CN114458271A - 一种提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性的方法及应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性的方法及应用，所述方法包括：先进行二氧化碳压裂液泡沫混合液造缝施工，再进行多次高密度支撑剂注入施工，并且，在每次高密度支撑剂注入施工后进行压裂液注入施工。本发明针对目前高脆性深层页岩气中，压裂裂缝形态以单一的主裂缝为主，而造成压后初产低，且递减快的问题，本发明研究提出一种能大幅度提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性及改造体积的二氧化碳泡沫滑溜水空化压裂技术，通过创新的泵注工艺流程实现主裂缝内滑溜水多次空化效应，叠加二氧化碳泡沫作用，增加从近井到远井不同深度处的裂缝复杂性，从而提高深层脆性页岩气的压裂改造效果。
Description
技术领域
本发明属于油气增产改造领域，尤其涉及一种提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性的方法及应用，所述方法利用二氧化碳压裂液泡沫混合液进行空化压裂，能大幅度提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性及改造体积。
背景技术
深层页岩气压裂技术还远未突破。所谓深层是指垂深在3500-4500m范围，目前3500-3800m这个深层，部分井获得了突破，但3800-4500m中的大部分井仍然未能突破。主要表现为井口施工压力高，加砂困难，压后有一定的初产，但递减快，难以实现经济有效开发。
就技术而言，目前的深层页岩气，尤其是中国石化的威远及永川深层页岩气，普遍表现为高脆性，石英含量40％左右，碳酸盐岩20-30％左右，断裂韧性值也相对较小，有的井小型测试压裂的瞬时停泵压力与后续主压裂的瞬时停泵压力几乎接近，说明大型压裂后，那么多的液量及支撑剂量进入主裂缝后，裂缝的净压力并未有明显的增加，也进而说明该地区的页岩脆性相对较好，裂缝缝长的延伸速度要远高于缝宽方向(缝宽与净压力息息相关)。
这种情况下，主裂缝净压力的制约，造成裂缝的复杂性程度低，即使有部分微裂缝，也难以有效张开。压后测试的压力降低速度相对较小，又进一步验证了支缝及微裂缝没有有效张开。另外，压后高的返排率(一般30％左右，有的甚至60％左右。而焦石坝一期页岩气，公认的裂缝复杂性程度高，返排率仅1-5％)，也同样证明在高脆性深层页岩气中，裂缝形态仍以单一的主裂缝为主。这种单一的裂缝形态，必然造成压后初产低，且递减快。
因此，需要研究提出一种新的能大幅度提高深层高脆性页岩气复杂性及改造体积的新技术，以解决上述局限性。
发明内容
针对目前高脆性深层页岩气中，压裂裂缝形态以单一的主裂缝为主，而造成压后初产低，且递减快的问题，本发明研究提出一种提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性的方法及应用，所述方法利用二氧化碳压裂液泡沫混合液进行空化压裂、大幅度提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性及改造体积，具体地，利用所述方法实现主裂缝内多次空化效应，增加从近井到远井不同深度处的裂缝复杂性，从而实现增强压裂效果的目的。
本发明的目的之一在于提供一种提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性的方法，包括：先进行二氧化碳压裂液泡沫混合液造缝施工，再进行多次高密度支撑剂注入施工，并且，在每次高密度支撑剂注入施工后进行压裂液注入施工。
在本发明中，利用二氧化碳与压裂液(例如低黏度滑溜水)形成的泡沫混合液可以大幅度提高裂缝的复杂程度。其一，在流动过程中，由于温度、压力的变化，二氧化碳与滑溜水形成的泡沫大小发生变化破裂，加上工艺上采取的变排量等施工策略，会在裂缝内产生压力脉冲效应，促使岩石的疲劳破坏，可形成了一定程度的复杂裂缝；其二，二氧化碳与甲烷气还有置换机理，利于将二氧化碳与滑溜水混合液波及区域的页岩气置换出来；其三，二氧化碳由于相对液体而言，具有相对较高的可压缩性，在主裂缝内压力传递效率低，换言之，大部分压力消耗在近井裂缝地带。因此，压裂开始阶段应用上述泡沫压裂液体系，便于在近井裂缝地带形成更高的净压力，以大幅度提高近井裂缝地带的复杂性。
