CN111305807A - 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法 - Google Patents

一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111305807A
CN111305807A CN201811517720.XA CN201811517720A CN111305807A CN 111305807 A CN111305807 A CN 111305807A CN 201811517720 A CN201811517720 A CN 201811517720A CN 111305807 A CN111305807 A CN 111305807A
Authority
CN
China
Prior art keywords
viscosity
sand
displacement
liquid
acid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201811517720.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN111305807B (zh
Inventor
蒋廷学
刘斌彦
刘红磊
李洪春
周珺
侯磊
周林波
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201811517720.XA priority Critical patent/CN111305807B/zh
Publication of CN111305807A publication Critical patent/CN111305807A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111305807B publication Critical patent/CN111305807B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators

Abstract

本发明公开了一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。包括：(1)关键页岩参数的评估(2)综合甜点计算及段簇位置确定(3)裂缝参数的优化(4)压裂施工参数的优化(5)下桥塞及射孔联作施工(6)酸预处理作业(7)高黏度高排量造缝施工(8)低黏度滑溜水继续造缝施工(9)低黏压裂液连续加砂施工(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工。本发明能够提高裂缝改造体积，增产效果更为明显，更好挖掘页岩气藏的生产潜力。

Description

一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法
技术领域
本发明涉及油气田勘探开发技术领域，进一步地说，是涉及一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。
背景技术
目前，对脆性高的页岩而言，一般采用段内多簇射孔的方法，由以往常用的单段2～3簇，提高到3～4簇甚至3～6簇。但簇数大幅度增加后，排量一般不增加，因此，单簇射孔的排量有较大幅度的降低，必然导致造缝高度的降低，而造缝高度的降低，必然导致裂缝有效改造体积的降低，因此，段内簇数的增加，本来希望通过提高裂缝的条数来提高裂缝改造体积，但如同时导致造缝高度的降低，则裂缝改造体积的降低，又部分抵消了簇数增加的效果。
对页岩气水平井分段压裂而言，水平层理缝的大量存在，是遏制垂直裂缝高度增长的主要因素。如遇到上覆应力与最小水平主应力接近的情况，水平层理缝易于张开，从而也使裂缝高度的增长越发困难。在此情况下，如簇数再增加，则裂缝改造体积的增加就更为困难。因此，如何就上述情况，保证造缝高度不降低甚至有所增加，显得尤为迫切。
文献《页岩气水平井分段压裂优化设计新方法》(石油钻探技术2014.03)，该文献围绕最大限度提高裂缝复杂性指数的压裂优化设计目标，从配套施工参数的优化与控制、最终预期产量的预测等方面入手，给出了针对水平层理缝/纹理缝发育储层、高角度天然裂缝发育储层的压裂优化设计方法及流程，并提出了天然裂缝分布密度及延伸缝长的定量描述方法。其中针对水平层理缝发育的地层水力裂缝缝高受到遏制的问题从理论、室内实验以及施工方面进行了分析研究。
文献《页岩油气水平井压裂裂缝复杂性指数研究及应用展望》(石油钻探技术2013.03)该文献将适用于直井的裂缝复杂性指数概念拓展到页岩水平井分段压裂中，考虑缝宽的非平面扩展、缝高的垂向延伸、主缝长的充分扩展和分段压裂的缝间应力干扰因子等因素，研究了不同裂缝类型对应的裂缝复杂性指数范围，对如何提高裂缝复杂性指数，进行了实施控制方法上的系统探索。其中针对缝高的垂向延伸控制提出了变排量施工等相关措施。
以上两篇文献虽然都是针对页岩储层进行的研究，但在缝高延伸方面只是有少部分的涉及，不作为主体研究内容，而本发明在页岩气多簇射孔情况下，针对性提出了一种提高造缝高度的压裂方法，对缝高延伸的研究更加全面透彻。
发明内容
本发明针对页岩气压裂进行段内多簇射孔时，裂缝高度增长困难进而导致裂缝改造体积增加困难的问题，提出了一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。本发明能够在簇数增加、水平层理缝大量存在等情况下，最大程度地保证造缝高度不降低甚至有所增加，进而提高裂缝改造体积，使得簇数增加带来的增产效果更为明显，更好挖掘页岩气藏的生产潜力。
本发明的总体思路如下：
(1)选择脆性高的位置进行多簇射孔。石英及碳酸盐岩等脆性矿物的含量应在55％以上。脆性矿物含量越高，页岩更易破裂，垂向上的造缝高度也会相对增加。
