CN116378619A - 一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提出一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，通过采用更低粘液体或者能提高纹层渗透率的其它介质(如超临界二氧化碳)，优先建立液体向纹层内滤失通道，再采用低粘减阻水通过提高排量从而提高净压力形成垂直主缝及沿纹层弱面剪切裂缝，结合有效的暂堵转向技术造成裂缝转向形成分支裂缝，形成主缝保导流、层理提高渗流模式的改造理念，对产生的分支缝、层理缝的支撑，采用更小粒径的支撑剂及更低砂比，最终形成“纵向主导缝+层理缝+分支裂缝+微纳米孔喉”的复杂裂缝网络体系，本发明以页岩纹层为改造目标，充分释放充填于纹层结构空间网络中的油气，实现提高页岩油气压裂效果、增加产量的目的。
Description
技术领域
本申请涉及油气田勘探开发的技术领域，具体而言，涉及一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法。
背景技术
页岩油气资源丰富，是目前开发的重要能源之一，高密度纹层结构为页岩典型特征。页岩油气藏储层中纳米级孔隙是基础，是页岩油气的最初终端总源；微米级孔隙是“桥梁”，起中间储集和联结作用，在未压裂的情况下这些孔隙大多数都呈孤立状态；而大量的页岩纹层是页岩油气的末端，共同构成页岩油气储层的运聚系统。各类页岩纹层内富含有机质，有机质以层状分布居多，因此页岩纹层的含油性很好，距“油源”最近，再加上本身就含有大量有机质，这些纹层能把微米级孔隙和纳米级孔缝里的油气“收集”起来，形成“油气膜片”。纹层之间存在力学弱面，这些纹层弱面对水平渗透率的起到积极贡献，纹层状岩相水平渗透率高于垂向渗透率1～5个数量级，垂直方向的多层页岩可能是造成油气富集的较好盖层。纹层发育程度反映储集性的好坏，导致不同页岩浸水试验时沿纹层界面溢出的气泡密度、体积及上移速度的存在较大差异性，气泡密度反应纹层发育程度，气泡上移速度反应纹层的渗透能力，与改造效果密切相关。因此，页岩纹层和油气之间具有同生共存的紧密关系，为页岩油气的高效开发提供了保障。充分改造纹层结构成为页岩油气高效增产的关键，国内外陆相盆地页岩油的突破都来源于高密度纹层段。
页岩油气储层基质渗透率很低，“形成复杂裂缝网络”是目前页岩油气增产改造的主要目标，页岩压裂工艺通常采用低粘度液体改造高脆性页岩储层，采用大排量利于提高净压力，采取有效的暂堵转向等手段造成多裂缝的开启或裂缝转向，最终形成“主缝+分支裂缝+微裂缝”的复杂裂缝网络体系。目前国内外相关研究单位对这方面已经进行了很多探索和研究。中国专利CN201410307279.8公开了体积压裂改造方法，通过在水力压裂过程中以交替的方式注入不同粘度的压裂液体系，利用并提升净压力作用效果、诱导应力作用效果和粘性指进效应等来达到改善主裂缝与天然裂缝以及次生分支裂缝的连通性，增强水力裂缝的波及体积的目的。中国专利CN201610947979.2公开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，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。中国专利CN201510622380.7公开了一种体积压裂缝网的形成方法。根据沿第一预定方向和第二预定方向的水平应力之间的差值最大值，提出了三次应力“共振”和四次应力“共振”的压裂方法，从而能够适用于高应力差地层，该方法可用于现场压裂施工，具有较好的经济效益和应用前景。
上述专利提出的体积压裂技术虽然目标都是形成复杂裂缝网络，配套工艺为利用应力共振压裂、暂堵转向压裂及不同粘度压裂液体系交替注入压裂，以增加页岩缝网改造体积。但这些体积压裂技术都是以经典复杂缝网力学模型为指导，重视岩石本身的力学性质(脆性指数、水平应力差异系数)，不以页岩纹层为改造目标，根据目前国内陆相页岩的突破经验，只有充分释放充填于纹层结构空间网络中的油气，才能进一步提高页岩油气的改造效果。因此，需要研究提出一种新的基于页岩纹层的复杂渗流网络理论的工艺方法，以突破上述技术的局限性。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述存在的问题，提供一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法。
本申请的实施例是这样实现的：
