一种页岩水力压裂方法技术

本发明专利技术涉及一种页岩水力压裂方法，其包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂，在此过程中所述携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全注入到地层。该方法解决目前深层页岩气储层高温高压环境下施工压力高、压裂液效率低、造缝效果差、加不进砂、甚至施工中砂堵等技术难点。

A shale hydraulic fracturing method

The invention relates to a method for hydraulic fracturing of shale, which comprises the following steps: step S10: injection of prepad fluid to formation fracture and cracks in the formation; step S20: successive injection of sand carrying fluid to support the formation of cracks and fracturing of strata, and the proppant grain viscosity in the process of the sand fluid size increases; step S30: injected into the wellbore fluid in the wellbore to the sand carrying fluid is injected into the formation completely. The method solves the technical difficulties such as high construction pressure, low fracturing fluid efficiency, poor seam forming effect, no sand addition, and even sand plugging during construction.

【技术实现步骤摘要】
一种页岩水力压裂方法
本专利技术涉及油气开采领域，特别是涉及一种页岩水力压裂方法。
技术介绍
页岩水力压裂技术是建立在非平面裂缝扩展理论基础之上，尽可能通过改变泵注工艺和施工参数，来增加压裂裂缝的复杂性，在形成一条或者多条主裂缝的同时，尽可能让主裂缝沟通更多的天然裂缝或岩石层理以及次生裂缝，从而实现人工裂缝与天然裂缝相互交错的裂缝网络来达到增加页岩气层改造体积的效果。现有技术中的页岩水力压裂工艺方法主要是提高排量施工、增加压裂规模、滑溜水与线性胶混合压裂、强制闭合+快速返排+多次加砂工艺、使用低黏度压裂液和小粒径支撑剂等，这些单一的压裂工艺方法在实际应用过程中受到页岩气储层条件限制，适用于一般埋深(3000m以浅)的页岩气井压裂。通过相关文献检索，针对深层页岩压裂的工艺方法报道的相对较少，深层页岩气藏主要特点是埋藏深、高温、高压、高破裂压力，储层强度高、施工难度大，加砂困难，常规页岩气藏大规模滑溜水压裂工艺有一定局限性；即使是页岩储层脆性较高、应力差异较小，但在深层高闭合应力作用下常规滑溜水压裂工艺无法保证形成主力裂缝通道而影响后续加砂。已报道的深层页岩储层加砂压裂如采用了：优选压裂管柱降低施工摩阻、酸化预处理降低破裂压力、低摩阻及低伤害降阻水压裂液体系优选、大排量、大液量、低砂比、多段塞加砂工艺，通过现场实施一定程度上虽降低了深层页岩压裂施工风险，但从文献提供的压裂过程分析与解释结果来看，排量受限，未能达到设计要求，进一步影响到缝宽和导流能力以及净压力控制的裂缝转向半径，是造成改造效果不理想的重要因素。
技术实现思路
针对上述技术问题，本专利技术提出了一种页岩水力压裂方法，其包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂，在此过程中携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径随时间增长具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全替入到地层。在一个具体的实施例中，在步骤S20中，在相邻两次注入携砂液操作之间还注入粘度与前一次携砂液相同的压裂液。在一个具体的实施例中，在步骤S20中，首先向井筒内注入以滑溜水为主体的携砂液，然后向井筒内注入以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液，最后向井筒内注入以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液。在一个具体的实施例中，在步骤S20中，分多次将以滑溜水为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为100目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从1％提升到5％，再注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从4％提升到8％；分多次将以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的且支撑剂为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液注入到井筒中，并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从9％提升到15％；分多次将以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从12％提升到16％，再注入支撑剂为粒径为30～50目的陶粒支撑剂的携砂液并陶粒支撑剂的体积比为15％。在一个具体的实施例中，页岩水力压裂方法还包括在步骤S10之前实施的步骤S01～S02，步骤S01：向井筒中注入滑溜水，以将井筒内的钻井污染物冲刷到地层深处；步骤S02：向井筒内注入预处理酸液，以疏通射孔孔眼、降低岩石强度。在一个具体的实施例中，步骤S10包括步骤S11，步骤S11：向井筒内注入前置液，当井筒内的一半体积的预处理酸液进入到地层时降低前置液的注入排量直到预处理酸液全部进入到地层。