一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法技术

本发明专利技术公开了一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。包括：(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；(3)第一段进行射孔作业；(4)进行酸处理；(5)采用高黏度胶液造主缝；(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行缝内暂堵施工；(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；(11)采顶替施工。本发明专利技术能够改善现在压裂过程中所存在的问题，从而增大高黏土含量的页岩有效改造体积，提高裂缝复杂性。

【技术实现步骤摘要】
一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法
本专利技术涉及页岩气藏增产
，具体是涉及一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。
技术介绍
我国页岩气资源丰富，但由于其低孔低渗的特点，需通过体积压裂作业才可以获得商业性气流。值得注意的是，陆相页岩、海陆过渡相页岩以及部分海相页岩的黏土含量都相对较高，部分甚至在50％以上，给体积压裂作业带来了较大的困难。这是由于随着黏土含量的增加，页岩的塑性特征大幅度增加，页岩破裂与延伸难度大幅度提高，分支缝的开启难度也随之增大，最终对增大有效改造体积造成了极大的困难。因此，如何进一步增大高黏土含量页岩的有效改造体积，已成为页岩气井水力压裂作业的重要问题之一。中国专利CN108009705A公开了一种基于支持向量机技术的页岩储层可压性评价方法，但是并没有涉及到高粘土含量的页岩有效体积压裂方法。中国专利CN107942032A公开了一种细粒沉积露头研究方法，但是并没有涉及到高粘土含量的页岩有效体积压裂方法。中国专利CN106204303A公开了一种基于权重分配的页岩气储层可压性评价方法，根据地质甜点和工程甜点因素，优选可压性评价参数，从评价页岩储层含气性和易改造性潜力的角度出发，通过标准化地质甜点参数，综合矿物组分含量与细观力学参数计算工程甜点参数，构建了可以对储层进行连续判断的可压性评价模型，该专利技术提页岩储层可压性的分析方法，但是并没有涉及到高粘土含量的页岩有效体积压裂方法目前，针对高黏土含量页岩，体积压裂的基本思路是通过高胶液比例和小簇间距来增加缝间应力干扰作用，从而增大裂缝复杂性。基于该思路，压裂采用的主要工艺措施是多段少簇，并增加高黏度胶液的比例。以上方法虽然在压裂改造中取得了一定的效果，但是，并没有从根本上解决高黏土含量页岩的压裂难题，即：施工压力高、压后裂缝复杂性程度及改造体积低。因此，亟需一种新的高黏土页岩水力压裂技术，以解决现有工艺的技术局限性。
技术实现思路
为解决现有技术中出现的问题，本专利技术提供了一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。能够改善现在压裂过程中所存在的问题，如：施工压力高、压后裂缝复杂性程度及改造体积低等，从而增大高黏土含量的页岩有效改造体积，提高裂缝复杂性。本专利技术的目的之一是提供一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法。包括：步骤(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；步骤(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；步骤(3)第一段进行射孔作业；步骤(4)进行酸处理；步骤(5)采用高黏度胶液造主缝；步骤(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；步骤(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行1～2次缝内暂堵施工；步骤(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；步骤(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；步骤(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；重复簇间暂堵施工1～2次；步骤(11)采用中黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替施工；步骤(12)下入桥塞，重复步骤(3)-步骤(11)，直至所有段施工完成；步骤(13)压后钻塞、返排、测试及求产。其中，优选：步骤(2)中，当储层参数的准确性较差时，参照常规页岩气井压裂的优化结果，段长降低20-30％，簇数增加40％～60％。储层参数的准确性较差：当无法通过取心岩心进行岩心力学性能测试，或在通过测井数据获取储层参数上受限时。步骤(4)中，酸量为10-20m3，注酸排量为1-1.5m3/min，替酸排量为3-6m3/min；等酸进入靠近A靶点的第一簇射孔裂缝处后，再将替酸排量降低到先期的注酸排量；然后，根据簇数，分1-3次将替酸排量逐步增加，每次增加值1-2m3/min，以促进酸均匀进入各簇炮眼中。步骤(5)中，采用黏度60-80mPa.s高黏度胶液，排量取井口限压下的最大值，且在1-2min内提到位；液量为100-150m3。步骤(6)中，采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，携带粒径70～140目支撑剂进行施工，排量取井口限压下的最高值；采用段塞式加砂方式，砂液比为2-4-6-8％，每个砂液比的滑溜水体积为20-30m3，隔离液与携砂液的体积比为(1～1.5):1。步骤(7)中，采用黏度60-80mPa.s的高黏度胶液进行暂堵压裂作业时，携带暂堵剂的排量为步骤(5)中最高排量的40～60％；连续加入暂堵剂，剂液比为5-10-15％，保持井口压力上升速度在1MPa/min～2MPa/min之间；当暂堵次数为2次时，在两次暂堵剂加入之间，重复步骤(6)一次。步骤(8)中，当步骤(7)中加入的暂堵剂完全溶解后，注入含有40～70目支撑剂的黏度为30-40mPa.s的中黏度胶液，，排量取井口限压下的最高值；加砂模式为长段塞模式，砂液比分别按6-8-10％和12-14-16％进行，单段液量45-60m3，中间隔离液的体积为井筒容积的1.1-1.2倍。步骤(9)中，注入含有30～50目支撑剂的黏度为60-80mPa.s的高黏度胶液，，按连续加砂模式进行施工，排量取井口限压下的最高值，支撑剂粒径30-50目，砂液比按15-19-23-27-31％进行，液量25-50m3。步骤(10)中，单次暂堵球数量比一簇射孔的总孔数多15-20％；暂堵球的孔径比孔眼直径大2-3mm，携带液为黏度60-80mPa.s的高黏度胶液，排量取2-3m3/min，所有暂堵球在1min内投完；当所有暂堵球到位后，井口压力有5MPa以上的升幅。重复簇间暂堵施工1～2次，具体为：重复步骤(5)～(9)1至2次，当重复次数为2次时，中间需重复步骤(10)1次，即：步骤(5)～(9)步骤(10)步骤(5)～(9)。步骤(11)中，顶替液液量取当段井筒容积的110-120％，前30-40％的顶替液为黏度30-40mPa.s的中黏度胶液，其余采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，排量取井口限压下的最高值。本专利技术具体可采用以下技术方案：包括以下步骤：(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；(3)第一段进行射孔作业；(4)进行酸处理；(5)采用高黏度胶液造主缝；(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行1～2次缝内暂堵施工；(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；重复簇间暂堵施工1～2次；(11)采用中黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替施工；(12)下入桥塞，重复步骤(3)-步骤(11)，直至所有段施工完成；(13)压后钻塞、返排、测试及求产。根据本专利技术，所本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：/n步骤(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；/n步骤(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；/n步骤(3)第一段进行射孔作业；/n步骤(4)进行酸处理；/n步骤(5)采用高黏度胶液造主缝；/n步骤(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；/n步骤(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行1～2次缝内暂堵施工；/n步骤(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；/n步骤(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；/n步骤(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；重复簇间暂堵施工1～2次；/n步骤(11)采用中黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替施工；/n步骤(12)下入桥塞，重复步骤(3)-步骤(11)，直至所有段施工完成；/n步骤(13)压后钻塞、返排、测试及求产。/n

