CN111706310B - 页岩气前置复杂缝网构建压裂技术 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其流程为：打开压裂通道‑泵注前置造缝预处理液‑造微裂缝‑造主分支裂缝‑泵注前置造缝预处理液‑造微裂缝‑造主分支裂缝‑造主干裂缝‑泵注顶替液，通过向储层泵注前置造缝预处理液，扩大该储层的缝网复杂程度，使缝网提前复杂化，提升采气速度及累计产量；随着前置造缝预处理液被推往地层深部，由于储层的页岩为亲水性，将对层间缝间的伴生气和吸附气产生置换作用，进一步提高采气速度和产量；泵注前置造缝预处理液后，及时进行压裂，可以防止泵注前置造缝预处理液形成的高压液体屏障区域由于液体的渗透扩散而消失，节约了每层储层的压裂时间；另外能够防止过度的水化膨胀，避免储层污染。
Description
技术领域
本发明涉及非常规油气藏开发领域，具体涉及页岩气前置复杂缝网构建压裂技术。
背景技术
目前水力压裂技术是高效开发页岩气储量的关键技术，而压裂开发效果的最关键的指标为压裂过程中形成的裂缝网络复杂程度及缝网体积，压裂过程中形成的缝网越复杂，缝网体积越大，开发效果越好，后期产量越高，所以提高页岩储层压裂缝网复杂程度及缝网体积是提升单井产能的关键。但是目前现有的压裂技术造成的裂缝较为集中，缝网并不复杂，影响近井带的导流能力，制约了采气速度和产量的提升。
目前也存在对页岩储层进行预处理进而提升储层压裂裂缝网络复杂程度的技术，但是处理时间过长，会造成液体的渗透扩散，使得堵塞效应消失，不利于缝网复杂化，并造成过度的水化膨胀作用，使得裂缝完全闭合，污染地层。另外，由于页岩气常作为伴生气和吸附气存在，游离态少，即使压裂形成缝网后也不易脱离溢出，增产效果有限。
发明内容
本发明的目的克服现有技术的不足，提供一种页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，通过向储层泵注前置造缝预处理液，扩大该储层的缝网复杂程度，使缝网提前复杂化，并对层间缝间的伴生气和吸附气产生置换作用，提高采气速度和产量，同时防止高压液体屏障区域由于液体的渗透扩散而消失，节约了每层储层的压裂时间，另外能够防止过度的水化膨胀，避免储层污染。
本发明的目的是通过以下技术措施达到的：一种页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，包括以下步骤：
1)打开目标储层的压裂通道；
2)泵注前置造缝预处理液进行试挤，后持续泵注前置造缝预处理液；
3)使用低粘液体和第一支撑剂造微裂缝；
4)使用低摩阻液和第二支撑剂造主分支裂缝；
5)发现明显压力降后，停泵等待压力扩散；
6)按顺序重复步骤2)、步骤3)、步骤4)和步骤5)；
7)使用高粘液体和第三支撑剂造主干裂缝；
8)泵注顶替液。
进一步地，在步骤1)中，打开压裂通道后泵注4～5m3清洗液用以解除污染。
进一步地，在步骤2)中，前置造缝预处理液由以下组成按重量100％混合而成：助排剂，0.1％～0.4％；Na2CO3，0.1％～0.3％；余量为清水。
进一步地，在步骤3)中，所述低粘液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.05～0.1％；防膨剂，0.1～0.3％；助排剂，0.1～0.2％；杀菌剂，0.01～0.05；余量为清水。
进一步地，在步骤3)中，所述第一支撑剂采用粒径70～140目陶粒或石英砂。
进一步地，在步骤4)中，所述低摩阻液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.03～0.15％；防膨剂，0.1～0.4％；助排剂，0.2％～0.5％；杀菌剂，0.05％～0.2％；氢氧化钠，0.1％～0.3％；余量为清水。
进一步地，在步骤4)中，所述第二支撑剂采用粒径40～70目陶粒或石英砂。
进一步地，在步骤7)中，所述高粘液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.5％～0.9％；防膨剂，0.03～0.2％；助排剂，0.06％～0.3％；杀菌剂，0.05％～0.2％；氢氧化钠，0.01％～0.3％；余量为清水。
进一步地，在步骤7)中，所述第三支撑剂采用粒径20～30目陶粒或石英砂。
