CN112443305A - 一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法，包括以下步骤：平面限流射孔作业；变排量酸预处理作业；采用高粘度胶液造主缝、低粘度滑溜水扩缝；注入携带有碳酸钙颗粒的压裂液；注入携带有耐酸空心暂堵球的压裂液；注入低粘度滑溜水；注入酸液溶解碳酸钙颗粒；继续注入压裂液；顶替作业；下入桥塞；重复上述直至所有段施工完成，压后钻塞、返排、测试及求产。所述方法采用平面限流射孔、碳酸钙颗粒暂堵、耐酸空心暂堵球暂堵工艺，增大了单簇排量，有效提高了裂缝在高度方向上的延伸长度，并促进了多簇裂缝均匀起裂及延伸，最终提高了页岩气藏纵向上的动用程度，增大了储层改造体积，最终实现了对页岩气藏的高效开发。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发领域，尤其涉及水平井分段多簇压裂技术，具体地，涉及一种适用于页岩油气、煤层气、致密油气等非常规油气藏的有效储层改造方法，特别涉及一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法。
背景技术
我国页岩气资源潜力十分巨大，可采资源量约为26×1012m3，与美国大致相当。仅四川盆地寒武系和志留系两套页岩，其资源量就相当于该盆地常规天然气资源量的1.5～2.5倍。但是，页岩气储层低孔低渗，需通过水力压裂作业才可以获得工业性气流。因此，合理、有效的水力压裂作业对我国页岩气的商业性开发意义重大。
目前，我国页岩气开发的技术主要以套管水平井多簇射孔-桥塞联作压裂完井技术为主，并在涪陵、长宁、威远等地方得到了广泛应用，取得了较好的效果。但是，在实践中发现，由于我国地质构造复杂，上覆地层应力与最小水平主应力的差值相对较小，水平层理缝或纹理缝相对发育，压裂裂缝受水平方向上复杂裂缝的干扰而在高度方向上扩展受限。
值得注意的是，为进一步实现页岩气开发的降本增效，目前单段射孔簇数整体呈增加的趋势，现场已开展8～9簇/段的密切割压裂技术试验，单簇排量和改造规模随着簇数增加而减小，这进一步增加了高度方向上裂缝的延伸难度，严重减少了纵向上页岩气藏的动用程度，导致优质页岩气储层的开发潜力难以完全发挥，极大地降低了页岩气藏储层改造效率。
中国专利CN107587867涉及一种提升页岩缝网复杂度的重复压裂工艺设计方法，包括：根据各个井段的基础数据，依据含气性数据与初次压裂增产改造体积比数据对重复压裂井段进行选择；对于候选井段，建立离散裂缝的应力平衡方程，计算裂缝单元的正应力，得到已压裂页岩地层新裂缝转向压力；根据裂缝高度、颗粒沉降速率、裂缝宽度、暂堵剂颗粒密度、初次压裂缝网条数，确定暂堵剂强度及用量；对重复压裂裂缝转向延伸的施工排量进行计算设计。本发明提出的重复压裂工艺设计方法涵盖了页岩重复压裂设计的基本流程，可以方便、快捷、有效的实现对页岩重复压裂的工艺设计，为重复压裂工艺矿场实施提供技术设计方法。但是其主要是涉及参数的优化。
鉴于此，亟需一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法，从而提高页岩气藏的动用程度，增大纵向上压裂裂缝网络的波及范围，最终实现对页岩气储层的高效开发。
发明内容
为了解决现有的水平井分段多簇压裂时压裂缝高度受限的问题，本发明提出了一种提高水平井分段多簇压裂裂缝高度的新压裂方法，该方法可以促使多簇裂缝在纵向上均匀扩展，从而在纵向上增大储层动用程度，增大有效改造体积，提高储层改造效率，最终实现对页岩气储藏的高效开发。
中国专利CN103953323公开了一种水平井产生缝网的水力压裂工艺，依次包括下列步骤：(1)根据现场资料，计算由主裂缝及相邻裂缝导致的应力差值；(2)根据主裂缝及相邻裂缝导致的应力差值，计算裂缝发生转向所需的压力；(3)根据裂缝发生转向所需的压力，确定暂堵剂的强度，并计算对应的施工排量；(4)根据上述设计参数，对储层同时应用分段多簇压裂和脉冲式暂堵增压技术。其主要是根据主裂缝与邻近裂缝造成的水平应力差下降值，同时应用分段多簇压裂和脉冲式暂堵增压技术，迫使裂缝发生转向，突破了天然裂缝不发育的高应力差地层难以形成缝网的技术瓶颈，填补了现有技术的空白。但是，其主要为缝内暂堵作业，目的主要是促使裂缝转向。而本发明主要为段内簇间暂堵作业，主要目的为促使多簇裂缝均匀扩展。
本发明的目的是提供一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法，所述方法包括以下步骤：
步骤1、平面限流射孔作业。
