CN112065349A - 一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法 - Google Patents

一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112065349A
CN112065349A CN201910521752.5A CN201910521752A CN112065349A CN 112065349 A CN112065349 A CN 112065349A CN 201910521752 A CN201910521752 A CN 201910521752A CN 112065349 A CN112065349 A CN 112065349A
Authority
CN
China
Prior art keywords
viscosity
temporary plugging
glue solution
carrying
shale
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
CN201910521752.5A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112065349B (zh
Inventor
蒋廷学
仲冠宇
王海涛
李双明
卞晓冰
卫然
苏瑗
肖博
左罗
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
Publication of CN112065349A publication Critical patent/CN112065349A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112065349B publication Critical patent/CN112065349B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • 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
    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • G06F17/10—Complex mathematical operations
    • G06F17/15—Correlation function computation including computation of convolution operations

Abstract

本发明公开了一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。包括：(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；(3)第一段进行射孔作业；(4)进行酸处理；(5)采用高黏度胶液造主缝；(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行缝内暂堵施工；(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；(11)采顶替施工。本发明能够改善现在压裂过程中所存在的问题，从而增大高黏土含量的页岩有效改造体积，提高裂缝复杂性。

Description

一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法
技术领域
本发明涉及页岩气藏增产技术领域，具体是涉及一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。
背景技术
我国页岩气资源丰富，但由于其低孔低渗的特点，需通过体积压裂作业才可以获得商业性气流。值得注意的是，陆相页岩、海陆过渡相页岩以及部分海相页岩的黏土含量都相对较高，部分甚至在50％以上，给体积压裂作业带来了较大的困难。这是由于随着黏土含量的增加，页岩的塑性特征大幅度增加，页岩破裂与延伸难度大幅度提高，分支缝的开启难度也随之增大，最终对增大有效改造体积造成了极大的困难。因此，如何进一步增大高黏土含量页岩的有效改造体积，已成为页岩气井水力压裂作业的重要问题之一。
中国专利CN108009705A公开了一种基于支持向量机技术的页岩储层可压性评价方法，但是并没有涉及到高粘土含量的页岩有效体积压裂方法。
中国专利CN107942032A公开了一种细粒沉积露头研究方法，但是并没有涉及到高粘土含量的页岩有效体积压裂方法。
中国专利CN106204303A公开了一种基于权重分配的页岩气储层可压性评价方法，根据地质甜点和工程甜点因素，优选可压性评价参数，从评价页岩储层含气性和易改造性潜力的角度出发，通过标准化地质甜点参数，综合矿物组分含量与细观力学参数计算工程甜点参数，构建了可以对储层进行连续判断的可压性评价模型，该发明提页岩储层可压性的分析方法，但是并没有涉及到高粘土含量的页岩有效体积压裂方法
目前，针对高黏土含量页岩，体积压裂的基本思路是通过高胶液比例和小簇间距来增加缝间应力干扰作用，从而增大裂缝复杂性。基于该思路，压裂采用的主要工艺措施是多段少簇，并增加高黏度胶液的比例。以上方法虽然在压裂改造中取得了一定的效果，但是，并没有从根本上解决高黏土含量页岩的压裂难题，即：施工压力高、压后裂缝复杂性程度及改造体积低。因此，亟需一种新的高黏土页岩水力压裂技术，以解决现有工艺的技术局限性。
发明内容
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。能够改善现在压裂过程中所存在的问题，如：施工压力高、压后裂缝复杂性程度及改造体积低等，从而增大高黏土含量的页岩有效改造体积，提高裂缝复杂性。