此外，利用二氧化碳压裂液泡沫液体系可以加剧空化效应。所谓空化是指当流体在流经某一区域时，压力降低到对应条件饱和蒸气压以下，就会发生气化，产生气泡，气泡的产生与破灭，会产生压力脉冲效应，便于沟通小微裂缝系统。二氧化碳泡沫可叠加空化效应，进一步促使复杂裂缝的形成。在通常的压裂液注入过程中，裂缝正常延伸，压力不会突然降低，空化机理无法实现，需要裂缝的非正常延伸，为此，可在加砂前期，尽最大努力，让支撑剂大幅度沉降到裂缝底部及中上部的绝大多数空间，但不能完全充满，要在裂缝的上部位置，留下一定的流动通道，流体的流动速度会增加，根据伯努利方程，周围压力就会降低。为了增加支撑剂在裂缝内的沉降及堆积效应，可以采用所述高密度支撑剂，便于沉积。
在一种优选的实施方式中，所述二氧化碳压裂液泡沫混合液为二氧化碳滑溜水泡沫混合液，优选地，所述滑溜水为2-3mPa.s的低粘度滑溜水。
在一种优选的实施方式中，在所述高密度支撑剂注入施工时采用所述二氧化碳压裂液泡沫混合液携带进行。
在进一步优选的实施方式中，在每次高密度支撑剂注入施工之后停泵1～8min，优选3～5min。
其中，停泵的目的是进一步增加支撑剂在裂缝内的沉降及堆积效应。
在一种优选的实施方式中，所述二氧化碳压裂液泡沫混合液中的压裂液的黏度小于每次所述压裂液注入施工中压裂液的黏度。
其中，在近井筒段，采用低黏度压裂液携带所述高密度支撑剂可以进一步促进增加支撑剂在裂缝内的沉降及堆积效应。
在进一步优选的实施方式中，在进行多次压裂液注入施工时，采用的压裂液的黏度逐次增大，其中，该次压裂液注入施工时的压裂液黏度高于上一次注入压裂液注入施工时的压裂液黏度。
其中，为了在中井及远井裂缝地带也产生多次空化效应，以在主裂缝的不同位置产生足够的小微裂缝，本发明采用逐渐增加黏度的压裂液体系，将上述沉降的支撑剂砂堤的中上部支撑剂再次运移铺置到主裂缝的中部位置，然后，通过再次低黏度的二氧化碳压裂液泡沫混合液体系、再次将裂缝内支撑剂堆积，流体流动速度会增加，周围压力就会降低产生空化作用。具体做法与上述近井主裂缝相同。换言之，通过此步骤，只是将上述近井裂缝的空化作用进一步推向中井裂缝地带。同样地，远井裂缝地带也按上述同样的方法实现。
在一种优选的实施方式中，所述二氧化碳压裂液泡沫混合液采用低粘度滑溜水与二氧化碳的组合，其中，低粘度滑溜水的黏度为2-3mPa.s。
在一种优选的实施方式中，所述高密度支撑剂的粒径为70-140目，视密度为3.3g/cm3以上。
其中，采用70-140目的小粒径支撑剂，其一，小粒径支撑剂的密度相对较高，易于实现沉降；其二，在被后续压裂液携带到中远井地带的过程中、如空化作用产生了小微裂缝，也便于往上述小微裂缝中运移和铺置。
在一种优选的实施方式中，所述方法包括：
(1)关键页岩参数的求取及地质工程甜点评价与段簇位置确定；
(2)裂缝参数优化及压裂施工参数的优化；
(3)下桥塞及簇射孔联作作业；
(4)酸预处理作业；
(5)二氧化碳压裂液泡沫混合液造缝施工；
(6)二氧化碳压裂液泡沫混合液携带高密度支撑剂注入施工；
(7)中粘度压裂液注入施工；
(8)二氧化碳压裂液泡沫混合液携带高密度支撑剂注入施工；
(9)高粘度压裂液注入施工；
(10)二氧化碳压裂液泡沫混合液携带高密度支撑剂注入施工；
(11)更高黏度压裂液注入施工。
在一种优选的实施方式中，在步骤(1)中，关键页岩参数主要包括目的层顶底范围内的岩性、物性、岩石力学、三向地应力、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况等。采用地震、测井、录井及直导眼井岩心在模拟就地条件下的室内测试分析等方法。
在一种优选的实施方式中，在步骤(1)中，按常规方法分别求取地质甜点与工程甜点，再按等权重方法求取综合甜点指标。按段长70-80m地质分段，段内应为同一小层。段内各簇综合甜点指标应接近或最大与最小差异控制在20％以内，以确保各簇的均匀改造效果。簇间距以步骤(2)裂缝参数优化结果为据。段间距以25-35m为宜，以降低段间干扰效应。
在一种优选的实施方式中，在步骤(2)中所述裂缝参数优化中，在步骤(1)基础上，结合邻井资料，应用常用的PETREL地质建模商业软件，建立精细的地质模型，然后导入页岩气压裂产量预测常用的商业模拟软件ECLIPSE，按等效导流能力方法(为减少模拟工作量，将裂缝支撑宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝的导流能力保持不变)设置水力支撑裂缝，并按正交设计方法，模拟不同的裂缝长度、裂缝间距、导流能力等参数下的压后产量动态，以压后产量相对最大或经济净现值最高对应的裂缝参数系统，即为最佳的裂缝参数系统。
