CN110924918A - 一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，包括如下步骤：进行挤注施工，对该老井压力衰竭区进行能量补充；进行多级转向主压裂，先疏通老裂缝；利用暂堵球，封堵初次压裂部分孔眼；再采用压裂液进行加砂压裂施工，改造初次压裂欠改造区域；利用压裂液携带缝内转向剂，促使裂缝发生转向，提高裂缝复杂度；待缝内转向剂到达地层之后，继续进行加砂压裂施工，进一步改造初次压裂欠、未改造区域。本发明不需要下入管柱、拖动管柱，现场施工可操作性强，大大缩短了施工周期，成本较低，能提高页岩气水平井水平段上利用率，使页岩气井恢复或增加产能，满足页岩气长水平井的低成本重复压裂改造，提高页岩气田经济效益。

Description

一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法
技术领域
本发明涉及油气田勘探开发技术领域，尤其涉及一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转 向重复压裂方法。
背景技术
在重复压裂方面，现有技术主要应用于常规油气井，很少应用于非常规油气田，未见应 用于页岩气长水平井。直井相对长水平井井段短，且需要下入管柱，工艺复杂、处理周期长， 存在排量受限、管柱取出难度大、工序复杂等问题，难以满足页岩气长水平井重复压裂施工 的要求。
申请号CN104213894B，题名《油田老井选择性重复压裂工艺》，提出了一种油田老井选 择性重复压裂工艺技术，采用装配、下入管柱、拖动管柱完成所需改造层段的射孔作业、坐 封上、中封隔器、进行最下新增层段的压裂施工、解封且拖动管柱至第二新增改造层段的工 艺进行施工，既能完成已改造层段的重复压裂，也能进行新增层段的补孔和压裂的一体作业。
上述专利解决的技术问题是老井选择性重复压裂，通过装配、下入管柱、拖动管柱完成 所需改造层段的射孔作业后解封且拖动管柱至另外层段的工艺进行施工，难以满足页岩气长 水平井现场压裂施工要求。其缺点如下：
(1)该技术主要应用于常规油气田直井压裂施工，很少应用于页岩气井。
(2)页岩气长水平井由于初次压裂之后，井筒清洁度较低，机械法会导致排量受限、 管柱取出难度大、工序复杂等问题。
申请号CN104727798B，题名《一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法》，提出了一种低 渗透气藏转向重复压裂工艺方法，通过气井初次压裂失效或低效原因分析、转向重复压裂前 储层评估、岩石力学参数与地应力测试、转向重复压裂地应力场变化模拟、裂缝几何参数与 导流能力优化、转向重复压裂工艺优化等流程，实现了低渗透气藏转向重复压裂“一体化” 设计。
上述专利解决的技术问题是提供一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法，具有设计环节 宏观整合、局部创新、紧密衔接、互为验证、设计先进、技术优势明显等特点，但其缺点如 下：
(1)该技术主要应用于低渗透气井，未见应用于页岩气井；
(2)该技术主要应用于低渗透直井压裂施工，施工段数少，难以满足长水平段施工要 求。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术存在的不足提供一种不需要下入管柱、 拖动管柱，操作性强，能大大缩短了施工周期的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压 裂方法，其特在于：包括如下步骤：
1)、进行挤注施工步骤：
按照阶梯升排量、阶梯降排量向目标页岩气水平井老井挤注一定液量压裂液后，测瞬时 停泵压力，对该老井压力衰竭区进行能量补充，当所测瞬时停泵压力达到初次压裂最低停泵 压力时，即完成挤注施工；若所测瞬时停泵压力低于初次压裂最低停泵压力，则重复上述过 程，直至瞬时停泵压力达到初次压裂最低停泵压力；