但脆性越高时，破裂压力越低，易发生造缝过程中的多点破裂效应，而多点破裂既是易于形成多条裂缝，又进一步降低了总的裂缝高度。因此，如何防止多点破裂效应至关重要。为此，可采用高黏度压裂液与快速提排量等措施。
而采用高黏度压裂液后，多点破裂概率会大幅度降低，再配合快速提排量措施，可在短时间内快速建立水平井筒压力，从而迫使造缝高度的快速增长。
(2)采用变参数射孔技术。可在目标水平井筒的顶底方向的孔眼直径，增加一定的比例，以增加在水平井筒顶底方向的压裂液进入量，势必会进一步增加裂缝高度上的增长。而在水平井筒中部方向，即使孔径相对较小，但因在裂缝长度方向的页岩基质渗透率较大，压裂液进入时的阻力相对较小。换言之，即使该方向上孔径相对较小，对裂缝长度上的延伸能力的影响不大。
(3)等高黏度造缝后，用低黏度滑溜水携带高密度小粒径支撑剂，如滑溜水黏度1mPa·s～3mPa·s，支撑剂粒径70～140目，视密度1.8g/cm3以上。并采用连续加砂模式，排量也相对较低，以促使支撑剂在近井筒裂缝处堆积，从而迫使井筒压力的快速提升，从而再迫使裂缝高度再度增加一些。
本发明的目的是提供一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。
包括：
步骤(1)关键页岩参数的评估；
步骤(2)综合甜点计算及段簇位置确定；
步骤(3)裂缝参数的优化；
步骤(4)压裂施工参数的优化；
步骤(5)下桥塞及射孔联作施工；
步骤(6)酸预处理作业；
步骤(7)高黏度高排量造缝施工；
步骤(8)低黏度滑溜水继续造缝施工；
步骤(9)低黏压裂液连续加砂施工；
步骤(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道；
步骤(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工；
步骤(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工；
步骤(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工；
步骤(14)顶替作业；
步骤(15)重复步骤(5)～步骤(14)，直到将所有段施工完成。
其中，优选：
所述步骤(5)，选择脆性高的位置进行多簇射孔，脆性矿物的含量在55％以上；
射孔为3～6簇，簇长为1m，孔密16～20孔/米，孔径为9.5mm以上；其中，在水平井筒即垂直方向上的孔径为13mm以上。
所述步骤(6)，酸排量为1m3/min～1.5m3/min，单段酸用量为10m3～20m3；酸注完后，倒替酸流程，排量为4m3/min～6m3/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将替酸排量降为先前的注酸低排量，以增加酸岩反应时间和酸压降效果；
所述步骤(6)，酸注入30％后，再分2次或2次以上，分别提高替酸排量，每次排量提升幅度30％～40％，但最高排量不超过步骤(4)优化的最高排量。
所述步骤(7)，高黏压裂液黏度为60mPa·s～80mPa·s；高黏压裂液用量为50m3～60m3，排量取步骤(4)优化的最高排量，且在1min～2min内快速提高到位。
所述步骤(8)，低黏滑溜水的黏度为1mPa·s～3mPa·s；液量为50m3～80m3，排量取步骤(4)优化的最大排量。
所述步骤(9)，滑溜水的黏度同步骤(8)，排量取步骤(8)的70％～80％，用70～140目高密度支撑剂；高密度支撑剂的视密度1.8g/cm3以上；
采用连续加砂模式，砂液比1％-3％-5％-7％-9％，每个砂液比取当段井筒容积的20％～50％，排量取步骤(4)优化的最大排量；井口压力上升速度控制在1MPa/min～2MPa/min。
所述步骤(10)，压裂液黏度为30mPa·s～40mPa·s，液量取40m3～60m3，排量取步骤(4)优化排量的50％～60％。
所述步骤(11)，滑溜水黏度为6mPa·s～9mPa·s，液量为500m3～800m3，排量取步骤(4)优化最大排量；中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3，砂液比2％-4％-6％-8％-10％，前三个砂液比采用段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积为50m3～80m3，段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为50％～100％；
所述步骤(12)，滑溜水黏度为6mPa·s～9mPa·s，液量为600m3～900m3，排量取步骤(4)优化最大排量；中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3；砂液比8％-10％-12％-14％-16％，前三个砂液比采用段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积为60m3～90m3，段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为50％～100％；
所述步骤(13)，胶液黏度为30mPa·s～40mPa·s，液量100m3～200m3，排量取步骤(4)优化最大排量；中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3；砂液比14％-17％-23％，采用连续加砂模式，每个砂液比体积30m3～70m3。
所述步骤(14)，液量取当段井筒容积的105％～110％，排量取步骤(4)优化的最大排量；前40％～50％取黏度30mPa·s～40mPa·s的中黏度胶液，之后，换用黏度1mPa·s～3mPa·s的低黏度滑溜水，直至顶替完毕。
本发明具体可采用以下技术方案：
(1)关键页岩参数的评估