本申请实施例提供基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1)页岩关键储层参数的评估：
开展包括构造、断层及各种裂隙发育情况、岩性及敏感性、物性、岩石力学参数及三向地应力参数、温度压力的参数评估，所述岩石力学参数包括储层水平方向及储层与上下隔层垂直方向的断裂韧性；
S2)压裂施工参数的优化：
建立地质模型，运用地质模型模拟不同压裂施工参数下的裂缝扩展动态及压裂产量动态预测，具体压裂施工参数包括排量、粘度、液量及不同粘度液体的比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、施工砂液比、对应的泵注程序、暂堵剂或球的类型及用量；
S3)地质工程双甜点评价及射孔位置确定：
按多参数甜点评价模型，分别求取地质甜点及工程甜点，再按等权重方法，求取最终的综合甜点数据，结合所述模拟的裂缝之间的间距求得的裂缝总条数，再结合套管固井质量和避开接箍位置，确定各簇射孔位置，将岩性及地应力相当，综合甜点也相当或接近的射孔划分在一个段内；
S4)压裂液中不同粘度减阻水、胶液、预处理酸液的配方优化：
根据岩心矿物成分及岩心CST实验结果优选各种液体体系的粘土稳定剂类型及浓度；根据岩心润湿性优化液体体系的表面活性剂类型及浓度；根据岩心矿物成分及岩心溶蚀实验结果确定预处理酸液的类型及浓度；
S5)射孔作业：
按射孔参数，根据水平段穿行轨迹及纵向穿行等不同工艺需求，结合具体井段优化定向射孔方式；
S6)酸预处理作业：
根据每段射孔簇数数量，确定每段酸的用量、注酸排量和替酸排量；
S7)一级加砂施工：
采用低粘减阻水变排量沟通延伸裂缝，逐步提高减阻水的排量到优化排量，注入本阶段优化液量的一定占比后，加入支撑剂，体积砂液比阶梯增长，每个阶段的按照剩余液量均分；以低粘减阻水携带支撑剂连续式加砂，完成加砂后，以低粘减阻水携带支撑剂和优化的暂堵剂；
S8)二级加砂施工：
以中粘减阻水携带支撑剂，连续式加砂，再以胶液携带支撑剂连续式加砂，完成加砂后，以低粘减阻水携带优化的暂堵球；
S9)根据需要依次重复步骤S7和S8；
S10)以中粘减阻水携带支撑剂连续式加砂施工；
S11)以胶液携带支撑剂连续式加砂施工；
S12)顶替作业：
顶替液量为当段井筒容积的105-110％；排量为优化的最大排量；前期的30-40％顶替液采用胶液，最后用低粘减阻水进行顶替；
S13)重复步骤S5～S12，依次进行剩余段压裂施工。
在一些可选的实施方案中，步骤S2中裂缝分为垂直主裂缝和支裂缝系统及水平层理缝系统，垂直主裂缝和支裂缝系统采用垂直缝模型进行模拟优化，水平层理缝模拟采用水平缝模型进行模拟优化，同时，水平层理缝宽度相比垂直主裂缝和支裂缝窄，对应模拟时设置的液体粘度下限降低，最终总的压裂施工参数，除了液体粘度不能叠加外，其它的排量、液量及砂液比都以相加求和获得。
在一些可选的实施方案中，步骤S4中不同粘度减阻水分为：低粘减阻水和中粘减阻水，低粘减阻水的粘度为1-9mPa.s，中粘减阻水的粘度为9-15mPa.s，减阻水的降阻率达70％以上；所述胶液粘度50-70mPa.s。
在一些可选的实施方案中，步骤S5中所述定向射孔方式具体为：
采用桥塞射孔联作工具，第一段采用连续油管或爬行牵引带射孔枪，其余段采用泵送方法携带射孔工具串，桥塞到位后座封，丢手，逐级上提射孔枪到预定位置，射孔，最后一起上提所有管串。
在一些可选的实施方案中，步骤S7中包括如下内容：
采用粘度为1-5mPa.s、降阻率70％以上的低粘减阻水，起始排量取4-6m3/min，注入液量占该段总液量的20-30％后，加入粒径100-300目的支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：1％-3％-5％-7％-9％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分，总液量为100-200m3；
以粘度为1-9mPa.s的低粘减阻水携带70-140目支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：3％-5％-7％-9％-12％，液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；
以粘度为1-9mPa.s低粘减阻水携带70-140目支撑剂和优化的暂堵剂，砂液比为10％，排量为优化的最高值，液量为20m3；
