CN112211608A - 一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法。包括：(1)压前储层特性参数评价、裂缝参数及射孔位置优化及压裂施工参数优化；(2)酸预处理；(3)高黏度胶液前置造缝；(4)中黏滑溜水延伸分支缝和小微裂隙；(5)注入超临界二氧化碳进一步延伸小微裂缝；(6)中黏土酸进行裂缝壁面非均匀刻蚀处理；(7)低黏土酸在小微尺度裂缝内的施工；(8)中黏滑溜水携支撑剂缝口填充。本发明可以形成不同缝宽尺度、相互连通的自支撑复杂裂缝系统。通过工艺的实施，提高尤其高脆性页岩、深层页岩和难加砂的复杂页岩层裂缝系统的导流能力及裂缝有效改体积。
Description
技术领域
本发明涉及页岩气储层改造技术领域，具体是涉及一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法。
背景技术
页岩气水平井大规模分段压裂是实现页岩气商业开发的关键技术之一。一般，水力压裂过程中需要加入大量的支撑剂，以实现对压开裂缝的充填和支撑，这样裂缝得以保持一定的导流能力，为后续试气和生产提供有效的流动通道。页岩由于岩石本身具有一定的脆性，且储层天然裂缝及层理等弱面结构分布及发育程度不同，水力压裂过程中除了会产生毫米级别缝宽尺度相对较大的主裂缝外，还会产生不同规模且与主裂缝相互连通的微米级别的小微尺度裂缝系统，这些小微尺度裂缝对于压后页岩气的长期稳产至关重要。这样，提高页岩层水力压裂效果的关键是：在保持有较高主裂缝导流能力的同时，如何能够改善小微尺度裂缝的支撑效果和提高其导流能力。
目前页岩层水力压裂设计中几乎没有考虑到如何改善小微尺度裂缝的导流能力。由于压裂设计施工中常采用的支撑剂粒径为30/50目(600-300μm)、40/70目(425-212μm)、70/140目支撑剂(212-106μm)三种，按照支撑剂粒径与缝宽1:6的匹配关系，这样几乎所有的30/50目大粒径支撑剂和绝大部分的40/70目中等粒径支撑剂和70/140目小粒径支撑剂只在主缝内充填支撑，而仅有少部分的70-140目小粒径支撑剂会进入小微尺度裂缝系统形成局部充填支撑。由此带来的问题是，尽管页岩层在压裂过程中产生了不同尺度的裂缝，但施工一旦结束，在地层闭合压力作用下，主裂缝由于得到有效支撑而具有导流能力；小微尺度裂缝则很少有支撑剂支撑，会逐渐闭合而不具有导流能力。这样实际改造效果是尽管大规模压裂裂缝波及体积很大，但实际有效支撑的裂缝体积仍以主裂缝为主，由此压后产量会受到很大影响。因此，必须研究提出一种新的技术以解决小微尺度压裂缝支撑问题，以突破上述局限性。
文献《高导流自支撑酸化压裂室内实验研究》(《特种油气藏》2017年04期)介绍了一种新型的自支撑酸化压裂方式，以实现酸蚀裂缝的面状支撑。运用室内酸蚀裂缝导流能力测试技术，测定了闭合应力为20～90MPa条件下的自支撑裂缝导流能力。利用三维形貌扫描手段，评价了自支撑模式的缝面刻蚀特征和支撑高度。对比传统酸蚀导流能力，自支撑导流能力显著提高。文献更多的阐述了针对碳酸盐岩储层酸化压裂改进措施的室内试验测试方法与结果，工艺上虽然少量提到了采用非连续暂时性屏蔽措施，阻断酸岩反应，施工结束后，屏蔽材料遇油溶解或自然降解，留下岩石面支撑酸蚀通道的工艺思路，但没有具体介绍工艺实施方法，本质上只是采用暂时性屏蔽材料与酸化压裂工作液混注，实现自支撑酸压改造目的。文献只适用于碳酸盐岩储层的自支撑酸化压裂，主要是通过注入酸液与未屏蔽岩石面发生酸岩反应产生溶蚀通道或是酸蚀裂缝，由于其施工规模、排量等远小于页岩储层水力压裂施工规模，无法实现页岩储层压裂尽可能形成具有较大改造体积缝网的需要。