包括储层的纵横向展布特征、岩性与各种矿物组分特征、敏感性特征、物性、岩石力学参数及三向地应力特征、水平层理缝及高角度天然裂缝特征、温度压力及地下流体性质参数等。
可综合应用地震、测井、录井、测试、直导眼井岩心室内测试分析等方法。考虑到压裂为一个准静态过程，因此，需要将动态参数转换为对应的静态参数，并建立各种动静态参数转换关系。
水平井筒静态参数确定，基于水平井筒测井参数与直导眼井测井参数的类比及上述直导眼井上建立的动静态参数转换关系，求取水平井段的静态参数分布。
(2)综合甜点计算及段簇位置确定
在步骤(1)的基础上，按常规方法计算水平段上的地质甜点与工程甜点，按等权重方法计算综合甜点指标沿水平井筒的分布。然后，根据水平井筒固井质量、短套管接箍位置等，先分段，确定下桥塞位置。并按段内综合甜点差异小于10％为依据，确定段内各射孔簇的位置。
在地质甜点相同或相当的前提下，优先选择脆性相对最高的位置，最好脆性矿物含量超过55％以上。此时地质甜点差异性应在10％以下。
(3)裂缝参数的优化
在上述步骤的基础上，先用PETROL地质建模商业软件，建立水平井筒及其垂直方向裂缝双翼长度(可假设为800m)范围内的精细地质模型。然后，将此地质模型参数导入页岩气压裂产量预测常用的商业软件ECLIPSE，并按等效导流能力的方法(为减少模拟工作量，先将裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝的导流能力保持不变)设置水力裂缝。然后，按正交设计方法，模拟不同的裂缝长度、导流能力、缝间距、及裂缝布局下(等缝长分布、两头长中间短的U型分布、长短交互的W型分布及纺锤形分布等)压后产量动态变化规律。从中优选压后产量相对最大，或经济净现值最大对应的裂缝参数为优化值。
(4)压裂施工参数的优化
应用页岩气裂缝扩展模拟常用的商业性模拟软件MEYER，同样按正交设计方法，模拟不同的压裂参数下(排量、压裂液量及不同黏度压裂液比例、支撑剂总量及不同粒径支撑剂比例、施工砂液比等)的裂缝参数动态变化规律，从中优选能获得步骤(3)中优化裂缝参数对应的压裂施工参数为优化值。
(5)下桥塞及射孔联作施工
第一段采用连续油管携带射孔枪，不下桥塞。第二段采用泵送方法，携带射孔枪及桥塞。桥塞到达预定位置后，座封，丢手。然后，逐级上提射孔枪进行射孔作业，射孔参数一般为段内簇数按步骤(2)确定结果，一般为3～6簇，簇长一般为1m，孔密16～20孔/米，孔径一般为9.5mm以上。射孔完成后，上提射孔枪，倒注酸及替酸流程。
考虑到非均匀孔径要求，在水平井筒即垂直方向上的孔径可为13mm以上，其它参数相同。
(6)酸预处理作业
基于步骤(1)直导眼井岩心，改变不同的酸类型及配方，观察酸岩配伍性及酸溶蚀率，优选配伍性及溶蚀率最高的酸类型及配方，作为预处理酸液。
然后，用注酸流程，排量一般为1m3/min～1.5m3/min，单段酸用量一般为10m3～20m3。酸注完后，倒替酸流程，排量一般为4m3/min～6m3/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将替酸排量降为先前的注酸低排量，以增加酸岩反应时间和酸压降效果。
为增加多簇射孔均匀起裂和延伸的概率，等酸注入30％后，再分2次或2次以上，分别提高替酸排量，每次排量提升幅度30％～40％，但最高排量不超过步骤(4)优化的最高排量。提排量的时机，按剩余酸量均衡分配。
(7)高黏度高排量造缝施工
酸预处理后，立即倒高黏度压裂液流程，可比步骤(4)优化的前置胶液用量增加10％左右，以抵消与酸接触部分的胶液降黏效应。一般高黏压裂液用量为50m3～60m3。
排量取步骤(4)优化的最高排量，且应在1min～2min内快速提高到位。
压裂液黏度取60mPa·s～80mPa·s为宜。
(8)低黏度滑溜水继续造缝施工
在步骤(7)的基础上，换用黏度1mPa·s～3mPa·s的低黏度滑溜水造缝施工。由于页岩基质的极端致密性，低黏度滑溜水造缝效率仍会相对较高，换言之，造主缝没问题。液量一般为50m3～80m3，排量取步骤(4)优化的最大排量。
(9)低黏压裂液连续加砂施工
仍用步骤(8)同样黏度的滑溜水，排量取步骤(8)的70％～80％，用70～140目高密度的支撑剂。参数参考思路(3)。
采用连续加砂模式，砂液比1％-3％-5％-7％-9％，每个砂液比取当段井筒容积的20％～50％，排量取步骤(4)优化的最大排量。具体砂液比及每段体积，应结合井口压力上升速度确定，力争控制在1MPa/min～2MPa/min。此时近井裂缝还没有发生完全的砂堵效应，可能还有10％～20％的流动通道没有被堵死。此时压力有较大幅度提升，可以促使缝高的继续延伸。但千万不能堵死，堵死的压力上升速度应在3MPa/min以上。
(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道。排量取步骤(4)优化排量的50％～60％，黏度取30mPa·s～40mPa·s，液量取40m3～60m3。
(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工
按步骤(4)优化的参数，黏度6mPa·s～9mPa·s，液量500m3～800m3，排量取步骤(4)优化最大排量。中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3。
砂液比2％-4％-6％-8％-10％，前三个砂液比可采用段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积为50m3～80m3，段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为50％～100％。
(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工
按步骤(4)优化的参数，黏度6mPa·s～9mPa·s，液量600m3～900m3，排量取步骤(4)优化最大排量。中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3
