CN112434419B - 深层页岩气预应力干预的体积压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于页岩气开发技术领域，旨在解决深层页岩气压裂改造中人工裂缝形态简单、天然裂缝难以激活、裂缝复杂度低的问题，具体涉及一种深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，具体包括基于深层页岩气储层，建立三维地质结构模型，通过试验获取岩体结构面的力学特性，确定优化的预应力干预施工参数；根据井眼轨迹与岩体结构面的组合关系，确定优化的射孔位置设置参数；通过储层原始岩体结构压裂缝网演化计算，获取岩体结构面激活规律，确定优化的压裂施工参数；基于获取的射孔位置设置参数进行射孔作业；基于获取的预应力干预施工参数进行预应力干预作业；基于获取的压裂施工参数进行主压裂变排量作业；本发明可有效提高缝网的复杂度。

Description

深层页岩气预应力干预的体积压裂方法

技术领域

本发明属于页岩气开发技术领域，具体涉及一种深层页岩气预应力干预的体积压裂方法。

背景技术

页岩气水平井大规模体积压裂技术的突破引发了页岩气革命。当前我国页岩气勘探开发正向埋深3500m以深推进，据统计，借鉴埋深3500m以浅页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术，大约60％的深层页岩气水平井并未获得商业开采。主要原因在于受储层埋藏深和构造复杂的影响，深层页岩气储层三向主应力呈现高值特征，各种角度天然节理、裂隙及弱结构面发生剪切应力阈值大幅提高，难以形成体积压裂复杂缝网。研究数据表明，中浅层页岩气实现规模效益开发体积压裂主体工艺技术激活的这些天然裂缝占体积压裂缝网的70％至80％，而中浅层页岩气体积压裂工艺技术在深层页岩气的压裂改造中难以激活天然裂缝形成复杂缝网，压裂后初始产能低，产量递减快，出现了不适应性。

因此，如何激活深层页岩储层天然节理、裂隙、弱结构面等岩体结构面，是提高体积压裂缝网复杂度的关键。

发明内容

为了解决现有技术中的上述问题，即为了解决深层页岩气压裂改造中人工裂缝形态简单、天然裂缝难以激活、裂缝复杂度低的问题，本发明提供了一种深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，该方法包括以下步骤：

步骤S100，基于深层页岩气储层，建立目标储层的三维地质结构模型，通过试验获取所述三维地质结构模型中的岩体结构面的力学特性，根据莫尔库伦剪切破坏理论，确定优化的预应力干预施工参数；

根据井眼轨迹与所述岩体结构面的组合关系，结合水平井目标层段地质结构模型以及压裂段脆性矿物分布，确定优化的射孔位置设置参数；

步骤S200，通过储层原始岩体结构压裂缝网演化计算，获取深层应力条件水力压裂岩体结构面激活和扩展规律，揭示目标储层体积压裂岩体结构控制效应，确定主压裂阶段变排量的优化的压裂施工参数；

步骤S300，基于获取的所述射孔位置设置参数进行射孔作业；

基于获取的所述预应力干预施工参数进行预应力干预作业；

基于获取的所述压裂施工参数进行主压裂变排量作业。

在一些优选实施例中，步骤S100中所述预应力干预施工参数的确定方法具体如下：

基于地震数据、测井数据和岩芯描述，进行岩体结构面的测量与统计，基于概率分布理论建立所述三维地质结构模型，所述三维地质结构模型包含岩性夹层、天然节理以及裂隙；

通过试验测试不同类型层面的抗剪强度、粘聚力、内摩擦角，获得所述岩体结构面的力学特性；

根据莫尔库伦剪切破坏理论，计算所述岩体结构面剪切滑移的临界孔隙压力，并基于所述临界孔隙压力确定预先注入第一粘度滑溜水的排量和液量；其中，所述排量以不超过所述临界孔隙压力为约束条件，所述液量为主压裂总液量的10％-20％，所述第一预设粘度滑溜水的粘度为A1，A1∈[1mPa·s，3mPa·s]。