在一种优选的实施方式中，在步骤(2)中所述压裂施工参数的优化中，应用页岩气裂缝扩展模拟常用的商业模拟软件MEYER，模拟不同的压裂施工参数条件下(排量及变排量参数、液量及不同黏度压裂液体积占比、支撑剂量及不同粒径支撑剂的体积占比、砂液比及详细的加砂程序设计等)裂缝三维几何尺寸及导流能力的变化，从中优选能获得优化裂缝参数对应的压裂施工参数，即为最优的压裂施工参数。
在一种优选的实施方式中，在步骤(3)中，第一段下趾端固井滑套，不下桥塞。其它段采用桥塞及簇射孔联作工具串。都采用泵送方式。桥塞到达预定位置后，座封，丢手，然后逐级上提射孔枪，所有簇射孔完成后，上提出射孔枪管串。
在一种优选的实施方式中，在步骤(4)中，单段用酸量为10-20m3，注酸排量一般1-1.5m3/min，替酸排量一般3-6m3/min。
在进一步优选的实施方式中，当酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，将替酸排量降低到先前的注酸低排量，以增加酸岩反应时间及压降效果。
在更进一步优选的实施方式中，根据段内簇数多少(深层页岩气压裂，一般段内簇数以2-3簇为宜)，将剩余酸量按等比例方法、分1-2次逐步提高替酸排量，以增加多簇射孔均匀进酸概率。
其中，在步骤(4)中，采用稀盐酸或稀土酸，具体酸类型及配方由步骤(1)中的导眼井岩心实验结果确定。
在一种优选的实施方式中，在步骤(5)中，在所述二氧化碳压裂液泡沫混合液中二氧化碳的泡沫质量为30-40％，所述二氧化碳压裂液泡沫混合液的液量为300-500m3。
其中，由事先实验室内确定的二氧化碳与滑溜水的配方，现场将二氧化碳由罐车直接连接高压管汇，按室内确定的泡沫质量比例确定二氧化碳罐车的连接数量。然后，按步骤(2)优化的排量、液量及黏度等进行施工。
在一种优选的实施方式中，在步骤(6)中，所述高密度支撑剂的用量如下获得：根据步骤(2)优化主裂缝长度的30-35％(优选70-80m的长度)、宽度100％、高度上铺置90-95％，采用体积平衡方法计算得到该步骤中支撑剂的用量。
其中，支撑剂大幅度沉降到裂缝底部及中上部的绝大多数空间，但不能完全充满，要在裂缝的上部位置，留下一定的流动通道，流体的流动速度会增加，根据伯努利方程，周围压力就会降低，实现空化，促使复杂裂缝的形成。
在进一步优选的实施方式中，步骤(6)采用的排量如下获得：计算顶部预留5-10％空间时，流速达喷射要求时最小排量，步骤(6)采用的排量大于所述最小排量。
在一种优选的实施方式中，在步骤(6)中，注入前25～35％(优选30％)的支撑剂时加有纤维，其中，纤维加量为2～3％。
其中，所述纤维加量是指基于支撑剂与纤维的总重量100wt％计，纤维的重量为2～3％。在本发明中，采用部分纤维包裹高密度支撑剂进一步促进沉降，但是，只在压裂开始阶段的包裹，后来的不包裹，以便于后续高黏度压裂液将中上部支撑剂重新携带到主裂缝的中远部位。
在一种优选的实施方式中，在步骤(6)中，注入前25～35％(优选30％)加有纤维的支撑剂时，采用的所述二氧化碳压裂液泡沫混合液中二氧化碳的泡沫质量为5％以下。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(6)中，砂液比为2-4-6-8％，采用连续加砂模式，每个砂液比采用单段井筒容积的40-50％。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤(6)之后停泵1～8min，优选3～5min。
在一种优选的实施方式中，在步骤(7)中，所述中粘度压裂液的黏度为15-20mPa.s，液量为80-100m3，排量取步骤(2)优化的最大排量。
在一种优选的实施方式中，在步骤(8)中，所述高密度支撑剂的用量如下获得：根据步骤(2)优化主裂缝长度的30-40％、宽度100％、高度上铺置90-95％计算支撑剂用量，另外再加步骤(6)中采用的高密度支撑剂用量的60～70％，通过体积平衡方法计算得到步骤(8)中支撑剂的用量。
其中，支撑剂大幅度沉降到裂缝底部及中上部的绝大多数空间，但不能完全充满，要在裂缝的上部位置，留下一定的流动通道，流体的流动速度会增加，根据伯努利方程，周围压力就会降低，实现空化，促使复杂裂缝的形成。
在进一步优选的实施方式中，步骤(8)采用的排量如下获得：计算顶部预留5-10％空间时，流速达喷射要求时最小排量，步骤(8)采用的排量大于所述最小排量。