砂液比8％-10％-12％-14％-16％，前三个砂液比可采用段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积为60m3～90m3，段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为50％～100％。
(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工
按步骤(4)优化的参数，黏度30mPa·s～40mPa·s，液量100m3～200m3，排量取步骤(4)优化最大排量。中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3，砂液比14％-17％-23％，可采用连续加砂模式，每个砂液比体积30m3～70m3。
(14)顶替作业
液量取当段井筒容积的105％～110％，前40％～50％取黏度30mPa·s～40mPa·s的中黏度胶液，以降低水平井筒的沉砂效应，利于下段下桥塞作业。排量取步骤(4)优化的最大排量。之后，换用黏度1mPa·s～3mPa·s的低黏度滑溜水，直至顶替完毕。
(15)其它段的压裂施工，重复步骤(5)～步骤(14)，直到将所有段施工完为止。
(16)钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
发明的效果
本发明解决了页岩气压裂进行段内多簇射孔时，裂缝高度增长困难进而导致裂缝改造体积增加困难的问题，提出的一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的新技术能够最大程度地保证造缝高度不降低甚至有所增加，进而提高裂缝改造体积，充分保证页岩气储层改造措施的增产效果，更大程度挖掘储层生产潜力。该发明对页岩气藏的高效开发具有重要的意义，为页岩气压裂工艺技术领域带来新的突破。
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
非常规页岩气区块X井，采用水平井分段压裂技术进行完井。
步骤如下：
(1)对关键页岩参数进行评估。
综合采用地震、测井、录井、测试、岩心室内实验等方法，对页岩储层的纵横向展布特征、岩性、各种矿物组分特征、敏感性特征、物性、岩石力学参数、三向地应力特征、水平层理缝及高角度天然裂缝特征、温度压力、地下流体性质参数等进行了测试分析。
(2)在步骤(1)的基础上计算出水平段上的地质甜点和工程甜点，按等权重方法计算出综合甜点指标沿水平井筒的分布。根据水平井筒固井质量、短套管接箍位置等进行分段，共分17段压裂，并确定出下桥塞的位置以及段内各射孔簇的位置。
(3)优化裂缝参数。
采用PETROL地质建模商业软件，建立水平井筒及其垂直方向800m范围内的精细地质模型。并将地质模型参数导入进商业软件ECLIPSE中，按照等效导流能力方法设置了水力裂缝。采用正交设计方法模拟出不同裂缝长度、导流能力、缝间距及裂缝布局下的压后产量动态变化规律，进而优选出相应的裂缝参数，缝长118m，缝高43m。
(4)优化压裂施工参数。
采用裂缝扩展模拟软件MEYER，按照正交设计方法模拟出不同压裂施工参数下的裂缝参数动态变化规律，进而优选出能获得最优裂缝参数所对应的压裂施工参数，各段参数为：加砂时所用排量14m3/min～17m3/min，液量1650m3～2080m3，砂量58m3～70m3，砂液比13％～16％。
(5)进行下桥塞及射孔联作施工。
选择脆性高的位置进行多簇射孔，脆性矿物的含量为58.6％。
第一段采用连续油管携带射孔枪、不下桥塞的方式。第二段采用泵送方式，携带射孔枪及桥塞。桥塞到达预定位置后，座封、丢手。然后逐级上提射孔枪进行射孔作业，段内簇数为5簇，簇长为1m，孔密17孔/米，孔径10mm，在水平井筒即垂直方向上的孔径为14mm。射孔完成后上提射孔枪，进行倒注酸及替酸流程。
(6)进行酸预处理作业。
进行注酸流程，排量为1.5m3/min，单段酸用量为15m3。在酸注完以后进行倒替酸流程，排量为5m3/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，将替酸排量降为先前的注酸低排量1.5m3/min。
酸注入30％后，再分2次分别提高替酸排量，每次排量提升幅度为30％，但最高排量不超过步骤(4)优化的最高排量。
(7)进行高黏度高排量造缝施工。
压裂液黏度为70mPa·s，各段排量为14m3/min～17m3/min，压裂液用量为60m3，且在2min内快速提高到位。
(8)进行低黏度滑溜水造缝施工。
采用黏度为2mPa·s的低黏度滑溜水进行造缝，各段排量仍为14m3/min～17m3/min，液量为70m3。
(9)进行低黏压裂液连续加砂施工。
滑溜水黏度仍为2mPa·s，各段排量变为10-12m3/min，采用70～140目的高密度支撑剂，其视密度为1.9g/cm3。
采用连续加砂模式，砂液比按1％-3％-5％-7％-9％变化，每个砂液比段取当段井筒容积的30％，此时各段排量取14m3/min～17m3/min。井口压力上升速度控制在1MPa/min～2MPa/min。
(10)采用黏度为35mPa·s的中黏度压裂液，各段排量变为7-9m3/min，液量为50m3，以解除前面过程产生的支撑剂部分堵塞的裂缝通道。
(11)选用黏度为8mPa·s的滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂进行施工，支撑剂视密度为1.7g/cm3，各段排量为14m3/min～17m3/min，所用液量650m3。砂液比按2％-4％-6％-8％-10％变化，前三个砂液比采取段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积分别为62m3、60m3、60m3、55m3、50m3。段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为79％。