在一些优选实施例中，所述临界孔隙压力

其中，θ为剪切破坏角，

为岩石内摩擦角，σ_θ为正应力，τ_θ为剪应力，σ₁为轴向应力，σ₃为侧向应力，C为粘聚力。

在一些优选实施例中，步骤S100中所述射孔位置设置参数的确定方法具体包括以下步骤：

对于目标层段含有关键岩性夹层的层段，采用高聚能深穿透射孔弹射孔，射孔的设置位置与套管接箍的设置位置互不干涉；

其中，射孔孔密为B，B∈[9孔/米，20孔/米]；每段簇数为C，C为3或4；相邻两簇之间的间距为Δ，Δ∈(0，5m)；射孔相位角为60°

在一些优选实施例中，步骤S200中所述压裂施工参数的确定方法具体包括以下步骤：

对页岩储层圆柱岩芯样品进行深层应力条件水力压裂物理模拟试验，同时通过高能CT系统扫描所述圆柱岩芯样品以构建所述圆柱岩芯样品内部的三维缝网形状，获得所述岩体结构面的激活规律、裂缝产生规律、裂缝发育规律以及裂缝扩展规律；

基于工程尺度的地质模型以及水力压裂物理模拟试验获取的裂缝扩展规律，结合边界元法进行压裂缝网演化模拟以确定压裂施工参数。

在一些优选实施例中，所述裂缝网演化模拟具体包括以下步骤：

基于所述预应力干预施工参数和所述射孔位置设置参数，采用阶梯式升排量与阶梯式降排量的方式循环交替注入第二预设粘度滑溜水，注入阶段分段塞式进行超细粒径、中细粒径以及细粒径的支撑剂填充，以形成主缝-分支缝-微裂缝的复杂裂缝网络；所述第二预设粘度滑溜水的粘度为A2，A2∈[8mPa·s，10mPa·s]；所述超细粒径为325目，所述中细粒径为100目，所述细粒径为D，D∈[40目，70目]。

在一些优选实施例中，步骤S300中的所述射孔作业具体包括以下步骤：第一段采用连续油管、钻杆或者爬行器送射孔枪至预定位置射孔，其余段采用电缆泵送桥塞射孔联作的方法进行作业。

在一些优选实施例中，步骤S300中的所述预应力干预作业具体包括以下步骤：主压裂前以预设排量注入预设量的第一预设粘度滑溜水，使其注入、扩展至所述岩体结构面的天然节理及裂缝中，以进行预应力干预；

所述预设排量为E，E∈[0.5m³/min，2.0m³/min]；

所述预设量为F，F∈[150m³，200m³]；

所述第一预设粘度滑溜水的粘度为A1，A1∈[1mPa·s，3mPa·s]。

在一些优选实施例中，步骤S300中的所述主压裂变排量作业具体包括以下步骤：

对所述三维地质结构模型采用阶梯式变排量的方式注入第二预设粘度滑溜水，注入阶段分段塞式依次进行微小裂缝的超细粒径、中细粒径以及近井段的细粒径的支撑剂填充；所述第二预设粘度滑溜水的粘度为A2，A2∈[8mPa·s，10mPa·s]；

所述超细粒径为325目，所述中细粒径为100目，所述细粒径为D，D∈[40目，70目]。

在一些优选实施例中，该方法还包括以下步骤：

步骤S400，在所述主压裂变排量作业完成后，停泵测压降10分钟到15分钟，直到井口压力无变化结束监测；

其它压裂段的施工重复步骤S300中的所述射孔作业、所述预应力干预作业以及所述主压裂变排量作业，以进行全程井段的压裂。

本发明的有益效果为：

1)与目前的深层页岩气压裂技术相比，本发明采用考虑页岩体积压裂岩体机构控制效应的预应力干预处理技术，考虑了深部应力环境，引入高能加速CT扫描方法，试验分析页岩储层节理、层面、裂隙等岩体结构体积压裂控制效应，确定预应力干预施工参数。通过射孔、压裂施工参数综合优化，低排量注入适当规模低粘度滑溜水预应力干预天然节理、层面、裂隙等，降低高应力条件这些岩体结构面剪切滑移应力阈值，实现变排量主压裂施工过程中这些岩体结构面被激活，与人工裂缝交汇扩展演化，超细-中细-细支撑剂组合多级裂缝支撑，形成复杂有效支撑缝网。

