CN111075421A - 提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，包括以下步骤：（1）清井；（2）射孔；（3）压裂处理：先按10～12m3/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按10～12m3/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替后停泵；（4）分段处理；（5）重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。本发明能有效支撑微裂缝以及次生裂缝网络，同时也有利于支撑压裂主裂缝和分支裂缝；最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，提高了页岩气产量和降低页岩气井的递减速率。
Description
技术领域
本发明属于油气增产改造技术领域，尤其涉及一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺。
背景技术
“形成复杂裂缝网络”是页岩气增产改造的主要目标，页岩压裂通常采用低粘度液体改造高脆性页岩储层，采用大排量利于提高净压力，采取有效的缝内封堵等手段造成多裂缝的开启或裂缝转向，最终形成“主缝+分支裂缝+微裂缝”的复杂裂缝网络体系。随着页岩压裂的了解越来越多，在页岩压裂中会产生大量分支裂缝和微裂缝的次生裂缝网络。这些次生裂缝网络在水力压裂施工过程中会吸取高达70%-90％的液体总量，次生裂缝宽度处于低微米范围（50-200μm）。即使是目前最小的常规支撑剂尺寸也太大，无法进入这些裂缝网络。如果支撑剂由于其尺寸问题不能进入次生裂缝网络，随着压力的下降，这些次生裂缝网络将有可能收缩和闭合，使得大部分改造油藏体积（SRV）在生产阶段无效或浪费，导致页岩产量递减速度较快，据统计，大部分页岩气单井产量整体上第一年递减率一般达到50%-77.5%。
目前页岩气压裂所用的支撑剂主要用于支撑人工主裂缝，对于远离水力主裂缝处的微裂缝以及次生裂缝网路则并不能起到很好的支撑作用，但页岩压裂产生的微裂缝以及次生裂缝网络发育却异常丰富，如果能充分利用分支裂缝以及微裂缝的次生网络的潜力，改造并扩大广阔的未波及的储层体积，从而提高页岩压裂复杂裂缝网络有效的支撑，可以大幅度增加有效裂缝支撑和SRV，对增加页岩气井的经济效益和使用寿命具有显著的价值。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺。本发明不仅能有效的支撑微裂缝以及次生裂缝网络，同时也有利于支撑压裂主裂缝和分支裂缝；最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，提高了页岩气产量和降低页岩气井的递减速率。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，包括以下步骤：
（1）清井：利用清水或者洗井液循环洗井，并用通井规通井；
（2）射孔：通过电缆带射孔枪输送到井中，进行射孔使储层产生孔道；
（3）压裂处理：先按10～12m3/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按10～12m3/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替完后停泵；
（4）分段处理：电缆带桥塞输送到桥塞座封位置处进行分段座封；
（5）将电缆上提到下一段压裂位置，然后重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。
所述的压裂工艺中，单段液量为1800m3，其中，携砂液的体积百分比为88％～92％，前置液的体积百分比为4％～6％，顶替液的体积百分比为4％～6％。
所述的压裂工艺中，每米页岩层水平段长的加砂量为1.7～2.0吨。
所述步骤（3）中，每100吨砂量中140～300目石英砂为10～15吨，70～140目石英砂为15～20吨，40～70目陶粒为65～75吨。
所述步骤（3）中，所述前置液和顶替液均为线性胶，所述线性胶由质量比为1000:3:2:1的清水、稠化剂、防膨剂和助排剂均匀混合而成，且线性胶的粘度为20～40mPa.s，降阻率>60%，表面张力<30mN/m。
所述步骤（3）中，所述携砂液为滑溜水，所述滑溜水由质量比为1000:1的清水和降阻剂均匀混合而成，且滑溜水的降阻率>70%，表面张力<30mN/m。
所述步骤（3）中，70～140目石英砂的加入量按5％～8％的体积百分比逐渐升高，40～70目陶粒的加入量按5％～10％的体积百分比逐渐升高。
采用本发明的优点在于：
1、本发明前期采用的140～300目超细石英砂可以在低粘度流体和低体积流量下保持悬浮，由于粒径较小的超细石英砂具有较强的运移能力，可以顺利通过不规则和复杂几何形状的微裂缝以及次生裂缝并远离井眼。这些超细石英砂能通过渗透进裂缝，从而有利于促进那些未利用的次生裂缝网络的改造。而后期通过携砂液可以将70～140目石英砂和40～70目陶粒携带至主裂缝以及分支裂缝深处，进一步提高了页岩压裂主裂缝和分支裂缝的有效支撑。两者相结合，不仅能有效的支撑微裂缝以及次生裂缝网络，同时也有利于支撑压裂主裂缝和分支裂缝；最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，提高了页岩气产量和降低页岩气井的递减速率。
2、本发明中的单段液量为1800m3，且携砂液的体积百分比为88％～92％，前置液的体积百分比为4％～6％，顶替液的体积百分比为4％～6％, 每米页岩层水平段长的加砂量为1.7～2.0吨。采用该特定配比的优点是整体高了砂液比例，降低了用水量。具体来说，在同等加砂量的条件下，能够降低用水200-300m3。
3、本发明步骤（3）中，每100吨砂量中140～300目石英砂为10～15吨，70～140目石英砂为15～20吨，40～70目陶粒为65～75吨。采用该特定配比有利于分别对次生裂缝网络系统、分支裂缝和主缝形成有效而稳定的支撑。
4、本发明步骤（3）中，前置液和顶替液均为线性胶，且线性胶由质量比为1000:3:2:1的清水、稠化剂、防膨剂和助排剂均匀混合而成，采用该特定质量配比组分形成的线性胶，能使线性胶的粘度达到20～40mPa.s，降阻率>60%，表面张力<30mN/m，从而具有较好的造缝效果和携砂性能。
5、本发明步骤（3）中，携砂液为滑溜水，且滑溜水由质量比为1000:1的清水和降阻剂均匀混合而成。采用该特定质量配比组分形成的滑溜水，能使滑溜水的降阻率>70%，表面张力<30mN/m，有利于满足大排量施工的降阻需求。
6、本发明步骤（3）中，70～140目石英砂的加入量按5％～8％的体积百分比逐渐升高，40～70目陶粒的加入量按5％～10％的体积百分比逐渐升高。采用该特定设置的优点在于能够有效的保持施工压力的平稳，提高压裂工艺的成功率。
7、本发明采用的滑溜水返排液可实现循环再利用，有利于环保与节约成本。
8、本发明从整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，提高了页岩气产量和降低页岩气井的递减速率。
附图说明
图1为本发明有效对主裂缝、分支裂纹、微裂缝以及次生裂缝网络形成有效支撑的示意图。
具体实施方式
实施例1
本发明公开了一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，本工艺根据不同储层的特性，优选采用前置液+携砂液+顶替液的加砂压裂工艺，单段液量优选为1800m3，其中，携砂液的体积百分比为88％，前置液的体积百分比为6％，顶替液的体积百分比为6％。每米页岩层水平段长的加砂量为1.7吨。其具体包括以下步骤：
（1）清井：利用清水或者洗井液循环洗井，并用通井规通井。
（2）射孔：通过电缆带射孔枪输送到井中，进行射孔使储层产生孔道。
（3）压裂处理：先按10m3/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按10m3/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替完后停泵。
本步骤中，每100吨砂量中140～300目石英砂的加入量为10吨，70～140目石英砂的加入量为15吨，40～70目陶粒的加入量为75吨，即每100吨砂量中，140～300目石英砂的加入量占比为10%，70～140目石英砂的加入量占比为15%，40～70目石英砂的加入量占比为75%。且70～140目石英砂的加入量按5％的体积百分比逐渐升高，40～70目陶粒的加入量按5％的体积百分比逐渐升高。
本步骤中，所述前置液和顶替液均为线性胶，所述线性胶由质量比为1000:3:2:1的清水、稠化剂、防膨剂和助排剂均匀混合而成，且线性胶的粘度为20～40mPa.s，降阻率>60%，表面张力<30mN/m。所述携砂液为滑溜水，所述滑溜水由质量比为1000:1的清水和降阻剂均匀混合而成，且滑溜水的降阻率>70%，表面张力<30mN/m。
本步骤采用上述特定的加入工艺，能够使40～70目陶粒有效地填充到主裂缝中，使70～140目石英砂有效地填充到分支裂缝中，使140～300目石英砂有效地填充到微裂缝及次生裂缝网路中。从而使主裂缝、分支裂缝、微裂缝以及次生裂缝网络得到有效的支撑，最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，达到提高页岩气产量和降低页岩气井的递减速率的目的。
（4）分段处理：电缆带桥塞输送到桥塞座封位置处进行分段座封。
（5）将电缆上提到下一段压裂位置，然后重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。
实施例2
本发明公开了一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，本工艺根据不同储层的特性，优选采用前置液+携砂液+顶替液的加砂压裂工艺，单段液量优选为1800m3，其中，携砂液的体积百分比为92％，前置液的体积百分比为4％，顶替液的体积百分比为4％。每米页岩层水平段长的加砂量为2.0吨。其具体包括以下步骤：
（1）清井：利用清水或者洗井液循环洗井，并用通井规通井。
（2）射孔：通过电缆带射孔枪输送到井中，进行射孔使储层产生孔道。
（3）压裂处理：先按12m3/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按12m3/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替完后停泵。
本步骤中，每100吨砂量中140～300目石英砂的加入量为15吨，70～140目石英砂的加入量为20吨，40～70目陶粒的加入量为65吨，即每100吨砂量中，140～300目石英砂的加入量占比为15%，70～140目石英砂的加入量占比为20%，40～70目石英砂的加入量占比为65%。且70～140目石英砂的加入量按8％的体积百分比逐渐升高，40～70目陶粒的加入量按10％的体积百分比逐渐升高。
本步骤中，所述前置液和顶替液均为线性胶，所述线性胶由质量比为1000:3:2:1的清水、稠化剂、防膨剂和助排剂均匀混合而成，且线性胶的粘度为20～40mPa.s，降阻率>60%，表面张力<30mN/m。所述携砂液为滑溜水，所述滑溜水由质量比为1000:1的清水和降阻剂均匀混合而成，且滑溜水的降阻率>70%，表面张力<30mN/m。
本步骤采用上述特定的加入工艺，能够使40～70目陶粒有效地填充到主裂缝中，使70～140目石英砂有效地填充到分支裂缝中，使140～300目石英砂有效地填充到微裂缝及次生裂缝网路中。从而使主裂缝、分支裂缝、微裂缝以及次生裂缝网络得到有效的支撑，最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，达到提高页岩气产量和降低页岩气井的递减速率的目的。
（4）分段处理：电缆带桥塞输送到桥塞座封位置处进行分段座封。
（5）将电缆上提到下一段压裂位置，然后重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。
实施例3
本发明公开了一种提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，本工艺根据不同储层的特性，优选采用前置液+携砂液+顶替液的加砂压裂工艺，单段液量优选为1800m3，其中，携砂液的体积百分比为90％，前置液的体积百分比为5％，顶替液的体积百分比为5％。每米页岩层水平段长的加砂量为1.85吨。其具体包括以下步骤：
（1）清井：利用清水或者洗井液循环洗井，并用通井规通井。
（2）射孔：通过电缆带射孔枪输送到井中，进行射孔使储层产生孔道。
（3）压裂处理：先按11m3/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按11m3/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替完后停泵。
本步骤中，每100吨砂量中140～300目石英砂的加入量为13吨，70～140目石英砂的加入量为17吨，40～70目陶粒的加入量为70吨，即每100吨砂量中，140～300目石英砂的加入量占比为13%，70～140目石英砂的加入量占比为17%，40～70目石英砂的加入量占比为70%。且70～140目石英砂的加入量按6.5％的体积百分比逐渐升高，40～70目陶粒的加入量按8％的体积百分比逐渐升高。
本步骤中，所述前置液和顶替液均为线性胶，所述线性胶由质量比为1000:3:2:1的清水、稠化剂、防膨剂和助排剂均匀混合而成，且线性胶的粘度为20～40mPa.s，降阻率>60%，表面张力<30mN/m。所述携砂液为滑溜水，所述滑溜水由质量比为1000:1的清水和降阻剂均匀混合而成，且滑溜水的降阻率>70%，表面张力<30mN/m。
本步骤采用上述特定的加入工艺，能够使40～70目陶粒有效地填充到主裂缝中，使70～140目石英砂有效地填充到分支裂缝中，使140～300目石英砂有效地填充到微裂缝及次生裂缝网路中。从而使主裂缝、分支裂缝、微裂缝以及次生裂缝网络得到有效的支撑，最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑，达到提高页岩气产量和降低页岩气井的递减速率的目的。
（4）分段处理：电缆带桥塞输送到桥塞座封位置处进行分段座封。
（5）将电缆上提到下一段压裂位置，然后重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。
实施例4
本实施例提供了一口位于威远构造中奥顶构造南翼Y井，根据本井储层的特性，优选采用前置液+携砂液+顶替液的加砂压裂工艺，单段液量优选为1800m3，其中，携砂液的体积百分比为92％，前置液的体积百分比为6％，顶替液的体积百分比为4％。每米页岩层水平段长的加砂量为2.0吨。
具体步骤如下：
（1）清井：利用清水或者洗井液循环洗井，并用通井规通井。
（2）射孔：通过电缆带射孔枪输送到井中，进行射孔使储层产生孔道。