文献《清水压裂自支撑裂缝面闭合残留宽度数值模拟》(《石油学报》2010年04期)从理论上研究了清水压裂过程中可能产生的凹凸不平的岩石裂缝表面在不同粗糙度条件下岩石裂缝面闭合残留宽度值，研究结果为确定是否采用清水自支撑压裂技术和实施清水压裂后产能预测提供必要的参考数据。但没有介绍工艺实施方法以及适应的储层类型，本质上也只是提出清水压裂不加砂，形成的自支撑裂缝导流能力主要取决于裂缝表面的粗糙度。文献仅从理论上论证了清水压裂过程中可能形成自支撑裂缝及其裂缝面闭合残留宽度变化规律，但没有解决其具体实施工艺或操作方法。
文献《大庆外围低渗透储层自支撑压裂机理研究》(《东北石油大学》博士学位论文2016年6月)从理论上研究了自支撑压裂裂缝壁面的剪切滑移机理，计算了啮合和滑移两种接触状态下的裂缝壁面应力分布和变形情况，揭示了自支撑压裂自支撑裂缝残余裂缝宽度形成机理，建立了自支撑压裂自支撑裂缝壁面组合制备方法和导流能力评价方法，并提出了以无因次导流能力和增产效果为评价指标的自支撑压裂储层筛选方法。尽管介绍了大庆外围复杂类型低渗透储层大型压裂井型设计、自支撑压裂人工裂缝参数设计及压裂效果，但没有介绍具体所采取的工艺措施方法，本质上也只是采用单一滑溜水体系全程大排量、大液量注入，不加砂压裂施工。文献仅从理论上研究了自支撑压裂裂缝形成机理及自支撑压裂储层筛选方法，但没有解决其具体实施工艺或操作方法，仅靠单一全程滑溜水高排量、大液量施工难以形成较高改造体积的裂缝网络，尤其难以在高闭合压力、偏塑性页岩地层形成自支撑裂缝网络。
文献《一种新型自支撑压裂技术实验研究》(《西南石油大学》硕士学位论文2017年5月)提出了一种新型自支撑压裂技术，该技术首先是摆脱了“携砂”的概念，在压裂液泵注过程中完全不携带固体支撑剂，而是将压裂液与支撑剂结合为一体(压裂液到达目标储层后固化形成支撑材料)。其次，在泵注过程中，不再是只有单一液体注入，而是油水两种液体同时注入，通过两相液体间的流动，来控制支撑剂的“铺置行为”，以期获得非连续、非均匀的支撑剂铺置形态。从而将有限渗流变为无限渗流能力。但没有介绍工艺实施方法，以及适应的储层类型，该文献关键技术在于自支撑压裂液固化材料的优选。文献仅从理论上研究了自支撑压裂液体系、自支撑压裂液固化材料性能、自支撑压裂缝支撑形态，通过油水两相流体混注压裂在地层条件下固化形成类支撑剂材料对压裂缝产生自支撑，但没有解决其具体实施工艺或操作方法。由于是油水两相同时注入，两种液体所形成的流型决定着压裂技术的有效性，就地生产支撑剂具有不确定和不可控性，尤其文中提到出现油相占领水相流通通道时，这将会导致支撑面积增大，但油气流通面积减小，无法实现页岩储层压裂尽可能形成具有较大改造体积缝网的需要。
文献《页岩气藏清水压裂自支撑裂缝导流能力研究》(《西南石油大学》硕士学位论文2014年6月)从理论上研究了裂隙流动非达西效应及滑脱效应，建立了一套适合描述自支撑裂缝的气测导流能力计算模型，开发了一套自支撑裂缝导流能力室内实验评价方法。以四川地区龙马溪组页岩露头为研究对象展开了自支撑裂缝导流能力实验研究，分析了闭合应力、裂缝面粗糙程度、岩石力学参数，岩石矿物组分及时间等对导流能力的影响规律。但没有介绍工艺实施方法，以及适应的储层类型。文献仅从理论上研究了自支撑裂缝导流能力测试方法，分析了影响自支撑导流能力的主控因素，但没有解决形成自支撑导流能力的具体实施工艺或操作方法。
发明内容
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法。通过顺序注入不同黏度压裂液造缝、不同黏度土酸刻蚀裂缝，利用不同阶段不同黏度流体“黏滞指进”作用，强化小微裂缝系统的改造效果，并最终形成不同缝宽尺度、相互连通的自支撑复杂裂缝系统。通过工艺的实施，提高尤其高脆性页岩、深层页岩和难加砂的复杂页岩层裂缝系统的导流能力及裂缝有效改体积。
本发明的岩石自支撑技术则改变了以往常规压裂的思路，形成的裂缝导流能力不是靠凸出于裂缝面上的支撑剂提供的，而是利用压开的裂缝面上一系列相互独立的具有一定岩石面积的区域，作为岩石自支撑的基点，在自支撑基点的周围是靠某种技术形成的裂缝，此裂缝整体上是下凹于上述自支撑基点的，因此，靠这种技术形成的人工裂缝，无论闭合压力多高，裂缝的稳定性都相对较好，且可长时间获得较高的裂缝导流能力。