(12)选用黏度为8mPa·s的滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂进行施工，支撑剂视密度为1.7g/cm3，各段排量仍为14m3/min～17m3/min，所用液量770m3。砂液比按8％-10％-12％-14％-16％变化，前三个砂液比采取段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积分别为76m3、76m3、75m3、70m3、70m3。段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为91％。
(13)选用黏度为30mPa·s的胶液携带中等密度30～50目支撑剂进行施工，支撑剂视密度为1.7g/cm3，各段排量取14m3/min～17m3/min，所用液量160m3。砂液比按14％-17％-23％变化，并采用连续加砂模式，每个砂液比体积分别为45m3、45m3、38m3。
(14)进行顶替作业。所用液量取当段井筒容积的110％，在前40％时间段内采用黏度为35mPa·s的中黏度胶液，各段排量取14m3/min～17m3/min。后期换用黏度为2mPa·s的低黏度滑溜水直至顶替完毕。
(15)进行其它段的压裂施工直到将所有段的施工完成。并进行钻塞、返排、测试及生产等过程。
X井按照本发明所提出的新技术施工后，取得了很好的开发效果，压后测试产量达到155000m3/d，和同区块其它井改造后的生产情况相比，产气量提高32％以上，增产效果明显。
实施例2
页岩气井Y井，采用水平井分段压裂技术进行完井。
步骤如下：
(1)对关键页岩参数进行评估。
综合采用地震、测井、录井、测试、岩心室内实验等方法，对页岩储层的纵横向展布特征、岩性、各种矿物组分特征、敏感性特征、物性、岩石力学参数、三向地应力特征、水平层理缝及高角度天然裂缝特征、温度压力、地下流体性质参数等进行了测试分析。
(2)在步骤(1)的基础上计算出水平段上的地质甜点和工程甜点，按等权重方法计算出综合甜点指标沿水平井筒的分布。根据水平井筒固井质量、短套管接箍位置等进行分段，共分19段压裂，并确定出下桥塞的位置以及段内各射孔簇的位置。
(3)优化裂缝参数。
采用PETROL地质建模商业软件，建立水平井筒及其垂直方向900m范围内的精细地质模型。并将地质模型参数导入进商业软件ECLIPSE中，按照等效导流能力方法设置了水力裂缝。采用正交设计方法模拟出不同裂缝长度、导流能力、缝间距及裂缝布局下的压后产量动态变化规律，进而优选出相应的裂缝参数，缝长130m，缝高48m。
(4)优化压裂施工参数。
采用裂缝扩展模拟软件MEYER，按照正交设计方法模拟出不同压裂施工参数下的裂缝参数动态变化规律，进而优选出能获得最优裂缝参数所对应的压裂施工参数，各段参数为：加砂时所用排量13m3/min～16m3/min，液量1590m3～2030m3，砂量50m3～65m3，砂液比12％～16％。
(5)进行下桥塞及射孔联作施工。
选择脆性高的位置进行多簇射孔，脆性矿物的含量为62.5％。
第一段采用连续油管携带射孔枪、不下桥塞的方式。第二段采用泵送方式，携带射孔枪及桥塞。桥塞到达预定位置后，座封、丢手。然后逐级上提射孔枪进行射孔作业，段内簇数为4簇，簇长为1m，孔密18孔/米，孔径10.5mm，在水平井筒即垂直方向上的孔径为14mm。射孔完成后上提射孔枪，进行倒注酸及替酸流程。
(6)进行酸预处理作业。
进行注酸流程，排量为1.5m3/min，单段酸用量为20m3。在酸注完以后进行倒替酸流程，排量为6m3/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，将替酸排量降为先前的注酸低排量1.5m3/min。酸注入30％后，再分2次分别提高替酸排量，每次排量提升幅度35％，但最高排量不超过步骤(4)优化的最高排量。
(7)进行高黏度高排量造缝施工。
压裂液黏度为75mPa·s，各段排量为13m3/min～16m3/min，且在2min内快速提高到位。压裂液用量为55m3。
(8)进行低黏度滑溜水造缝施工。
采用黏度为3mPa·s的低黏滑溜水进行造缝，各段排量仍为13m3/min～16m3/min，液量为60m3。
(9)进行低黏压裂液连续加砂施工。
滑溜水黏度仍为3mPa·s，各段排量变为10-12m3/min，采用70～140目的高密度支撑剂，其视密度为2.0g/cm3。
采用连续加砂模式，砂液比按1％-3％-5％-7％-9％变化，每个砂液比段取当段井筒容积的35％，此时各段排量取13m3/min～16m3/min。井口压力上升速度控制在1MPa/min～2MPa/min。
(10)采用黏度为30mPa·s的中黏度压裂液，各段排量变为7-9m3/min，液量为40m3，以解除前面过程产生的支撑剂部分堵塞的裂缝通道。
(11)选用黏度为7mPa·s的滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂进行施工，支撑剂视密度为1.7g/cm3，各段排量为13m3/min～16m3/min，所用液量680m3。砂液比按2％-4％-6％-8％-10％变化，前三个砂液比采取段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积分别为65m3、65m3、60m3、60m3、50m3。段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为79％。
