CN111878051B - 一种页岩储层控缝匀扩压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种页岩储层控缝匀扩压裂方法，属于非常规油气藏开发技术领域，具体包括：压裂方案设计、入井材料优选、现场施工实施等3个关键方法与技术组成。（1）压裂方案设计，主要包括分段设计、射孔设计、规模设计和暂堵设计；（2）入井材料优选，主要包含支撑剂优选和压裂流体优选；（3）现场施工实施，主要包含暂堵施工和加砂模式两部分。该方法与箱体改造理论及密切割技术相比具有改造体积更大，裂缝复杂程度更高，储层动用效率更好等优点，同时有力减弱了套变及压窜对储层增产改造带来的不利影响，适宜在我国南方页岩气区块进行推广应用，为当前页岩气井高效开发提供了确实可行的技术手段。

Description

一种页岩储层控缝匀扩压裂方法

技术领域

本发明属于非常规油气藏开发技术领域，具体涉及一种页岩储层控缝匀扩压裂技术。

技术背景

我国页岩气开发已历经三轮次，从第一轮的以学习国外先进经验、模仿现场实践为主到第二轮的引进与自主并举，在部分领域针对我国页岩储层实际情况开展矿场试验并取得一定突破，再到第三轮的以自主开发为主、借鉴为辅的积极展开先导试验，在页岩气开发的多领域取得进展。随着对我国页岩储层的了解增深，页岩气开发效益得到有力提升。特别是针对我国南方3500米以浅的页岩储层已取得较为成熟的开发经验，如何将前期成果进行提炼，并迅速推广至整个页岩开发现场，是进一步扩大当前页岩开发效益亟需解决的客观难题。应用页岩气井增能体积压裂技术，对后续页岩增产作业进行优化设计，对提升页岩气整体开发效益具有积极意义。

目前，针对页岩气井体积压裂及设计主要有两类技术，一是以箱体改造理论为主，坚持页岩储层脆性及可压性好，易形成复杂缝网，该技术参数设置如下：分段段长以60米左右为主，射孔常为3簇，液量控制在1800方，支撑剂量为100吨左右，该技术在早期及昭通页岩区块使用较多；另一种体积压裂技术以密切割思想为指导，即强化页岩储层改造程度，要求尽量缩减分段段长(段长缩减至40米左右)，适当增加段内规模，该技术在中期及涪陵区块得到推广使用。上述两种体积压裂技术因受到我国页岩特殊地质因素(如力学性质非均质性强、应力差异大等)的影响，其增产效果存在一定的制约，同时带来的套变及压窜也在一定程度上限制了此两类体积压裂技术的推广应用。因此，亟需总结提炼出一种适合我国埋深3500m以浅页岩储层的体积压裂技术。

发明内容

本发明旨在针对上述现有技术存在的缺陷和不足，提供一种页岩储层控缝匀扩压裂方法，该方法根据我国页岩储层的地质特征，结合前期页岩压裂工程效果，应用大数据手段进行建模反演预测，并综合对比分析不同期次先导试验结果，最终形成一套埋深3500m以浅页岩储层增能体积压裂技术。该方法与箱体改造理论及密切割技术相比具有改造体积更大，裂缝复杂程度更高，储层动用效率更好等优点，同时有力减弱了套变及压窜对储层增产改造带来的不利影响，适宜在我国南方页岩气区块进行推广应用，为当前页岩气井高效开发提供了确实可行的技术手段。

本发明是通过采用下述技术方案实现的：

一种页岩储层控缝匀扩压裂方法，其特征在于包括：压裂方案设计、入井材料优选和现场施工实施；所述压裂方案设计，主要包括分段设计、射孔设计、规模设计和暂堵设计；所述入井材料优选，主要包含支撑剂优选和压裂流体优选；所述现场施工实施，主要包含暂堵施工和加砂模式两部分。

所述分段设计，主要是指根据分段段长内储层应力差异，结合现有射孔技术和暂堵能力使得所分段长满足拟破裂压力差值小于暂堵能力，即有：

f(△σ,△p_p)<△P_d (1)

式中f(△σ,△p_p)为所分段长的拟破裂压力差值，△σ为段内应力差，△p_p为射孔控制摩阻，△P_d为暂堵能力。我国南方埋深3500以浅的页岩储层增能体积压裂技术确定的分段优化区间为85～130m。

所述射孔设计，主要包含簇间距计算、每簇射孔孔数计算及每簇孔径优选三个技术，其设计的核心是尽量在确定段长范围内通过调整射孔参数以克服应力差异所造成的破裂压力失衡问题，同时最大程度利用簇间应力干扰促使裂缝复杂程度提高，即有：

f(σ,p_net,θ,L)>L_P (2)

△σ≈max{f_i(N_p,r_p)}-min{f_j(N_p,r_p)}(I,j＝1,2,…,n) (3)

式中f(σ,p_net,θ,L)诱导应力影响的最大距离，σ为储层的地应力，θ,L分别为计算点与裂缝的夹角及距离，p_net为缝内净压力，L_P为簇间距，max{f_i(N_p,r_p)}-min{f_j(N_p,r_p)}为段内射孔孔数及孔径控制的摩阻最大差值，N_p,r_p分别为每簇的孔数及孔径。我国南方埋深3500以浅的页岩储层增能体积压裂技术确定的簇间距优化区间为7～14m，每簇孔数优化区间为35～42孔，孔径优选范围为{8.6、8.7、9.3、9.9、10.1、11.7、12.4、14.0、15.5}mm。

所述规模设计，主要是指在当前分段及射孔参数条件下最优动态缝长及支撑缝长所需的液体规模及支撑剂量，即有用液强度和加砂强度计算公式：

m_L＝f(σ,E,v,Q,μ,H) (4)

m_P＝f(σ,Q,μ) (5)

式中m_L、m_P分别为用液强度及加砂强度，E,v分别为岩石杨氏模量和泊松比，Q为现场提供的最大有效排量，μ流体粘度，H为储层高度。我国南方埋深3500以浅的页岩储层增能体积压裂技术确定的用液强度为23～28m³/m，加砂强度为2.5～3.5t/m。

所述暂堵设计，首先判断需暂堵的簇数，即有：

k＝f(σ,p_net,N_p,r_p,Q) (6)

再利用经验公式计算暂堵剂用量，即有：

m_d＝f(△σ,p_net,N_p,r_p,Q,k,r_d) (7)

式中m_d为暂堵剂的用量，r_d为暂堵剂的粒径，每暂堵一次就需重新计算下一次需暂堵的簇数及暂堵压力，再计算暂堵剂的用量，式(6)～式(7)根据暂堵次数需要循环使用。我国南方埋深3500以浅的页岩储层增能体积压裂技术确定的暂堵剂粒径一般为1～3mm，每次暂堵的簇数为2～4簇，每次所需暂堵压力为2.3～4.8MPa，每次的暂堵剂用量为80～180kg。

所述支撑剂优选，即支撑剂强度、种类组合优选，根据储层埋深及应力状况，计算不同孔隙压力条件下裂缝的闭合应力：

S_F＝f(σ,p_c,E,v,a,b) (8)

式中S_F为裂缝壁面的闭合应力，p_c为储层孔隙压力，a,b为经验系数，不同强度及类型的支撑剂其组合强度为：

S_P＝f(P_i,E_i,v_i,r_i,c) (9)

式中S_P为不同类型支撑剂组合强度，P_i,E_i,v_i,r_i分别为不同支撑剂的屈服强度、杨氏模量、泊松比及粒径，c为不同支撑剂的体积比，支撑剂组合优选的强度标准为：

S_P>max{S_F} (10)。

我国南方埋深3500以浅的页岩储层增能体积压裂技术确定的最优支撑剂组合为强度大于50MPa的40/70目陶粒与强度大于30MPa的100目石英砂，二者的组合比例区间为0.3～0.7。

所述压裂流体优选，主要是指在现场能够提供的有效排量条件下，流体粘度既满足裂缝造缝及支撑剂运移需求，同时对储层伤害最小，满足造缝及携砂要求的粘度为：

μ₁>max{μ_f,μ_p} (11)

式中μ_f,μ_p分别为满足造缝及携砂要求的流体粘度，同时要求流体在返排时最大粒径成分能够通过页岩储层中的孔喉中值，即流体破胶后的粒径不能大于页岩储层孔喉中值，因此有粘度限制条件：

μ₂<f(r_s,r_l) (12)

式中r_s,r_l分别为页岩储层的孔喉中值及流体分子半径，f(r_s,r_l)为流体破胶前的粘度。据此有压裂流体粘度优选区间：

μ∈[μ₁,μ₂] (13)。

我国南方埋深3500以浅的页岩储层增能体积压裂技术确定的最优压裂流体的粘度区间为1.6～5.4mPa·s。

所述暂堵施工，主要是指暂堵剂的投放时机和投放排量，暂堵剂的投放时机确定方法为：

t＝f(k,L_P,m_L,Q,D) (14)

式中t为投放暂堵剂的时机，D为经验系数。暂堵剂的投放排量：

Q_d＝f(m_d,C_d,T_d) (15)

式中C_d,T_d分别为投放暂堵剂的所需的浓度及时间。我国南方埋深3500以浅的页岩储层增能体积压裂技术确定的最优暂堵剂投放时间为施工的前三分之一左右，投放暂堵剂的最大排量区间为1～4m³/min。

所述加砂模式，主要是指支撑剂加入的顺序及用量，即按照石英砂+陶粒+石英砂的加砂模式进行施工，第一阶段的石英砂用量占石英砂总量的60％～80％。具体模式如附图1所示。

与现有技术相比，本发明所带来的有益的技术效果表现在：

1、本发明是根据我国南方页岩增产作业的实践经验，并结合大数据反演预测模拟，所得设计方法及经验参数具有较强的适应性，能够有力指导埋深3500以浅储层的压裂增产作业，具有较大的实际应用价值；

2、本发明的设计方法及经验参数对目前页岩气开发进程中所面临的套变及压窜具有良好的抑制作用，根据现场实践反馈，应用页岩储层增能体积压裂技术能够大幅降低套变及压窜的概率，在一定程度上有效削弱了井间干扰对页岩开发的不利影响；

3、本发明的页岩储层增能体积压裂技术设计理念新颖，经验参数可靠，现场实施易行，同时有效降低了桥塞及高强度支撑剂的大量使用，为促进页岩气藏降本增效开发提供了可行技术手段。

附图说明

图1为本发明的加砂模式图

具体实施方式

以下通过实施例对本发明进一步叙述，但本发明并不限于这些实施例。

实施例1

作为本发明最基本的一种实施方案，本实例公开了一种页岩储层控缝匀扩压裂技术，具体包括以下步骤：

一种页岩储层控缝匀扩压裂技术具体包括：压裂方案设计、入井材料优选、现场施工实施等3个关键方法与技术组成，其具体步骤如下：

第一步：压裂方案设计，该部分主要包括分段设计、射孔设计、规模设计和暂堵设计。

S1：分段设计，即要求所分段长内拟破裂压力差值小于暂堵能力，即有：

f(△σ,△p_p)<△P_d (1)

式中f(△σ,△p_p)为所分段长的拟破裂压力差值，△σ为段内应力差，△p_p为射孔控制摩阻，△P_d为暂堵能力。实例1确定的分段优化区间为85～130m。

S2：射孔设计，即要求在确定段长范围内通过调整射孔参数以克服应力差异所造成的破裂压力失衡问题，同时最大程度利用簇间应力干扰促使裂缝复杂程度提高，即有：

f(σ,p_net,θ,L)>L_P (2)

△σ≈max{f_i(N_p,r_p)}-min{f_j(N_p,r_p)}(I,j＝1,2,…,n) (3)

式中f(σ,p_net,θ,L)诱导应力影响的最大距离，σ为储层的地应力，θ,L分别为计算点与裂缝的夹角及距离，p_net为缝内净压力，L_P为簇间距，max{f_i(N_p,r_p)}-min{f_j(N_p,r_p)}为段内射孔孔数及孔径控制的摩阻最大差值，N_p,r_p分别为每簇的孔数及孔径。实例1确定的簇间距优化区间为7～14m，每簇孔数优化区间为35～42孔，孔径优选范围为{8.6、8.7、9.3、9.9、10.1、11.7、12.4、14.0、15.5}mm。

S3：规模设计，要求在当前分段及射孔参数条件下确定的液体规模及支撑剂量满足页岩储层的改造体积最大、导流能力最高，即有用液强度和加砂强度计算公式：

m_L＝f(σ,E,v,Q,μ,H) (4)

m_P＝f(σ,Q,μ) (5)

式中m_L、m_P分别为用液强度及加砂强度，E,v分别为岩石杨氏模量和泊松比，Q为现场提供的最大有效排量，μ流体粘度，H为储层高度。实例1确定的用液强度为23～28m³/m，加砂强度为2.5～3.5t/m。

S4：暂堵设计，首先判断需暂堵的簇数，即有：

k＝f(σ,p_net,N_p,r_p,Q) (6)

计算暂堵剂用量，即有：

m_d＝f(△σ,p_net,N_p,r_p,Q,k,r_d) (7)

式中m_d为暂堵剂的用量，r_d为暂堵剂的粒径。每暂堵一次就需重新计算下一次需暂堵的簇数及暂堵压力，再计算暂堵剂的用量，即式(6)～式(7)根据暂堵次数需要循环使用。实例1确定的暂堵剂粒径一般为1～3mm，每次暂堵的簇数为2～4簇，每次所需暂堵压力为2.3～4.8MPa，每次的暂堵剂用量为80～180kg。

第二步：入井材料优选，主要包含支撑剂优选和压裂流体优选。

S5：支撑剂优选，计算不同孔隙压力条件下裂缝的闭合应力：

S_F＝f(σ,p_c,E,v,a,b) (8)

式中S_F为裂缝壁面的闭合应力，p_c为储层孔隙压力，a,b为经验系数。不同强度及类型的支撑剂其组合强度为：

S_P＝f(P_i,E_i,v_i,r_i,c) (9)

式中S_P为不同类型支撑剂组合强度，P_i,E_i,v_i,r_i分别为不同支撑剂的屈服强度、杨氏模量、泊松比及粒径，c为不同支撑剂的体积比。支撑剂组合优选的强度标准为：

S_P>max{S_F} (10)

实例1确定的最优支撑剂组合为强度大于50MPa的40/70目陶粒与强度大于30MPa的100目石英砂，二者的组合比例区间为0.3～0.7。

S6：压裂流体优选，满足造缝及携砂要求的粘度为：

μ₁>max{μ_f,μ_p} (11)

式中μ_f,μ_p分别为满足造缝及携砂要求的流体粘度，满足生产条件所需粘度为：

μ₂<f(r_s,r_l) (12)

式中r_s,r_l分别为页岩储层的孔喉中值及流体分子半径，f(r_s,r_l)为流体破胶前的粘度。据此有压裂流体粘度优选区间：

μ∈[μ₁,μ₂] (13)

实例1确定的最优压裂流体的粘度区间为1.6～5.4mPa·s。

第三步：现场施工实施，主要包含暂堵施工和加砂模式两部分。

S7：暂堵施工，主要是指暂堵剂的投放时机和投放排量。暂堵剂的投放时机确定方法：

t＝f(k,L_P,m_L,Q,D) (14)

式中t为投放暂堵剂的时机，D为经验系数。暂堵剂的投放排量有：

Q_d＝f(m_d,C_d,T_d) (15)

式中C_d,T_d分别为投放暂堵剂的所需的浓度及时间。实例1确定的最优暂堵剂投放时间为施工的前三分之一左右，投放暂堵剂的最大排量区间为1～4m³/min。

S8：加砂模式，支撑剂加入的顺序及用量按照石英砂+陶粒+石英砂的加砂模式进行施工，第一阶段的石英砂用量占石英砂总量的60％～80％，具体模式如附图1所示。

至此，已全部完成页岩储层增能体积压力技术实施过程。

Claims (5)

1.一种页岩储层控缝匀扩压裂方法，其特征在于包括：压裂方案设计、入井材料优选和现场施工实施；所述压裂方案设计，主要包括分段设计、射孔设计、规模设计和暂堵设计；所述入井材料优选，主要包含支撑剂优选和压裂流体优选；所述现场施工实施，主要包含暂堵施工和加砂模式两部分；

所述分段设计，主要是指根据分段段长内储层应力差异，结合现有射孔技术和暂堵能力使得所分段长满足拟破裂压力差值小于暂堵能力，即有：

f(Δσ,Δp_p)＜ΔP_d (1)

式中f(Δσ,Δp_p)为所分段长的拟破裂压力差值，Δσ为段内应力差，Δp_p为射孔控制摩阻，ΔP_d为暂堵能力；

所述射孔设计，主要包含簇间距计算、每簇射孔孔数计算及每簇孔径优选三个技术，其设计的核心是尽量在确定段长范围内通过调整射孔参数以克服应力差异所造成的破裂压力失衡问题，同时最大程度利用簇间应力干扰促使裂缝复杂程度提高，即有：

f(σ,p_net,θ,L)＞L_P (2)

Δσ≈max{f_i(N_p,r_p)}-min{f_j(N_p,r_p)} (I,j＝1,2,…,n) (3)

式中f(σ,p_net,θ,L)诱导应力影响的最大距离，σ为储层的地应力，θ,L分别为计算点与裂缝的夹角及距离，p_net为缝内净压力，L_P为簇间距，max{f_i(N_p,r_p)}-min{f_j(N_p,r_p)}为段内射孔孔数及孔径控制的摩阻最大差值，N_p,r_p分别为每簇的孔数及孔径；

所述规模设计，主要是指在当前分段及射孔参数条件下最优动态缝长及支撑缝长所需的液体规模及支撑剂量，即有用液强度和加砂强度计算公式：

m_L＝f(σ,E,v,Q,μ,H) (4)

m_P＝f(σ,Q,μ) (5)

式中m_L、m_P分别为用液强度及加砂强度，E,v分别为岩石杨氏模量和泊松比，Q为现场提供的最大有效排量，μ流体粘度，H为储层高度；

所述暂堵设计，首先判断需暂堵的簇数，即有：

k＝f(σ,p_net,N_p,r_p,Q) (6)

再利用经验公式计算暂堵剂用量，即有：

m_d＝f(Δσ,p_net,N_p,r_p,Q,k,r_d) (7)

式中m_d为暂堵剂的用量，r_d为暂堵剂的粒径，每暂堵一次就需重新计算下一次需暂堵的簇数及暂堵压力，再计算暂堵剂的用量，式(6)～式(7)根据暂堵次数需要循环使用。

2.根据权利要求1所述的页岩储层控缝匀扩压裂方法，其特征在于：所述支撑剂优选，即支撑剂强度、种类组合优选，根据储层埋深及应力状况，计算不同孔隙压力条件下裂缝的闭合应力：

S_F＝f(σ,p_c,E,v,a,b) (8)

式中S_F为裂缝壁面的闭合应力，p_c为储层孔隙压力，a,b为经验系数，不同强度及类型的支撑剂其组合强度为：

S_P＝f(P_i,E_i,v_i,r_i,c) (9)

式中S_P为不同类型支撑剂组合强度，P_i,E_i,v_i,r_i分别为不同支撑剂的屈服强度、杨氏模量、泊松比及粒径，c为不同支撑剂的体积比，支撑剂组合优选的强度标准为：

S_P＞max{S_F} (10)。

3.根据权利要求1或2所述的页岩储层控缝匀扩压裂方法，其特征在于：所述压裂流体优选，主要是指在现场能够提供的有效排量条件下，流体粘度既满足裂缝造缝及支撑剂运移需求，同时对储层伤害最小，满足造缝及携砂要求的粘度为：

μ₁＞max{μ_f,μ_p} (11)

式中μ_f,μ_p分别为满足造缝及携砂要求的流体粘度，同时要求流体在返排时最大粒径成分能够通过页岩储层中的孔喉中值，即流体破胶后的粒径不能大于页岩储层孔喉中值，因此有粘度限制条件：

μ₂＜f(r_s,r_l) (12)

式中r_s,r_l分别为页岩储层的孔喉中值及流体分子半径，f(r_s,r_l)为流体破胶前的粘度，据此有压裂流体粘度优选区间：

μ∈[μ₁,μ₂] (13)。

4.根据权利要求1所述的页岩储层控缝匀扩压裂方法，其特征在于：所述暂堵施工，主要是指暂堵剂的投放时机和投放排量，暂堵剂的投放时机确定方法为：

t＝f(k,L_P,m_L,Q,D) (14)

式中t为投放暂堵剂的时机，D为经验系数，暂堵剂的投放排量：

Q_d＝f(m_d,C_d,T_d) (15)

式中C_d,T_d分别为投放暂堵剂的所需的浓度及时间。

5.根据权利要求1或2所述的页岩储层控缝匀扩压裂方法，其特征在于：所述加砂模式，主要是指支撑剂加入的顺序及用量，即按照石英砂+陶粒+石英砂的加砂模式进行施工，第一阶段的石英砂用量占石英砂总量的60％～80％。

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