在一种优选的实施方式中，步骤(8)采用二氧化碳压裂液泡沫混合液携带所述高密度支撑剂进行施工；其中，在前期施工的30-40％，二氧化碳泡沫质量为5-10％，之后，逐渐提高二氧化碳泡沫质量使其最终达30-40％，在施工后期20-30％时间内，再逐步降低二氧化碳泡沫质量，以增加支撑剂沉降效果，最终在主裂缝内实现喷射速度要求。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(8)中，砂液比按3-6-9-12％进行施工，每个砂液比按单段井筒容积的40-50％进行施工。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤(8)之后停泵1min～6min，优选2min～5min。
在一种优选的实施方式中，在步骤(9)中，所述高粘度压裂液的黏度为30-40mPa.s，液量为100-120m3，排量取步骤(2)优化的最大排量。
在一种优选的实施方式中，在步骤(10)中，所述高密度支撑剂的用量如下获得：根据步骤(2)优化主裂缝长度的30-40％、宽度100％、高度上铺置90-95％计算支撑剂用量，另外再加步骤(6)和步骤(8)中采用的高密度支撑剂总用量的50～60％，通过体积平衡方法计算得到步骤(10)中支撑剂的用量。
其中，支撑剂大幅度沉降到裂缝底部及中上部的绝大多数空间，但不能完全充满，要在裂缝的上部位置，留下一定的流动通道，流体的流动速度会增加，根据伯努利方程，周围压力就会降低，实现空化，促使复杂裂缝的形成。
在进一步优选的实施方式中，步骤(10)采用的排量如下获得：计算顶部预留5-10％空间时，流速达喷射要求时最小排量，步骤(10)采用的排量大于所述最小排量。
在一种优选的实施方式中，步骤(10)采用二氧化碳压裂液泡沫混合液携带所述高密度支撑剂进行施工；其中，在前期施工的30-40％，二氧化碳泡沫质量为5-10％，之后，逐渐提高二氧化碳泡沫质量使其最终达30-40％，在施工后期20-30％时间内，再逐步降低二氧化碳泡沫质量，以增加支撑剂沉降效果，最终在主裂缝内实现喷射速度要求。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(10)中，砂液比按4-7-10-13％进行施工，每个砂液比按单段井筒容积的40-50％进行施工。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤(10)之后停泵1min～6min，优选2min～5min。
在一种优选的实施方式中，在步骤(11)中，所述更高黏度压裂液的黏度为50-60mPa.s，液量为80-100m3，排量取步骤(2)优化的最大排量。
其中，该段因压裂液黏度大，呈现活塞式推进，也迫使前期的低黏度滑溜水携带的70-140目支撑剂，进入前期空化作用形成的小微裂缝系统。
在一种优选的实施方式中，在步骤(11)之后进行如下步骤：
(12)40-70目支撑剂注入施工；
(13)30-50目支撑剂注入施工；
(14)顶替作业；
(15)其它段的压裂施工，重复步骤(3)～步骤(14)，直到将所有段施工完为止；
(16)压后钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
在一种优选的实施方式中，在步骤(12)中，采用30-40mPa.s的高黏度压裂液携带所述40-70目支撑剂，支撑剂量用量为30-40m3。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(12)中，砂液比为12-15-18-21-23％，采用连续加砂模式，每个砂液比的体积为40-50m3。排量取步骤(2)优化的最大排量。
在一种优选的实施方式中，在步骤(13)中，采用30-40mPa.s的高黏度压裂液携带所述30-50目支撑剂，支撑剂量用量为5-10m3。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(13)中，砂液比为18-21-24％，采用连续加砂模式，每个砂液比的体积为15-20m3。排量取步骤(2)优化的最大排量。
在一种优选的实施方式中，在步骤(14)中，顶替容积取当段井筒容积的105-110％，在前30-40％采用黏度30-40mPa.s的高黏度胶液，以降低水平井筒的沉砂效应，之后换用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水。排量取步骤(2)优化的最大值。
综上所述，针对现有技术仍存在技术局限性，本发明提出了一种提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性的方法，其主要发明构思如下：