本发明的目的是提供一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法。
包括：
步骤(1)压前储层特性参数评价、裂缝参数及射孔位置优化及压裂施工参数优化；
步骤(2)酸预处理；
步骤(3)高黏度胶液前置造缝；
步骤(4)中黏滑溜水延伸分支缝和小微裂隙；
步骤(5)注入超临界二氧化碳进一步延伸小微裂缝；
步骤(6)中黏土酸进行裂缝壁面非均匀刻蚀处理；
步骤(7)低黏土酸在小微尺度裂缝内的施工；
步骤(8)中黏滑溜水携支撑剂缝口填充。
其中，
所述步骤(2)中，酸排量为1～2m3/min，酸液量为10～20m3。
所述步骤(3)中，所述高黏度胶液的黏度为80～200mPa·s，按优化的最高排量的50～70％进行前置造缝，高黏度胶液的用量为压裂液总用量的15～20％。
所述步骤(4)中，待缝长达到设计主裂缝长，采用中黏滑溜水按优化设计的最高排量的70～90％进一步扩展延伸分支缝和小微裂隙，中黏滑溜水的用量为压裂液总用量的60～70％；
所述中黏滑溜水的黏度为6～12mPa·s；中黏滑溜水与高黏度胶液的黏度比低于1/6。
所述步骤(5)中，以优化设计的最高排量注入超临界二氧化碳进一步利用二次黏滞指进作用延伸小微裂缝，超临界二氧化碳的用量为压裂液总用量的10～15％。
所述步骤(6)中，采用中黏土酸在主裂缝内三次黏滞指进施工，进行裂缝壁面非均匀刻蚀处理；中黏土酸排量为设计排量的30～50％，中黏土酸的用量为土酸总量的20～30％；
所述中黏土酸的黏度为10～15mPa·s。
土酸为本领域酸化压裂常用酸液类型，土酸配方一般为盐酸和氢氟酸的混合酸，配方和使用浓度根据实际储层矿物组分加以优选，性能方面满足缓蚀、铁离子稳定、防膨、粘度可调等要求。土酸总量是在步骤1中优化设计的，步骤1中优化的压裂施工总用液量包括：预处理酸液量、总压裂液量(高黏度胶液+中黏滑溜水+超临界二氧化碳)和总土酸液量(中黏土酸和低黏土酸)。本发明中建议的土酸总量为4-5倍井筒容积。
所述步骤(7)中，按优化最高排量的40～60％注入低黏土酸，在小微尺度裂缝内的四次黏滞指进施工，低黏土酸的用量为土酸总量的65～75％。
所述低黏土酸的黏度为1～3mPa·s；
低黏土酸与中黏土酸的黏度比低于1/6。
所述步骤(8)中，排量提升至优化的最高排量，采用中黏滑溜水按砂液比6～9％加入50/80目支撑剂3～5m3，紧接着顶替1.2～1.5倍井筒容积的中黏滑溜水，完成最后的填充缝口作业，从而完成整个压裂施工；
所述50/80目支撑剂的体积密度低于1.2g/cm3。
本发明的主要内容如下：
(1)按照一般页岩气井压裂方案设计步骤，基于压前储层特性参数评价，用ECLIPSE软件开展不同缝间距、缝长、导流能力等裂缝参数优化，优选产量相对最高成本又相对较低的裂缝参数，作为最佳的裂缝参数。再应用MEYER等成熟的裂缝扩展模拟软件，模拟不同的压裂施工参数(如排量、前置液量、总液量、砂液比等)下的裂缝参数，优选能实现优化裂缝参数要求的最佳压裂施工参数组合。本发明推荐的压裂工作液为：黏度80～200mPa·s高黏度胶液、黏度6～12mPa·s的中黏滑溜水和超临界二氧化碳，三者的用量为压裂液总用量的15～20％、60～70％、10～15％；最后封口用支撑剂采用3～5m3的50/80目支撑剂，支撑剂体积密度低于1.2g/cm3。
(2)按常规流程及要求，进行15％浓度的盐酸预处理措施。一般排量1～2m3/min，液量10～20m3。一般现场上根据压力的变化趋势灵活确定，如压力不再降低了，可立即取消后续的盐酸液注入工作。
(3)采用黏度80～200mPa·s的胶液，按优化设计的最高排量的50-70％进行前置造缝，用量为压裂液总用量的15～20％。
(4)待缝长达到设计主裂缝长，采用黏度6～12mPa·s的中黏滑溜水，按优化设计的最高排量的70～90％进一步扩展延伸分支缝和小微裂隙，用量为压裂液总用量的60～70％。