2)通过本发明提出的预应力干预的方法，可有效激活深层页岩储层天然节理、裂隙、弱结构面等的岩体结构面，与人工裂缝交汇沟通，最大程度增加压裂缝网复杂度，增加了储层基质与渗流通道的接触面积，可有效提高深层页岩气水平井产能。

3)现场施工具备可操作性，同时省去了传统前置酸液预处理作业程序，变排量作业目前压裂装备配套一般能满足要求。

附图说明

通过阅读参照以下附图所作的对非限制性实施例所作的详细描述，本申请的其它特征、目的和优点将会变得更明显：

图1是本发明中的一种具体实施例的施工流程示意图；

图2为本发明的水平井井身结构示意图；

图3为本发明中的预应力干预天然裂缝激活原理图。

附图标记说明：

100、水平井，200、导管，300、表层套管，400、技术套管，500、生产套管，600、射孔孔眼，700、节理裂隙；

1、莫尔破裂准则，2、最小水平主应力与最大水平主应力莫尔圆，3、最大水平主应力与垂向主应力莫尔圆，4、最小水平主应力与垂向应力莫尔圆，5、孔隙压力升高，6、剪切滑移区域。

具体实施方式

下面参照附图来描述本发明的优选实施方式，本领域技术人员应当理解的是，这些实施方式仅仅用于解释本发明的技术原理，并非旨在限制本发明的保护范围。

本发明提供了一种深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，该方法包括以下步骤：步骤S100，基于深层页岩气储层，建立目标储层的三维地质结构模型，通过试验获取三维地质结构模型中的岩体结构面的力学特性，根据莫尔库伦剪切破坏理论，确定优化的预应力干预施工参数。

其中，预应力干预施工参数的确定方法具体如下：基于地震数据、测井数据和岩芯描述，进行岩体结构面的测量与统计，基于概率分布理论建立三维地质结构模型，三维地质结构模型包含岩性夹层、天然节理以及裂隙；通过试验测试不同类型层面的抗剪强度、粘聚力、内摩擦角，获得岩体结构面的力学特性；根据莫尔库伦剪切破坏理论，计算岩体结构面剪切滑移的临界孔隙压力，并基于临界孔隙压力确定预先注入第一粘度滑溜水的排量和液量；其中，排量以不超过所述临界孔隙压力为约束条件，液量为主压裂总液量的10％-20％，第一预设粘度滑溜水的粘度为1mPa·s-3mPa·s。

其中，临界孔隙压力

θ为剪切破坏角，

为岩石内摩擦角，σ_θ为正应力，τ_θ为剪应力，σ₁为轴向应力，σ₃为侧向应力，C为粘聚力。

根据井眼轨迹与岩体结构面的组合关系，结合水平井目标层段地质结构模型以及压裂段脆性矿物分布，确定优化的射孔位置设置参数。

其中射孔位置设置参数的确定方法具体包括以下步骤：对于目标层段含有关键岩性夹层的层段，采用高聚能深穿透射孔弹射孔，射孔的设置位置与套管接箍的设置位置互不干涉；射孔孔密为9孔/米-20孔/米，每段簇数为3簇或4簇，相邻两簇之间的间距小于5m；射孔相位角为60°。

步骤S200，通过储层原始岩体结构压裂缝网演化计算，获取深层应力条件水力压裂岩体结构面激活和扩展规律，揭示目标储层体积压裂岩体结构控制效应，确定主压裂阶段变排量的优化的压裂施工参数。

其中，压裂施工参数的确定方法具体包括以下步骤：对页岩储层圆柱岩芯样品进行深层应力条件水力压裂物理模拟试验，同时通过高能CT系统扫描圆柱岩芯样品以构建圆柱岩芯样品内部的三维缝网形状，获得岩体结构面的激活规律、裂缝产生规律、裂缝发育规律以及裂缝扩展规律；基于工程尺度的地质模型以及水力压裂物理模拟试验获取的裂缝扩展规律，结合边界元法进行压裂缝网演化模拟以确定压裂施工参数。

进一步地，裂缝网演化模拟具体包括以下步骤：基于预应力干预施工参数和射孔位置设置参数，采用阶梯式升排量与阶梯式降排量的方式循环交替注入第二预设粘度滑溜水，注入阶段分段塞式进行超细粒径、中细粒径以及细粒径的支撑剂填充，以形成主缝-分支缝-微裂缝的复杂裂缝网络；第二预设粘度滑溜水的粘度为8mPa·s-10mPa·s；超细粒径为325目，中细粒径为100目，细粒径为40目-70目。

