，携砂液量和中顶液量均为80m3；采用段塞式注入360m3，砂液比依次为11-12-13％，携砂液量和中顶液量均为60m3；采用连续式注入160m3，砂液比为11-12-13％，携砂液量和中顶液量均为80m3。

(11)顶替液共注入70m³，其中包括20m³黏度50-60mPa·s的胶液，及50m³黏度1-3mPa·s的滑溜水。

(12)重复步骤(1)～(11)，依次进行剩余段压裂施工。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，该井压后无阻流量20.1×10⁴m³，与邻井产量相比产气量提高1～2倍。

Claims (9)

1.一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：

1)深层页岩关键参数评估；

2)地质工程综合甜点评价及段簇射孔位置确定；

3)裂缝参数系统的优化；

4)压裂施工参数的优化；

5)不同黏度滑溜水及滑溜水、二氧化碳泡沫压裂液及预处理酸液的配方优化；

6)射孔作业；

7)酸预处理作业；

8)超临界二氧化碳多尺度造缝施工；

9)低黏度滑溜水扩支缝微缝及造主缝施工；

10)采取超临界二氧化碳与滑溜水交替注入方式；

11)滑溜水与二氧化碳泡沫压裂液小粒径支撑剂注入施工；

12)顶替作业。

2.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

步骤5)单纯滑溜水的降阻率达70％以上，粘度1-3mpa.s；二氧化碳泡沫滑溜水压裂液的降阻率在60％以上，粘度5-80mpa.s；酸液对岩心的溶蚀率>30％。

3.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

步骤6)孔径14～16mm，单段射孔2-3簇，簇长1-1.5m，孔密16～20孔/米，射孔相位60度。

4.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

注酸排量1-1.5m³/min，酸量10-20m³,等酸注完后，将替酸排量提高到4-6m³/min，但等酸进入靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将排量降低到先前的注酸排量；等酸进入靠近跟部的第一簇射孔5-6m³后，按剩余酸量均分方法，分2次提高替酸排量，分别为5-6m³/min和8-10m³/min，以增加多簇射孔裂缝的均匀起裂和延伸。

5.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

先以液态二氧化碳排量3-4m³/min进行注入10-20m³超临界二氧化碳后，再将排量提升到步骤4)设计的对应排量，液量按步骤4)设计结果，直到该注入阶段结束；

该阶段超临界二氧化碳体积在50-60m³；

注入本阶段液量的20％后，加入粒径10-100nm的纳米支撑剂，体积砂液比2-4-6-8-10％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分。

6.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

步骤9)滑溜水黏度为1-3mPa.s，排量及液量按步骤4)优化结果进行注入；

注入本阶段液量的20％后，加入粒径140-325目的微细支撑剂，体积砂液比1-3-5-7-9％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分。

7.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

在主裂缝造缝接近完成后，采用二氧化碳泡沫压裂液替代单纯的滑溜水；

重复步骤8)～步骤9)2-3次，确保交互注入阶段的总液量不超过该段总液量的30％。

8.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

在二氧化碳泡沫滑溜水压裂液注入过程中，携带70-140目小粒径支撑剂；前期采用段塞加砂程序，后期采用低砂液比连续施工模式，砂液比为3-5-7-9-11-12-13％。

9.如权利要求1所述的体积压裂方法，其特征在于：

按当段井筒体积的105-110％和步骤4)优化的排量进行过顶替，且顶替前期20-30m³液体采用黏度50-60mPa.s的胶液，之后用黏度1-3mPa.s滑溜水顶替，直到完成该阶段施工。