进一步地，在步骤2)中，试挤时前置造缝预处理液的控制初始排量为1～3m3/min，然后逐步提升排量到5m3/min，持续泵注前置造缝预处理液的体积为该储层设计液量的10～20％。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：通过向储层泵注前置造缝预处理液，扩大该储层的缝网复杂程度，使缝网提前复杂化，不仅增大了近井带的导流能力，而且增大了缝网波及体积和缝网比表面，即增大了泄油面积，降低渗流阻力，提升采气速度及累计产量；随着前置造缝预处理液被推往地层深部，由于储层的页岩为亲水性，将对层间缝间的伴生气和吸附气产生置换作用，前置造缝预处理液返排率低，进一步提高采气速度和产量；泵注前置造缝预处理液后，及时进行压裂，可以防止泵注前置造缝预处理液形成的高压液体屏障区域由于液体的渗透扩散而消失，节约了每层储层的压裂时间；另外能够防止过度的水化膨胀，避免储层污染。
下面结合具体实施方式对本发明作详细说明。
具体实施方式
一种页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，包括以下步骤：
1)采用指端滑或连续油管首段射孔打开目标储层的压裂通道。由于在射孔的过程中会造成污染，对缝隙边缘的造成堵塞，泵注4～5m3清洗液可以解除近井带污染，提高渗透率。
2)泵注前置造缝预处理液进行试挤，后持续泵注前置造缝预处理液。所述前置造缝预处理液由以下组成按重量100％混合而成：助排剂，0.1％～0.4％；Na2CO3，0.1％～0.3％；余量为清水。首先变排量泵注前置造缝预处理液进行试挤，泵注前置造缝预处理液时控制初始排量为1～2m3/min，然后逐步提升排量到5m3/min，形成一个高压的液体屏障区域，对储层产生暂堵作用，确保在泵注前置造缝预处理液的过程中，储层不会产生大规模的破裂。外部显示装置会显示整个压裂过程的压裂曲线，当压裂曲线中的压力曲线稳定后，持续泵注一定体积的前置造缝预处理液，所述前置造缝预处理液的体积为该目标储层设计液量的10％～20％，所述该目标储层设计液量根据注入波及体积公式：V＝πR2φhβ得到，其中，V为注入体积，R为波及半径，φ为孔隙度，h为储层厚度，β为修正系数。由于前置造缝预处理液粘度很低，挤入前置造缝预处理液能造成初期开缝，使裂缝提前复杂化；同时储层的页岩吸水性强，与前置造缝预处理液接触后，通过强大的毛管力系统自动吸水产生水化膨胀，一方面能够降低页岩的抗压强度，为复杂缝网的形成和延伸创造条件，增加裂缝复杂程度，并增大近井带的导流能力和泄油面积，降低渗流阻力；另一方面水化膨胀可以造成末端裂缝的闭合，加上随前置造缝预处理液运移的粘土细小颗粒对裂缝形成暂堵作用，形成脆弱闭合空腔，能快速形成复杂的缝网；另外，由于储层的页岩亲水性强，前置造缝预处理液的返排率低，能对页岩层间伴生气和吸附气进行置换，进而进一步提高单井产量。
3)使用低粘液体造微裂缝；当压裂曲线中的压力曲线出现多个突降点或压力波动带，表示储层出现多个破裂点或产生大面积小规模破裂带，证明前裂缝提前复杂化，此时使用低粘液体和第一支撑剂造微裂缝，所述低粘液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.05～0.1％；防膨剂，0.1～0.3％；助排剂，0.1～0.2％；杀菌剂，0.01～0.05；余量为清水，所述第一支撑剂选择粒径70～140目陶粒或石英砂，粘度低，滤失性强，能进一步造成微裂缝形成，可以防止泵注前置造缝预处理液形成的高压液体屏障区域由于液体的渗透扩散而消失的同时，节约了每层储层的压裂时间；另外能够防止过度的水化膨胀，避免储层污染。
4)使用低摩阻液和第二支撑剂造主分支裂缝；所述低摩阻液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.03～0.15％；防膨剂，0.1～0.4％；助排剂，0.2％～0.5％；杀菌剂，0.05％～0.2％；氢氧化钠，0.1％～0.3％；余量为清水，所述第二支撑剂采用粒径40～70目陶粒或石英砂，有利于形成缝网枝岔，增大缝网比表面。
5)当压裂曲线出现明显压力降，一般低于正常泵注10MPa左右，停泵1～2h，等待压力扩散。
6)按顺序重复步骤2)、步骤3)、步骤4)和步骤5)。
7)使用高粘液体和第三支撑剂造主干裂缝。所述高粘液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.5％～0.9％；防膨剂，0.03～0.2％；助排剂，0.06％～0.3％；杀菌剂，0.05％～0.2％；氢氧化钠，0.01％～0.3％；余量为清水，所述第三支撑剂采用粒径20～30目陶粒或石英砂，有利于主缝形成和提高砂比，提高了主裂缝闭合以后的近井地带导流能力。