步骤S300，基于获取的射孔位置设置参数进行射孔作业，具体为：第一段采用连续油管、钻杆或者爬行器送射孔枪至预定位置射孔，其余段采用电缆泵送桥塞射孔联作的方法进行作业。

基于获取的预应力干预施工参数进行预应力干预作业，具体为：主压裂前以预设排量(0.5m³/min-2.0m³/min)注入预设量(150m³-200m³)的第一预设粘度滑溜水(粘度为1mPa·s-3mPa·s)，使其注入、扩展至岩体结构面的天然节理及裂缝中，以进行预应力干预。

基于获取的压裂施工参数进行主压裂变排量作业，具体为：对三维地质结构模型采用阶梯式变排量的方式注入第二预设粘度滑溜水(粘度为8mPa·s-10mPa·s)，注入阶段分段塞式依次进行微小裂缝的超细粒径(325目)、中细粒径(100目)以及近井段的细粒径(40目-70目)的支撑剂填充。

步骤S400，在主压裂变排量作业完成后，停泵测压降10分钟到15分钟，直到井口压力无变化结束监测；其它压裂段的施工重复步骤S300中的射孔作业、预应力干预作业以及主压裂变排量作业，以完成全程井段的压裂。

通过本发明提供的深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，可针对深层页岩气储层，通过建立目标储层包含岩体结构面的三维地质结构模型，试验获取岩体结构面的地质力学特性，根据莫尔库伦剪切破坏理论，确定预应力干预施工参数；基于储层原始岩体结构压裂缝网演化数值计算，获取深层应力条件水力压裂岩体结构面激活和扩展规律，揭示目标储层体积压裂岩体结构控制效应，确定主压裂阶段变排量压裂施工参数；通过射孔参数优化、预应力干预、压裂施工参数优化等综合手段，实现主裂缝的破裂延伸，并充分激活天然节理、裂隙、弱结构面等岩体结构面，克服中浅层页岩气实现规模效益开发体积压裂方法在深层页岩气压裂改造中人工裂缝形态简单，难以激活天然裂缝，裂缝复杂度低的问题，最大程度增加压裂缝网复杂度，提高深层页岩气水平井产能。

以下参照附图结合具体实施例进一步说明本发明。

参照附图1和附图2，附图1是本发明中的一种具体实施例的施工流程示意图，附图2为本发明的水平井井身结构示意图；本发明公开了深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，通过预应力的干预以提高缝网复杂度，具体包括：

1)地质结构模型建立：综合地震数据、测井数据、岩芯描述等方法进行岩体结构面量测与统计，包括地层厚度及产状，岩性及岩矿特征、物性、关键夹层、天然节理、层面及裂隙产状等，采用Monte-CarloSimulation(蒙特-卡洛模拟法)进行水平井筒目标层段地质结构模型的构建，即建立对应页岩所在地域包含岩性夹层、天然节理以及裂隙的三维地质结构模型；需要说明的是，不同地域的地质特性各有不同，本发明提供的方法可适用于不同地域的页岩开采，因此，在本步骤中建立的三维地质结构模型是与待开采区域的地质特性相同设置。

2)岩体结构面地质力学特性评估：通过试验测试不同类型层面的抗剪强度、粘聚力、内摩擦角等岩石力学特征，以获得三维地质结构模型中的岩体结构面的力学特性。

3)预应力干预参数优化设计：在步骤1目标层段地质结构模型以及步骤2中岩体结构面地质力学性质确定的基础上，根据莫尔库伦剪切破坏理论，计算岩体结构面开始剪切滑移临界孔隙压力P_P，以不超过临界孔隙压力为约束条件，确定预先注入低粘度滑溜水(即粘度为1mPa·s-3mPa·s的第一预设粘度滑溜水)的排量、液量，排量设计以不超过临界孔隙压力为约束条件，液量为主压裂总液量的10％-20％，设计预应力干预施工参数。