当连续式加砂没有引起井口压力上升4-8Mpa时，再进行两个砂液比的连续式加砂施工。
在一些可选的实施方案中，步骤S8中包括如下内容：
以粘度为9-15mPa.s中粘减阻水携带40-70目支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：8％-10％-12％-14％-16％；液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；
用粘度50-70mPa.s的胶液，携带30-50目支撑剂，砂液比14％-16％；采用连续式加砂，液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；
以粘度为2-6mPa.s低粘减阻水携带优化的暂堵球，初始排量降至10m3/min，逐步提高到优化的最高排量，液量为当段井筒容积的100％～150％；
当连续式加砂井口压力上升速率达到1MPa/min以上时，降低砂液比浓度或提高支撑剂粒径施工。
在一些可选的实施方案中，所述再进行两个砂液比的连续式加砂施工具体为：采用中粘减阻水携带40-70目支撑剂，砂液比12％-14％。
在一些可选的实施方案中，步骤S6中所述每段酸用量为10-30m3，注酸排量为1-1.5m3/min，替酸排量为4-6m3/min。
在一些可选的实施方案中，步骤S10包括具体内容如下：
以粘度为9-15mPa.s中粘减阻水携带40-70目支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：8％-10％-12％-14％-16％；液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量。
在一些可选的实施方案中，步骤S11包括具体内容如下：
用粘度50-70mPa.s的胶液，携带30-50目支撑剂，砂液比14％-16％；采用连续式加砂，液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量。
本申请的有益效果是：本申请提供的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，采用更低粘液体材料或者能提高纹层渗透率的其它介质(如超临界二氧化碳)，再采用高粘液体提高排量从而提高净压力形成垂直主缝，结合有效的暂堵转向技术造成多裂缝的开启或裂缝转向形成分支裂缝，配套三或四级支撑剂充填多尺度缝，提高主缝导流、层理渗流的能力，最终形成“纵向主导缝+层理缝+分支裂缝+微纳米孔喉”的复杂裂缝网络体系，从而达到提高页岩油气压裂效果、增加产量的目的，最终实现页岩油气井的经济高效开发。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处描述和示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
应注意到：相似的标号和字母在下面表示类似项，因此，一旦某一项被定义，则在随后不需要对其进行进一步定义和解释。
以下结合实施例对本申请的特征和性能作进一步的详细描述。
页岩油储层孔隙结构具有强非均质性特征，以亚微米级和纳米级孔喉为主，其孔隙体积主要由纳米级孔喉控制，但对渗流起主要贡献作用的是页岩纹层结构的微米级孔喉和亚微米级孔喉。非线性渗流特征是页岩油储层孔隙结构非均质性的重要表现，即低速下只有尺度较大的孔喉或纹层参与渗流，随着渗流速度的增加，参与渗流的小尺度孔喉越来越多，岩石的渗透率不断增加。基于纹层内有机质层状分布、油气富集、水平渗透率高的储层特征，人工裂缝以“纵向垂直主导缝+层理缝”的“丰”字型缝网为主体，同时建立纹层与纳米级孔喉之间的畅通的改造更为有利。所以页岩改造就是尽可能充分沟通、支撑各级页岩纹层(微米缝、中微缝、大微缝和大页理缝)，保障纹层与纳米级孔喉之间的畅通，再形成纵向主缝，建立页岩纹层到井筒的大通道，最终形成“孤立的纳米级油气点、微米级油气滴—多个油气点、滴汇聚在各级纹层结构中形成油气膜片—多个油气膜片汇聚到纵向主缝中形成稳定的油气流”。这几个单元结合在一起形成页岩油气的复杂渗流网络，从而实现页岩油气的高效开发。