在一个具体的实施例中，步骤S10还包括步骤S11之后步骤S12，步骤S12：向井筒内注入1.5倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液以对地层进行前置造缝。在一个具体的实施例中，步骤S10还包括步骤S12之后步骤S13，步骤S13：向井筒内注入2～2.5倍井筒容积的滑溜水以对地层进行前置造缝。在一个具体的实施例中，在步骤S30中，向井筒内注入0.25～0.3倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液，再向井筒内注入至少1倍井筒容积的滑溜水。采用该方法压裂阶段采用多种粘度压裂液分阶段交替注入，低粘液体可以进入天然裂缝及层理缝中扩大流动通道，当浸入天然裂缝时，作为“润滑剂”，降低裂缝面的摩擦阻力，易形成更高渗透率的剪切缝，迫使整个裂缝系统扩展到更大范围；而后增加压裂液的粘度，高粘度的压裂液增加主裂缝缝宽和延伸长度，有利于提升净压力诱使裂缝在一定条件下发生转向沟通更多的天然裂缝和层理弱面，同时可提升压裂液携砂能力，增加砂液比，提高裂缝导流能力。小粒径支撑剂用于打磨弯曲裂缝、减小近井摩阻、降低施工压力，同时，对近井大量的天然裂缝有一定封堵作用，以确保主裂缝的延伸。此外，在深层高破裂压力、高闭合应力状态下，小粒径支撑剂铺置能保持一定的裂缝导流能力并提供满足压裂液进入的通道。中粒径和稍大粒径的支撑剂分别用于支撑主裂缝和填充缝口，支撑剂组合铺置可有效改善裂缝导流能力。尤其是，采用该页岩水力压裂方法对深层页岩层(3000m以上的页岩层)的压裂能取得很好的效果。附图说明在下文中将基于实施例并参考附图来对本专利技术进行更详细的描述。图1显示了本专利技术的一种实施例中的页岩水力压裂方法的流程图；图2显示了本专利技术的一种具体实施例中进行水力压裂的施工曲线图。在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例绘制。具体实施方式图1显示了本专利技术的一种实施方式中的页岩水力压裂方法的流程。以对页岩气储层进行水平井分段压裂施工为例进行详细说明。该页岩水力压裂方法在对页岩气井进行下套管完井工艺、射孔工艺施工以后进行实施。下套管完井工艺是指将若干个两两依次密封连接的套管构成的套管柱放入页岩气井内，并用套管柱支撑住页岩气井，套管柱内形成通道，套管柱将该通道与地层隔离开来。射孔工艺是指将射孔专用仪器设备通过套管柱输送到井下预定深度，对准页岩地层引爆射孔器，聚能射孔弹被导爆索引爆后，爆轰波以7000～8000m/s向前传播，产生高温、高压冲击波，从而穿透套管柱进入地层，形成一个孔道，孔道即为射孔孔眼，构成页岩地层至套管柱内连通的一项技术。该页岩水力压裂方法在页岩气水平裂压技术的下套管完井工艺、射孔工艺实施后进行。这时，形成了具有射孔孔眼的套管完井井筒。套管完井井筒包括页岩气井以及紧贴页岩气井井壁的套管柱。套管柱上的孔眼与页岩地层上的裂缝连通，形成射孔孔眼。套管柱封固页岩气井，使得页岩气井在没有射孔孔眼的位置无法通过套管柱内的通道与地表连通。步骤S01：向井筒内注入滑溜水，以将井筒内能与酸发生化学反应的钻井污染物冲到地层深处。在第一段压裂位置进行射孔施工后，向井筒内注入滑溜水。滑溜水的注入的排量为2～4m3/min，滑溜水的注入体积为1倍井筒的容积。滑溜水将淤积在井筒内的钻井污染物沿着射孔孔眼冲入到地层。步骤S02：向井筒内注入预处理酸液，以疏通射孔孔眼、降低岩石强度。预处理酸液可以是强酸的水溶液。酸液配方主要依据页岩储本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种页岩水力压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂，在此过程中所述携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径随时间增长具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全替入到地层。

【技术特征摘要】
1.一种页岩水力压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂，在此过程中所述携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径随时间增长具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全替入到地层。2.根据权利要求1所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，在相邻两次注入携砂液操作之间还注入粘度与前一次携砂液相同的压裂液。3.根据权利要求2所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，首先向井筒内注入以滑溜水为主体的携砂液，然后向井筒内注入以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液，最后向井筒内注入以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液。4.根据权利要求3所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，分多次将以滑溜水为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为100目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从1％提升到5％，再注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从4％提升到8％；分多次将以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的且支撑剂为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液注入到井筒中，并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从9％提升到15％；分多次将以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为...

【专利技术属性】
技术研发人员：王海涛，蒋廷学，张旭东，卞晓冰，李双明，李奎为，苏瑗，卫然，王宝峰，李洪春，
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