优选地，排量为0.5m³/min-2.0m³/min。

优选地，液量为150m³-200m³。

临界孔隙压力

其中，岩体结构面的正压力σ_θ为：

岩体结构面的剪应力τ_θ为：

粘聚力C为：

其中，θ为剪切破坏角，

为岩石内摩擦角，σ_θ为正应力，τ_θ为剪应力，σ₁为轴向应力，σ₃为侧向压力，C为粘聚力。

4)目标储层压裂岩体结构控制效应确定：在步骤2岩体结构面地质力学特性、步骤3预应力干预施工参数设计的基础上，模拟深部应力环境圆柱岩样水力压裂试验，高能CT系统扫描进行缝网提取，描述结构面激活及人工裂缝与天然裂缝交汇扩展规律，基于储层原始岩体结构进行边界元方法压裂缝网演化数值计，确定主压裂阶段变排量压裂施工参数。

5)射孔位置选择及参数优化；在步骤1目标层段地质结构模型以及步骤4目标储层压裂岩体结构控制效应的基础上，根据井眼轨迹与岩体结构面的组合关系、脆性矿物分布综合评价工程甜点，综合测井数据、水平段岩屑录井等方法综合评价地质甜点，避开套管接箍，确定最终射孔位置，考虑岩体结构面的密度、射孔簇间应力干扰，优化射孔相位角、孔密、簇数、簇间距，提高孔间、射孔簇间应力。

6)压裂施工参数优化；对圆柱岩芯样品进行深层应力条件水力压裂试验，同时通过高能CT系统扫描所述圆柱岩芯样品以构建圆柱岩芯样品内部的三维缝网形状，获得岩体结构面的激活规律、裂缝产生规律、裂缝发育规律以及裂缝扩展规律；通过本步骤，基于待开采区域的地址背景，获取对应岩体的压裂规律、破裂机制以及影响缝网演化的主控因素，据此获得缝网中拉伸缝、剪切缝的形成、发育以及扩展规律，即通过多因素分析获取对应待开采区域的岩体缝网的规律，然后再依照此规律进行试验的模拟以及开采程度的设置。

基于工程尺度的地质模型(即模拟待开次区域岩体真实天然裂缝、岩体夹层等存在的地质结构)以及获取的规律，结合边界元法进行压裂缝网演化模拟以确定压裂施工参数。在本步骤中，裂缝网演化模拟具体包括：基于获取的预应力干预施工参数和射孔位置设置参数，采用阶梯式升排量与阶梯式降排量的方式循环交替注入第二预设粘度滑溜水(即粘度为8mPa·s-10mPa·s)，注入阶段分段塞式进行超细粒径(325目)、中细粒径(100目)以及细粒径(40目-70目)的支撑剂填充，以形成主缝-分支缝-微裂缝的复杂裂缝网络，即通过采用边界元法，在从三维地质结构模型的试验模拟到施工泵注程序的确定之间增加了一步操作，通过边界元法的引入，可在工程尺度进行数值试验，以获得对应待开采区域预期的缝网结果。然后通过商业化软件对数值试验结果进行分析，模拟不同变排量幅值、液量、支撑剂量、砂比等组合对水力裂缝参数的影响，确定变排量施工泵注程序，以指导后续施工。通过边界元方法的引入，考虑多条水力裂缝间的相互作用及竞争行为，可建立多射孔情况下的水力裂缝扩展的力学模型；对于多射孔情况，由于多裂缝间的相互作用及竞争行为，失准角和射孔的数量具有重要意义，一些裂缝无法延伸或只能扩展有限的长度，再通过商业化软件的模拟获得符合实际工程施工的操作程度。

7)射孔作业；根据步骤5确定的射孔位置及射孔参数，进行射孔作业，第一段采用连续油管、钻杆或者爬行器送射孔枪至预定位置射孔，其余段采用电缆水力泵送桥塞分段-射孔联作的方法进行，进一步地，水平井井身结构参照附图2，水平井100采用套管完井，井身结构由导管200、表层套管300、技术套管400和生产套管500构成，地层发育一定产状的节理裂隙700，第一段射孔在水平井100中下入连续油管、钻杆或者爬行器，送射孔枪至生产套管500预定位置形成射孔孔眼600，后续其余段采用电缆泵送桥塞分段-射孔联作的方式，将分段桥塞和射孔枪下入水平井100中预定位置，桥塞坐封，分隔上一压裂段，上提射孔枪至生产套管500预定位置射孔第一簇射孔孔眼700，继续上提射孔枪至生产套管500预定位置射孔设计后续射孔簇，完成射孔作业。

