一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法技术

本发明专利技术公开了一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法，包括以下步骤：1)关键页岩参数的评价以及压裂施工参数的优化；2)进行射孔作业；3)进行酸处理；4)采用高粘度胶液造主缝；5)注入携带有80-120目支撑剂的高粘度滑溜水；6)注入携带有40-70目支撑剂的高粘度滑溜水；7)注入高粘度胶液；8)注入酸性滑溜水体系；9)重复步骤6～步骤8两次以上；10)注入携带有40-70目支撑剂的高粘度胶液；11)采用顶替液进行顶替作业，然后下入桥塞；12)重复步骤2～11，直至所有段施工完成，最后压后钻塞、返排、测试及求产。本发明专利技术通过酸性滑溜水顶替高粘液体配合变排量压裂工艺实现了深层页岩气的高效改造。的高效改造。的高效改造。

【技术实现步骤摘要】
一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法


[0001]本专利技术涉及油田开发领域，尤其涉及页岩气井分段多簇压裂技术，具体地，涉及一种适用于深层页岩气井的水力压裂方法，特别涉及一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法。

技术介绍

[0002]焦石坝、威远、丁山等区块深层页岩气资源丰富，含气面积大，据统计，3500m以深的深层页岩气资源量占总资源量的65％以上，其中，四川盆地3500m以深的页岩气资源量高达4612
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108m3，因此深层页岩气资源的成功开发对于我国进一步挖潜增储具有重要意义。
[0003]开发实践表明，深层页岩气井低孔隙度、低渗透率，需要在页岩气藏中建立高导流裂缝网络可以实现高效开发。但是，一方面，随着深度的增加，深埋藏下页岩塑性较强，水平主应力差大，高角度缝、层理缝等天然裂缝打开困难，多尺度裂缝网络形成难度较大；另一方面，深层页岩气井压裂裂缝较窄，加砂强度受限，现场多通过提高滑溜水粘度、适当增加胶液比例等方式以高强度加砂，但是，高粘度压裂液不利于形成复杂裂缝网络。
[0004]中国专利CN107476790A公开了一种提高页岩气裂缝改造体积的限压不限排量的压裂方法，包括：(1)压前储层评价及压裂施工前期的实时评估；(2)在直井导眼井上进行分层小型测试压裂试验；(3)用软件MEYER进行模拟分析；(4)进行正常的压裂施工，在施工中途进行一次或二次瞬时停泵；(5)由井底压力反推出井口施工预期压力；(6)只要井口施工压力低于步骤(5)的预期压力，就提高排量，使井口施工压力接近预期值；(7)如果提高排量后的井口施工压力仍没有达到预期压力，则提高施工砂液比。能够改善使用限排量的方法所带来的各类问题，从而提高页岩储层的实际压后改造体积及人工裂缝的复杂性。
[0005]中国专利CN106567702A提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法。该方法通过深层页岩气井压裂设计时，对压裂液选取及注入方式、支撑剂的选取、簇射孔数量等工艺方法的优化设计和控制，使得人工主裂缝在延伸过程中尽可能多的开启并沟通地层中的天然裂缝；使单条裂缝延伸的更长，扩展的更宽，最终达到最大限度的提高页岩气井压裂裂缝复杂性的目的。但是其要求人工主裂缝改造范围内分布含有碳酸盐矿物充填的天然裂缝，且压裂主裂缝与天然裂缝之间存在一定夹角，适用性较小。
[0006]中国专利CN106382111A提出了一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，包括：随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度；根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机；以及增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，以促使主裂缝多次转向。但是，此专利技术采用缝内暂堵剂强迫裂缝转向，窄施工压力窗口下暂堵次数和压裂规模存在一定的局限性。
[0007]中国专利CN109113703A公开了一种深层页岩气“V”型压力曲线的压裂方法。包括：(1)关键储层参数评价；(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化；(3)射孔位置确定及射孔作业；(4)酸预处理；(5)变排量、低粘度滑溜水造缝施工；(6)低粘滑溜水加不同砂液比的粉陶施工；(7)中粘滑溜水加不同砂液比的中粒径支撑剂施工；(8)高粘度胶液大粒径携带支撑
剂施工；(9)顶替作业。但是，其在高水平主应力差条件下提高裂缝复杂性受限。
[0008]中国专利CN108952668A提供了一种常压页岩气藏储层的压裂方法，包括以下步骤：步骤一、获取储层评价参数；步骤二、确定压裂施工参数，其中包括确定压裂液粘度、排量、用量以及支撑剂粒径和用量；步骤三、压裂施工；其中，步骤三中采用螺旋段塞式混合粒径加砂方式对储层进行逐段压裂施工。但是其主要适用于常压页岩气，而不适应深层页岩气。
[0009]因此，采用常规方法在深层页岩气储层建立复杂裂缝网络的难度极大。虽然在中深井中通过缝内暂堵转向压裂可实现高水平应力差条件下多尺度改造，但是由于暂堵剂自降解时间较长，压裂时暂堵次数受限，而且暂堵成功后压力上升幅度高，在深埋深、高闭合压力条件下进一步缩小了施工压力窗口，增大了压裂施工难度。因此，亟需一种可增大裂缝复杂性的深层页岩气井控压压裂方法。