本发明的目的之一是提供一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。
包括：
步骤(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；
步骤(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；
步骤(3)第一段进行射孔作业；
步骤(4)进行酸处理；
步骤(5)采用高黏度胶液造主缝；
步骤(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；
步骤(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行1～2次缝内暂堵施工；
步骤(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；
步骤(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；
步骤(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；重复簇间暂堵施工1～2次；
步骤(11)采用中黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替施工；
步骤(12)下入桥塞，重复步骤(3)-步骤(11)，直至所有段施工完成；
步骤(13)压后钻塞、返排、测试及求产。
其中，优选：
步骤(2)中，当储层参数的准确性较差时，参照常规页岩气井压裂的优化结果，段长降低20-30％，簇数增加40％～60％。
储层参数的准确性较差：当无法通过取心岩心进行岩心力学性能测试，或在通过测井数据获取储层参数上受限时。
步骤(4)中，
酸量为10-20m3，注酸排量为1-1.5m3/min，替酸排量为3-6m3/min；等酸进入靠近A靶点的第一簇射孔裂缝处后，再将替酸排量降低到先期的注酸排量；然后，根据簇数，分1-3次将替酸排量逐步增加，每次增加值1-2m3/min，以促进酸均匀进入各簇炮眼中。
步骤(5)中，
采用黏度60-80mPa.s高黏度胶液，排量取井口限压下的最大值，且在1-2min内提到位；液量为100-150m3。
步骤(6)中，
采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，携带粒径70～140目支撑剂进行施工，排量取井口限压下的最高值；采用段塞式加砂方式，砂液比为2-4-6-8％，每个砂液比的滑溜水体积为20-30m3，隔离液与携砂液的体积比为(1～1.5):1。
步骤(7)中，
采用黏度60-80mPa.s的高黏度胶液进行暂堵压裂作业时，携带暂堵剂的排量为步骤(5)中最高排量的40～60％；
连续加入暂堵剂，剂液比为5-10-15％，保持井口压力上升速度在1MPa/min～2MPa/min之间；
当暂堵次数为2次时，在两次暂堵剂加入之间，重复步骤(6)一次。
步骤(8)中，
当步骤(7)中加入的暂堵剂完全溶解后，注入含有40～70目支撑剂的黏度为30-40mPa.s的中黏度胶液，，排量取井口限压下的最高值；加砂模式为长段塞模式，砂液比分别按6-8-10％和12-14-16％进行，单段液量45-60m3，中间隔离液的体积为井筒容积的1.1-1.2倍。
步骤(9)中，
注入含有30～50目支撑剂的黏度为60-80mPa.s的高黏度胶液，，按连续加砂模式进行施工，排量取井口限压下的最高值，支撑剂粒径30-50目，砂液比按15-19-23-27-31％进行，液量25-50m3。
步骤(10)中，
单次暂堵球数量比一簇射孔的总孔数多15-20％；暂堵球的孔径比孔眼直径大2-3mm，携带液为黏度60-80mPa.s的高黏度胶液，排量取2-3m3/min，所有暂堵球在1min内投完；当所有暂堵球到位后，井口压力有5MPa以上的升幅。
重复簇间暂堵施工1～2次，具体为：重复步骤(5)～(9)1至2次，当重复次数为2次时，中间需重复步骤(10)1次，即：步骤(5)～(9)步骤(10)步骤(5)～(9)。
步骤(11)中，
顶替液液量取当段井筒容积的110-120％，前30-40％的顶替液为黏度30-40mPa.s的中黏度胶液，其余采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，排量取井口限压下的最高值。
本发明具体可采用以下技术方案：
包括以下步骤：
(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；
(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；
(3)第一段进行射孔作业；
(4)进行酸处理；
(5)采用高黏度胶液造主缝；
(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；
(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行1～2次缝内暂堵施工；
(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；
(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；
(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；重复簇间暂堵施工1～2次；
(11)采用中黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替施工；
(12)下入桥塞，重复步骤(3)-步骤(11)，直至所有段施工完成；
(13)压后钻塞、返排、测试及求产。
根据本发明，所述的步骤(1)中，包括综合应用地震、测井、录井、测试及导眼井目的层岩心模拟三轴应力及温度等条件下的实验确定包括目的层岩性及全岩矿物组分、物性、岩石力学参数及三向地应力、水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝发育情况等参数。