(12)选用黏度为7mPa·s的滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂进行施工，支撑剂视密度为1.7g/cm3；各段排量仍为13m3/min～16m3/min，所用液量690m3。砂液比按8％-10％-12％-14％-16％变化，前三个砂液比采取段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积分别为72m3、72m3、65m3、65m3、60m3。段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为94％。
(13)选用黏度为40mPa·s的胶液携带中等密度30～50目支撑剂进行施工，支撑剂视密度为1.7g/cm3；各段排量取13m3/min～16m3/min，所用液量150m3。砂液比按14％-17％-23％变化，并采用连续加砂模式，每个砂液比体积分别为45m3、40m3、40m3。
(14)进行顶替作业。所用液量取当段井筒容积的105％，在前45％时间段内采用黏度为30mPa·s的中黏度胶液，各段排量取13m3/min～16m3/min。后期换用黏度为3mPa·s的低黏度滑溜水直至顶替完毕。
(15)进行其它段的压裂施工直到将所有段的施工完成。并进行钻塞、返排、测试及生产等过程。
Y井按照本发明所提出的新技术施工后，压后测试产量达到172000m3/d，和同区块其它井改造后的生产情况相比，产气量提高48％以上，增产效果明显。

Claims (9)

1.一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法，其特征在于所述方法包括：
步骤(1)关键页岩参数的评估；
步骤(2)综合甜点计算及段簇位置确定；
步骤(3)裂缝参数的优化；
步骤(4)压裂施工参数的优化；
步骤(5)下桥塞及射孔联作施工；
步骤(6)酸预处理作业；
步骤(7)高黏度高排量造缝施工；
步骤(8)低黏度滑溜水继续造缝施工；
步骤(9)低黏压裂液连续加砂施工；
步骤(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道；
步骤(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工；
步骤(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工；
步骤(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工；
步骤(14)顶替作业；
步骤(15)重复步骤(5)～步骤(14)，直到将所有段施工完成。
2.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(5)，选择脆性高的位置进行多簇射孔，脆性矿物的含量在55％以上；
射孔为3～6簇，簇长为1m，孔密16～20孔/米，孔径为9.5mm以上；其中，在水平井筒即垂直方向上的孔径为13mm以上。
3.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(6)，酸排量为1m3/min～1.5m3/min，单段酸用量为10m3～20m3；酸注完后，倒替酸流程，排量为4m3/min～6m3/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将替酸排量降为先前的注酸低排量，以增加酸岩反应时间和酸压降效果；
所述步骤(6)，酸注入30％后，再分2次或2次以上，分别提高替酸排量，每次排量提升幅度30％～40％，但最高排量不超过步骤(4)优化的最高排量。
4.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(7)，高黏压裂液黏度为60mPa·s～80mPa·s；高黏压裂液用量为50m3～60m3，排量取步骤(4)优化的最高排量，且在1min～2min内快速提高到位。
5.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(8)，低黏滑溜水的黏度为1mPa·s～3mPa·s；液量为50m3～80m3，排量取步骤(4)优化的最大排量。
6.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(9)，滑溜水的黏度同步骤(8)，排量取步骤(8)的70％～80％，用70～140目高密度支撑剂；高密度支撑剂视密度＞1.8g/cm3；
采用连续加砂模式，砂液比1％-3％-5％-7％-9％，每个砂液比取当段井筒容积的20％～50％，排量取步骤(4)优化的最大排量；井口压力上升速度控制在1MPa/min～2MPa/min。
7.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(10)，压裂液黏度为30mPa·s～40mPa·s，液量取40m3～60m3，排量取步骤(4)优化排量的50％～60％。
8.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(11)，滑溜水黏度为6mPa·s～9mPa·s，液量为500m3～800m3，排量取步骤(4)优化最大排量；中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3；砂液比2％-4％-6％-8％-10％，前三个砂液比采用段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积为50m3～80m3，段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为50％～100％；
所述步骤(12)，滑溜水黏度为6mPa·s～9mPa·s，液量为600m3～900m3，排量取步骤(4)优化最大排量；中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3；砂液比8％-10％-12％-14％-16％，前三个砂液比采用段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，每个砂液比体积为60m3～90m3，段塞式加砂中，加砂段与隔离液体积比例为50％～100％；