技术实现思路

[0010]解决现有的深层页岩气井压裂时施工压力窗口窄，裂缝复杂性难以提高的问题，本专利技术提出了一种深层页岩气井的控压压裂方法，即通过调整胶液及隔离液排量以提高缝内净压力，从而打开天然裂缝，并在窄施工压力窗口下控制地面泵压的上升速度；后续泵入酸性滑溜水，通过粘度指进及酸溶蚀作用进一步延伸及沟通天然裂隙，提高裂缝复杂性；同时利用所携带的小粒径支撑剂进一步增强改造体积的长期导流能力。因此，本专利技术通过酸性滑溜水顶替高粘液体、配合变排量压裂工艺解决了深层页岩气井有效改造体积小、裂缝复杂性低、施工压力窗口窄的难题，实现了深层页岩气的高效改造。
[0011]本专利技术的目的是提供一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法，所述方法包括以下步骤：
[0012]步骤1、关键页岩参数的评价以及压裂施工参数的优化。
[0013]在步骤1中，利用现有技术公开的手段进行参数的评价和优化，例如利用包括综合应用地震、测井、录井、测试及室内岩心分析的方法评价关键页岩参数，其中，所述关键页岩参数包括目的层构造、地质、岩性、矿物组分、物性、岩石力学、三向应力特征、天然裂缝特征等。
[0014]步骤2、进行射孔作业。
[0015]在一种优选的实施方式中，在步骤2中，采用桥塞射孔联作方法进行射孔。
[0016]在进一步优选的实施方式中，第一段采用连续油管下入射孔枪，不带桥塞，其它段采用泵送方法下桥塞和射孔枪。
[0017]在更进一步优选的实施方式中，等桥塞到达预定位置后，座封、丢手，然后，逐级上提射孔枪、射孔，等所有射孔完成后，上提射孔枪管串。
[0018]步骤3、进行酸处理。
[0019]在一种优选的实施方式中，在步骤3中，酸量为10～20m3，注酸排量为1～1.5m3/min，替酸排量一般4～6m3/min。
[0020]在进一步优选的实施方式中，等酸到达射孔位置后，将替酸排量降为注酸排量，以增加酸岩接触时间和酸化效果。
[0021]在更进一步优选的实施方式中，待酸进入第一簇孔眼8～10m3后，再将替酸排量提
高到6～8m3/min，以确保剩余的酸液进入其它射孔簇。
[0022]在一种优选的实施方式中，在步骤3中，酸的粘度为5～10cp。
[0023]其中，主要是考虑到深层页岩气藏的地层温度高，为避免氢离子释放速度过快，将酸液粘度提高至5～10cp。
[0024]步骤4、采用高粘度胶液造主缝。
[0025]在一种优选的实施方式中，在步骤4中，所述高粘度胶液的粘度为60～80cp。
[0026]在进一步优选的实施方式中，在步骤4中，所述高粘度胶液的液量为井筒容积的1～3倍，排量为步骤1的优化排量。
[0027]步骤5、注入携带有80-120目支撑剂的高粘度滑溜水。
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：步骤1、关键页岩参数的评价以及压裂施工参数的优化；步骤2、进行射孔作业；步骤3、进行酸处理；步骤4、采用高粘度胶液造主缝；步骤5、注入携带有80-120目支撑剂的高粘度滑溜水；步骤6、注入携带有40-70目支撑剂的高粘度滑溜水；步骤7、注入高粘度胶液；步骤8、注入酸性滑溜水体系；步骤9、重复步骤6～步骤8两次以上；步骤10、注入携带有40-70目支撑剂的高粘度胶液；步骤11、采用顶替液进行顶替作业，然后下入桥塞；步骤12、重复步骤2～11，直至所有段施工完成，最后压后钻塞、返排、测试及求产。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3中，酸量为10～20m3，注酸排量为1～1.5m3/min，替酸排量为4～6m3/min，等酸到达射孔位置后，将替酸排量降为注酸排量，待酸进入第一簇孔眼8～10m3后，再将替酸排量提高到6～8m3/min。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤5中，采用段塞式加砂，砂液比为1～2～3～4～5％，各砂液比下携砂液的液量为井筒容积的60～90％，隔离液液量为携砂液液量的1～1.1倍。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤6中，砂液比为3～4～5～6％，各砂液比下携砂液的液量为井筒容积的70％～100％，前3个砂液比采用段塞式加砂，各段携砂液液量为隔离液液量的1～1.5倍，最后1个砂液比采用连续式加砂。5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤7中，所述高粘度胶液的排量为14～18m3/min，高粘度胶液的液量为井筒容积的1～2倍。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤8包括以下子步骤：步骤8.1、注入酸性滑溜...

【专利技术属性】
技术研发人员：仲冠宇，蒋廷学，李双明，王海涛，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石油工程技术研究院，
类型：发明
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