CN113309502A - 一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法，包括以下步骤：进行射孔作业；进行酸处理；采用高黏度胶液造主缝；注入携带有40‑70目支撑剂的低黏度滑溜水进行端部脱砂作业；注入酸液；注入携带140‑230目支撑剂的低黏度滑溜水；注入携带70‑140目支撑剂的中黏度滑溜水和高黏度滑溜水；注入携带40‑70目支撑剂的高黏度胶液；进行顶替作业；下入桥塞，重复上述步骤，直至所有段施工完成。本发明利用端部脱砂方法增大了缝内净压力，降低了层理缝及高角度缝打开难度，增大裂缝复杂性；同时通过不同黏度滑溜水、不同粒径支撑剂，实现了多尺度裂缝的饱和充填，极大地增大了深层页岩气藏有效改造体积。
Description
技术领域
本发明涉及一种页岩气藏增产技术，尤其涉及深层页岩气增产改造技术，具体来说，涉及一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法。
背景技术
随着涪陵、威荣等页岩气区块的商业性开发不断深入，目前页岩气勘探开发的重点逐步向3500m以深的页岩气藏转移。据统计，3500m以深页岩气资源量占总资源量的65％以上，其中，四川盆地3500m以深页岩气资源量高达4612×108m3。由此可见，深层页岩气是国内页岩气增储上产的关键所在。
但是，由于深埋藏及高温高围压下页岩塑性较强，深层页岩气储层改造难度大且成本高，具体表现为：地层难压开、裂缝难扩展、加砂强度低、改造体积小、稳产难度大。然而，目前的深层页岩气压裂模式及工艺参数，大多照搬3500m以浅的中浅层的做法，如单段射孔2-3簇，每簇射孔1-1.5m，采用滑溜水及胶液混合注入模式，且滑溜水比例高达85％以上。由于深层页岩气藏的物理力学性质与中浅层存在一定差异，中浅层的页岩气井压裂工艺参数并不完全适用于深层页岩气中。鉴于此，亟需一种新的能大幅度提高有效改造体积的新技术，以大幅度增大深层页岩气储层改造体积。
中国专利CN201510654247涉及一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法。该方法通过深层页岩气井压裂设计时，对压裂液选取及注入方式、支撑剂的选取、簇射孔数量等工艺方法的优化设计和控制，使得人工主裂缝在延伸过程中尽可能多的开启并沟通地层中的天然裂缝；使单条裂缝延伸的更长，扩展的更宽，最终达到最大限度的提高页岩气井压裂裂缝复杂性的目的。该方法主要针对埋深大于3500m，人工主裂缝改造范围内分布含有碳酸盐矿物充填的天然裂缝，且压裂主裂缝与天然裂缝之间存在一定夹角的深层页岩气藏。但是，该发明仅适用于含有碳酸盐矿物充填的天然裂缝，且压裂主裂缝与天然裂缝之间存在一定夹角的深层页岩气藏。
中国专利CN201610402675提供一种深层页岩气压裂管柱及压裂工艺方法，压裂管柱包括：复合连续油管和工具管串，工具管串包括：复合连续油管接头及丢手短节、磁定位器、扶正器、射孔枪、桥塞坐封工具以及易钻桥塞，复合连续油管、复合连续油管接头及丢手短节、磁定位器、扶正器、射孔枪、另一扶正器、桥塞坐封工具依次连接；复合连续油管中铺设有信号电缆和动力电缆，信号电缆与磁定位器通信连接，动力电缆与射孔枪和桥塞坐封工具电气连接。该发明能够实现连续油管输送桥塞，磁定位校深、电缆坐封桥塞、电缆射孔工艺的整合，解决了长水平井应用泵送桥塞、射孔压裂出现的问题，避免泵送消耗大量液体，大大提高了工艺的适应性和安全性，能够降低页岩气的开发费用。该专利是涉及深层页岩气压裂管柱，没有涉及关于深层页岩气的压裂方法。
中国专利提供了一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法，其包括以下步骤：(1)、对发生疑似套变的水平井进行通井、洗井作业，并确定所述水平井是否发生套变，若判定该水平井已经发生了套变，则进一步确定套变位置和套变长度；(2)、确定套变位置后，根据地质、测井参数确定射孔位置和射孔参数；(3)、根据通井情况，确定射孔枪类型及射孔方式；(4)、根据套变段长度、射孔数量，确定施工规模；(5)、根据套变发生后的不同井况，确定已压裂段的处理方式；(6)、基于射孔枪类型，采用混合暂堵体积压裂暂堵转向工艺对射孔炮眼、段内或缝内压裂有效流动通道实施暂堵转向压裂施工作业，以增加整体改造体积。但是，该专利主要是针对套变井。