所述步骤(13)，胶液黏度为30mPa·s～40mPa·s，液量100m3～200m3，排量取步骤(4)优化最大排量；中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3；砂液比14％-17％-23％，采用连续加砂模式，每个砂液比体积30m3～70m3。
9.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(14)，液量取当段井筒容积的105％～110％，排量取步骤(4)优化的最大排量；前40％～50％取黏度30mPa·s～40mPa·s的中黏度胶液，之后，换用黏度1mPa·s～3mPa·s的低黏度滑溜水，直至顶替完毕。
CN201811517720.XA 2018-12-12 2018-12-12 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法 Active CN111305807B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811517720.XA CN111305807B (zh) 2018-12-12 2018-12-12 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811517720.XA CN111305807B (zh) 2018-12-12 2018-12-12 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111305807A true CN111305807A (zh) 2020-06-19
CN111305807B CN111305807B (zh) 2022-03-08

Family

ID=71158088

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811517720.XA Active CN111305807B (zh) 2018-12-12 2018-12-12 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111305807B (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109838223A (zh) * 2017-11-28 2019-06-04 中国石油化工股份有限公司 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法
CN113833447A (zh) * 2020-06-23 2021-12-24 中国石油化工股份有限公司 一种实现压裂中复杂裂缝有效支撑的方法及其应用
CN113898329A (zh) * 2020-07-06 2022-01-07 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气水平井多簇射孔均匀起裂延伸裂缝的方法与应用
CN114427414A (zh) * 2020-09-16 2022-05-03 中国石油化工股份有限公司 一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用
CN114810020A (zh) * 2021-01-19 2022-07-29 中国石油化工股份有限公司 一种多簇裂缝均匀延伸的压裂方法及应用

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20170058669A1 (en) * 2014-09-10 2017-03-02 Fracture ID, Inc. Apparatus and method of using measurement while drilling data to generate mechanical rock-strength properties and map mechanical rock-strength properties along a borehole
CN106703778A (zh) * 2015-11-18 2017-05-24 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气提高裂缝改造体积的方法
CN107503725A (zh) * 2017-10-10 2017-12-22 西南石油大学 一种控制水力裂缝延伸高度的方法
CN108561106A (zh) * 2018-03-12 2018-09-21 中国石油天然气股份有限公司 一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法
US20180334612A1 (en) * 2017-05-15 2018-11-22 Saudi Arabian Oil Company Enhancing acid fracture conductivity

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20170058669A1 (en) * 2014-09-10 2017-03-02 Fracture ID, Inc. Apparatus and method of using measurement while drilling data to generate mechanical rock-strength properties and map mechanical rock-strength properties along a borehole