(5)待中黏滑溜水完成注入后，以优化设计的最高排量注入超临界二氧化碳进一步利用二次黏滞指进作用延伸小微裂缝，用量为压裂液总用量的10～15％。
(6)根据目标井的岩心酸-岩反应实验，优选出最佳的土酸配方，进行裂缝壁面非均匀刻蚀处理。推荐首先采用黏度10～15mPa·s的中黏土酸，在主裂缝内三次黏滞指进施工，排量为设计排量的30～50％，用量为土酸总量的20～30％。
(7)待中黏土酸完成注入后，按优化设计的最高排量的40～60％注入黏度1mPa·s左右的低黏土酸，在小微尺度裂缝内的四次黏滞指进施工，用量为土酸总量的65～75％。
(8)待土酸注入完成后，排量提升至优化设计的最高排量，采用黏度6～12mPa·s的中黏滑溜水按砂液比6～9％加入50/80目支撑剂3～5m3，紧接着顶替1.2～1.5倍井筒容积的中黏滑溜水，完成最后的填充缝口作业，从而完成整个压裂施工。
本发明具体可采用以下技术方案：
(1)页岩气关键工程参数评估。包括构造地质、岩性、物性、含气性、岩石力学及地应力、层理缝/纹理缝及天然裂缝发育情况等。可采用常规的测井、录井、岩心实验等方法进行。对于水平段而言，可与导眼井测井及录井数据对比，再由导眼井测录井与岩心实验结果的对比关系，确定水平井段穿行层位矿物含量、脆性指数、可压性指数等关键参数。
(2)裂缝参数及射孔位置优化。在步骤(1)的基础上，建立地质模型，应用成熟的油气藏数值模拟软件ECLIPSE，按正交设计原理，设置不同的缝间距、裂缝条数、缝长、导流能力等，模拟相应的产量动态，优选产量相对最高、成本又相对较低的裂缝参数，作为最佳的裂缝参数。在此基础上，结合(1)中地质甜点及工程甜点评价结果，优选地质与工程双甜点位置作为压裂射孔位置，同时要考虑避开套管接箍和尽可能避开固井质量较差的位置。
(3)压裂施工参数优化。为实现(2)确定的裂缝参数，应用成熟的压裂模拟软件，如MEYER，模拟不同的压裂施工参数(如不同排量组合、不同黏度组合、前置液占比、总液量、总砂量、砂液比等)下的裂缝参数，优选能实现(2)的优化裂缝参数要求的最佳压裂施工参数组合。在上述施工参数模拟优化过程中，还应区分不同的压裂液类型及不同施工阶段的情况。
(4)小微尺度裂缝系统造缝。基于步骤(1)压前评价和(3)压裂施工参数优化相关结果，
首先选用80～200mPa·s的高黏度胶液进行前置造主缝，如图1之“1.主裂缝”；
接着采用黏度6～12mPa·s的中黏滑溜水产生一次“黏滞指进”作用，扩展开启的支缝和微缝，如图1之“2.分支缝，3.次生微缝”；
之后采用黏度接近气体的超临界二氧化碳(黏度0.04mPa·s左右)产生二次“黏滞指进”作用，进一步沟通延伸小微尺度裂缝，并进入次生微裂隙，如图1之“4.次生分支微裂隙”。
(5)小微尺度裂缝岩石自支撑。根据目标井的岩心酸-岩反应实验，优选出最佳的土酸配方，进行裂缝壁面非均匀刻蚀处理，
首先采用黏度10～15mPa·s的中黏土酸，在主裂缝内三次“黏滞指进”施工，土酸对主缝及部分分支缝产生非均匀刻蚀，形成凸凹不平的岩石表面，未被土酸刻蚀的岩石部分起到自支撑作用；
接着采用黏度为1mPa·s左右的低黏土酸，在小微尺度裂缝内四次“黏滞指进”施工，低黏土酸对分支缝及部分次生微缝和次生分支微裂隙产生非均匀刻蚀，形成凸凹不平的岩石表面，未被土酸刻蚀的岩石部分起到自支撑作用。
(6)缝口支撑剂填充。待土酸注入完成后，采用黏度6～12mPa·s的中黏滑溜水携带3～5m3粒径为50/80目的支撑剂进行缝口填充，主要是进一步提升炮眼附近裂缝入口处的导流能力，以确保裂缝与井筒的有效连通。加砂结束后，顶替1.2～1.5倍井筒容积的中黏滑溜水，从而完成整个压裂施工。
(7)其它段的压裂施工，可重复步骤(3)～(6)，直到压完所有段为止。
(8)钻塞、返排、求产等参照常规作业流程执行，在此不赘。
发明的效果
本发明的作用效果在于：
(1)小微尺度裂缝系统造缝技术