中国专利CN201710822240涉及一种油页岩原位开采方法，采用的气体为热混合气体，该方法利用了水平井分段射孔和分段压裂的工艺增加油页岩的孔隙率和渗透性，通过分段压裂和组合式封隔器的配合，阻断了注入井-水平井-生产井的单向气体移动通道，促进热混合气体从油页岩内部孔隙和裂隙流动加热油页岩，避免了热混合气体不与油页岩产生对流换热便流出地层，实现对油页岩的分段裂解，提高了能量利用率。循环注入的热气体使油页岩发生物理破碎和化学改性，最终实现页岩油和页岩气的原位提取。可用于深层油页岩的开采，方法适应性强，可有效地节约生产成本，提高产油率。但是，其主要是针对页岩油。
发明内容
为解决现有埋深超过3500m的深层页岩气压裂困难的问题，本发明提出了一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法，该方法可以解决深层页岩气压裂的难题，主要为：加砂困难，有效改造体积小，导流能力低且产后递减快，从而有效提交深层页岩气藏改造效率，最终提高单井产能。
本发明的目的在于提供一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、进行射孔作业。
其中，应用常规的桥塞射孔联作方法进行射孔。第一段采用连续油管下入射孔枪，不带桥塞，其它段采用泵送方法下桥塞和射孔枪。等桥塞到达预定位置后，座封、丢手，然后，逐级上提射孔枪，射孔。等所有射孔完成后，上提射孔枪管串。
在一种优选的实施方式中，在步骤1之前进行步骤1’和步骤1”：
步骤1’、分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；
步骤1”、优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数。
在进一步优选的实施方式中，在步骤1'中，包括裂缝参数的优化、压裂施工参数的优化。
其中，优化手段采用现有技术中公开的即可。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤1”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，段长可降低20～30％，簇数可增加50％左右。
步骤2、进行酸处理。
基于步骤1'的导眼井岩心的酸岩溶蚀实验和配伍性实验等结果，进行预处理酸的配方优选。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，酸量为10～20m3，注酸排量为1～1.5m3/min，替酸排量为4～6m3/min。
在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，等酸到达靠近A靶点的第一簇射孔位置后，将排量降为注酸排量，以增加酸岩接触时间和酸化效果。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤2中，等酸进入第一簇孔眼8～10m3后，再将排量提高到6～7m3/min，以确保剩余的酸液进入其它射孔簇，从而促进多簇裂缝同步起裂并延伸。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，酸液黏度为5～10mPa.s。
其中，考虑到深层页岩气藏的地层温度高，为避免氢离子释放速度过快，酸液黏度提高至5～10mPa.s。
步骤3、采用高黏度胶液造主缝。
在一种优选的实施方式中，在步骤3中，所述高黏度胶液的黏度为70～80mPa.s。
在进一步优选的实施方式中，在步骤3中，所述高黏度胶液的液量为井筒容积的7～10倍。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤3中，在1～2min内将高黏度胶液的排量提高至设计的最高排量。