根据本发明，所述的步骤(1)中，水平段的参数分布，由水平段与导眼井测井参数类比以及基于导眼井资料所建立的动静态参数的转换关系，综合权衡确定。
根据本发明，所述的步骤(2)中，包括裂缝参数的优化、压裂施工参数的优化。可借助压裂产量预测的常用商业模拟软件ECLIPSE和裂缝扩展模拟常用的商业模拟软件MEYEY，基于常规流程进行模拟优化确定。
根据本发明，所述的步骤(2)中，当储层参数的准确性较差时，可参照常规页岩气井压裂的优化结果，段长可适当降低20-30％，簇数可适当增加40％～60％。
根据本发明，所述的步骤(3)中，第一段采用连续油管携带射孔枪，其它簇采用泵送方式携带桥塞射孔联作工具串。桥塞到位后，座封，丢手，逐级上提射孔枪，点火，射孔，最后上提所有射孔枪。
根据本发明，所述的步骤(4)中，对步骤(1)导眼井岩心进行酸的配伍性及溶解率实验结果进行确定酸的类型及配方。酸量一般为10-20m3，注酸排量一般为1-1.5m3/min，替酸排量一般为3-6m3/min。等酸进入靠近A靶点的第一簇射孔裂缝处后，再将排量降低到先期的注酸排量。然后，根据簇数，分1-2次或2-3次将替酸排量逐步增加，每次增加值1-2m3/min，以促进酸均匀进入各簇炮眼中。
根据本发明，所述的步骤(5)中，采用黏度60-80mPa.s高黏度胶液，配合快提排量策略以形成主裂缝。提排量过程中排量按井口限压下的最大值，且尽量在1-2min内提到位。液量一般为100-150m3。
根据本发明，所述的步骤(6)中，采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，携带粒径70～140目支撑剂进行施工，排量取井口限压下的最高值。
根据本发明，所述的步骤(6)中，一般采用段塞式加砂方式，施工砂液比一般为2-4-6-8％，每个砂液比的滑溜水体积一般为20-30m3，隔离液与携砂液的体积比为1:1。
根据本发明，所述的步骤(7)中，采用黏度60-80mPa.s的高黏度胶液进行暂堵压裂作业时，携带暂堵剂的排量可降低为步骤(5)中最高排量的50％左右。
根据本发明，所述的步骤(7)中，连续加入暂堵剂，剂液比可取谓5-10-15％，前期携带液体积相对较小(1-2m3)，后期可适当增加携带液体积及暂堵剂的平均粒径，暂堵的时间间隔应确保各个暂堵位置在整个缝长范围内的接近均匀分布。
根据本发明，所述的步骤(7)中，当井口压力的上升速度低于1MPa/min时，可在后期适当增加暂堵剂；当井口压力的上升速度高于2MPa/min时，可在后期适当减少暂堵剂。
根据本发明，所述的步骤(7)中，当暂堵次数为2次时，在两次暂堵剂加入之间，重复步骤(6)1次。
根据本发明，所述的步骤(8)中，当步骤(7)中加入的暂堵剂应已完全溶解后，注入含有40～70目支撑剂的中黏度胶液(黏度30-40mPa.s)，排量取井口限压下的最高值。加砂模式为长段塞模式，砂液比分别按6-8-10％和12-14-16％进行，单段液量45-60m3，中间隔离液的体积为井筒容积的1.1-1.2倍。
根据本发明，所述的步骤(9)中，注入含有30～50目支撑剂的高黏度胶液(黏度60-80mPa.s)，按连续加砂模式进行施工，排量取井口限压下的最高值，支撑剂粒径30-50目，砂液比按15-19-23-27-31％进行，液量25-50m3。
根据本发明，所述的步骤(10)中，单次暂堵球数量根据一簇射孔的总孔数并富余15-20％的数量而定，暂堵球的孔径比孔眼直径一般大2-3mm，携带液为60-80mPa.s的高黏度胶液，排量取2-3m3/min，所有暂堵球应在1min内投完。
根据本发明，所述的步骤(10)中，当所有暂堵球到位后，井口压力有5MPa以上的升幅，则表明暂堵球进行簇间暂堵施工成功。重复簇间暂堵施工1～2次，具体为：重复步骤(5)～(9)1至2次，当重复次数为2次时，中间需重复步骤(10)1次。
根据本发明，所述的步骤(11)中，顶替液液量一般取当段井筒容积的110-120％，前30-40％的顶替液为黏度30-40mPa.s的中黏度胶液，主要作用是清扫水平井筒中的沉砂，为下段下桥塞作业提供保障；其余采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，施工过程中排量取井口限压下的最高值。
根据本发明，所述的步骤(13)中，压后钻塞、返排、测试及求产等，采用常规流程及参数标准执行。
根据本发明，所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，为保证施工效果，胶液的比例应占50％以上。
发明的效果
在减小段间距的前提下，采用多簇射孔以进一步降低了簇间距，增加簇间应力干扰效应，从而进一步提高裂缝复杂程度；采用高黏度胶液，配合快提排量策略，大幅度增加水平井筒中的压力梯度，使靠近A靶点的有限个射孔簇中裂缝起裂并延伸，从而促进主裂缝高度的充分延伸，降低近井壁裂缝复杂程度；同时，采用多次缝内暂堵施工对已压开裂缝进行暂堵，最大限度地增加缝内净压力，有利于打开多尺度裂缝，最终实现“近控远扩”的目的。
附图说明
图1为本发明的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法的流程图。
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
某陆相页岩气井垂深4013m，测深5229m，水平段长1200m。经过导眼井取心、测井数据分析等手段发现，该井优质页岩段黏土含量相对较高，达50％以上。为提高单井产量，按照以下步骤进行改造：
(1)基于借助压裂产量预测的常用商业模拟软件ECLIPSE和裂缝扩展模拟常用的商业模拟软件MEYEY，基于常规流程进行模拟优化确定最优压裂段为17段，单段压裂液规模为2200m3，单段砂量规模为65m3，单段共4簇，每簇射孔长度0.75m，射孔密度16孔/m。