首先，采用80～200mPa·s高黏度胶液造缝，因黏度高，造主缝效果最好。主裂缝的净压力也相对较高，在造主缝的同时，也会开启部分支缝和微缝系统。但由于黏度高，高黏压裂液难以进入上述支缝和微缝系统，此时支缝和微缝系统的发育程度相对较低。
其次，注入黏度6～12mPa·s的常规中黏滑溜水体系，由于其与之前高黏度胶液的黏度比低于1/6，符合“黏滞指进”条件。这样黏度小的流体驱替黏度较大的流体时，前沿驱替相(中黏滑溜水)呈分散液束形式(即像“手指”一样)向前推进，即“黏滞指进”，在此作用下，中黏滑溜水可以达到高黏度胶液前端进入先前胶液造缝阶段所开启的支缝和微缝，并进一步扩展这些小微尺度裂缝系统。
最后，再换用超临界二氧化碳继续注入。由于超临界二氧化碳黏度接近于气体，几乎没有表面张力，流动性极强，与滑溜水和胶液黏度差异达几千倍甚至上万倍，在超低黏超临界二氧化碳驱替高黏压裂液过程中，产生二次黏滞指进效应。开始时可能超临界二氧化碳沿主裂缝缝长方向的指进速度更快，其一旦到达主裂缝缝端位置后，沿主裂缝范围内所有的超临界二氧化碳会在各个方位继续沟通延伸小微尺度裂缝系统。超临界二氧化碳破岩和延伸裂缝系统的能力相对较强，可实现小微尺度裂缝系统最大限度地延伸。
(2)小微尺度裂缝岩石自支撑技术
在(1)的基础上，已经形成了较大范围的小微裂缝系统。由于裂缝尺度的不同，加上超临界二氧化碳的极低黏度特性，指进效应非常明显，即使注入了大量的超临界二氧化碳，但分支缝及微裂隙等小微尺度裂缝中，主要充满的是中黏滑溜水(占主体部分)，主裂缝中主要充满高黏胶液(大部分)和中黏滑溜水(小部分)。此时，再注入低黏度土酸体系，只要土酸黏度分别低于胶液以及滑溜水黏度的1/6，则主裂缝及分支缝和小微尺度裂缝中，土酸的黏滞指进效应仍非常明显。这样，利用不同黏度土酸的黏滞指进效应，实现不同缝宽尺度裂缝壁面的非均匀刻蚀，被土酸溶蚀的岩石壁面形成自支撑的裂缝面，未被土酸刻蚀的岩石部分起到自支撑作用，这样便在整个裂缝系统内形成了稳固的自支撑裂缝导流能力。此外，由于纵向上裂缝的高度相对较高，黏滞指进效应不只一个，可能在裂缝高度方向上同时发生数个黏滞指进的土酸指进通道，最终形成理想的小微裂缝岩石自支撑效果。
附图说明
图1为不同缝宽尺度自支撑裂缝示意图；
图2本发明的方法沿缝长方向缝宽剖面分布图；
图3传统压裂方法沿缝长方向缝宽剖面分布图；
附图标记说明：
1.主裂缝，2.分支缝，3.次生微缝，4.次生分支微裂隙。
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
J井是一口海相页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，目的层中部垂深3810m。该井目的层石英含量平均51.8％，碳酸盐含量平均6.8％，泥质23.1％，泊松比平均0.21，杨氏模量46.6GPa，脆性指数67％，两向水平地应力差异系数为0.165，可压性指数0.55。成像测井显示目的层水平层理发育，同时部分层段存在有高导缝和高阻缝。从工程地质参数来看，该井目的层脆性指数高、水平应力差异小、部分层段天然裂缝发育，非常有利于开展缝网压裂。但根据邻井压裂资料显示，压裂过程中施工压力较高，判断可能是脆性好加上天然裂缝发育，导致压裂液滤失大、缝宽窄，支撑剂进缝阻力大，尤其对砂液比和支撑剂粒径较敏感，加砂困难。
由此，本发明提供了一种能够实现多尺度造缝和小微尺度裂缝岩石自支撑的工艺方法，通过不同黏度压裂液产生的多级黏滞指进作用造出不同缝宽尺度的复杂裂缝系统；再利用不同黏度酸液指进作用以及酸岩反应作用在不同尺度裂缝岩石壁面产生非均匀刻蚀，从而实现压裂后裂缝非整合岩石面的自支撑效果，同时进一步提高压裂有效改造体积。具体实施步骤如下：
(1)经采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件优化，该井水平段长1500m，设计压裂21段共57簇，优化裂缝间距18m，裂缝半长240m，主裂缝导流能力2D·cm。结合页岩气压裂裂缝扩展模拟软件MEYER优化出满足裂缝参数的压裂工艺参数为：优化单段压裂规模，包括压裂液量和酸量为1620m3；优化最高施工泵注排量16m3/min；优化缝口填充支撑剂用量为3.6m3。