7)泵注顶替液。所述顶替液采用胶液，能够将第一支撑剂、第二支撑剂和第三支撑剂推动到储层深处，使其不容易被返排，避免裂缝闭合。
本发明记载的技术方案通过向储层泵注前置造缝预处理液，扩大该储层的缝网复杂程度，使缝网提前复杂化，不仅增大了近井带的导流能力，而且增大了缝网波及体积和缝网比表面，即增大了泄油面积，降低渗流阻力，提升采气速度及累计产量；随着前置造缝预处理液被推往地层深部，由于储层的页岩为亲水性，将对层间缝间的伴生气和吸附气产生置换作用，前置造缝预处理液返排率低，进一步提高采气速度和产量；泵注前置造缝预处理液后，及时进行压裂，可以防止泵注前置造缝预处理液形成的高压液体屏障区域由于液体的渗透扩散而消失，节约了每层储层的压裂时间；另外能够防止过度的水化膨胀，避免储层污染。
本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。
Claims (8)
1.一种页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：包括以下步骤：1)打开目标储层的压裂通道；2)泵注前置造缝预处理液进行试挤，后持续泵注前置造缝预处理液；3)使用低粘液体和第一支撑剂造微裂缝；4)使用低摩阻液体和第二支撑剂造主分支裂缝；5)发现明显压力降后，停泵等待压力扩散；6)按顺序重复步骤2)、步骤3)、步骤4)和步骤5)；7)使用高粘液体和第三支撑剂造主干裂缝；8)泵注顶替液；在步骤2)中，前置造缝预处理液由以下组成按重量100％混合而成：助排剂，0.1％～0.4％；Na2CO3，0.1％～0.3％；余量为清水；试挤时前置造缝预处理液的控制初始排量为1～3m3/min，然后逐步提升排量到5m3/min，持续泵注前置造缝预处理液的体积为该储层设计液量的10～20％；泵注前置造缝预处理液后，及时进行压裂，防止泵注前置造缝预处理液形成的高压液体屏障区域由于液体的渗透扩散而消失，节约了每层储层的压裂时间；另外能够防止过度的水化膨胀，避免储层污染。
2.根据权利要求1所述的页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：在步骤1)中，打开压裂通道后泵注4～5m3清洗液用以解除污染。
3.根据权利要求1所述的页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：在步骤3)中，所述低粘液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.05～0.1％；防膨剂，0.1～0.3％；助排剂，0.1～0.2％；杀菌剂，0.01～0.05％；余量为清水。
4.根据权利要求1所述的页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：在步骤3)中，所述第一支撑剂采用粒径70～140目陶粒或石英砂。
5.根据权利要求1所述的页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：在步骤4)中，所述低摩阻液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.03～0.15％；防膨剂，0.1～0.4％；助排剂，0.2％～0.5％；杀菌剂，0.05％～0.2％；氢氧化钠，0.1％～0.3％；余量为清水。
6.根据权利要求1所述的页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：在步骤4)中，所述第二支撑剂采用粒径40～70目陶粒或石英砂。
7.根据权利要求1所述的页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：在步骤7)中，所述高粘液体由以下组成按重量100％混合而成：减阻剂，0.5％～0.9％；防膨剂，0.03～0.2％；助排剂，0.06％～0.3％；杀菌剂，0.05％～0.2％；氢氧化钠，0.01％～0.3％；余量为清水。
8.根据权利要求1所述的页岩气前置复杂缝网构建压裂技术，其特征在于：在步骤7)中，所述第三支撑剂采用粒径20～30目陶粒或石英砂。
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