2)、进行多级转向主压裂，其中，第1级转向主压裂施工步骤如下：
2.1按照一定排量向目标页岩气水平井老井泵入一定液量压裂液，疏通老裂缝；
2.2保持设定的排量，利用一定液量的压裂液携带暂堵球，封堵初次压裂部分孔眼；
2.3待暂堵球到达地层孔眼之后，尽量提升排量至设定值，采用一定液量压裂液携带不 同粒径支撑剂进行加砂压裂施工，改造初次压裂欠改造区域；
2.4降低排量至设定值，利用一定液量的压裂液携带缝内转向剂，促使裂缝发生转向， 提高裂缝复杂度；
2.5待缝内转向剂到达地层之后，尽量提升排量至设定值，采用一定液量压裂液携带不 同粒径支撑剂进行加砂压裂施工，进一步改造初次压裂欠改造区域；
2.6第2、3……N级转向主压裂施工泵注程序按照第1级转向主压裂执行。
按上述技术方案，步骤(1)中，升排量范围2-16m3/min，降排量范围16-0m3/min，压裂液液量300-3000m3。
按上述技术方案，步骤(1)中，压裂液为滑溜水，配方按重量百分比计为：0.06-0.1％ 减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂，0.01-0.03％杀菌剂，其余为配液水。
按上述技术方案，步骤2.1中：按照4-8m3/min排量向目标页岩气水平井老井泵入300- 600m3液量的压裂液，其中，压裂液为冻胶，配方按重量百分比计为：0.3-0.4％羟丙基胍胶， 0.2-0.3％交联剂，0.3-0.5％增效剂，0.5-1％防膨剂，0.3-0.5％粘土稳定剂，0.02-0.05％杀菌 剂，其余为配液水。
按上述技术方案，步骤2.2中：保持排量4-8m3/min，利用35-60m3液量的压裂液携带暂 堵球，其中压裂液为线性胶，配方按重量百分比计为：0.3-0.4％羟丙基胍胶，0.3-0.5％增效 剂，0.5-1％防膨剂，0.3-0.5％粘土稳定剂，0.02-0.05％杀菌剂，其余为配液水。
按上述技术方案，步骤2.3中：待暂堵球到达地层孔眼之后，尽量提升排量至14m3/min， 采用800-1200m3液量的压裂液携带粒径为212-425um支撑剂，其中压裂液为滑溜水，配方按 重量百分比计为：0.06-0.1％减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂，0.01-0.03％杀菌 剂，其余为配液水。
按上述技术方案，步骤2.4中：降低排量至6-10m3/min，利用35-60m3液量的压裂液携 带缝内转向剂促使裂缝发生转向，其中压裂液为滑溜水，配方按重量百分比计为：0.06-0.1％ 减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂，0.01-0.03％杀菌剂，其余为配液水。
按上述技术方案，步骤2.5中：待缝内转向剂到达地层之后，尽量提升排量至16m3/min， 采用600-800m3液量的压裂液携带粒径为212-425um支撑剂进行加砂压裂施工，其中压裂液 为滑溜水，配方按重量百分比计为：0.06-0.1％减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂， 0.01-0.03％杀菌剂，其余为配液水。
本发明所取得的有益效果为：
本发明通过“挤注提压+转向压裂”两段式复合暂堵转向重复压裂方法，实现了页岩气 长水平井老井压力衰竭区能量补充，疏通初次压裂老裂缝，封堵衰竭区孔眼，迫使液流发生 转向，开启新簇新缝、改造初次压裂欠改造、未改造区域，扩大储层改造体积，提高页岩气 水平井水平段上利用率，使页岩气井恢复或增加产能，满足页岩气长水平井的低成本重复压 裂改造，提高页岩气田经济效益。且不需要下入管柱、拖动管柱，现场施工可操作性强，大 大缩短了施工周期，成本较低。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明。
实施例1：
本实施例提供了一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，目标井水平段 754m。其施工包括如下步骤：
1、挤注施工
按照2-4-8-12-14-16m3/min阶梯升排量、16-14-12-8-4-2-0m3/min阶梯降排量向目标 页岩气水平井老井挤注300m3滑溜水，其中，滑溜水配方按重量百分比计为：0.08％减阻剂， 0.1％增效剂，0.3％防膨剂，0.02％杀菌剂，其余为配液水，测瞬时停泵压力，对该老井压力 衰竭区进行能量补充，当所测瞬时停泵压力达到初次压裂最低停泵压力时，即完成挤注施工； 若所测瞬时停泵压力低于初次压裂最低停泵压力，则重复上述过程，直至瞬时停泵压力达到 初次压裂最低停泵压力。
2、第1级转向主压裂：
(1)按照8m3/min排量向目标页岩气水平井老井泵入600m3冻胶(其配方按重量百分比 计为：0.4％羟丙基胍胶，0.3％交联剂，0.5％增效剂，1％防膨剂，0.5％粘土稳定剂，0.02％杀 菌剂，其余配液水)疏通老裂缝；
(2)保持排量8m3/min，利用50m3线性胶压裂液(其配方按重量百分比计为：0.4％羟丙 基胍胶，0.5％增效剂，1％防膨剂，0.5％粘土稳定剂，0.02％杀菌剂，其余配液水)携带暂堵 球，封堵初次压裂部分孔眼；
(3)待暂堵球到达地层孔眼之后，提升排量至12m3/min，采用800m3滑溜水压裂液(其 配方按重量百分比计为：0.08％减阻剂，0.1％增效剂，0.3％防膨剂，0.02％杀菌剂，其余配液 水)携带粒径为212-425um低密度陶粒支撑剂进行加砂压裂施工，改造初次压裂欠改造区域；
(4)降低排量至8m3/min，利用50m3滑溜水压裂液(其配方按重量百分比计为：0.08％ 减阻剂，0.1％增效剂，0.3％防膨剂，0.02％杀菌剂，其余配液水)携带缝内转向剂，促使裂 缝发生转向，提高裂缝复杂度；
(5)待缝内转向剂到达地层之后，提升排量至14m3/min，采用800m3滑溜水压裂液(其 配方按重量百分比计为：0.08％减阻剂，0.1％增效剂，0.3％防膨剂，0.02％杀菌剂，其余配液 水)携带粒径为212-425um低密度陶粒支撑剂进行加砂压裂施工，进一步改造初次压裂欠改 造区域，提高裂缝支撑强度，提高裂缝导流能力；
(6)第2、3……N级转向主压裂施工泵注程序按照第1级转向主压裂执行。
实施例2：
目标井水平段1480m，其施工包括如下步骤：
1、挤注施工
按照2-4-8-12-14-16m3/min阶梯升排量、16-14-12-8-4-2-0m3/min阶梯降排量向目标 页岩气水平井老井挤注3000m3滑溜水(其配方按重量百分比计为：0.06％减阻剂，0.1％增效 剂，0.3％防膨剂，0.01％杀菌剂，其余配液水)，测瞬时停泵压力，对该老井压力衰竭区进行 能量补充，当所测瞬时停泵压力达到初次压裂最低停泵压力时，即完成挤注施工；若所测瞬 时停泵压力低于初次压裂最低停泵压力，则重复上述过程，直至瞬时停泵压力达到初次压裂 最低停泵压力。
2、第1级转向主压裂：
(1)按照8m3/min排量向目标页岩气水平井老井泵入500m3冻胶(其配方按重量百分比 计为：0.3％羟丙基胍胶，0.25％交联剂，0.5％增效剂，1％防膨剂，0.5％粘土稳定剂，0.05％杀 菌剂，其余配液水)，疏通老裂缝；
(2)保持排量8m3/min，利用35m3线性胶压裂液(其配方按重量百分比计为：0.3％羟丙 基胍胶，0.5％增效剂，1％防膨剂，0.5％粘土稳定剂，0.05％杀菌剂，其余配液水)携带暂堵 球，封堵初次压裂部分孔眼；
(3)待暂堵球到达地层孔眼之后，提升排量至14m3/min，采用1200m3滑溜水压裂液(其配方按重量百分比计为：0.06％减阻剂，0.1％增效剂，0.3％防膨剂，0.01％杀菌剂，其余 配液水)携带粒径为212-425um覆膜砂支撑剂进行加砂压裂施工，改造初次压裂欠改造区域；
(4)降低排量至10m3/min，利用35m3滑溜水压裂液(其配方按重量百分比计为：0.06％ 减阻剂，0.1％增效剂，0.3％防膨剂，0.01％杀菌剂，其余配液水)携带缝内转向剂，促使裂 缝发生转向，提高裂缝复杂度；
(5)待缝内转向剂到达地层之后，提升排量至16m3/min，采用750m3滑溜水压裂液(其 配方按重量百分比计为：0.06％减阻剂，0.1％增效剂，0.3％防膨剂，0.01％杀菌剂，其余配液 水)携带粒径为212-425um覆膜砂支撑剂进行加砂压裂施工，进一步改造初次压裂欠改造区 域，提高裂缝支撑强度，提高裂缝导流能力；
(6)第2、3……N级转向主压裂施工泵注程序按照第1级转向主压裂执行。
实施例3：
目标井水平段943m，其施工包括如下步骤：
1、挤注施工
按照2-4-8-12-14-16m3/min阶梯升排量、16-14-12-8-4-2-0m3/min阶梯降排量向目标 页岩气水平井老井挤注1500m3滑溜水(其配方按重量百分比计为：0.1％减阻剂，0.1％增效剂， 0.2％防膨剂，0.03％杀菌剂，其余配液水)，测瞬时停泵压力，对该老井压力衰竭区进行能量 补充，当所测瞬时停泵压力达到初次压裂最低停泵压力时，即完成挤注施工；若所测瞬时停 泵压力低于初次压裂最低停泵压力，则重复上述过程，直至瞬时停泵压力达到初次压裂最低 停泵压力。
2、第1级转向主压裂：
(1)按照6m3/min排量向目标页岩气水平井老井泵入300m3冻胶(其配方按重量百分比 计为：0.35％羟丙基胍胶，0.3％交联剂，0.3％增效剂，0.8％防膨剂，0.3％粘土稳定剂，0.04％ 杀菌剂，其余配液水)，疏通老裂缝；
(2)保持排量6m3/min，利用60m3线性胶压裂液(其配方按重量百分比计为：0.35％羟 丙基胍胶，0.3％增效剂，0.8％防膨剂，0.3％粘土稳定剂，0.04％杀菌剂，其余配液水)携带 暂堵球，封堵初次压裂部分孔眼；
(3)待暂堵球到达地层孔眼之后，提升排量至14m3/min，采用1000m3滑溜水压裂液(其配方按重量百分比计为：0.1％减阻剂，0.1％增效剂，0.2％防膨剂，0.03％杀菌剂，其余配液水)携带粒径为212-425um低密度陶粒支撑剂进行加砂压裂施工，改造初次压裂欠改造区域；
(4)降低排量至6m3/min，利用60m3滑溜水压裂液(其配方按重量百分比计为：0.1％减 阻剂，0.1％增效剂，0.2％防膨剂，0.03％杀菌剂，其余配液水)携带缝内转向剂，促使裂缝 发生转向，提高裂缝复杂度；
(5)待缝内转向剂到达地层之后，提升排量至16m3/min，采用600m3滑溜水压裂液(其 配方按重量百分比计为：0.1％减阻剂，0.1％增效剂，0.2％防膨剂，0.03％杀菌剂，其余配液 水)携带粒径为212-425um低密度陶粒支撑剂进行加砂压裂施工，进一步改造初次压裂欠改 造区域，提高裂缝支撑强度，提高裂缝导流能力；
(6)第2、3……N级转向主压裂施工泵注程序按照第1级转向主压裂执行。

Claims (8)

1.一种适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：包括如下步骤：
1)、进行挤注施工步骤：
按照阶梯升排量、阶梯降排量向目标页岩气水平井老井挤注一定液量压裂液后，测瞬时停泵压力，对该老井压力衰竭区进行能量补充，当所测瞬时停泵压力达到初次压裂最低停泵压力时，即完成挤注施工；若所测瞬时停泵压力低于初次压裂最低停泵压力，则重复上述过程，直至瞬时停泵压力达到初次压裂最低停泵压力；
2)、进行多级转向主压裂，其中，第1级转向主压裂施工步骤如下：
2.1按照一定排量向目标页岩气水平井老井泵入一定液量压裂液，疏通老裂缝；
2.2保持设定的排量，利用一定液量的压裂液携带暂堵球，封堵初次压裂部分孔眼；