其中，
压裂液分别为：黏度150mPa·s的高黏度胶液240m3；黏度10mPa·s的中黏滑溜水980m3；黏度0.04mPa·s的超临界二氧化碳140m3；
酸液分别为：前置预处理酸为浓度为15％的盐酸20m3；后期实现缝内非均匀刻蚀所用酸液为2种黏度的土酸(主体成分为15％浓度的盐酸+6％浓度的氢氟酸)，中黏土酸60m3；低黏土酸180m3；
支撑剂为：体积密度为1.05g/cm3、粒径为50/80目的低密度陶粒。
(2)按常规流程及要求，以2m3/min排量注入浓度为15％的盐酸20m3，进行酸预处理措施，主要目的是疏通炮眼和降低起裂压力。
(3)以8m3/min排量注入黏度150mPa·s的高黏度胶液240m3，进行前置胶液造缝，此阶段由于胶液黏度较高，能够产生较高的缝内净压力，在造主缝的同时，也会开启部分支缝和微缝系统，但是胶液黏度高，流动性差，除了部分滤失外，大部分胶液主要存留在主缝当中。
(4)以12m3/min排量注入黏度10mPa·s的中黏滑溜水840m3，进行扩缝。由于中黏滑溜水与之前高黏度胶液黏度差异，这样在缝内产生一次“黏滞指进”作用，中黏滑溜水可以达到高黏度胶液前端进入先前胶液造缝阶段所开启的支缝和微缝，并进一步扩展这些小微尺度裂缝系统。
(5)以16m3/min排量注入黏度0.04mPa·s的超临界二氧化碳140m3，进一步扩展小微裂缝系统。由于超临界二氧化碳流动性极强，与滑溜水和胶液黏度差异达几千倍甚至上万倍，这样在缝内产生二次“黏滞指进”作用，超临界二氧化碳破岩和延伸裂缝系统的能力相对较强，可实现小微尺度裂缝系统最大限度地延伸。
(6)以5m3/min排量注入黏度12mPa·s的中黏土酸60m3，由于土酸相比较前置胶液造缝阶段存留在主缝内的胶液而言，黏度差异也很大，这样再注入中黏土酸过程中，便会在主缝内发生三次“黏滞指进”效应，这一过程中，中黏土酸对主缝及部分分支缝产生非均匀刻蚀，形成凸凹不平的岩石表面，未被土酸刻蚀的岩石部分起到自支撑作用；
(7)以8m3/min排量注入黏度1mPa·s的低黏土酸180m3，由于低粘土酸相比较主缝和分支缝内存留的胶液和滑溜水而言，黏度差异很大，这样再注入低黏土酸过程中，便会在主缝和分支缝内发生四次“黏滞指进”效应，这一过程中，低黏土酸对分支缝及部分次生微缝和次生分支微裂隙产生非均匀刻蚀，形成凸凹不平的岩石表面，未被土酸刻蚀的岩石部分起到自支撑作用。
(8)以16m3/min排量注入黏度10mPa·s的中黏滑溜水60m3，同时中黏滑溜水以6％的砂液比携带3.6m3粒径为50/80目的支撑剂进行缝口填充，主要是进一步提升炮眼附近裂缝入口处的导流能力，以确保裂缝与井筒的有效连通。
(9)加砂结束后，以16m3/min排量注入黏度10mPa·s的中黏滑溜水80m3，以完成对(8)中携砂液的顶替，从而完成整个压裂施工。
以射孔2簇为例，按照实施例各压裂阶段施工参数设计，采用裂缝扩展模拟软件MEYER对裂缝参数进行了反演，相较传统页岩气压裂采用的“胶液+滑溜水”混合压裂以及“70/140目支撑剂+40/70目支撑剂+30/50目支撑剂”组合支撑剂施工模式，在相同1600m3压裂规模下，采取本发明提供的工艺方法获得的平均半缝长较传统方法提高6.19％，平均缝宽较传统方法提高34.96％，平均缝高较传统方法提高2.74％，平均改造体积(SRV)较传统方法提高14.55％。
如图2和图3对比，本发明提供的工艺方法获得的沿缝长方向的缝宽分布更加均匀。由此说明，通过本发明提供的小微尺度裂缝系统造缝和自支撑技术实现了提高压裂有效改造体积的目的。
实施例2