水平纹层打开难度较大。垂向裂缝转向需要克服最大最小水平应力差，“丰”字缝网需要开启水平纹层，需要充分考虑岩石弱面优势，同时克服上覆应力，才能更多的开启水平纹层，力学开启难度大；陆相高粘土页岩，以垂直裂缝为主，提高净压容易增大缝宽，实现多条纹层开启难度更高。为了改善水平纹层的渗透率，需要采用更低粘液体或者能提高纹层渗透率的其它介质(如超临界二氧化碳)，优先建立液体向纹层内滤失通道，进一步改善纹层渗透率，再采用低粘减阻水通过提高排量从而提高净压力形成垂直主缝及沿纹层弱面剪切裂缝，结合有效的暂堵转向技术造成裂缝转向形成分支裂缝，形成主缝保导流、层理提高渗流模式的改造理念。产生的分支缝、层理缝宽度处于低微米范围(50-200μm)，即使是目前最小的常规支撑剂尺寸也太大，无法进入这些裂缝网络。如果支撑剂由于其尺寸问题不能进入次生裂缝网络，随着压力的下降，这些次生裂缝网络将有可能收缩和闭合，使得大部分改造油藏体积(SRV)在生产阶段无效或浪费，导致页岩产量递减速度较快。所以对产生的分支缝、层理缝的支撑，需要采用更小粒径的支撑剂及更低砂比，最终形成“纵向主导缝+层理缝+分支裂缝+微纳米孔喉”的复杂裂缝网络体系，从而达到提高页岩油气压裂效果、增加产量的目的。
本发明采用的技术方案如下：
主要施工步骤：
1)页岩关键储层参数的评估
包括构造、断层及各种裂隙发育情况，岩性及敏感性、物性及含气性(包括吸附气比例)、岩石力学参数(包括储层水平方向及储层与上下隔层垂直方向的断裂韧性)及三向地应力参数、温度压力等。
2)压裂施工参数的优化
在步骤1)的基础上，应用常用的地质建模商业软件(比如PETROL)，建立精细的地质模型。然后，将地质模型导入页岩油气压裂产量动态预测常用的商业模拟软件(比如GOFFER)，模拟不同压裂施工参数下的裂缝扩展动态。具体压裂施工参数包括排量、粘度、液量及不同粘度液体的比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、施工砂液比、对应的泵注程序、暂堵剂球的类型及用量等。对支缝系统及水平层理缝系统的压裂施工参数模拟，同样按上述方法进行。只不过水平层理缝模拟要常用水平缝模型，而垂直主裂缝和支裂缝系统采用垂直缝模型。考虑到水平层理缝宽度较窄，对应模拟时设置的液体粘度下限应适当降低。最终总的压裂施工参数，除了液体粘度不能叠加外，其它的排量、液量及砂液比等都可相加求和获得。
3)地质工程双甜点评价及射孔位置确定
在步骤1)的基础上，按常规的多参数甜点评价模型，分别求取地质甜点及工程甜点，再按等权重方法，求取最终的综合甜点数据。结合步骤3)优化的裂缝总条数(由缝间距求取)，再结合套管固井质量和避开接箍位置，确定各簇射孔位置。至于段的划分，要将岩性及地应力相当，综合甜点也相当或接近的分在一个段内。
根据海陆相页岩脆性的不同，以及工程上降成本的不同需求，采用少段多簇的方法，单段射孔簇数可达4-6簇或8-10簇。
4)不同粘度减阻水、胶液、预处理酸液的配方优化
根据岩心矿物成分及岩心CST实验结果优选各种液体体系的粘土稳定剂类型及浓度；根据岩心润湿性优化液体体系的表面活性剂类型及浓度；根据岩心矿物成分及岩心溶蚀实验结果确定预处理酸液的配方；结合工艺目的与储层特征，陆相页岩用低粘减阻水(或超临界二氧化碳)，粘度1-5mPa.s；海相页岩用低粘减阻水或中粘减阻水，低粘减阻水粘度1-9mPa.s，中粘减阻水粘度9-15mPa.s；减阻水的降阻率达70％以上；胶液粘度50-70mPa.s。
5)射孔作业
按常规的射孔参数，如单簇长1-1.5m，孔密16-20孔/米，相位60度，孔径9.5mm。根据水平段穿行轨迹及纵向穿行等不同工艺需求，结合具体井段优化定向射孔方式。
采用常规的桥塞射孔联作工具，第一段采用连续油管或爬行牵引带射孔枪，其余段采用泵送方法携带射孔工具串。桥塞到位后座封，丢手，逐级上提射孔枪到预定位置，射孔，最后一起上提所有管串。
6)酸预处理作业
考虑到单段射孔簇数较多，每段酸用量可为10-30m3，注酸排量一般1-1.5m3/min，替酸排量一般4-6m3/min，以增加酸岩接触时间和压降效果。
7)采用粘度为1-5mPa.s、降阻率70％以上的低粘度减阻水(或超临界二氧化碳)，起始排量取4-6m3/min，液量占该段总液量的20-30％，等该段液量注入50％～60％，将剩余液量均分2-3份，排量对应逐步提高到步骤4)优化的最大排量，总液量为100-200m3。
8)注入本阶段液量的20％后，加入粒径100-300目的微细支撑剂，递进式体积砂液比依次为：1％-3％-5％-7％-9％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分。
9)以粘度为1-9mPa.s减阻水携带70-140目支撑剂，递进式体积砂液比依次为：3％-5％-7％-9％-12％；采用连续式加砂，每段液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；如果连续式加砂没有引起井口应力的显著变化，即井口压力没有上升4-8Mpa时，再进行40-70目支撑剂、砂液比12-14％的连续式加砂施工。
10)以粘度为1-9mPa.s减阻水携带70-140目支撑剂(砂液比为10％)和步骤4)中优化的暂堵剂，排量为优化的最高值，液量为20m3。
11)以粘度为9-15mPa.s减阻水携带40-70目支撑剂，递进式体积砂液比依次为：8％-10％-12％-14％-16％；采用连续式加砂，每段液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；如果连续式加砂引起井口应力的显著变化，即井口压力上升速率达到1MPa/min以上时，则降低砂液比浓度或采用70-140目支撑剂施工。
12)用粘度50-70mPa.s胶液，携带30-50目支撑剂，砂液比14-16％；采用连续式加砂，每段液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；如加砂引起井口应力的显著变化，则降低砂液比浓度或采用40-70目支撑剂施工，以确保施工的安全。
13)以粘度为2-6mPa.s减阻水携带步骤4)中优化的暂堵球，降排量至10m3/min，逐步提高到优化的最高排量，液量为当段井筒容积的100％～150％。
14)重复步骤9)～13)。
15)重复步骤11)～12)。
16)顶替液量为当段井筒容积的105-110％；排量为优化的最大排量；前期的30-40％顶替液采用粘度50-60mPa.s的胶液，以确保水平井筒无沉砂现象，最后用低粘减阻水进行顶替。
17)重复步骤5)～16)，依次进行剩余段压裂施工
实施例1：
井垂深4160m，测深5325m，水平段长1084m。通过本发明所提供的理论及方法进行优化设计，步骤及结果如下：
(1)页岩关键储层参数评价认为，该井岩性复杂，优质页岩发育，脆性中等，天然裂缝发育，泊松比高，裂缝延伸困难。
(2)确定地质甜点和工程甜点的综合甜点区(综合甜点>0.45)作为射确定孔簇位置的依据。分16段，平均单段段长67.8m。采用差异化分段方式，重点提高优质层段的改造效果，实现缝控储量的大幅度提高。
(3)进行裂缝动态扩展数值模拟优化，结果如下：排量大于16m3/min，单段压裂液用量2500m3左右，其中酸液20m3，低粘减阻水1400m3左右、中粘减阻水900m3左右、胶液180m3左右，单段支撑剂用量120m3左右，支撑剂采用(100/200目+70/140目陶粒+40/70目陶粒)实现组合立体支撑，保证各级裂缝支撑效果。
(4)单纯减阻水的实验室降阻率为69％，低粘减阻水粘度为4mPa.s，中粘减阻水粘度为12mPa.s，胶液粘度55mPa.s，酸液对岩心的溶蚀率为60％。
(5)射孔与下桥塞联作施工，单段一般射孔3簇，簇长1.5m，射孔密度16孔/m，孔径14.5m。
(6)预处理采用20m3稀盐酸，注酸排量1m3/min。
(7)采用2-4-6-8-12-14-16m3/min的阶梯提排量方式注入200m3低粘减阻水。
(8)注入本阶段液量的20％后，加入粒径100-200目的微细支撑剂，递进式砂液比为：3％-5％-7％-9％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分。
(9)采用低粘减阻水携带70-140目支撑剂，递进式砂液比为：4％-6％-8％-10％；采用连续式加砂，每段液量为当段井筒容积的120％，排量17m3/min；如砂液比段塞式加砂没有引起井口应力的显著变化，再采用中粘减阻水，进行两个40-70目砂液比10-12％的连续式加砂施工。
(10)以低粘减阻水携带70-140目支撑剂(砂液比为10％)和步骤4)中优化的暂堵剂，排量为17m3/min，液量为100m3。
(11)以中粘减阻水携带40-70目支撑剂，递进式砂液比为：6％-8％-10％-12％；采用连续式加砂，每段液量为当段井筒容积的120％，排量17-18m3/min；如砂液比段塞式加砂引起井口应力的显著变化，则降低砂液比浓度或采用70-140目支撑剂施工。
(12)用粘度50-70mPa.s胶液，携带40-70目支撑剂，砂液比14-16％；采用连续式加砂，每段液量为当段井筒容积的150％，排量17-18m3/min；如加砂引起井口应力的显著变化，则降低砂液比浓度，以确保施工的安全。
(13)以低粘减阻水携带步骤4)中优化的暂堵球，降排量至10m3/min，逐步提高到17m3/min，液量为当段井筒容积的150％。
(14)重复步骤(9)～(13)。
(15)重复步骤(11)～(12)。
(16)顶替液共注入70m3，其中包括20m3胶液及50m3低粘减阻水。
(17)重复步骤(5)～(16)，依次进行剩余段压裂施工。压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作。
通过本发明实施，该井压后初期日产油66.8吨，控压生产152天，日产油60.0吨，套压21.8MPa，累产油8250吨，预测EUR3.6万吨，取得页岩油重大进展。
以上所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
Claims (10)
1.一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1)页岩关键储层参数的评估：
开展包括构造、断层及各种裂隙发育情况、岩性及敏感性、物性、岩石力学参数及三向地应力参数、温度压力的参数评估，所述岩石力学参数包括储层水平方向及储层与上下隔层垂直方向的断裂韧性；
S2)压裂施工参数的优化：
建立地质模型，运用地质模型模拟不同压裂施工参数下的裂缝扩展动态及压裂产量动态预测，具体压裂施工参数包括排量、粘度、液量及不同粘度液体的比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、施工砂液比、对应的泵注程序、暂堵剂或球的类型及用量；
S3)地质工程双甜点评价及射孔位置确定：
按多参数甜点评价模型，分别求取地质甜点及工程甜点，再按等权重方法，求取最终的综合甜点数据，结合所述模拟的裂缝之间的间距求得的裂缝总条数，再结合套管固井质量和避开接箍位置，确定各簇射孔位置，将岩性及地应力相当，综合甜点也相当或接近的射孔划分在一个段内；
S4)压裂液中不同粘度减阻水、胶液、预处理酸液的配方优化：
根据岩心矿物成分及岩心CST实验结果优选各种液体体系的粘土稳定剂类型及浓度；根据岩心润湿性优化液体体系的表面活性剂类型及浓度；根据岩心矿物成分及岩心溶蚀实验结果确定预处理酸液的类型及浓度；
S5)射孔作业：
按射孔参数，根据水平段穿行轨迹及纵向穿行等不同工艺需求，结合具体井段优化定向射孔方式；
S6)酸预处理作业：
根据每段射孔簇数数量，确定每段酸的用量、注酸排量和替酸排量；
S7)一级加砂施工：
采用低粘减阻水变排量沟通延伸裂缝，逐步提高减阻水的排量到优化排量，注入本阶段优化液量的一定占比后，加入支撑剂，体积砂液比阶梯增长，每个阶段的按照剩余液量均分；以低粘减阻水携带支撑剂连续式加砂，完成加砂后，以低粘减阻水携带支撑剂和优化的暂堵剂；
S8)二级加砂施工：
以中粘减阻水携带支撑剂，连续式加砂，再以胶液携带支撑剂连续式加砂，完成加砂后，以低粘减阻水携带优化的暂堵球；
S9)根据需要依次重复步骤S7和S8；
S10)以中粘减阻水携带支撑剂连续式加砂施工；
S11)以胶液携带支撑剂连续式加砂施工；
S12)顶替作业：
顶替液量为当段井筒容积的105-110％；排量为优化的最大排量；前期的30-40％顶替液采用胶液，最后用低粘减阻水进行顶替；
S13)重复步骤S5～S12，依次进行剩余段压裂施工。
2.根据权利要求1所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S2中裂缝分为垂直主裂缝和支裂缝系统及水平层理缝系统，垂直主裂缝和支裂缝系统采用垂直缝模型进行模拟优化，水平层理缝模拟采用水平缝模型进行模拟优化，同时，水平层理缝宽度相比垂直主裂缝和支裂缝窄，对应模拟时设置的液体粘度下限降低，最终总的压裂施工参数，除了液体粘度不能叠加外，其它的排量、液量及砂液比都以相加求和获得。
3.根据权利要求1或2所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S4中不同粘度减阻水分为：低粘减阻水和中粘减阻水，低粘减阻水的粘度为1-9mPa.s，中粘减阻水的粘度为9-15mPa.s，减阻水的降阻率达70％以上；所述胶液粘度50-70mPa.s。
4.根据权利要求1或2所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S5中所述定向射孔方式具体为：
采用桥塞射孔联作工具，第一段采用连续油管或爬行牵引带射孔枪，其余段采用泵送方法携带射孔工具串，桥塞到位后座封，丢手，逐级上提射孔枪到预定位置，射孔，最后一起上提所有管串。
5.根据权利要求3所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S7中包括如下内容：
采用粘度为1-5mPa.s、降阻率70％以上的低粘减阻水，起始排量取4-6m3/min，注入液量占该段总液量的20-30％后，加入粒径100-300目的支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：1％-3％-5％-7％-9％，每个加砂阶段体积按剩余液量均分，总液量为100-200m3；
以粘度为1-9mPa.s的低粘减阻水携带70-140目支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：3％-5％-7％-9％-12％，液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；
以粘度为1-9mPa.s低粘减阻水携带70-140目支撑剂和优化的暂堵剂，砂液比为10％，排量为优化的最高值，液量为20m3；
当连续式加砂没有引起井口压力上升4-8Mpa时，再进行两个砂液比的连续式加砂施工。
6.根据权利要求5所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S8中包括如下内容：
以粘度为9-15mPa.s中粘减阻水携带40-70目支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：8％-10％-12％-14％-16％；液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；
用粘度50-70mPa.s的胶液，携带30-50目支撑剂，砂液比14％-16％；采用连续式加砂，液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量；
以粘度为2-6mPa.s低粘减阻水携带优化的暂堵球，初始排量降至10m3/min，逐步提高到优化的最高排量，液量为当段井筒容积的100％～150％；
当连续式加砂井口压力上升速率达到1MPa/min以上时，降低砂液比浓度或提高支撑剂粒径施工。
7.根据权利要求5所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，所述再进行两个砂液比的连续式加砂施工具体为：采用中粘减阻水携带40-70目支撑剂，砂液比12％-14％。
8.根据权利要求1所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S6中所述每段酸用量为10-30m3，注酸排量为1-1.5m3/min，替酸排量为4-6m3/min。
9.根据权利要求7或8所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S10包括具体内容如下：
以粘度为9-15mPa.s中粘减阻水携带40-70目支撑剂，连续式加砂，递进式体积砂液比依次为：8％-10％-12％-14％-16％；液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量。
10.根据权利要求7或8所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S11包括具体内容如下：
用粘度50-70mPa.s的胶液，携带30-50目支撑剂，砂液比14％-16％；采用连续式加砂，液量为当段井筒容积的100％～150％，排量为优化的最高排量。
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| CN117633409A (zh) * | 2024-01-25 | 2024-03-01 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 计算页岩油气储层压裂缝网渗流参数的方法、系统及设备 |
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