在现有技术中，多采用螺旋射孔，但是，常规的螺旋射孔条件下，裂缝起裂时容易出现多裂缝延伸及相互干扰，从而增大了近井壁裂缝摩阻，影响了主裂缝在高度方向上充分延伸。针对此，本发明采用平面射孔技术，即所有射孔眼都在一个平面内，从而确保多个孔眼流量集中进入单一裂缝中，减小近井壁多裂缝干扰作用，促进缝高充分延伸。
在一种优选的实施方式中，在步骤1中，每个平面射孔2～4个，优选3个。
其中，为确保套管强度及限流效果，射孔孔眼数较常规方式降低，每个平面仅射孔2～4个，优选3个，这极大地增加了孔眼摩阻，当裂缝在部分射孔簇先起裂并延伸时，通过孔眼的节流作用可大幅度增大井底压力，诱导未压开的高破裂压力射孔簇起裂，最终实现多簇裂缝均衡起裂。
在本发明中，按每个平面2～4个、优选3个孔眼布置射孔枪，装弹量与常规螺旋式射孔的装弹量相同。如果射孔工具难以满足要求，可以在通过适当调整枪身角度以确保三个连续的射孔弹在击中的套管壁位置处于同一个平面内。
在进一步优选的实施方式中，在步骤1中，按段内设定的簇数进行平面限流射孔枪的装配，并按设计的射孔簇位置，点火射孔，逐级上提射孔枪，完成所有簇的平面限流射孔作业。
步骤2、变排量酸预处理作业。
在步骤2中，酸类型及配方可依据导眼井岩心实验结果确定，一般选择与目的层岩心及流体配伍性好且酸岩溶蚀率在20％以上的酸液配方。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，酸量为每簇射孔5～6m3，注酸排量为1～1.5m3/min，替酸排量为4～8m3/min。
在进一步优选的实施方式中，分2次提高排量，每次提排量的幅度为1～2m3/min。
其中，提排量的时机按剩余酸量多少等比例提高排量。
步骤3、采用高粘度胶液造主缝，并采用低粘度滑溜水扩缝。
其中，高粘度胶液的粘度为60～80mPa.s，低粘度滑溜水的粘度为2～3mPa.s。
在一种优选的实施方式中，在步骤3中，所述高粘度胶液体积为50～60m3，排量取设计的最大值，在1-2min内快提排量在设计最大值。
其中，采用高粘度胶液，配合快提排量工艺，可以在井底产生足够大的净压力以确保裂缝在纵向上充分延伸，同时，也可以确保靠近A靶点裂缝优先起裂与延伸裂缝。
在一种优选的实施方式中，所述低粘度滑溜水的体积为200～250m3，排量取设计的最大值。
其中，采用低粘度滑溜水促进先前未充分起裂延伸的裂缝进一步延伸。
步骤4、注入携带有碳酸钙颗粒的压裂液。
在一种优选的实施方式中，在步骤4中，所述碳酸钙颗粒的粒径为70-140目。
在进一步优选的实施方式中，在步骤4中，排量取设计的最大值，砂液比为3～6～9％，加砂方式为连续加砂。
前期采用高密度酸溶性的碳酸钙颗粒，粒径为70-140目，由于碳酸钙颗粒密度大，与滑溜水的流动跟随性差，在加砂早期，大部分碳酸钙颗粒支撑剂会在靠近B靶点的射孔孔眼及压裂裂缝中堆积，从而迫使后续的压裂液大量进入靠近A靶点的裂缝中，促使其在高度方向上充分延伸。
在更进一步优选的实施方式中，当压力上升幅度小于所计算的摩阻增幅，可再次注入碳酸钙颗粒，砂液比可适当增加1-2％。
其中，是根据段内总孔数减少30％左右时孔眼摩阻增幅的大小来判断碳酸钙颗粒的封堵效果。
在本发明中，在压裂之前先制备碳酸钙颗粒，其是以碳酸钙为材料制作粒径70-140目的暂堵剂，圆球度、抗压强度等指标需满足对应规格的陶粒支撑剂标准。
步骤5、注入携带有耐酸空心暂堵球的压裂液。
在一种优选的实施方式中，在步骤5中，所述暂堵球的密度为1.01-1.03g/cm3，球径比孔眼直径大2～3mm，投球个数按封堵30～40％的单段射孔孔眼进行设计，在1min内将所有暂堵球投完。
在进一步优选的实施方式中，在步骤5中，所述压裂液为低粘度滑溜水，其排量为3～4m3/min，粘度为2～3mPa.s。
在更进一步优选的实施方式中，将暂堵球顶替到靠近A靶点的第一个射孔簇后停泵1-2min，从而引导暂堵球封堵靠近A靶点的射孔簇。
其中，在步骤5中，用可溶空心暂堵球封堵射孔眼，暂堵球的密度与压裂液密度相近，这样可以在低排量注入条件下有效封堵靠近A靶点的已充分延伸的射孔孔眼。
步骤6、注入低粘度滑溜水。
在步骤6中，注入低粘度滑溜水以促进未被暂堵球和碳酸钙颗粒封堵的射孔孔眼处裂缝起裂及扩展。
在一种优选的实施方式中，在步骤6中，低粘度滑溜水的用量为井筒容积的0.8～1.5倍。
步骤7、注入酸液溶解步骤4注入的碳酸钙颗粒。
在步骤7中，注酸以溶解靠近B靶点射孔簇处的碳酸钙颗粒。
在一种优选的实施方式中，在步骤7中，注入酸液的液量为5～10m3，排量为1～1.5m3/min。
在进一步优选的实施方式中，注入酸液完成后在1-2min内提到设计的最大排量，从而让酸尽快进入靠近B靶点的压裂裂缝内以溶解碳酸钙颗粒。