H井是一口海相深层页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，目的层中部垂深4095m。该井目的层石英含量平均41.1％，碳酸盐含量平均14.4％，泥质26.4％，闭合压力97MPa，泊松比平均0.22，杨氏模量43GPa，脆性指数65％，两向水平地应力差异系数为0.21，两向水平应力差值为19～22.2MPa，可压性指数0.55。成像测井显示目的层高角度裂缝总体较发育，多被方解石、黄铁矿半充填或充填，水平页理缝发育。从工程地质参数来看，该井目的层脆性指数高、部分层段天然裂缝发育，有利于开展缝网压裂，但是两向水平应力差值大，加上闭合压力高，预计裂缝转向和拓展缝宽所需净压力较高，加砂难度大。此外，根据邻井压裂资料显示，该地区深层页岩在加砂压裂过程中普遍施工压力较高，支撑剂进缝阻力大，尤其对砂液比和支撑剂粒径较敏感，加砂困难。
由此，采用本发明提供的一种能够实现多尺度造缝和小微尺度裂缝岩石自支撑的工艺方法，通过不同黏度压裂液产生的多级黏滞指进作用造出不同缝宽尺度的复杂裂缝系统；再利用不同黏度酸液指进作用以及酸岩反应作用在不同尺度裂缝岩石壁面产生非均匀刻蚀，从而实现压裂后裂缝非整合岩石面的自支撑效果，同时进一步提高压裂有效改造体积。具体实施步骤如下：
(1)经采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件优化，该井水平段长1234m，设计压裂17段共52簇，优化裂缝间距21m，裂缝半长280m，主裂缝导流能力1D·cm。结合页岩气压裂裂缝扩展模拟软件MEYER优化出满足裂缝参数的压裂工艺参数为：优化单段压裂规模，包括压裂液量和酸量为1800m3；优化最高施工泵注排量15m3/min；优化缝口填充支撑剂用量为3m3。
其中，
压裂液分别为：黏度200mPa·s的高黏度胶液260m3；黏度12mPa·s的中黏滑溜水1000m3；黏度0.04mPa·s的超临界二氧化碳200m3；
酸液分别为：前置预处理酸为浓度为15％的盐酸10m3；后期实现缝内非均匀刻蚀所用酸液为2种黏度的土酸(主体成分为15％浓度的盐酸+6％浓度的氢氟酸)，中黏土酸90m3；低黏土酸240m3；
支撑剂为：体积密度为1.05g/cm3、粒径为50/80目的低密度陶粒。
(2)按常规流程及要求，以2m3/min排量注入浓度为15％的盐酸10m3，进行酸预处理措施，主要目的是疏通炮眼和降低起裂压力。
(3)以9m3/min排量注入黏度200mPa·s的高黏度胶液260m3，进行前置胶液造缝，此阶段由于胶液黏度较高，能够产生较高的缝内净压力，在造主缝的同时，也会开启部分支缝和微缝系统，但是胶液黏度高，流动性差，除了部分滤失外，大部分胶液主要存留在主缝当中。
(4)以12m3/min排量注入黏度12mPa·s的中黏滑溜水880m3，利用中黏滑溜水与之前高黏度胶液黏度差异产生的缝内一次“黏滞指进”作用，进一步扩展延伸分支缝和小微裂隙。
(5)以15m3/min排量注入黏度0.04mPa·s的超临界二氧化碳200m3，利用超临界二氧化碳与之前中黏滑溜水黏度差异产生的缝内二次“黏滞指进”作用，实现小微尺度裂缝系统最大限度地延伸。
(6)以5m3/min排量注入黏度12mPa·s的中黏土酸90m3，利用中黏土酸与之前前置胶液造缝阶段存留在主缝内的高黏度胶液黏度差异产生的三次“黏滞指进”作用，对主缝及部分分支缝岩石壁面产生非均匀刻蚀，形成凸凹不平的岩石表面，未被土酸刻蚀的岩石部分起到自支撑作用；
(7)以9m3/min排量注入黏度2mPa·s的低黏土酸240m3，利用低黏土酸与之前主缝和分支缝内存留的高黏度胶液和中黏滑溜水黏度差异产生的四次“黏滞指进”作用，对分支缝及部分次生微缝和次生分支微裂隙产生非均匀刻蚀，形成凸凹不平的岩石表面，未被土酸刻蚀的岩石部分起到自支撑作用。
(8)以15m3/min排量注入黏度10mPa·s的中黏滑溜水50m3，同时中黏滑溜水以6％的砂液比携带3m3粒径为50/80目的支撑剂进行缝口填充，主要是进一步提升炮眼附近裂缝入口处的导流能力，以确保裂缝与井筒的有效连通。