其中，采用黏度70～80mPa.s高黏度胶液，配合步骤1”优化的排量形成主裂缝，且尽量在1～2min内提高至设计的最高排量。
步骤4、注入携带有40-70目支撑剂的低黏度滑溜水进行端部脱砂作业。
在步骤3结束后立即注入含有40-70目支撑剂进行端部脱砂施工。
在一种优选的实施方式中，在步骤4中，所述40-70目支撑剂为超低密度支撑剂，其视密度为1.05-1.2g/cm3。
为了最大限度地提高裂缝复杂性，增加缝内净压力，本发明采用了端部脱砂压裂工艺，即：施工初期大排量注入高黏度压裂液造缝，促进单一主缝形成，并引导裂缝在高度和长度方向上充分扩展；随后加入视密度1.05-1.2g/cm3的40-70目超低密度支撑剂，通过高流速高黏度压裂液携带至裂缝端部并在端部上下封堵，从而最终增加缝内净压力，促进天然裂缝的充分开启。采用端部脱砂作业后，注入低黏度酸液(参见步骤5)，可以通过其低黏高渗透性和高溶蚀性充分促进水平层理缝、分支缝的延伸。若仅注入低黏度滑溜水，造缝方式较为单一。
在一种优选的实施方式中，在步骤4中，加砂模式为连续加砂，砂液比为2～5～8～11％，每个砂液比的体积为井筒容积的40～50％。
在进一步优选的实施方式中，在步骤4中，根据井口施工压力的变化调整各砂液比及对应液量，当压力上升速度低于1MPa/min时，增加砂液比。
在一种优选的实施方式中，在步骤4中，所述高黏度胶液中含有破胶剂，当裂缝端部出现砂堵现象(压力增速约为1MPa/min)时，进行破胶作业。
在进一步优选的实施方式中，所述破胶剂的黏度为1～5mPa.s。
在进一步优选的实施方式中，所述破胶剂在所述高黏度胶液中的浓度为0.01～0.1％。
其中，当裂缝端部出现砂堵迹象后，采用预先设计的高黏度胶液破胶剂浓度进行破胶作业。为尽可能形成多个支裂缝，在主裂缝端部出现砂堵征兆(压力增速约达到1MPa/min)后，压裂液立即彻底破胶。
步骤5、注入酸液。
在一种优选的实施方式中，在步骤5中，活塞式注入黏度2～5mPa.s的酸液，酸液液量为主裂缝体积的40％～50％，一般为100～120m3。
其中，在步骤4破胶后注入与破胶液黏度相近的低黏度酸液，以实现活塞式的推进。其中，采用活塞式推进可以防止酸液与破胶液掺混，影响酸液的溶蚀效果。
在进一步优选的实施方式中，注入酸液后再注入黏度为1～2mPa.s的低黏度滑溜水顶替酸液，当所述低黏度滑溜水顶替至水平井的A靶点时，停泵5～10min，以利于酸岩反应。
在更进一步优选的实施方式中，随后继续注入低黏度滑溜水，液量为井筒容积的1～1.5倍，停泵8～15min。
此时，裂缝内温度场已大幅度降低，酸液的氢离子释放速度慢，当酸液前缘到达裂缝中部位置时，停泵5-10min，通过酸岩反应沟通高角度天然裂缝内的碳酸盐充填矿物，形成多个分支裂缝。然后，提高替酸排量，将仍具有酸岩反应能力的酸液推进到裂缝中部至端部的区域，从而在主裂缝长度范围内形成复杂分支缝。
步骤6、注入携带140-230目支撑剂的低黏度滑溜水。
在一种优选的实施方式中，在步骤6中，注入排量为步骤1”中优化的最高排量。
其中，所述低黏度滑溜水的黏度为1～2mPa.s。
在进一步优选的实施方式中，步骤6所述低黏度滑溜水的液量取该段总液量的30～40％，支撑剂量占该段总支撑剂量的20～30％。
其中，所述的步骤6中以水平层理缝延伸为主，支撑剂加入较为困难，因此，支撑剂比例略低于压裂液比例，液量取该段总液量的30～40％，支撑剂量占该段总支撑剂量的20～30％。
步骤7、注入携带70-140目支撑剂的中黏度滑溜水和高黏度滑溜水。
在一种优选的实施方式中，在步骤7中，先注入含有70-140目支撑剂的中黏度滑溜水，再注入含有70-140目支撑剂的高黏度滑溜水。
在进一步优选的实施方式中，所述中黏度滑溜水的黏度为6～9mPa.s，所述高黏滑溜水的黏度为9～12mPa.s。
在一种优选的实施方式中，在步骤7中，所述中黏度滑溜水的加砂方式为段塞式加砂，砂液比为1％～3％～5％～7％。