（3）压裂处理：先按12m3/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按12m3/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替完后停泵。
本步骤中，每100吨砂量中140～300目石英砂的加入量为15吨，70～140目石英砂的加入量为15吨，40～70目陶粒的加入量为70吨，即每100吨砂量中，140～300目石英砂的加入量占比为15%，70～140目石英砂的加入量占比为15%，40～70目石英砂的加入量占比为70%。且70～140目石英砂的加入量按7.5％的体积百分比逐渐升高，40～70目陶粒的加入量按8％的体积百分比逐渐升高。
本步骤中，所述前置液和顶替液均为线性胶，所述线性胶由质量比为1000:3:2:1的清水、稠化剂、防膨剂和助排剂均匀混合而成，且线性胶的粘度为20～40mPa.s，降阻率>60%，表面张力<30mN/m。所述携砂液为滑溜水，所述滑溜水由质量比为1000:1的清水和降阻剂均匀混合而成，且滑溜水的降阻率>70%，表面张力<30mN/m。
（4）分段处理：电缆带桥塞输送到桥塞座封位置处进行分段座封。
（5）将电缆上提到下一段压裂位置，然后重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。
该井段在应用本发明提供的改造技术压裂施工后，能够使40～70目陶粒有效地填充到主裂缝中，使70～140目石英砂有效地填充到分支裂缝中，使140～300目石英砂有效地填充到微裂缝及次生裂缝网路中。从而使主裂缝、分支裂缝、微裂缝以及次生裂缝网络得到有效的支撑，最终整体上提高页岩复杂裂缝网络的有效支撑。且经测试，该单井产气量高于邻井10%～13%，同时有效降低页岩气井递减速率3%～5%。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，本说明书中所公开的任一特征，除非特别叙述，均可被其他等效或具有类似目的替代特征加以替换；所公开的所有特征、或所有方法或过程中的步骤，除了互相排斥的特征和/或步骤以外，均可以任何方式组合。
Claims (7)
1.提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，其特征在于：包括以下步骤：
（1）清井：利用清水或者洗井液循环洗井，并用通井规通井；
（2）射孔：通过电缆带射孔枪输送到井中，进行射孔使储层产生孔道；
（3）压裂处理：先按10～12m3/min的排量泵注由前置液与140～300目石英砂混合形成的悬浮液；再按10～12m3/min的排量泵注携砂液，并采用70～140目石英砂作为携砂液的前期支撑剂，采用40～70目陶粒作为携砂液的后期支撑剂；最后泵注顶替液顶替，顶替完后停泵；
（4）分段处理：电缆带桥塞输送到桥塞座封位置处进行分段座封；
（5）将电缆上提到下一段压裂位置，然后重复步骤（2）、（3），完成下一段压裂作业。
2.根据权利要求1所述的提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，其特征在于：所述的压裂工艺中，单段液量为1800m3，其中，携砂液的体积百分比为88％～92％，前置液的体积百分比为4％～6％，顶替液的体积百分比为4％～6％。
3.根据权利要求1或2所述的提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，其特征在于：所述的压裂工艺中，每米页岩层水平段长的加砂量为1.7～2.0吨。
4.根据权利要求1所述的提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，其特征在于：所述步骤（3）中，每100吨砂量中140～300目石英砂为10～15吨，70～140目石英砂为15～20吨，40～70目陶粒为65～75吨。
5.根据权利要求1所述的提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，其特征在于：所述步骤（3）中，所述前置液和顶替液均为线性胶，所述线性胶由质量比为1000:3:2:1的清水、稠化剂、防膨剂和助排剂均匀混合而成，且线性胶的粘度为20～40mPa.s，降阻率>60%，表面张力<30mN/m。
6.根据权利要求1所述的提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，其特征在于：所述步骤（3）中，所述携砂液为滑溜水，所述滑溜水由质量比为1000:1的清水和降阻剂均匀混合而成，且滑溜水的降阻率>70%，表面张力<30mN/m。
7.根据权利要求1所述的提高页岩压裂复杂裂缝网络有效支撑的压裂工艺，其特征在于：所述步骤（3）中，70～140目石英砂的加入量按5％～8％的体积百分比逐渐升高，40～70目陶粒的加入量按5％～10％的体积百分比逐渐升高。
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