在更进一步优选的实施方式中，待酸液开始进入(预计的)碳酸钙颗粒前缘时，将排量降低到1～1.5m3/min以增加碳酸钙颗粒的溶解时间。
其中，在步骤7中，注酸后再注入低粘度滑溜水替酸，从而确保酸液可充分与靠近B靶点的裂缝内碳酸钙颗粒反应。
步骤8、继续注入压裂液。
注入酸液溶解先前的碳酸钙颗粒支撑剂后，继续注入压裂液，此时，流动通道仅为被酸液解堵的靠近B靶点的压裂裂缝，通过集中进液，配合平面限流射孔技术，可有效增大裂缝缝高的延伸程度。
在一种优选的实施方式中，步骤8包括以下子步骤：
步骤8.1、注入高粘度胶液；
步骤8.2、注入携带70-140目支撑剂的压裂液；
步骤8.3、注入携带40-70目支撑剂的压裂液；
步骤8.4、注入携带30-50目支撑剂的压裂液。
在进一步优选的实施方式中，在步骤8.1中，所述高粘度胶液的粘度为60～80mPa.s，体积为5～10m3，在1-2min内将排量提高到设计的最大值。高粘度胶液将靠近A靶点的暂堵球推向井眼深处以防止其对后续施工产生不利影响。
在实际应用时，步骤8.2与步骤8.3可以重复循环进行2～4次(例如3次)，即在步骤8.3中，段塞式注入携带70-140目支撑剂的压裂液1～2次。
步骤9、注入顶替液，进行顶替作业。
在一种优选的实施方式中，在步骤9中，顶替液的体积为当段井筒容积的120～140％。
在进一步优选的实施方式中，在步骤9中，前30～50％(优选前40％)的顶替液为高粘度压裂液，粘度为60～80mPa.s。
其中，高粘度压裂液的主要作用为清扫水平井筒内的沉砂以避免其对后续下桥塞等作业的不利影响。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤9中，后50～70％(优选后60％)的顶替液为低粘度滑溜水，粘度为2～3mPa.s，排量取设计的最大值。
步骤10、下入桥塞。
步骤11、重复步骤2～步骤10，直至所有段施工完成，然后压后钻塞、返排、测试及求产。
在本发明中，A靶点和B靶点是钻井工程中的常用术语。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
(1)采用平面限流射孔技术，一方面，可以通过高孔眼摩阻促进多簇裂缝均匀起裂并延伸，另一方面，单孔流量随着孔眼数的减小而增加，有利于确保更多簇裂缝均衡起裂与延伸；
(2)利用碳酸钙颗粒密度大、跟随性差的特征，引导大部分碳酸钙颗粒支撑剂在靠近B靶点的裂缝中沉降，从而迫使后续的压裂液及支撑剂大部分进入靠近A靶点的裂缝中去，促使靠近A靶点的压裂裂缝高度充分延伸；
(3)利用暂堵球配合低排量工艺封堵靠近A靶点的射孔簇，一方面，可以促使未被碳酸钙颗粒和暂堵球封堵的射孔孔眼处裂缝起裂及延伸；另一方面，后期也可以引导酸液流入靠近B靶点的裂缝中以溶解碳酸钙颗粒；
(4)通过暂堵球及碳酸钙颗粒，对单段内多簇裂缝实施两次暂堵，从而促进了多簇裂缝均匀起裂及延伸，配合平面限流射孔技术增大了压裂施工时各射孔簇的施工排量，从而有效提高了缝高的延伸程度，增大了纵向上页岩气藏的动用长度，最终实现了对页岩气藏的高效开发。
附图说明
图1示出本发明所述方法的流程示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
实施例1
川西南地区某页岩气井垂深2200m、测深4385m、水平段长1585m。按照以下步骤进行改造：
(1)采用连续油管携带射孔枪完成第一段射孔作业。其中，按每个平面3个孔眼布置射孔枪，射孔簇数为6簇，射孔孔眼共18个。
(2)第一段射孔作业后，以1m3/min的排量共注入预处理酸30m3。然后以4m3/min的排量注入低粘度滑溜水16m3替酸。随后将排量提高至6m3/min注入低粘度滑溜水16m3替酸，最后将排量提高至8m3/min注入低粘度滑溜水18m3替酸，从而确保酸液可以进入所有射孔簇中。
(3)采用高粘度胶液造主缝，快提排量至14m3/min，压裂液粘度为60mPa.s，压裂液液量为50m3。
并采用低粘度滑溜水造扩缝，压裂液粘度为3mPa.s，压裂液液量为250m3。
(4)注入含有70-140目碳酸钙颗粒的低粘度滑溜水，粘度为2mPa.s，将砂液比按照3～6～9％的砂液比连续加入1.95m3，随后注入低粘度滑溜水50m3后发现泵压开始增加，增幅约35MPa，表明碳酸钙颗粒已成功封堵孔眼。
(5)注入含有耐酸空心暂堵球的低粘度滑溜水，粘度为2mPa.s，暂堵球共7个，低粘度滑溜水共3m3，排量降为3m3/min。随后以14m3/min的排量注入低粘度滑溜水45m3后停泵1～2min以让暂堵球停留在靠近A靶点的射孔簇位置以封堵孔眼。起泵后注入低粘度滑溜水5m3，泵压开始上升，表明暂堵球成功封堵孔眼。
(6)采用低粘度滑溜水进一步扩缝，压裂液粘度为2mPa.s，压裂液液量为50m3。
(7)以1m3/min的排量共注入预处理酸10m3。然后以8m3/min的排量注入低粘度滑溜水50m3替酸。随后将排量提高至1m3/min注入低粘度滑溜水10m3替酸，从而确保酸液可充分与靠近B靶点的裂缝内碳酸钙颗粒反应。
(8)继续注入压裂液：
注入高粘度胶液，粘度为70mPa.s，压裂液液量为10m3。
以14m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的低粘度滑溜水，滑溜水粘度为2mPa.s。将支撑剂按照3～5～7～9％的砂液比段塞式加入10.95m3，各砂液比下携砂液的液量分别为35m3、45m3、45m3、50m3，隔离液的液量分别为30m3、40m3、50m3、55m3。
以14m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为3％～4％～5％～5％～6％～7％段塞式加入支撑剂8.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、30m3、20m3、40m3、30m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前3个砂液比为第1个携砂液段塞，后3个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以16m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为3％～4％～5％～5％～6％～7％段塞式加入支撑剂8.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、20m3、40m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前3个砂液比为第1个携砂液段塞，后3个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以17m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的中粘度滑溜水以扫砂，滑溜水粘度为7mPa.s。将支撑剂按照9％的砂液比加入5.4m3，携砂液的液量分别为60m3，隔离液的液量为60m3。
以17m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将支撑剂按照9～10～10～11％的砂液比段塞式加入11.8m3，携砂液的液量分别为40m3、20m3、40m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，后2个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以18m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的中粘度滑溜水以扫砂，滑溜水粘度为7mPa.s。将支撑剂按照11％的砂液比加入5.5m3，携砂液的液量分别为50m3，隔离液的液量为60m3。
以18m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将支撑剂按照12～13～13～14％的砂液比段塞式加入12.8m3，携砂液的液量分别为35m3、15m3、35m3、15m3，共分为2个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，后2个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以18m3/min的排量注入含有30-50目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将30-50目支撑剂按砂液比为13％～13％～14％段塞式加入支撑剂13.1m3。其中，各砂液比下携砂液液量为50m3、40m3、10m3，共分为2个携砂液段塞，前1个砂液比为第1个携砂液段塞，后2个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(9)注入顶替液，包括：30m3的高粘度胶液和45m3的低粘度滑溜水。
(10)随后下入桥塞。
(11)采用相似方法进行剩余段的压裂作业，钻塞，处理返排液，排采求产。
该井投产后，与同一平台其余页岩气井相比，测试产气量及稳产时间均明显提升，说明本方法通过在纵向上提高储层动用程度可显著增加了改造体积，证明了本方法的有效性及可靠性。
实施例2
川西南地区某页岩气井垂深2600m、测深4886m、水平段长1585m。按照以下步骤进行改造：
(1)采用连续油管携带射孔枪完成第一段射孔作业。其中，按每个平面3个孔眼布置射孔枪，射孔簇数为6簇，射孔孔眼共18个。
(2)第一段射孔作业后，以1.5m3/min的排量共注入预处理酸30m3。然后以4m3/min的排量注入低粘度滑溜水16m3替酸。随后将排量提高至6m3/min注入低粘度滑溜水16m3替酸，最后将排量提高至8m3/min注入低粘度滑溜水18m3替酸，从而确保酸液可以进入所有射孔簇中。
(3)采用高粘度胶液造主缝，快提排量至14m3/min，压裂液粘度为80mPa.s，压裂液液量为60m3。
并采用低粘度滑溜水造扩缝，压裂液粘度为2mPa.s，压裂液液量为200m3。
(4)注入含有70-140目碳酸钙颗粒的低粘度滑溜水，粘度为2mPa.s，将砂液比按照3～6～9％的砂液比连续加入1.95m3，随后注入低粘度滑溜水50m3后发现泵压开始增加，增幅约22MPa，表明碳酸钙颗粒已成功封堵孔眼。
(5)注入含有耐酸空心暂堵球的低粘度滑溜水，粘度为2mPa.s，暂堵球共7个，低粘度滑溜水共3m3，排量降为4m3/min。随后以14m3/min的排量注入低粘度滑溜水45m3后停泵1～2min以让暂堵球停留在靠近A靶点的射孔簇位置以封堵孔眼。起泵后注入低粘度滑溜水5m3，泵压开始上升，表明暂堵球成功封堵孔眼。
(6)采用低粘度滑溜水进一步扩缝，压裂液粘度为3mPa.s，压裂液液量为50m3。
(7)以1.5m3/min的排量共注入预处理酸10m3。然后以8m3/min的排量注入低粘度滑溜水50m3替酸。随后将排量提高至1m3/min注入低粘度滑溜水10m3替酸，从而确保酸液可充分与靠近B靶点的裂缝内碳酸钙颗粒反应。
(8)继续注入压裂液：
注入高粘度胶液，粘度为80mPa.s，压裂液液量为5m3。
以14m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的低粘度滑溜水，滑溜水粘度为2mPa.s。将支撑剂按照3～5～7～9％的砂液比段塞式加入10.95m3，各砂液比下携砂液的液量分别为35m3、45m3、45m3、50m3，隔离液的液量分别为30m3、40m3、50m3、55m3。
以14m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为3％～4％～5％～5％～6％～7％段塞式加入支撑剂8.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、30m3、20m3、40m3、30m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前3个砂液比为第1个携砂液段塞，后3个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以16m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为3％～4％～5％～5％～6％～7％段塞式加入支撑剂8.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、20m3、40m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前3个砂液比为第1个携砂液段塞，后3个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以17m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将支撑剂按照9％的砂液比加入5.4m3，携砂液的液量分别为60m3，隔离液的液量为60m3。
以17m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将支撑剂按照9～10～10～11％的砂液比段塞式加入11.8m3，携砂液的液量分别为40m3、20m3、40m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，后2个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以18m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将支撑剂按照11％的砂液比加入5.5m3，携砂液的液量分别为50m3，隔离液的液量为60m3。