在进一步优选的实施方式中，在步骤7中，每个段塞的携砂液液量为井筒容积的70～80％，隔离液液量为携砂液的0.8～1.5倍，优选为1～1.2倍，更优选1倍。
在一种优选的实施方式中，在步骤7中，以所述高黏度滑溜水与所述中黏度滑溜水的总液量100％计，所述高黏度滑溜水占比30％～45％，优选占比35～40％。
在进一步优选的实施方式中，所述高黏度滑溜水的加砂方式为段塞式加砂，砂液比为9％～11％～13％，每个段塞的携砂液液量为井筒容积的60～70％。
在更进一步优选的实施方式中，每个段塞中隔离液液量为携砂液的0.8～1.5倍，优选为1～1.2倍。
步骤8、注入携带40-70目支撑剂的高黏度胶液。
在一种优选的实施方式中，在步骤8中，砂液比为13～15～17～19％，各砂比下携砂液液量为井筒容积的50～60％。
在进一步优选的实施方式中，前两个携砂液段塞的加砂模式为段塞式加砂，隔离液液量为携砂液的0.8～1.5倍，优选为1～1.2倍。
在更进一步优选的实施方式中，后两个砂液比段塞的加砂模式为连续加砂。
为了增加水平层理缝的沟通和导流能力，在步骤6～步骤8中，先注入携带140～230目小粒径支撑剂的低黏度滑溜水，黏度为1～2mPa.s。然后，依次注入中黏度滑溜水和高黏度胶液，从而利用高黏度压裂液降低主裂缝内沉砂砂堵高度，并将之前注入的小粒径支撑剂最大限度地推向主裂缝中的远端，避免小粒径支撑剂在主裂缝中的滞留而影响其导流能力。具体地，通过低、中、高黏度滑溜水及胶液，配合四种粒径支撑剂，实现多尺度裂缝饱和充填，最终形成足够大的有效改造体积。
在本发明中，按照(140～230目小粒径支撑剂的低黏度滑溜水、70-140目支撑剂的中黏度滑溜水、70-140目支撑剂的高黏度滑溜水、40-70目支撑剂的高黏度胶液)先后顺序进行，主要是本发明需要尽可能的充填水平层理缝，考虑到水平层理缝裂缝较窄，采用了渗透性较好的滑溜水而不是高黏度胶液携带小粒径支撑剂(140～230目和70/140目)。同时，若先注入70-140目支撑剂的中黏度滑溜水和70-140目支撑剂的高黏度滑溜水，再注入携带140～230目小粒径支撑剂的低黏度滑溜水，小粒径支撑剂易在裂缝中与70-140目支撑剂掺混，影响主裂缝导流能力。
步骤9、进行顶替作业。
在一种优选的实施方式中，在步骤9中，采用高黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替作业。
在进一步优选的实施方式中，在步骤9中，顶替液液量取当段井筒容积的105～110％，前20％～40％的顶替液为黏度70～80mPa.s的中黏度胶液，主要作用是清扫水平井筒中的沉砂，为后续桥塞下入及座封提供保障；其余采用黏度1～2mPa.s的低黏度滑溜水。
步骤10、下入桥塞，重复步骤2～9，直至所有段施工完成。
在一种优选的实施方式中，在步骤10之后进行压后钻塞、返排、测试及求产，优选采用常规流程及参数标准执行。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
(1)通过端部脱砂效应，增大了缝内净压力，进而产生了较大的诱导应力，促进水平层理缝、分支缝的大幅度延伸，配合中途注入的酸液，通过物理、化学共同作用下形成复杂裂缝网络；
(2)通过低、中、高黏滑溜水及胶液，配合四种粒径支撑剂，实现多尺度裂缝饱和充填，最终形成足够大的有效改造体积。
附图说明
图1示出本发明所述压裂方法的流程示意图。
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。
在实施例中采用的破胶剂为过硫酸铵。
【实施例1】
川西南地区某陆相页岩气井垂深4140m，测深5670m，水平段长1000m。经过导眼井取心、测井数据分析等手段发现，该井优质页岩段深度较大，闭合压力高。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，单段砂量规模为50m3，单段共3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1m3/min的排量共注入预处理酸20m3。然后以6m3/min的排量注入低黏度滑溜水60m3替酸。之后继续注入低黏度滑溜水9m3替酸，同时排量降至1m3/min以增加酸岩反应时间。随后将排量提高至6m3/min，以确保剩余酸液可以进入其余射孔簇。