8)预应力干预作业；在步骤7射孔作业之后，根据步骤3确定的预应力干预参数，按照设计排量注入设计规模的低粘度滑溜水(粘度1-3mPa·s)，监测施工压力变化；即主压裂前以低排量(小于2.0m³/min)注入设计量的低粘度滑溜水(1mPa·s-3mPa·s)，进行预应力干预，滑溜水的注入扩散到多尺度的天然节理、裂隙中，可以改变岩体结构面的应力状态，大幅度降低天然节理、裂隙及弱结构面高应力条件下被激活剪切滑移应力阈值，具体参照附图3，在最小水平主应力与最大水平主应力莫尔圆2、最大水平主应力与垂向应力莫尔圆3和最小水平主应力与垂向莫尔圆4组成的三维应力莫尔圆中，天然节理、裂隙及弱结构面的受力状态如莫尔圆中的圆点所示，主压裂前以低排量注入设计量的低粘度滑溜水，孔隙压力升高5，莫尔破裂准则1向右移动，剪切滑移区域6增大，促使一些天然节理、裂隙及弱结构面达到剪切滑移的条件，有利于提高主压裂阶段的缝网复杂程度。

9)主压裂变排量作业；在步骤8预应力干预作业，根据步骤6确定的压裂施工泵注程序作业，全程采用第二预设粘度滑溜水(即粘度为8mPa·s-10mPa·s的滑溜水)阶梯式变排量大规模注入，分阶段分别段塞式添加325目支撑剂，对微小裂缝进行填充，之后是100目支撑剂，最后近井段采用40-70目支撑剂。

10)停泵测压降；在主压裂变排量作业完成后，停泵测压降10分钟到15分钟，直到井口压力无变化结束监测。

11)其它压裂段的施工重复步骤7到步骤10的作业，以进行全程井段的压裂，具体参照附图1。

水力压裂是地面通过高压泵车，将水基压裂液(滑溜水、胶液等)增压，注入井筒，致裂深部的页岩储层，在储层中形成缝网，提高产气、油量。水平井多级分段压裂是在几公里长的水平井水平段内分若干段进行压裂，每段进行分簇射孔，一般3-4簇，即一个地方射孔之后，间隔一段再射孔，射孔3-4次(簇)，射孔之后注入酸液-滑溜水-支撑剂-胶液等压裂，之后下入桥塞把已压裂完的段封上，在按照前述步骤压裂下一段，依次类推。目前我国在四川、重庆已经实现了中浅层页岩气的商业开采，但在中浅层的技术在深层效果并不好，主要原因在于埋深了之后岩石受到的挤压更强(即应力高)，岩石形成于大约5亿年前，受到多期次的构造挤压运动，本身有很多的天然缝，但受到的挤压越强，这些天然缝越难以被开启(剪切滑移)，这可能是已有技术不适应的主要原因。

现有技术公开的主要集中于工艺流程，主要用于中浅层页岩气的开发。本发明的不同之处在于，针对现有技术中页岩储层由于埋藏深导致挤压强、天然的裂缝难以开启；因此本发明提出了预应力干预，在压力施工之前先注入一定量的滑溜水，天然裂缝在滑溜水渗入之后更容易发生滑动(莫尔库伦准则)，使后续施工中这些裂缝在提前干预之后更容易滑动。通过本发明提供的方法可有效克服中浅层页岩气实现规模效益开发体积压裂方法在深层页岩气压裂改造中人工裂缝形态简单，难以激活天然裂缝，裂缝复杂度低的问题，最大程度增加压裂缝网复杂度，提高深层页岩气水平井产能。

此外，本发明提出的压裂理念是岩石天然的裂缝、弱面和一些硬的关键夹层是控制水力压裂裂缝扩展延伸的重要因素，即岩体结构控制效应，而现有技术主要是重视地应力、地应力差、岩石的脆性、岩石的塑性控制。需要说明的是，在本发明中的岩体结构体，亦称岩块，指的是岩体中的各种结构面依其本身的产状，彼此组合将岩体切割成形态不一、大小不等以及成分各异的岩石块体。岩体的变形与强度，取决于构成岩体的岩块和结构面的力学性能，结构面弱化了岩体的力学性能，决定了岩体工程的稳定性，导致岩体的各向异性，成为岩体渗流的主要通道；大至地震、滑坡，小到地下工程的冒顶、片邦，一般都是沿结构面活动和发展的。岩体结构是指岩体中结构面与结构体的空间排列组合特征。岩体结构包括两个基本要素或称结构单元，即结构面和结构体/结构体特征：结构体的大小及形态主要取决于结构面的密度及其空间组合关系；结构体常见的形状有：块状、柱状、层状、板状、碎块状及碎屑状。页岩中蕴藏着大量的石油和天然气，但页岩致密，石油和天然气储存在纳米级的孔隙内，必须依靠在页岩储层中钻水平井，对水平井分段多级水力压裂，在岩石中产生大量裂缝，增加油气在致密储层中的运移能力才能商业开采；因此，在本发明中，可实现真实地质的模拟，获得高可信度的试验结果，以实现通过深层页岩气预应力干预对缝网复杂度的提高。

在本发明中的桥塞射孔联作分段压裂技术：第一段采用TCP(油管传输)射孔，而后进行套管压裂，第一层压裂完成后通过泵送方式将连接在一起的桥塞和射孔枪泵送至第二层坐封射孔位置，进行坐封和射孔作业，坐封压裂桥塞和射孔可实现由一趟电缆完成(其中可进行多级点火射多段孔)，射孔后起出电缆进行光套管压裂，压后再进行下一级的桥塞和射孔枪泵送，重复以上步骤完成多有压裂段，其目的是一趟下井完成桥塞座封以及多级选择射孔联作。

井底地应力方向通常沿井筒变化，射孔方向与最大地应力方向间将存在一个失准角。水力裂缝在沿射孔进行扩展时会发生转向，裂缝宽度的减小将导致流体的粘性摩擦和井眼附近的压降增大，甚至可能诱发提前脱砂、砂堵，导致压裂作业失败。

需要说明的是，在本发明的描述中，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示方向或位置关系的术语是基于附图所示的方向或位置关系，这仅仅是为了便于描述，而不是指示或暗示所述装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

此外，还需要说明的是，在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域技术人员而言，可根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

术语“包括”或者任何其它类似用语旨在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、物品或者设备/装置不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其它要素，或者还包括这些过程、物品或者设备/装置所固有的要素。

至此，已经结合附图所示的优选实施方式描述了本发明的技术方案，但是，本领域技术人员容易理解的是，本发明的保护范围显然不局限于这些具体实施方式。在不偏离本发明的原理的前提下，本领域技术人员可以对相关技术特征作出等同的更改或替换，这些更改或替换之后的技术方案都将落入本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

步骤S100，基于深层页岩气储层，建立目标储层的三维地质结构模型，通过试验获取所述三维地质结构模型中的岩体结构面的力学特性，根据莫尔库伦剪切破坏理论，确定优化的预应力干预施工参数；所述预应力干预施工参数的确定方法具体如下：基于地震数据、测井数据和岩芯描述，进行岩体结构面的测量与统计，基于概率分布理论建立所述三维地质结构模型，所述三维地质结构模型包含岩性夹层、天然节理以及裂隙；通过试验测试不同类型层面的抗剪强度、粘聚力、内摩擦角，获得所述岩体结构面的力学特性；根据莫尔库伦剪切破坏理论，计算所述岩体结构面剪切滑移的临界孔隙压力，并基于所述临界孔隙压力确定预先注入第一预设粘度滑溜水的排量和液量；其中，所述排量以不超过所述临界孔隙压力为约束条件，所述液量为主压裂总液量的10％-20％，所述第一预设粘度滑溜水的粘度为A1，A1∈[1mPa·s，3mPa·s]；