1)采用二氧化碳泡沫压裂液(例如二氧化碳泡沫滑溜水)，实现空化压裂条件，大幅度提高裂缝的复杂程度。二氧化碳与低黏度压裂液(如低粘度滑溜水)形成泡沫混合液后，一来，二氧化碳与滑溜水形成的泡沫，在流动过程中，由于温度、压力的变化，泡沫大小发生变化破裂，加上工艺上采取的变排量等施工策略，会在裂缝内产生压力脉冲效应，促使岩石的疲劳破坏，可形成了一定程度的复杂裂缝；二来，二氧化碳与甲烷气还有置换机理，利于将二氧化碳与滑溜水混合液波及区域的页岩气置换出来；三来，二氧化碳由于相对液体而言，具有相对较高的可压缩性，在主裂缝内压力传递效率低，换言之，大部分压力消耗在近井裂缝地带。因此，压裂开始阶段应用上述泡沫压裂液体系，便于在近井裂缝地带形成更高的净压力，以大幅度提高近井裂缝地带的复杂性。
此外，利用二氧化碳压裂液泡沫液体系加剧空化效应。所谓空化是指当流体在流经某一区域时，压力降低到对应条件饱和蒸气压以下，就会发生气化，产生气泡，气泡的产生与破灭，会产生压力脉冲效应，便于沟通小微裂缝系统。二氧化碳泡沫可叠加空化效应，进一步促使复杂裂缝的形成。在通常的压裂液注入过程中，裂缝正常延伸，压力不会突然降低，空化机理无法实现，需要裂缝的非正常延伸，为此，可在加砂前期，尽最大努力，让支撑剂大幅度沉降到裂缝底部及中上部的绝大多数空间，但不能完全充满，要在裂缝的上部位置，留下一定的流动通道，流体的流动速度会增加，根据伯努利方程，周围压力就会降低。为了增加支撑剂在裂缝内的沉降及堆积效应，一是采用高密度支撑剂，二是采用部分纤维包裹高密度支撑剂(压裂开始阶段的包裹，后来的不包裹，以便于后续高黏度压裂液将中上部支撑剂重新携带到主裂缝的中远部位)，三是采用低黏度压裂液携带上述支撑剂，四是可适当停泵1-8min，促使上述目标的实现。
2)主裂缝内多次空化效应。上述只是在近井地带产生一次空化效应，如何在中井及远井裂缝地带也产生多次空化效应，才能在主裂缝的不同位置产生足够的小微裂缝。为此，再采用逐渐增加黏度的压裂液体系，将上述沉降的支撑剂砂堤的中上部支撑剂再次运移铺置到主裂缝的中部位置，然后，通过再次逐渐降低黏度的压裂液体系，再次将裂缝内支撑剂堆积，流体流动速度会增加，周围压力就会降低产生空化作用。具体做法与上述近井主裂缝相同。换言之，通过此步骤，只是将上述近井裂缝的空化作用进一步推向中井裂缝地带。同样地，远井裂缝地带也按上述同样的方法实现。
值得指出的是，支撑剂沉降应用70-140目的小粒径，一来小粒径支撑剂的密度相对较高，二来在被后续压裂液携带到中远井地带的过程中，如空化作用产生了小微裂缝，也便于往上述小微裂缝中运移和铺置。
本发明目的之二在于提供本发明目的之一所述方法在深层高脆性页岩气压裂施工中的应用。
在本发明中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。在下文中，各个技术方案之间原则上可以相互组合而得到新的技术方案，这也应被视为在本文中具体公开。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：本发明针对目前高脆性深层页岩气中，压裂裂缝形态以单一的主裂缝为主，而造成压后初产低，且递减快的问题，本发明研究提出一种能大幅度提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性及改造体积的二氧化碳泡沫滑溜水空化压裂技术，实现主裂缝内滑溜水多次空化效应，叠加二氧化碳泡沫作用，增加从近井到远井不同深度处的裂缝复杂性，从而提高深层脆性页岩气的压裂改造效果。
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。
另外需要说明的是，在以下具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，由此而形成的技术方案属于本说明书原始公开内容的一部分，同时也落入本发明的保护范围。
实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。
【实施例1】
A井，该井垂深3800m，测深5900m，水平段长1500m。
(1)关键页岩参数的求取和地质工程甜点评价与段簇位置确定。
关键页岩参数主要包括目的层顶底范围内的岩性、物性、岩石力学、三向地应力、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况等。采用地震、测井、录井及直导眼井岩心在模拟就地条件下的室内测试分析等方法。