【技术特征摘要】
20190610 CN 20191049637921.一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：
步骤(1)分析页岩的可压性、力学性质及压裂品质；
步骤(2)优化设计裂缝形态参数及压裂施工参数；
步骤(3)第一段进行射孔作业；
步骤(4)进行酸处理；
步骤(5)采用高黏度胶液造主缝；
步骤(6)注入携带70～140目的低黏度滑溜水；
步骤(7)采用高黏度胶液配合暂堵剂进行1～2次缝内暂堵施工；
步骤(8)注入携带40～70目支撑剂的中黏度胶液；
步骤(9)注入携带30～50目支撑剂的高黏度胶液；
步骤(10)采用高黏度胶液配合暂堵球进行簇间暂堵施工；重复簇间暂堵施工1～2次；
步骤(11)采用中黏度胶液和低黏度滑溜水进行顶替施工；
步骤(12)下入桥塞，重复步骤(3)-步骤(11)，直至所有段施工完成；
步骤(13)压后钻塞、返排、测试及求产。


2.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(2)中，当储层参数的准确性较差时，参照常规页岩气井压裂的优化结果，段长降低20-30％，簇数增加40％～60％。


3.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(4)中，
酸量为10-20m3，注酸排量为1-1.5m3/min，替酸排量为3-6m3/min；等酸进入靠近A靶点的第一簇射孔裂缝处后，再将替酸排量降低到先期的注酸排量；然后，根据簇数，分1-3次将替酸排量逐步增加，每次增加值1-2m3/min，以促进酸均匀进入各簇炮眼中。


4.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(5)中，
采用黏度60-80mPa.s高黏度胶液，排量取井口限压下的最大值，且在1-2min内提到位；液量为100-150m3。


5.如权利要求1所述的高黏土含量的页岩有效体积压裂方法，其特征在于：
步骤(6)中，
采用黏度2-3mPa.s的低黏度滑溜水，携带粒径70～140目支撑剂进行施工，排量取井口限压下的最高值；采用段塞式加砂...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，仲冠宇，王海涛，李双明，卞晓冰，卫然，苏瑗，肖博，左罗，
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