(2)采用连续油管携带射孔枪完成第一段射孔作业后，以1.5m3/min的排量共注入预处理酸(15％HCl+2.0％缓蚀剂+1.5％助排剂+2.0％粘土稳定剂+1.5％铁离子稳定剂)20m3。然后以5m3/min的排量注入低黏度滑溜水30m3替酸。之后继续注入低黏度滑溜水60m3替酸，排量先降至1.5m3/min，随后将排量分别提高至3m3/min和5m3/min。
(3)采用高黏度胶液(黏度为70mPa.s)造主缝，2分钟内排量至14m3/min，液量约为140m3。
(4)注入含有70～140目支撑剂的低黏滑溜水(黏度为2mPa.s)，将70～140目支撑剂按照砂比为2％-4％-6％-8％的比例段塞式加入5.6m3，各段塞携砂液液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3，各段塞隔离液的液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3。注入含有暂堵剂的高黏胶液(黏度为70mPa.s)，将暂堵剂按照砂比为5％-10％-15％的递增方式连续加入2m3，随后加入30m3的高黏胶液将暂堵剂顶替至裂缝中。携带暂堵剂的排量是7m3/min；保持井口压力上升速度在1MPa/min～2MPa/min之间。
(5)为提高缝内净压力，待暂堵剂溶解后，继续注入含有70～140目支撑剂的低黏滑溜水，将70～140目支撑剂按照砂比为2％-4％-6％-8％的比例段塞式加入5.6m3，各段塞携砂液液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3，各段塞隔离液的液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3。注入含有暂堵剂的高黏胶液，将暂堵剂按照砂比为5％-10％-15％的递增方式连续加入2m3，随后加入30m3的高黏胶液将暂堵剂顶替至裂缝中。
(6)待暂堵剂完全溶解后，注入含有40～70目支撑剂的中黏度胶液(黏度为35mPa.s)，将40～70目支撑剂按照砂比为6％-8％-10％的比例递增式加入4.8m3，携砂液液量为60m3，隔离液的液量为70m3；排量是15m3/min。
(7)注入含有40～70目支撑剂的中黏度胶液，将40～70目支撑剂按照砂比为12％-14％-16％的比例递增式加入7.6m3，携砂液液量为55m3，隔离液的液量为75m3，井筒容积约为60m3，中间隔离液的体积为65m3。
(8)注入含有30～50目支撑剂的高黏度胶液(黏度为70mPa.s)，将30～50目支撑剂按照砂比为15％-19％-23％-27％-31％的比例递增式加入9.35m3，携砂液液量为45m3，隔离液的液量为70m3，排量是15m3/min。
(9)注入含有15个暂堵球的高黏度胶液(黏度为70mPa.s)，排量为3m3/min，1min投球完成后，以3m3/min继续注入高黏度胶液60m3，当地面压力增压至5MPa以上时，表明暂堵球到位。暂堵球的孔径是16mm。
(10)重复步骤(4)～(8)1次；
(11)注入顶替液，包括：25m3的中黏度胶液和50m3的低黏度滑溜水。随后下入桥塞，排量是16m3/min。
(12)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。
(13)处理返排液，排采求产。
该井投入生产后，从产气量及稳产时间看，明显优于邻井。说明了本发明的有效性及优越性。
实施例2
某陆相页岩气井垂深3908m，测深4213m，水平段长1400m。经过导眼井取心、测井数据分析等手段发现，该井优质页岩段黏土含量相对较高，达60％以上。为提高单井产量，按照以下步骤进行改造：
(1)基于借助压裂产量预测的常用商业模拟软件ECLIPSE和裂缝扩展模拟常用的商业模拟软件MEYEY，基于常规流程进行模拟优化确定最优压裂段为17段，单段压裂液规模为2200m3，单段砂量规模为65m3，单段共8簇，每簇射孔长度0.5m，射孔密度16孔/m。
(2)采用连续油管携带射孔枪完成第一段射孔作业后，以1.0m3/min的排量共注入预处理酸(15％HCl+2.0％缓蚀剂+1.5％助排剂+2.0％粘土稳定剂+1.5％铁离子稳定剂)20m3。然后以3m3/min的排量注入低黏度滑溜水30m3替酸。之后继续注入低黏度滑溜水60m3替酸，排量先降至1.0m3/min，随后将排量分别提高至3m3/min和5m3/min。
(3)采用高黏度胶液(黏度为80mPa.s)造主缝，2分钟内排量至16m3/min，液量为150m3。
(4)注入含有70～140目支撑剂的低黏滑溜水(黏度为3mPa.s)，将70～140目支撑剂按照砂比为2％-4％-6％-8％的比例段塞式加入5.6m3，各段塞携砂液液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3，各段塞隔离液的液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3。注入含有暂堵剂的高黏胶液(黏度为80mPa.s)，将暂堵剂按照砂比为5％-10％-15％的递增方式连续加入2m3，随后加入30m3的高黏胶液将暂堵剂顶替至裂缝中。携带暂堵剂的排量是6m3/min；保持井口压力上升速度在1MPa/min～2MPa/min之间。
(5)为提高缝内净压力，待暂堵剂溶解后，继续注入含有70～140目支撑剂的低黏滑溜水，将70～140目支撑剂按照砂比为2％-4％-6％-8％的比例段塞式加入5.6m3，各段塞携砂液液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3，各段塞隔离液的液量分别为20m3、25m3、30m3、30m3。注入含有暂堵剂的高黏胶液，将暂堵剂按照砂比为5％-10％-15％的递增方式连续加入2m3，随后加入30m3的高黏胶液将暂堵剂顶替至裂缝中。