按常规方法分别求取地质甜点与工程甜点，再按等权重方法求取综合甜点指标。按段长75m地质分段，段内应为同一小层。段内各簇综合甜点指标应接近或最大与最小差异控制在20％以内，以确保各簇的均匀改造效果。簇间距以步骤(3)优化结果为据。段间距以30m为宜，以降低段间干扰效应。
(2)裂缝参数优化及压裂施工参数的优化。
裂缝参数优化：在步骤(1)基础上，结合邻井资料，应用常用的PETREL地质建模商业软件，建立精细的地质模型，然后导入页岩气压裂产量预测常用的商业模拟软件ECLIPSE，按等效导流能力方法(为减少模拟工作量，将裂缝支撑宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝的导流能力保持不变)设置水力支撑裂缝，并按正交设计方法，模拟不同的裂缝长度、裂缝间距、导流能力等参数下的压后产量动态，以压后产量相对最大或经济净现值最高对应的裂缝参数系统，即为最佳的裂缝参数系统。
压裂施工参数的优化。应用页岩气裂缝扩展模拟常用的商业模拟软件MEYER，模拟不同的压裂施工参数条件下(排量及变排量参数、液量及不同黏度压裂液体积占比、支撑剂量及不同粒径支撑剂的体积占比、砂液比及详细的加砂程序设计等)裂缝三维几何尺寸及导流能力的变化，从中优选能获得步骤(2)中优化裂缝参数对应的压裂施工参数，即为最优的压裂施工参数。
(3)下桥塞及簇射孔联作作业。第一段下趾端固井滑套，不下桥塞。其它段采用桥塞及簇射孔联作工具串。都采用泵送方式。桥塞到达预定位置后，座封，丢手，然后逐级上提射孔枪，所有簇射孔完成后，上提出射孔枪管串。
(4)酸预处理作业。采用稀土酸，一般单段用酸量16m3，具体可由现场施工时的压力降低情况灵活确定。注酸排量一般1.2m3/min，替酸排量为5m3/min。当酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，将替酸排量降低到先前的注酸低排量，以增加酸岩反应时间及压降效果。然后，根据段内簇数多少(深层页岩气压裂，段内簇数为3簇为宜)，将剩余酸量按等比例方法，分2次逐步提高替酸排量，以增加多簇射孔均匀进酸概率。
(5)二氧化碳滑溜水泡沫混合液造缝施工。由事先实验室内确定的二氧化碳与滑溜水的配方，现场将二氧化碳由罐车直接连接高压管汇，按室内确定的泡沫质量比例确定二氧化碳罐车的连接数量。然后，按步骤(2)优化的排量、液量及黏度等进行施工。具体地，滑溜水的黏度在2mPa.s，二氧化碳的泡沫质量在35％，该段的混合液体积在400m3范围。
(6)70-140目高密度支撑剂第一次施工。根据步骤(2)主裂缝三维几何尺寸模拟结果，以及步骤(3)优化主裂缝长度的35％，一般在80m左右的长度，高度上铺置90％的要求，按体积平衡方法，计算该段支撑剂的用量。然后，计算顶部预留10％空间时，流速达喷射要求需要多大的排量，只能降低排量而不能增加排量。支撑剂的视密度应在3.3g/cm3以上，在支撑剂量的前30％加纤维，纤维加量在2％，之后，不加纤维继续施工。携带支撑剂的压裂液，由黏度2mPa.s及二氧化碳泡沫质量35％的混合液。砂液比一般在2-4-6-8％，采用连续加砂模式，每个砂液比一般采用单段井筒容积的45％。但在加纤维期间，二氧化碳泡沫质量可大幅度降低，如5％以下，以促进早期支撑剂的快速沉降。
该段施工结束后，停泵5min。
(7)较高黏度压裂液注入施工。该段压裂液的黏度一般为15-20mPa.s，液量一般80-100m3，排量取步骤(2)优化的最大排量。
(8)70-140目高密度支撑剂第二次施工。该段支撑剂的密度取步骤(6)同样的支撑剂。支撑剂的体积仍按步骤(2)优化的主裂缝长度的35％，宽度的100％，高度的90％，另加步骤(6)中70-140目支撑剂的65％。按体积平衡方法，计算该段支撑剂的用量。然后，计算顶部预留10％空间时，流速达喷射要求需要多大的排量，只能降低排量而不能增加排量。砂液比按3-6-9-12％进行施工，每个砂液比按单段井筒容积的45％进行施工。该段携砂液仍采用二氧化碳滑溜水泡沫液，在前期施工的35％，二氧化碳泡沫质量相对较低，可为5％，之后，逐渐提高二氧化碳泡沫质量，最终达35％。在施工后期25％时间内，再逐步降低二氧化碳泡沫质量，以增加支撑剂沉降效果，最终在主裂缝内实现喷射速度要求。其它要求，参照步骤(6)执行。
该段压裂施工结束后，仍停泵5min。
(9)高黏度压裂液注入施工。该段压裂液的黏度为40mPa.s，液量为120m3，排量取步骤(2)优化的最大排量。
