【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及石油与天然气开采，尤其是一种页岩体积控缝防压窜技术方法。
技术介绍
1、页岩气作为非常规油气资源的重要组成部分，由于其资源量巨大以及能源的清洁特性得到了人们的广泛重视与开发。为了最大限度地提高资源动用率，通常都采用井网整体部署的方式开发页岩气。川南页岩气层理、天然裂缝发育，压裂施工过程中，压裂液容易沿此类弱面进液，导致人工裂缝过度沿天然裂缝延伸，加剧套变、压窜，特别是各区块工厂化布井开发模式下，压窜问题频发。因此针对性地进行体积控缝防压窜工艺设计，预防并降低压窜风险发生，为保障压裂施工正常进行，实现页岩气规模效益开发具有重要意义。
2、伴随着对页岩气的高度开发，水力压裂压窜方面的研究也越来越多。whitfield等人(2019)提出预先注入技术防止压窜。唐慧莹等人(2019)针对玛湖地区提出非均匀交错射孔方式减小压窜风险。何乐等人(2020)提出以母井产量恢复速度为核心的压窜影响程度量化评价指标。雍锐等人(2020)以地质工程经济一体化对页岩气水平井井距优化调整来预防压窜。邓刚等人(2022)发表了一套压驱时邻井压力实时监测配套工艺及压力预警方法。针对不同地区页岩气压窜的预防措施不尽相同，这些方法并不具备普适性。主要存在以下不足：(1)控制泵注排量虽然降低净压力，减缓扩展速度，但同时也降低了裂缝的复杂程度。(2)提升井距可以控制压窜风险，但减小了裂缝的控制范围。(3)减小注液规模虽然缩短了裂缝系统的整体长度，但同样也减小了裂缝的控制范围。(4)常规暂堵防窜仅依靠暂堵剂，仅能实现部分封堵，仍有压窜风险，且
3、因此，急需解决的技术问题是如何在有效避免压窜的同时还能增加裂缝复杂程度，增大改造体积。
技术实现思路
1、为了实现页岩气开采中在有效避免压窜的同时增加裂缝复杂程度，增大改造体积的目的，本专利技术提供一种页岩体积控缝防压窜的方法。
2、本专利技术提供的页岩体积控缝防压窜的方法，步骤如下：
3、s1、对不同储层压裂风险进行评估；
4、根据下述公式计算压窜风险系数fh：
5、fh＝∑[0.4r+0.2(tl)+0.1l+0.15(qvz)+0.15]
6、式中，r为天然裂缝发育程度，t为母井生产时间、l为母井改造缝长；l为井距；q为排量、v为用液规模、z为用砂规模。
7、根据计算出的压窜风险系数fh划分为三个风险等级：
8、0≤fh≤0.3，属于低风险，人工裂缝延伸过程中受老裂缝低应力区区压差驱动压窜。
9、0.3<fh≤0.6，属于中风险，人工裂缝朝天然裂缝过度延伸压窜。
10、fh>0.6，属于高风险，直接延顺层裂缝带压窜。
11、s2、针对不同风险等级实施不同防窜技术方案；
12、(1)针对高风险段：
13、该段特征已存在高渗透(低压窜阻抗r)老裂缝或沟通天然裂缝，压裂人工裂缝会直接延其延伸压窜。采用选择性强封堵填砂预防压窜，可结合区域前后施工计划选择性封堵填砂控制老裂缝渗流速度及一定程度注入保压，预防后续井段压裂时被压窜。
14、防窜工艺步骤如下：
15、①首先注入粘度不超过5mpa·s的低粘度前置液，优选粘度3mpa·s的低粘度前置液，排量控制在10～12m3/min，低粘度前置液打碎储层，控制近端扩展远端；
16、②当累积液量达到50m3时开始铺置支撑剂，排量不变，支撑剂浓度100kg/m3，阶段支撑剂用量5t，净液量50m3，支撑剂远端支撑降滤提升压抗阻；支撑剂选自石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种或多种；
17、③当累计液量达100m3时，开始采用粘度为10-20mpa·s的中粘度压裂液，优选粘度12mpa·s的中粘度压裂液，加入由纤维、100目支撑剂和缝端暂堵剂组成的砂塞进行封堵，排量提高至12～14m3/min，砂塞浓度(纤维、100目支撑剂、缝端暂堵剂总浓度)为120kg/m3，阶段砂塞用量12t，净液量100m3；
18、④当累计液量达200m3时，开始采用胶液，所述胶液为粘度180mpa·s的压裂液，继续加入砂塞进行封堵，排量不变，砂塞浓度提高至140kg/m3，阶段砂塞用量18t，净液量200m3；胶液可以在地层中形成胶塞；
19、⑤同时加入中粘压裂液及胶液，采用40-70目支撑剂、纤维和缝端封堵剂组成的砂塞封堵缝端，砂塞浓度不超过300kg/m3，缝口封堵采用缝口暂堵球和缝口暂堵剂结合的形式。
20、所述砂塞中的纤维由聚乳酸或聚乙烯醇制成，长度为10-12mm，直径20-50μm，质量占比25％；支撑剂为石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种或多种，质量占比30％；缝端暂堵剂为聚乙烯醇、聚乳酸、聚丙烯酰胺、聚乙醇酸、聚己内酯中的一种或多种制成的颗粒物，质量占比45％。
21、(2)针对中风险段：
22、该段特征主要因天然裂缝较发育且规律性的沿最大主应力方向分布，人工裂缝易沿其延伸导致邻井压窜。采用强化防窜封堵，形成人工裂缝并及时转向适度沟通天然裂缝，应及时对人工裂缝封堵控制避免延天然裂缝过度延伸。
23、防窜工艺步骤如下：
24、①首先注入粘度不超过5mpa·s的低粘度前置液，优选粘度3mpa·s的低粘度前置液，排量控制在12～14m3/min，低粘度前置液打碎储层，控制近端扩展远端；
25、②当累积液量达到50m3时开始铺支撑剂，排量不变，支撑剂浓度100kg/m3，阶段支撑剂用量5t，净液量50m3，支撑剂远端支撑降滤提升压抗阻；支撑剂选自石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种；