(6)待暂堵剂完全溶解后，注入含有40～70目支撑剂的中黏度胶液(黏度为40mPa.s)，将40～70目支撑剂按照砂比为6％-8％-10％的比例递增式加入4.8m3，携砂液液量为50m3，隔离液的液量为70m3；排量是15m3/min。
(7)注入含有40～70目支撑剂的中黏度胶液，将40～70目支撑剂按照砂比为12％-14％-16％的比例递增式加入7.6m3，携砂液液量为55m3，隔离液的液量为75m3，井筒容积约为60m3，中间隔离液的体积为65m3。
(8)注入含有30～50目支撑剂的高黏度胶液(黏度为80mPa.s)，将30～50目支撑剂按照砂比为15％-19％-23％-27％-31％的比例递增式加入9.35m3，携砂液液量为45m3，隔离液的液量为70m3，排量是15m3/min。
(9)注入含有15个暂堵球的高黏度胶液(黏度为80mPa.s)，排量为3m3/min，1min投球完成后，以3m3/min继续注入高黏度胶液60m3，当地面压力增压至5MPa以上时，表明暂堵球到位，暂堵球的孔径是16mm。
(10)重复步骤(4)～(9)1次；
(11)重复步骤(4)～(8)1次；
(12)注入顶替液，包括：25m3的中黏度胶液和50m3的低黏度滑溜水。随后下入桥塞，排量是16m3/min。
(13)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。
(14)处理返排液，排采求产。
该井投入生产后，从产气量及稳产时间看，明显优于邻井。说明了本发明的有效性及优越性。

Claims (10)

1.一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：
步骤(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；
步骤(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；
步骤(3)第一段进行射孔作业；
步骤(4)进行酸处理；
步骤(5)采用高黏度胶液造主缝；
步骤(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；
步骤(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行1～2次缝内暂堵施工；
步骤(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；
步骤(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；
步骤(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；重复簇间暂堵施工1～2次；
步骤(11)采用中黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替施工；
步骤(12)下入桥塞，重复步骤(3)-步骤(11)，直至所有段施工完成；
步骤(13)压后钻塞、返排、测试及求产。
2.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(2)中，当储层参数的准确性较差时，参照常规页岩气井压裂的优化结果，段长降低20-30％，簇数增加40％～60％。
3.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(4)中，
酸量为10-20m3，注酸排量为1-1.5m3/min，替酸排量为3-6m3/min；等酸进入靠近A靶点的第一簇射孔裂缝处后，再将替酸排量降低到先期的注酸排量；然后，根据簇数，分1-3次将替酸排量逐步增加，每次增加值1-2m3/min，以促进酸均匀进入各簇炮眼中。
4.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(5)中，
采用黏度60-80mPa.s高黏度胶液，排量取井口限压下的最大值，且在1-2min内提到位；液量为100-150m3。
5.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(6)中，
采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，携带粒径70～140目支撑剂进行施工，排量取井口限压下的最高值；采用段塞式加砂方式，砂液比为2-4-6-8％，每个砂液比的滑溜水体积为20-30m3，隔离液与携砂液的体积比为(1～1.5):1。
6.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(7)中，
采用黏度60-80mPa.s的高黏度胶液进行暂堵压裂作业时，携带暂堵剂的排量为步骤(5)中最高排量的40～60％；
连续加入暂堵剂，剂液比为5-10-15％，保持井口压力上升速度在1MPa/min～2MPa/min之间；
当暂堵次数为2次时，在两次暂堵剂加入之间，重复步骤(6)一次。
7.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(8)中，
当步骤(7)中加入的暂堵剂完全溶解后，注入含有40～70目支撑剂的黏度为30-40mPa.s的中黏度胶液，排量取井口限压下的最高值；加砂模式为长段塞模式，砂液比分别按6-8-10％和12-14-16％进行，单段液量45-60m3，中间隔离液的体积为井筒容积的1.1-1.2倍。
8.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(9)中，
注入含有30～50目支撑剂的黏度为60-80mPa.s的高黏度胶液，，按连续加砂模式进行施工，排量取井口限压下的最高值，支撑剂粒径30-50目，砂液比按15-19-23-27-31％进行，液量25-50m3。