以18m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将支撑剂按照12～13～13～14％的砂液比段塞式加入12.8m3，携砂液的液量分别为35m3、15m3、35m3、15m3，共分为2个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，后2个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
以18m3/min的排量注入含有30-50目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将30-50目支撑剂按砂液比为13％～13％～14％段塞式加入支撑剂13.1m3。其中，各砂液比下携砂液液量为50m3、40m3、10m3，共分为2个携砂液段塞，前1个砂液比为第1个携砂液段塞，后2个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(9)注入顶替液，包括：30m3的高粘度胶液和45m3的低粘度滑溜水。
(10)随后下入桥塞。
(11)采用相似方法进行剩余段的压裂作业，钻塞，处理返排液，排采求产。
该井投产后，与同一平台其余页岩气井相比，测试产气量及稳产时间均明显提升，说明本方法通过在纵向上提高储层动用程度可显著增加了改造体积，证明了本方法的有效性及可靠性。
Claims (10)
1.一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1、平面限流射孔作业；
步骤2、变排量酸预处理作业；
步骤3、采用高粘度胶液造主缝，并采用低粘度滑溜水扩缝；
步骤4、注入携带有碳酸钙颗粒的压裂液；
步骤5、注入携带有耐酸空心暂堵球的压裂液；
步骤6、注入低粘度滑溜水；
步骤7、注入酸液溶解步骤4注入的碳酸钙颗粒；
步骤8、继续注入压裂液；
步骤9、注入顶替液，进行顶替作业；
步骤10、下入桥塞；
步骤11、重复步骤2～步骤10，直至所有段施工完成，然后压后钻塞、返排、测试及求产。
2.根据权利要求1所述的水平井压裂方法，其特征在于，在步骤1中，每个平面射孔2～4个。
3.根据权利要求1所述的水平井压裂方法，其特征在于，在步骤2中，酸量为每簇射孔5～6m3，注酸排量为1～1.5m3/min，替酸排量为4～8m3/min；优选地，分2次提高排量，每次提排量的幅度为1～2m3/min。
4.根据权利要求1所述的水平井压裂方法，其特征在于，在步骤3中，所述高粘度胶液的粘度为60～80mPa.s，体积为50～60m3，排量取设计的最大值，在1-2min内快提排量在设计最大值。
5.根据权利要求1所述的水平井压裂方法，其特征在于，在步骤4中，
所述碳酸钙颗粒的粒径为70-140目；
排量取设计的最大值，砂液比为3～6～9％，加砂方式为连续加砂。
6.根据权利要求1所述的水平井压裂方法，其特征在于，在步骤5中，
所述暂堵球的密度为1.01-1.03g/cm3，球径比孔眼直径大2～3mm；
所述压裂液为低粘度滑溜水，其排量为3～4m3/min，粘度为2～3mPa.s；
将暂堵球顶替到靠近A靶点的第一个射孔簇后停泵1-2min，从而引导暂堵球封堵靠近A靶点的射孔簇。
7.根据权利要求1所述的水平井压裂方法，其特征在于，在步骤7中，
注入酸液的液量为5～10m3，排量为1～1.5m3/min；
注入酸液完成后在1-2min内提到设计的最大排量，待酸液开始进入碳酸钙颗粒前缘时，将排量降低到1～1.5m3/min以增加碳酸钙颗粒的溶解时间。
8.根据权利要求1所述的水平井压裂方法，其特征在于，步骤8包括以下子步骤：
步骤8.1、注入高粘度胶液；
步骤8.2、注入携带70-140目支撑剂的压裂液；
步骤8.3、注入携带40-70目支撑剂的压裂液；
步骤8.4、注入携带30-50目支撑剂的压裂液。
9.根据权利要求8所述的水平井压裂方法，其特征在于，
在步骤8.1中，所述高粘度胶液的粘度为60～80mPa.s，体积为5～10m3，在1-2min内将排量提高到设计的最大值。
10.根据权利要求1至9之一所述的水平井压裂方法，其特征在于，在步骤9中，顶替液的体积为当段井筒容积的120～140％；优选地，
前30～50％的顶替液为高粘度胶液，粘度为60～80mPa.s；
后50～70％的顶替液为低粘度滑溜水，粘度为2～3mPa.s，排量取设计的最大值。
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