26、③当累计液量达100m3时，开始采用粘度为10-15mpa·s的中粘度压裂液，优选粘度12mpa·s的中粘度压裂液，加入由纤维、100目支撑剂和缝端暂堵剂组成的砂塞进行封堵，排量12～14m3/min，砂塞浓度为120kg/m3，阶段砂塞用量12t，净液量100m3；
27、④当累计液量达200m3时，开始采用胶液，所述胶液为粘度180mpa·s的压裂液，继续加入砂塞进行封堵，排量不变，砂塞浓度提高至140kg/m3，阶段砂塞量28t，净液量200m3；胶液可以在地层中形成胶塞；
28、⑤同时加入中粘压裂液及胶液，采用100目支撑剂、纤维和缝端封堵剂组成的砂塞封堵缝端，砂塞浓度不超过300kg/m3，缝口封堵采用缝口暂堵球和缝口暂堵剂结合的形式。
29、所述砂塞中的纤维由聚乳酸或聚乙烯醇制成，长度为5-10mm，直径10-20μm，质量占比15％；支撑剂为石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种或多种，质量占比50％；缝端暂堵剂为聚乙烯醇、聚乳酸、聚丙烯酰胺、聚乙醇酸、聚己内酯中的一种或多种制成的颗粒物，质量占比35％。
30、(3)针对低风险段：本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，步骤如下：
2.如权利要求1所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，步骤S2，(1)针对高风险段，防窜工艺步骤如下：
3.如权利要求2所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，所述砂塞中的纤维由聚乳酸或聚乙烯醇制成，长度为10-12mm，直径20-50μm，质量占比25％；支撑剂为石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种或多种，质量占比30％；缝端暂堵剂为聚乙烯醇、聚乳酸、聚丙烯酰胺、聚乙醇酸、聚己内酯中的一种或多种制成的颗粒物，质量占比45％。
4.如权利要求1所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，步骤S2，(2)针对中风险段，防窜工艺步骤如下：
5.如权利要求4所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，所述砂塞中的纤维由聚乳酸或聚乙烯醇制成，长度为5-10mm，直径10-20μm，质量占比15％；支撑剂为石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种或多种，质量占比50％；缝端暂堵剂为聚乙烯醇、聚乳酸、聚丙烯酰胺、聚乙醇酸、聚己内酯中的一种或多种制成的颗粒物，质量占比35％。p>
6.如权利要求1所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，步骤S2，(3)针对低风险段，防窜工艺步骤如下：
7.如权利要求6所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，所述砂塞中的纤维由聚乳酸或聚乙烯醇制成，长度为1-5mm，直径5-10μm，质量占比10％；支撑剂为石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种或多种，质量占比40％；缝端暂堵剂为聚乙烯醇、聚乳酸、聚丙烯酰胺、聚乙醇酸、聚己内酯中的一种或多种制成的颗粒物，质量占比50％。
8.如权利要求2、4、6中任意一项所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，缝口暂堵球由橡胶、塑料或聚氨脂中的一种制成，投注直径15mm的暂堵球，现场备用直径19mm的暂堵球；缝口暂堵剂由水解聚丙烯酰胺、氧氯化锆、乙酰丙酮中的一种制成。
...【技术特征摘要】
1.一种页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，步骤如下：
2.如权利要求1所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，步骤s2，(1)针对高风险段，防窜工艺步骤如下：
3.如权利要求2所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，所述砂塞中的纤维由聚乳酸或聚乙烯醇制成，长度为10-12mm，直径20-50μm，质量占比25％；支撑剂为石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微珠中的一种或多种，质量占比30％；缝端暂堵剂为聚乙烯醇、聚乳酸、聚丙烯酰胺、聚乙醇酸、聚己内酯中的一种或多种制成的颗粒物，质量占比45％。
4.如权利要求1所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，步骤s2，(2)针对中风险段，防窜工艺步骤如下：
5.如权利要求4所述的页岩体积控缝防压窜的方法，其特征在于，所述砂塞中的纤维由聚乳酸或聚乙烯醇制成，长度为5-10mm，直径10-20μm，质量占比15％；支撑剂为石英砂、陶粒、硅微粉、玻璃微...
【专利技术属性】
技术研发人员：赵志红，贺义，郭建春，任山，吴天宇，刘斌，李阳洋，曾杰，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：
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