(10)70-140目高密度支撑剂第三次施工。该段支撑剂的密度取步骤(6)同样的支撑剂。支撑剂的体积仍按步骤(2)优化的主裂缝长度的35％，宽度的100％，高度的90％，另加步骤(6)及步骤(8)中70-140目支撑剂体积和的55％。排量仍要适当降低，具体做法参照步骤(6)。砂液比按4-7-10-13％进行施工，每个砂液比按单段井筒容积的45％进行施工。该段携砂液仍采用二氧化碳滑溜水泡沫液，在前期施工的35％，二氧化碳泡沫质量相对较低，可为10％，之后，逐渐提高二氧化碳泡沫质量，最终达35％。在施工后期25％时间内，再逐步降低二氧化碳泡沫质量，以增加支撑剂沉降效果，最终在主裂缝内实现喷射速度要求。
(11)更高黏度压裂液注入施工。该段压裂液黏度取55mPa.s，液量取100m3，排量取步骤(2)优化的最大排量。该段因压裂液黏度大，呈现活塞式推进，也迫使前期的低黏度滑溜水携带的70-140目支撑剂，进入前期空化作用形成的小微裂缝系统。
(12)高黏度压裂液高砂液比携带40-70目支撑剂施工。该段压裂液黏度一般取40mPa.s，支撑剂量在40m3，砂液比一般12-15-18-21-23％，采用连续加砂模式，每个砂液比的体积为50m3。排量取步骤(2)优化的最大排量。
(13)高黏度压裂液高砂液比携带30-50目支撑剂施工。该段压裂液黏度一般取40mPa.s，支撑剂量在10m3，砂液比一般18-21-24％，采用连续加砂模式，每个砂液比的体积为20m3。排量取步骤(2)优化的最大排量。
(14)顶替作业。顶替容积取当段井筒容积的105％，在前35％采用黏度40mPa.s的高黏度胶液，以降低水平井筒的沉砂效应，之后换用黏度2mPa.s的低黏度滑溜水。排量取步骤(2)优化的最大值。
(15)其它段的压裂施工，重复步骤(3)～步骤(14)，直到将所有段施工完为止。
(16)压后钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
增产效果：压后半年内产量比临近的B井，累计增产1.6倍。
以上结合具体实施方式和范例性实例对本发明进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本发明的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本发明精神和范围的情况下，可以对本发明技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本发明的范围内。本发明的保护范围以所附权利要求为准。
Claims (13)
1.一种提高深层高脆性页岩气裂缝复杂性的方法，包括：先进行二氧化碳压裂液泡沫混合液造缝施工，再进行多次高密度支撑剂注入施工，并且，在每次高密度支撑剂注入施工后进行压裂液注入施工。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述二氧化碳压裂液泡沫混合液为二氧化碳滑溜水泡沫混合液，优选地，所述滑溜水为2-3mPa.s的低粘度滑溜水。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述高密度支撑剂注入施工时采用所述二氧化碳压裂液泡沫混合液携带进行，优选地，在每次高密度支撑剂注入施工之后停泵1～8min。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
所述二氧化碳压裂液泡沫混合液中的压裂液的黏度小于每次所述压裂液注入施工中压裂液的黏度；和/或
在进行多次压裂液注入施工时，采用的压裂液的黏度逐次增大。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法包括：
(1)关键页岩参数的求取及地质工程甜点评价与段簇位置确定；
(2)裂缝参数优化及压裂施工参数的优化；
(3)下桥塞及簇射孔联作作业；
(4)酸预处理作业；
(5)二氧化碳压裂液泡沫混合液造缝施工；
(6)二氧化碳压裂液泡沫混合液携带高密度支撑剂注入施工；
(7)中粘度压裂液注入施工；
(8)二氧化碳压裂液泡沫混合液携带高密度支撑剂注入施工；
(9)高粘度压裂液注入施工；
(10)二氧化碳压裂液泡沫混合液携带高密度支撑剂注入施工；
(11)更高黏度压裂液注入施工。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在步骤(5)中，在所述二氧化碳压裂液泡沫混合液中二氧化碳的泡沫质量为30-40％，所述二氧化碳压裂液泡沫混合液的液量为300-500m3。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在步骤(6)中，