(9)加砂结束后，以15m3/min排量注入黏度12mPa·s的中黏滑溜水70m3，以完成对(8)中携砂液的顶替，从而完成整个压裂施工。
裂缝参数反演对比结果显示，在相同1800m3压裂规模下，采取本发明提供的工艺方法获得的平均半缝长较传统方法提高8.4％，平均缝宽较传统方法提高38％，平均缝高较传统方法提高4.23％，平均改造体积(SRV)较传统方法提高19.25％。
Claims (10)
1.一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于所述方法包括：
步骤(1)压前储层特性参数评价、裂缝参数及射孔位置优化及压裂施工参数优化；
步骤(2)酸预处理；
步骤(3)高黏度胶液前置造缝；
步骤(4)中黏滑溜水延伸分支缝和小微裂隙；
步骤(5)注入超临界二氧化碳进一步延伸小微裂缝；
步骤(6)中黏土酸进行裂缝壁面非均匀刻蚀处理；
步骤(7)低黏土酸在小微尺度裂缝内的施工；
步骤(8)中黏滑溜水携支撑剂缝口填充。
2.如权利要求1所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(2)中，酸排量为1～2m3/min，酸液量为10～20m3。
3.如权利要求1所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(3)中，所述高黏度胶液的黏度为80～200mPa·s，按优化的最高排量的50～70％进行前置造缝，高黏度胶液的用量为压裂液总用量的15～20％。
4.如权利要求1所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(4)中，待缝长达到设计主裂缝长，采用中黏滑溜水按优化设计的最高排量的70～90％进一步扩展延伸分支缝和小微裂隙，中黏滑溜水的用量为压裂液总用量的60～70％；
所述中黏滑溜水的黏度为6～12mPa·s。
5.如权利要求4所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
中黏滑溜水与高黏度胶液的黏度比低于1/6。
6.如权利要求1所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(5)中，以优化设计的最高排量注入超临界二氧化碳进一步利用二次黏滞指进作用延伸小微裂缝，超临界二氧化碳的用量为压裂液总用量的10～15％。
7.如权利要求1所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(6)中，采用中黏土酸在主裂缝内三次黏滞指进施工，进行裂缝壁面非均匀刻蚀处理；中黏土酸排量为设计排量的30～50％，中黏土酸的用量为土酸总量的20～30％；
所述中黏土酸的黏度为10～15mPa·s。
8.如权利要求1所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(7)中，按优化最高排量的40～60％注入低黏土酸，在小微尺度裂缝内的四次黏滞指进施工，低黏土酸的用量为土酸总量的65～75％；
所述低黏土酸的黏度为1～3mPa·s。
9.如权利要求8所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
低黏土酸与中黏土酸的黏度比低于1/6。
10.如权利要求1所述的页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(8)中，排量提升至优化的最高排量，采用中黏滑溜水按砂液比6～9％加入50/80目支撑剂3～5m3，紧接着顶替1.2～1.5倍井筒容积的中黏滑溜水，完成最后的填充缝口作业，从而完成整个压裂施工；
所述50/80目支撑剂的体积密度低于1.2g/cm3。
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