9.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(10)中，
单次暂堵球数量比一簇射孔的总孔数多15-20％；暂堵球的孔径比孔眼直径大2-3mm，携带液为黏度60-80mPa.s的高黏度胶液，排量取2-3m3/min，所有暂堵球在1min内投完；
重复簇间暂堵施工1～2次为：重复步骤(5)～(9)1至2次，当重复次数为2次时，中间重复步骤(10)1次。
10.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(11)中，
顶替液液量取当段井筒容积的110-120％，前30-40％的顶替液为黏度30-40mPa.s的中黏度胶液，其余采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，排量取井口限压下的最高值。
CN201910521752.5A 2019-06-10 2019-06-17 一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法 Active CN112065349B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910496379 2019-06-10
CN2019104963792 2019-06-10

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112065349A true CN112065349A (zh) 2020-12-11
CN112065349B CN112065349B (zh) 2022-06-07

Family

ID=73658545

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910521752.5A Active CN112065349B (zh) 2019-06-10 2019-06-17 一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112065349B (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113445982A (zh) * 2021-08-09 2021-09-28 中国石油天然气股份有限公司 一种适用于致密砂岩实现快速返排分段多簇均匀压裂方法
CN114263451A (zh) * 2021-12-02 2022-04-01 河北省煤田地质局第二地质队 一种干热岩水力压裂方法
CN114909118A (zh) * 2022-06-17 2022-08-16 中国石油大学(华东) 一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20120181034A1 (en) * 2010-12-14 2012-07-19 Altarock Energy, Inc. High temperature temporary diverter and lost circulation material
CN105089596A (zh) * 2015-07-13 2015-11-25 中国石油大学(北京) 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法
CN106223922A (zh) * 2016-08-26 2016-12-14 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺
CN106437662A (zh) * 2016-10-26 2017-02-22 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法
CN106907137A (zh) * 2015-12-23 2017-06-30 中国石油化工股份有限公司 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法
CN107503729A (zh) * 2016-06-14 2017-12-22 中国石油化工股份有限公司 一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法
CN109113703A (zh) * 2017-06-26 2019-01-01 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气“v”型压力曲线的压裂方法
CN109424346A (zh) * 2017-08-29 2019-03-05 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气无级变参数斜坡式注入压裂方法
CN109763806A (zh) * 2017-11-09 2019-05-17 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20120181034A1 (en) * 2010-12-14 2012-07-19 Altarock Energy, Inc. High temperature temporary diverter and lost circulation material
CN105089596A (zh) * 2015-07-13 2015-11-25 中国石油大学(北京) 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法
CN106907137A (zh) * 2015-12-23 2017-06-30 中国石油化工股份有限公司 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法
CN107503729A (zh) * 2016-06-14 2017-12-22 中国石油化工股份有限公司 一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法
CN106223922A (zh) * 2016-08-26 2016-12-14 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺
CN106437662A (zh) * 2016-10-26 2017-02-22 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法
CN109113703A (zh) * 2017-06-26 2019-01-01 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气“v”型压力曲线的压裂方法
CN109424346A (zh) * 2017-08-29 2019-03-05 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气无级变参数斜坡式注入压裂方法
CN109763806A (zh) * 2017-11-09 2019-05-17 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
曾凌翔: "一种页岩气水平井均匀压裂改造工艺技术的应用与分析", 《天然气勘探与开发》 *
朱志芳: "川东南地区页岩气常压储层措施工艺技术探讨", 《海洋石油》 *
王海涛等: "深层页岩压裂工艺优化与现场试验", 《石油钻探技术》 *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113445982A (zh) * 2021-08-09 2021-09-28 中国石油天然气股份有限公司 一种适用于致密砂岩实现快速返排分段多簇均匀压裂方法
CN114263451A (zh) * 2021-12-02 2022-04-01 河北省煤田地质局第二地质队 一种干热岩水力压裂方法
CN114909118A (zh) * 2022-06-17 2022-08-16 中国石油大学(华东) 一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统
CN114909118B (zh) * 2022-06-17 2023-11-28 中国石油大学(华东) 一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN112065349B (zh) 2022-06-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109763806B (zh) 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法
CN109838223B (zh) 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法
CN106567702B (zh) 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法
CN112065349B (zh) 一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法
CN109958411B (zh) 一种水平井簇射孔分段压裂方法
CN107366530B (zh) 一种深层页岩气藏增产方法及其应用
CN109751035B (zh) 一种油气藏压裂加砂方法
CN110344799B (zh) 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法
CN110761765B (zh) 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法
CN107965306B (zh) 一种注酸压裂方法
CN107780913B (zh) 一种水平井筒穿越多层的常压页岩气体积压裂方法
CN112253066B (zh) 一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法
CN110761763A (zh) 一种水平井重复压裂的方法
CN111305807B (zh) 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法
CN109209332B (zh) 一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法
CN108661616B (zh) 一种适用于砂岩油气藏的分层压裂方法
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
CN109989737B (zh) 一种实现岩石自支撑裂缝的方法
CN112177583B (zh) 一种密切割压裂方法
CN108952654B (zh) 一种油气井压裂方法
CN110529089B (zh) 一种裸眼水平井重复压裂方法
CN108316909B (zh) 一种油气储层压裂施工方法
Miao et al. Development status and prospect of staged fracturing technology in horizontal wells
CN111911128B (zh) 一种高构造应力常压页岩气体积压裂方法
CN105756652A (zh) 一种准水平面射孔配合酸化改造底水油藏的方法

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