所述高密度支撑剂的用量如下获得：根据步骤(2)优化主裂缝长度的30-35％宽度100％、高度上铺置90-95％，采用体积平衡方法计算得到该步骤中支撑剂的用量；和/或
采用的排量如下获得：计算顶部预留5-10％空间时，流速达喷射要求时最小排量，步骤(6)采用的排量大于所述最小排量；和/或
注入前25～35％的支撑剂时加有纤维，其中，纤维加量为2～3％；优选地，注入前25～35％加有纤维的支撑剂时，采用的所述二氧化碳压裂液泡沫混合液中二氧化碳的泡沫质量为5％以下；和/或
在步骤(6)之后停泵1～8min。
8.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，
在步骤(7)中，所述中粘度压裂液的黏度为15-20mPa.s，液量为80-100m3，排量取步骤(2)优化的最大排量；和/或
在步骤(9)中，所述高粘度压裂液的黏度为30-40mPa.s，液量为100-120m3，排量取步骤(2)优化的最大排量；和/或
在步骤(11)中，所述更高黏度压裂液的黏度为50-60mPa.s，液量为80-100m3，排量取步骤(2)优化的最大排量。
9.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在步骤(8)中，
在步骤(8)中，所述高密度支撑剂的用量如下获得：根据步骤(2)优化主裂缝长度的30-40％、宽度100％、高度上铺置90-95％计算支撑剂用量，另外再加步骤(6)中采用的高密度支撑剂用量的60～70％，通过体积平衡方法计算得到步骤(8)中支撑剂的用量；和/或
步骤(8)采用的排量如下获得：计算顶部预留5-10％空间时，流速达喷射要求时最小排量，步骤(8)采用的排量大于所述最小排量；和/或
步骤(8)采用二氧化碳压裂液泡沫混合液携带所述高密度支撑剂进行施工；其中，在前期施工的30-40％，二氧化碳泡沫质量为5-10％，之后，逐渐提高二氧化碳泡沫质量使其最终达30-40％，在施工后期20-30％时间内，再逐步降低二氧化碳泡沫质量，以增加支撑剂沉降效果；和/或
在步骤(10)之后停泵1min～6min。
10.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，
在步骤(10)中，所述高密度支撑剂的用量如下获得：根据步骤(2)优化主裂缝长度的30-40％、宽度100％、高度上铺置90-95％计算支撑剂用量，另外再加步骤(6)和步骤(8)中采用的高密度支撑剂总用量的50～60％，通过体积平衡方法计算得到步骤(10)中支撑剂的用量；和/或
步骤(10)采用的排量如下获得：计算顶部预留5-10％空间时，流速达喷射要求时最小排量，步骤(10)采用的排量大于所述最小排量；和/或
步骤(10)采用二氧化碳压裂液泡沫混合液携带所述高密度支撑剂进行施工；其中，在前期施工的30-40％，二氧化碳泡沫质量为5-10％，之后，逐渐提高二氧化碳泡沫质量使其最终达30-40％，在施工后期20-30％时间内，再逐步降低二氧化碳泡沫质量，以增加支撑剂沉降效果；和/或
在步骤(10)之后停泵1min～6min。
11.根据权利要求5～10之一所述的方法，其特征在于，在步骤(11)之后进行如下步骤：
(12)40-70目支撑剂注入施工；
(13)30-50目支撑剂注入施工；
(14)顶替作业；
(15)其它段的压裂施工，重复步骤(3)～步骤(14)，直到将所有段施工完为止；
(16)压后钻塞、返排、测试及生产。
12.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，
在步骤(12)中，采用30-40mPa.s的高黏度压裂液携带所述40-70目支撑剂，支撑剂量用量为30-40m3；和/或
在步骤(13)中，采用30-40mPa.s的高黏度压裂液携带所述30-50目支撑剂，支撑剂量用量为5-10m3；和/或
在步骤(14)中，顶替容积取当段井筒容积的105-110％，在前30-40％采用黏度30-40mPa.s的高黏度胶液，以降低水平井筒的沉砂效应，之后换用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水。
13.权利要求1～12之一所述方法在深层高脆性页岩气压裂施工中的应用。
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