(3)采用高黏度胶液造主缝，快提排量至14m3/min，压裂液黏度为70mPa.s。
(4)为提高缝内净压力，连续注入含有40-70目超低密度支撑剂(其视密度为1.05-1.2g/cm3)的低黏度滑溜水，将40-70目支撑剂按照2％～5％～8％～11％的砂比共加入6.85m3，各砂比对应的携砂液液量分别为30m3、30m3、25m3、25m3。
当含有40-70目支撑剂的高黏度胶液进入地层后，压力开始上升，压力增速约为1MPa/min，表明裂缝端部出现砂堵现象。此时，按照预先设计的高黏度胶液破胶剂浓度进行破胶，其中，破胶剂的黏度为2mPa.s，破胶剂的浓度为0.05％；
(5)注入110m3酸液，黏度为2mPa.s。随后注入50m3低黏度滑溜水(黏度为1mPa.s)顶替酸液至A靶点。停泵10min以利于酸岩反应。随后注入55m3低黏度滑溜水，将酸液顶替至裂缝深处，考虑到氢离子浓度降低，停泵15min以增加酸岩反应时间。
(6)注入含有140-230目支撑剂的低黏度滑溜水，将140-230目支撑剂按照砂比为1％～2％～3％～4％～5％～5％～6％段塞式加入12.45m3，各砂比下单段段塞携砂液液量为40m3、45m3、45m3、45m3、50m3、50m3、50m3，隔离液液量均为65m3。
(7)注入含有70-140目支撑剂的中黏度滑溜水，滑溜水黏度为9mPa.s。将70-140目支撑剂按照砂液比为1％～3％～5％～7％段塞式加入支撑剂7.95m3。各砂比下携砂液液量为45m3、50m3、50m3、50m3，隔离液液量均为50m3。
注入含有70-140目支撑剂的高黏度滑溜水，滑溜水黏度为12mPa.s。将70-140目支撑剂按照砂液比为9％～11％～13％段塞式加入支撑剂14.1m3。各砂比下携砂液液量为50m3、40m3、40m3，隔离液液量为50m3、40m3、40m3。
(8)注入含有40-70目支撑剂的高黏度胶液，黏度为70mPa.s。先将40-70目支撑剂按照砂液比为13％～15％段塞式加入支撑剂8.4m3。各砂比下携砂液液量均为30m3，隔离液液量均为30m3。然后将40-70目支撑剂按照砂液比为17％～19％连续式加入支撑剂10.8m3。
(9)注入顶替液，包括：20m3的中黏度胶液和45m3的低黏度滑溜水。随后下入桥塞。
(10)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。
(11)处理返排液，排采求产。
该井投产后，与邻井相比，最大产气量及稳产时间均显著提高，在一定程度上证明了本方法的优越性。
【实施例2】
川西南地区某陆相页岩气井垂深3960m，测深5800m，水平段长1500m。经过导眼井取心、测井数据分析等手段发现，该井优质页岩段深度较大，闭合压力高。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，单段砂量规模为50m3，单段共3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15m3。然后以6m3/min的排量注入低黏度滑溜水60m3替酸。之后继续注入低黏度滑溜水9m3替酸，同时排量降至1.5m3/min以增加酸岩反应时间。随后将排量提高至7m3/min，以确保剩余酸液可以进入其余射孔簇。
(3)采用高黏度胶液造主缝，快提排量至14m3/min，压裂液黏度为80mPa.s。
(4)为提高缝内净压力，连续注入含有40-70目超低密度支撑剂的低黏度滑溜水，将40-70目支撑剂按照2％～5％～8％～11％的砂比共加入6.85m3，各砂比对应的携砂液液量分别为30m3、30m3、25m3、25m3。
当含有40-70目支撑剂的高黏度胶液进入地层后，压力开始上升，压力增速约为1MPa/min，表明裂缝端部出现砂堵现象。此时，按照预先设计的高黏度胶液破胶剂浓度进行破胶，其中，破胶剂的黏度为5mPa.s，破胶剂在高黏度胶液中的浓度为0.05％；