根据井眼轨迹与所述岩体结构面的组合关系，结合水平井目标层段地质结构模型以及压裂段脆性矿物分布，确定优化的射孔位置设置参数；所述射孔位置设置参数的确定方法具体包括以下步骤：对于目标层段含有关键岩性夹层的层段，采用高聚能深穿透射孔弹射孔，射孔的设置位置与套管接箍的设置位置互不干涉；所述射孔位置设置参数包括射孔孔密、每段簇数、相邻两簇之间的间距以及射孔相位角；

步骤S200，通过储层原始岩体结构压裂缝网演化计算，获取深层应力条件水力压裂岩体结构面激活和扩展规律，揭示目标储层体积压裂岩体结构控制效应，确定主压裂阶段变排量的优化的压裂施工参数；所述压裂施工参数的确定方法具体包括以下步骤：对页岩储层圆柱岩芯样品进行深层应力条件水力压裂物理模拟试验，同时通过高能CT系统扫描所述圆柱岩芯样品以构建所述圆柱岩芯样品内部的三维缝网形状，获得所述岩体结构面的激活规律、裂缝产生规律、裂缝发育规律以及裂缝扩展规律；基于工程尺度的地质模型以及水力压裂物理模拟试验获取的裂缝扩展规律，结合边界元法进行压裂缝网演化模拟以确定压裂施工参数；其中，所述压裂缝网演化模拟具体包括以下步骤：基于所述预应力干预施工参数和所述射孔位置设置参数，采用阶梯式升排量与阶梯式降排量的方式循环交替注入第二预设粘度滑溜水，注入阶段分段塞式进行超细粒径、中细粒径以及细粒径的支撑剂填充，以形成主缝-分支缝-微裂缝的复杂裂缝网络；所述第二预设粘度滑溜水的粘度为A2，A2∈[8mPa·s，10mPa·s]；所述超细粒径为325目，所述中细粒径为100目，所述细粒径为D，D∈[40目，70目]；

步骤S300，基于获取的所述射孔位置设置参数进行射孔作业；

基于获取的所述预应力干预施工参数进行预应力干预作业；

基于获取的所述压裂施工参数进行主压裂变排量作业。

2.根据权利要求1所述的深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，其特征在于，所述临界孔隙压力

其中，θ为剪切破坏角，

为岩石内摩擦角，σ_θ为正应力，τ_θ为剪应力，σ₁为轴向应力，σ₃为侧向应力，C为粘聚力。

3.根据权利要求1所述的深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，其特征在于，所述射孔孔密为B，B∈[9孔/米，20孔/米]；所述每段簇数为C，C为3或4；相邻两簇之间的间距为Δ，Δ∈(0,5m)；所述射孔相位角为60°。

4.根据权利要求1所述的深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，其特征在于，步骤S300中的所述射孔作业具体包括以下步骤：第一段采用连续油管、钻杆或者爬行器送射孔枪至预定位置射孔，其余段采用电缆泵送桥塞射孔联作的方法进行作业。

5.根据权利要求1所述的深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，其特征在于，步骤S300中的所述预应力干预作业具体包括以下步骤：主压裂前以预设排量注入预设量的第一预设粘度滑溜水，使其注入、扩展至所述岩体结构面的天然节理及裂缝中，以进行预应力干预；

所述预设排量为E，E∈[0.5m³/min，2.0m³/min]；

所述预设量为F，F∈[150m³，200m³]；

所述第一预设粘度滑溜水的粘度为A1，A1∈[1mPa·s，3mPa·s]。

6.根据权利要求1所述的深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，其特征在于，步骤S300中的所述主压裂变排量作业具体包括以下步骤：

对所述三维地质结构模型采用阶梯式变排量的方式注入第二预设粘度滑溜水，注入阶段分段塞式依次进行微小裂缝的超细粒径、中细粒径以及近井段的细粒径的支撑剂填充；

所述第二预设粘度滑溜水的粘度为A2，A2∈[8mPa·s，10mPa·s]；

所述超细粒径为325目，所述中细粒径为100目，所述细粒径为D，D∈[40目，70目]。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的深层页岩气预应力干预的体积压裂方法，其特征在于，该方法还包括以下步骤：

步骤S400，在所述主压裂变排量作业完成后，停泵测压降10分钟到15分钟，直到井口压力无变化结束监测；

其它压裂段的施工重复步骤S300中的所述射孔作业、所述预应力干预作业以及所述主压裂变排量作业，以进行全程井段的压裂。

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