2.3待暂堵球到达地层孔眼之后，提升排量至设定值，采用一定液量压裂液携带不同粒径支撑剂进行加砂压裂施工，改造初次压裂欠改造区域；
2.4降低排量至设定值，利用一定液量的压裂液携带缝内转向剂，促使裂缝发生转向，提高裂缝复杂度；
2.5待缝内转向剂到达地层之后，尽量提升排量至设定值，采用一定液量压裂液携带不同粒径支撑剂进行加砂压裂施工，进一步改造初次压裂欠改造区域；
2.6第2、3……N级转向主压裂施工泵注程序按照第1级转向主压裂执行。
2.根据权利要求1所述的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：步骤(1)中，升排量范围2-16m3/min，降排量范围16-0m3/min，压裂液液量300-3000m3。
3.根据权利要求1或2所述的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：步骤(1)中，压裂液为滑溜水，配方按重量百分比计为：0.06-0.1％减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂，0.01-0.03％杀菌剂，其余为配液水。
4.根据权利要求1或2所述的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：步骤2.1中：按照4-8m3/min排量向目标页岩气水平井老井泵入300-600m3液量的压裂液，其中，压裂液为冻胶，配方按重量百分比计为：0.3-0.4％羟丙基胍胶，0.2-0.3％交联剂，0.3-0.5％增效剂，0.5-1％防膨剂，0.3-0.5％粘土稳定剂，0.02-0.05％杀菌剂，其余为配液水。
5.根据权利要求1或2所述的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：步骤2.2中：保持排量8m3/min，利用35-60m3液量的压裂液携带暂堵球，其中压裂液为线性胶，配方按重量百分比计为：0.3-0.4％羟丙基胍胶，0.3-0.5％增效剂，0.5-1％防膨剂，0.3-0.5％粘土稳定剂，0.02-0.05％杀菌剂，其余为配液水。
6.根据权利要求1或2所述的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：步骤2.3中：待暂堵球到达地层孔眼之后，尽量提升排量至14m3/min，采用800-1200m3液量的压裂液携带粒径为212-425um支撑剂，其中压裂液为滑溜水，配方按重量百分比计为：0.06-0.1％减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂，0.01-0.03％杀菌剂，其余为配液水。
7.根据权利要求1或2所述的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：步骤2.4中：降低排量至6-10m3/min，利用35-60m3液量的压裂液携带缝内转向剂促使裂缝发生转向，其中压裂液为滑溜水，配方按重量百分比计为：0.06-0.1％减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂，0.01-0.03％杀菌剂，其余为配液水。
8.根据权利要求1或2所述的适合于页岩气长水平井复合暂堵转向重复压裂方法，其特征在于：步骤2.5中：待缝内转向剂到达地层之后，尽量提升排量至16m3/min，采用600-800m3液量的压裂液携带粒径为212-425um支撑剂进行加砂压裂施工，其中压裂液为滑溜水，配方按重量百分比计为：0.06-0.1％减阻剂，0.1-0.2％增效剂，0.2-0.3％防膨剂，0.01-0.03％杀菌剂，其余为配液水。
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