(5)注入120m3酸液，黏度为5mPa.s。随后注入50m3低黏度滑溜水(黏度为2mPa.s)顶替酸液至A靶点。停泵5min以利于酸岩反应。随后注入55m3低黏度滑溜水，将酸液顶替至裂缝深处，考虑到氢离子浓度降低，停泵8min以增加酸岩反应时间。
(6)注入含有140-230目支撑剂的低黏度滑溜水，将140-230目支撑剂按照砂比为1％～2％～3％～4％～5％～5％～6％段塞式加入12.45m3，各砂比下单段段塞携砂液液量为40m3、45m3、45m3、45m3、50m3、50m3、50m3，隔离液液量均为65m3。
(7)注入含有70-140目支撑剂的中黏度滑溜水，滑溜水黏度为6mPa.s。将70-140目支撑剂按照砂液比为1％～3％～5％～7％段塞式加入支撑剂7.95m3。各砂比下携砂液液量为45m3、50m3、50m3、50m3，隔离液液量均为50m3。
注入含有70-140目支撑剂的高黏度滑溜水，滑溜水黏度为9mPa.s。将70-140目支撑剂按照砂液比为9％～11％～13％段塞式加入支撑剂14.1m3。各砂比下携砂液液量为50m3、40m3、40m3，隔离液液量为50m3、40m3、40m3。
(8)注入含有40-70目支撑剂的高黏度胶液，黏度为70mPa.s。先将40-70目支撑剂按照砂液比为13％～15％段塞式加入支撑剂8.4m3。各砂比下携砂液液量均为30m3，隔离液液量均为30m3。然后将40-70目支撑剂按照砂液比为17％～19％连续式加入支撑剂10.8m3。
(9)注入顶替液，包括：20m3的中黏度胶液和45m3的低黏度滑溜水。随后下入桥塞。
(10)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。
(11)处理返排液，排采求产。
该井投产后，与邻井相比，最大产气量及稳产时间均显著提高，在一定程度上证明了本方法的优越性。
【对比例1】
重复实施例1的过程，区别在于步骤5注入的是黏度为2mPa.s的低黏度滑溜水110m3替代酸液，其它条件不变。最终最大产气量比实施例降低了10.2％。
【对比例2】
重复实施例1的过程，区别在于步骤5注入的是黏度为9mPa.s的酸液，其它条件不变。
基本完成了替酸作业，但是酸降压力与实施例1相比较小。
【对比例3】
重复实施例1的过程，区别在于，步骤6和步骤8注入的是中黏度滑溜水，滑溜水黏度为9mPa.s。
对比例3中黏度滑溜水注入后净压力下降了0.5～1MPa，最终最大产气量比实施例1降低了6.3％。
Claims (13)
1.一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、进行射孔作业；
步骤2、进行酸处理；
步骤3、采用高黏度胶液造主缝；
步骤4、注入携带有40-70目支撑剂的低黏度滑溜水进行端部脱砂作业；
步骤5、注入酸液；
步骤6、注入携带140-230目支撑剂的低黏度滑溜水；
步骤7、注入携带70-140目支撑剂的中黏度滑溜水和高黏度滑溜水；
步骤8、注入携带40-70目支撑剂的高黏度胶液；
步骤9、进行顶替作业；
步骤10、下入桥塞，重复步骤2～9，直至所有段施工完成。
2.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤1之前进行步骤1’和步骤1”：
步骤1’、分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；
步骤1”、优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数。
3.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤2中，酸量为10～20m3，注酸排量为1～1.5m3/min，替酸排量为4～6m3/min；
优选地，等酸到达靠近A靶点的第一簇射孔位置后，将排量降为注酸排量；
更优选地，等酸进入第一簇孔眼8～10m3后，将排量提高到6～7m3/min。
4.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤3中，
所述高黏度胶液的黏度为70～80mPa.s；和/或
所述高黏度胶液的液量为井筒容积的7～10倍；优选地，在1～2min内将高黏度胶液的排量提高至设计的最高排量。
5.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤4中，
所述40-70目支撑剂为超低密度支撑剂，其视密度为1.05-1.2g/cm3；和/或
加砂模式为连续加砂，砂液比为2～5～8～11％，每个砂液比的体积为井筒容积的40～50％；和/或
根据井口施工压力的变化调整各砂液比及对应液量，当压力上升速度低于1MPa/min时，增加砂液比。
6.根据权利要求5所述的压裂方法，其特征在于，在步骤4中，所述高黏度胶液中含有破胶剂，所述破胶剂在所述高黏度胶液中的浓度为0.01～0.1％，优选地，所述破胶剂的黏度为1～5mPa.s，更优选地，当裂缝端部出现砂堵现象时，进行破胶作业。
7.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤5中，活塞式注入黏度2～5mPa.s的酸液，酸液液量为主裂缝体积的40％～50％；
优选地，注入酸液后再注入黏度为1～2mPa.s的低黏度滑溜水顶替酸液，当所述低黏度滑溜水顶替至水平井的A靶点时，停泵5～10min；
更优选地，随后继续注入低黏度滑溜水，液量为井筒容积的1～1.5倍，停泵8～15min。
8.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤6中，
所述低黏度滑溜水的黏度为1～2mPa.s，注入排量为步骤1”中优化的最高排量；和/或
步骤6所述低黏度滑溜水的液量取该段总液量的30～40％，支撑剂量占该段总支撑剂量的20～30％。
9.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤7中，先注入含有70-140目支撑剂的中黏度滑溜水，再注入含有70-140目支撑剂的高黏度滑溜水；优选地，所述中黏度滑溜水的黏度为6～9mPa.s，所述高黏度滑溜水的黏度为9～12mPa.s；更优选地，以所述高黏度滑溜水和所述中黏度滑溜水的总液量100％计，所述高黏度滑溜水占比30％～45％，优选占比35～40％。
10.根据权利要求9所述的压裂方法，其特征在于，在步骤7中，
所述中黏度滑溜水的加砂方式为段塞式加砂，砂液比为1％～3％～5％～7％，优选地，每个段塞的携砂液液量为井筒容积的70～80％，隔离液液量为携砂液的0.8～1.5倍，优选为1～1.2倍；和/或
所述高黏度滑溜水的加砂方式为段塞式加砂，砂液比为9％～11％～13％，每个段塞的携砂液液量为井筒容积的60～70％；优选地，每个段塞中隔离液液量为携砂液的0.8～1.5倍，优选为1～1.2倍。
11.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤8中，砂液比为13～15～17～19％，各砂比下携砂液液量为井筒容积的50～60％；优选地：前两个携砂液段塞的加砂模式为段塞式加砂，隔离液液量为携砂液的0.8～1.5倍，优选为1～1.2倍；后两个砂液比段塞的加砂模式为连续加砂。
12.根据权利要求1～11之一所述的压裂方法，其特征在于，在步骤9中，采用高黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替作业；优选地，顶替液液量取当段井筒容积的105～110％，前20％～40％的顶替液为黏度70～80mPa.s的中黏度胶液，其余采用黏度1～2mPa.s的低黏度滑溜水。
13.根据权利要求12所述的压裂方法，其特征在于，在步骤10之后进行压后钻塞、返排、测试及求产。
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