CN106703778A (zh) * 2015-11-18 2017-05-24 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气提高裂缝改造体积的方法
US20180334612A1 (en) * 2017-05-15 2018-11-22 Saudi Arabian Oil Company Enhancing acid fracture conductivity
CN107503725A (zh) * 2017-10-10 2017-12-22 西南石油大学 一种控制水力裂缝延伸高度的方法
CN108561106A (zh) * 2018-03-12 2018-09-21 中国石油天然气股份有限公司 一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
储铭汇: "致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践—以大牛地气田下古生界马五5 碳酸盐岩储层为例", 《石油钻采工艺》 *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109838223A (zh) * 2017-11-28 2019-06-04 中国石油化工股份有限公司 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法
CN113833447A (zh) * 2020-06-23 2021-12-24 中国石油化工股份有限公司 一种实现压裂中复杂裂缝有效支撑的方法及其应用
CN113898329A (zh) * 2020-07-06 2022-01-07 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气水平井多簇射孔均匀起裂延伸裂缝的方法与应用
CN114427414A (zh) * 2020-09-16 2022-05-03 中国石油化工股份有限公司 一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用
CN114810020A (zh) * 2021-01-19 2022-07-29 中国石油化工股份有限公司 一种多簇裂缝均匀延伸的压裂方法及应用

Also Published As

Publication number Publication date
CN111305807B (zh) 2022-03-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111305807B (zh) 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法
CN110608024B (zh) 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法
CN110761763B (zh) 一种水平井重复压裂的方法
CN109763806B (zh) 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法
CN109958416B (zh) 一种变孔径变孔密均匀进液进砂的多簇射孔压裂方法
CN109931045B (zh) 一种双缝系统的自支撑酸压方法
CN107965305B (zh) 一种分层重复压裂方法
CN110344799B (zh) 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法
CN110359899B (zh) 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法
CN110761765B (zh) 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法
CN109958411B (zh) 一种水平井簇射孔分段压裂方法
CN109958425B (zh) 一种深层页岩气提高多尺度裂缝破裂的压裂方法
CN109751037B (zh) 一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法
CN111236906B (zh) 一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法
CN111140226B (zh) 一种提高裂缝导流能力的方法
CN108661616B (zh) 一种适用于砂岩油气藏的分层压裂方法
CN111911122B (zh) 一种页岩气加密井未波及区的压裂方法
CN112541287B (zh) 疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法
CN110984949A (zh) 一种页岩连续式加砂压裂工艺
CN113530513B (zh) 一种不同粒径支撑剂在多尺度裂缝中分级支撑的压裂方法
CN110259421A (zh) 一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法
CN108952668B (zh) 一种常压页岩气藏储层的压裂方法
CN113513295B (zh) 一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法
CN111911128B (zh) 一种高构造应力常压页岩气体积压裂方法
CN110344800B (zh) 一种用于水平井的分段压裂方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant