一种油气井压裂方法技术

本发明专利技术属于石油开采领域，具体涉及一种油气井压裂方法，包括采用不同黏度的压裂液、酸液和液体载体等液体多级注入的方法实现压裂改造体积的最大化。根据本发明专利技术提供的方法不使用或少用支撑剂，而是通过分级注入的压裂液和酸液的物理及化学综合作用，在裂缝中形成岩石自支撑效应，并实现复杂裂缝在主裂缝范围内的全覆盖及有效连通，从而明显增加压裂裂缝的导流能力，提高压裂施工效果。

【技术实现步骤摘要】
一种油气井压裂方法
本专利技术涉及一种油气井压裂方法，特别涉及一种尤其适用于页岩油气井的压裂方法，属于石油开采领域。
技术介绍
目前，页岩气水平井体积压裂技术主要采用低黏度滑溜水和中高黏度胶液的混合压裂方法。首先利用滑溜水造缝，沟通和延伸众多的微裂缝系统，同时携带70-140目小粒径支撑剂和/或40-70目支撑剂，然后利用中高黏度的胶液造主缝，并携带40-70目和30-50目大粒径支撑剂。这种压裂技术在现场应用已获得较大的成功，并在涪陵、长宁和威远等地区实现了页岩气的商业性开发。但是，上述压裂技术也存在一些局限性。例如，经过压裂后，只在近井裂缝带形成了复杂裂缝系统，远井地带裂缝的复杂程度偏低，裂缝的改造体积有进一步提升的空间。压裂施工的综合砂液比一般在5％以下，在深层页岩气压裂时更低，一般在3％左右。因此，不管是主缝还是支缝，或是与支缝连通的微缝，导流能力都相对不足，随着生产时间的延长，有效闭合压力不断加大，裂缝导流能力递减较快，由此导致裂缝失效的可能性增大，压裂的有效周期缩短，尤其是在深层高闭合压力时更是如此。因此，需要研究并提出一种新的体积压裂技术，以提高储层改造体积，避免裂缝导流能力快速递减，延长压裂的有效周期，提高页岩压裂效果。
技术实现思路
针对现有压裂技术中储层改造体积不足、裂缝导流能力递减较快以及压裂的有效周期较短等缺陷，本专利技术旨在提供一种新的油气井压裂方法，尤其是特别适用于页岩油气井的压裂方法，以充分造缝并沟通主裂缝、支裂缝及与支裂缝连通的微裂缝，最大限度地提高储层改造体积(SRV)。根据本专利技术提供的油气井压裂方法，包括以下步骤：1)测定地层参数；2)基于步骤1)所测定的地层参数，确定射孔位置，并选择压裂施工参数；3)实施射孔作业，并对目标地层进行预处理；4)向目标地层注入第一压裂液，任选地，在注入过程中，在所述第一压裂液中加入支撑剂；5)向地层注入第二压裂液，其中，所述第二压裂液的黏度大于所述第一压裂液的黏度；任选地，6)向地层先后注入所述第一压裂液和所述第二压裂液，7)向地层先后注入所述第一压裂液和第三压裂液，其中，所述第三压裂液的黏度大于或等于所述第二压裂液的黏度；8)向地层注入酸液；和9)破胶返排。在本专利技术提供的压裂方法中，通过压裂液、酸液和多级交替注入，使其在地层裂缝产生物理、化学作用，进而一方面可利用裂缝面的自支撑作用，另一方面利用酸岩反应形成的渗流通道，在裂缝中形成类似高通道压裂的无限裂缝导流能力，从而大幅提高压裂的有效周期，实现复杂裂缝在主裂缝范围内的全覆盖及有效连通，最终达到最大限度的提高页岩气井压裂效果的目的。如前文所述，在本领域现有技术中，通常首先利用滑溜水造缝，沟通和延伸众多的微裂缝系统，同时携带70-140目小粒径支撑剂和/或40-70目支撑剂，然后利用中高黏度的胶液造主缝，并携带40-70目和30-50目大粒径支撑剂。目前采用压裂技术中，压裂裂缝内的支撑剂是在岩石闭合裂缝面上进行支撑，在闭合压力的作用下会快速破碎。然而，考虑到支撑剂的导流能力在闭合压力作用下递减迅速，尤其是在深层高闭合压力条件下，递减更快，为了增加裂缝的导流能力，本专利技术引入并采用了岩石自支撑的效应，即有部分岩石压开后自然闭合，不管闭合压力有多大，都不会把岩石的骨架破坏。在本专利技术中，在整个压裂过程中均无需使用支撑剂，或者可仅在泵注压裂液前期加入支撑剂。本专利技术的方法不依靠支撑剂支撑裂缝，通过采用步骤4)-步骤8)所述的施工步骤，在裂缝面上产生岩石自支撑作用，同时步骤8)注入的酸液与岩石发生化学作用，形成低于自支撑的岩石壁面的裂缝通道面，且相互连通，由此无支撑剂支撑也可获得类似高通道压裂的无限裂缝导流能力。此时，不管闭合压力有多高，形成的裂缝几乎不受任何闭合压力的影响，因此，裂缝导流能力不但接近无限大，而且导流能力递减相当慢，压裂的有效周期也可大幅度延长，从而大大提高压裂增产的效果。在本专利技术的一些实施方案中，作为主要步骤，步骤4)-步骤8)中均不使用支撑剂。另外，可选择地，本专利技术方法的步骤4)可以使用或不使用支撑剂。在本专利技术的一些实施方案中，步骤4)中使用支撑剂。在一些进一步的实施方案中，步骤4)中使用支撑剂，而步骤5)-步骤8)不使用支撑剂。如上所分析的，本专利技术的方法中，即便不使用支撑剂，或者仅仅在步骤4)中使用小粒径的支撑剂，也能在裂缝中产生自支撑的作用，避免了支撑剂破碎导致的导流能力的快速递减问题，从而可大幅度提高压裂的有效周期。根据本专利技术的一些优选实施方式，在步骤8)中，所述酸液被包裹在胶囊中，所述胶囊被液体载体携带输送至地层中。将酸液包裹在胶囊中，可以起到防止酸液与先前注入的高黏胶液反应而降低胶液的黏度的作用。当包裹有酸液的胶囊达到预定位置后，随着地层温度的恢复，胶液黏度慢慢降低，裂缝慢慢闭合，这种闭合压力的挤压以及地层温度的双重作用，会破坏胶囊，胶囊内的酸液会与接触的岩石发生化学反应，形成多个类似蚓孔酸蚀通道，进而有助于产生类似高通道压裂的无限裂缝导流能力。优选地，所述液体载体的黏度在0.5mPa.s～4mPa.s，优选1mPa.s～3mPa.s，以产生明显的“粘滞指进”效应，即后续注入的低粘液体在之前注入的相对高粘液体中优先突破，形成流动通道。优选地，所述酸液对目标地层的岩心的溶蚀率(测定温度为地层条件对应的温度)在25％以上，更优选30-40％，以提高形成的酸蚀裂缝导流能力效果。进一步优选地，延伸与溶蚀天然裂缝中的碳酸盐矿物可选用盐酸，溶蚀地层中的复杂岩性可选用土酸体系。具体的盐酸和土酸的配方，可在岩心矿物组分分析的基础上，结合天然裂缝中充填物的成分分析、岩心酸溶蚀及酸液配伍性等实验结果来选择和优化。例如，如果天然裂缝中充填成分为碳酸盐矿物，或者岩心中的碳酸盐矿物含量较高(如大于12％)，可在施工的前期考虑盐酸。在本专利技术的优选实施方案中，施工后期均优选地采用土酸。由于土酸中的HF和HCl成份可分别溶蚀不同的岩石成分，因此更容易在岩石表面形成刻蚀。在本专利技术的一些优选实施方案中，所述酸液包括先后注入的第一酸液和第二酸液，所述第一酸液被第一液体载体携带输送，所述第二酸液被第二液体载体携带输送，其中，所述第一酸液与所述第二酸液相同或不同，其中，所述第二酸液优选为土酸；所述第二液体载体的黏度大于所述第一液体载体的黏度。酸液胶囊的排量要相对高，以保证“粘滞指进”的轨迹能更长和更粗。因此，在进一步优选的实施方案中，所述第二酸液的注入排量大于第一酸液的注入排量。更进一步优选地，第一酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量的65-75％，第二酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量。如此，可将“粘滞指进”的轨迹变粗、拉长，增大“粘滞指进”的效果。优选地，第一液体载体的黏度在0.5-2mPa.s，例如1mPa.s；第二液体载体的黏度在2.5-4mPa.s，例如3mPa.s。在本专利技术的一些优选实施方案中，第一液体载体为黏度为0.5-2mPa.s，优选1mPa.s的乳液型滑溜水；第二液体载体为黏度为2.5-4mPa.s，优选3mPa.s的乳液型滑溜水。由于“粘滞指进”不是一种轨迹在穿行，可以有2～3种平行延伸的指进轨迹，等到这些酸液胶囊达到预定位置后，包括主缝及支缝，随着地层温度的恢复，胶液黏度慢慢降低，裂本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种油气井压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：1)测定地层参数；2)基于步骤1)所测定的地层参数，确定射孔位置，并选择压裂施工参数；3)实施射孔作业，并对目标地层进行预处理；4)向目标地层注入第一压裂液，任选地，在注入过程中，在所述第一压裂液中加入支撑剂；5)向地层注入第二压裂液，其中，所述第二压裂液的黏度大于所述第一压裂液的黏度；任选地，6)向地层先后注入所述第一压裂液和所述第二压裂液，7)向地层先后注入所述第一压裂液和第三压裂液，其中，所述第三压裂液的黏度大于或等于所述第二压裂液的黏度；8)向地层注入酸液；和9)破胶反排。

【技术特征摘要】
1.一种油气井压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：1)测定地层参数；2)基于步骤1)所测定的地层参数，确定射孔位置，并选择压裂施工参数；3)实施射孔作业，并对目标地层进行预处理；4)向目标地层注入第一压裂液，任选地，在注入过程中，在所述第一压裂液中加入支撑剂；5)向地层注入第二压裂液，其中，所述第二压裂液的黏度大于所述第一压裂液的黏度；任选地，6)向地层先后注入所述第一压裂液和所述第二压裂液，7)向地层先后注入所述第一压裂液和第三压裂液，其中，所述第三压裂液的黏度大于或等于所述第二压裂液的黏度；8)向地层注入酸液；和9)破胶反排。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤8)中，所述酸液被包裹在胶囊中，所述胶囊被液体载体携带输送至地层中；优选地，所述液体载体的黏度在0.5mPa.s～4mPa.s。3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述酸液对目标地层的岩心的溶蚀率在25％以上，优选30-40％。4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述酸液包括先后注入的第一酸液和第二酸液，所述第一酸液被第一液体载体携带输送，所述第二酸液被第二液体载体携带输送，其中，所述第一酸液与所述第二酸液相同或不同，所述第二酸液优选为土酸，所述第一酸液优选为盐酸；所述第二液体载体的黏度大于所述第一液体载体的黏度；优选地，所述第二酸液的注入排量大于第一酸液的注入排量。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，第一酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量的65-75％，第二酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量；优选地，第一酸液的用量为第二酸液的30-40体积％。6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，所述第一压裂...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，贾长贵，肖博，李双明，卞晓冰，王海涛，苏瑗，卫然，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：北京,11