CN103306660A - 一种页岩气藏水力压裂增产的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种页岩气藏水力压裂增产的方法，包括：将滑溜水或降阻水在高于页岩层破裂应力条件下注入，起裂地层；多段塞注入-暂堵-缝内憋压-诱导转向-后期支撑剂单层铺置；以低砂比、高泵注排量注入混有短纤维的超低密度支撑剂；闷井后再返排。利用滑溜水或降阻水以不同的施工泵注程序对目的层加压，同时辅以暂堵、缝内憋压、超低密度支撑剂单层充填技术，促使层内产生多点诱导应力场的叠加，以形成大面积剪切滑移人工网状裂缝，扩大气体泄流面积，提高单井产量。

Description

一种页岩气藏水力压裂增产的方法
技术领域
本发明涉及采油工程领域，进一步地说，是涉及一种页岩气藏水力压裂增产的方法。
背景技术
目前页岩气藏压裂主要是在高于页岩气储层破裂压力的条件下由地面高压泵组将大量降阻水或滑溜水等压裂液体系注入井筒，经由目的层射孔孔眼起裂地层。通常整个过程采用8～10m3/min的固定排量交替注入前置液与支撑剂，随支撑剂在裂缝内发生运移、沉降以支撑压开缝，使裂缝在地层闭合应力下保持一定的导流能力；同时，还尽可能在压裂过程中创造网络裂缝，以有效改善页岩气储层渗流能力和提高气井产量。然而，地应力差异较大的页岩气藏，采用此种压裂工艺很难在裂缝内产生足够大的净压力以突破水平两向应力差值，从而导致射孔目的层实际形成两翼近乎对称的单一水力压开缝。对于页岩气藏而言，单一裂缝的泄流面积有限，获得的裂缝导流能力偏低，不满足实际增产需求。
中国专利CN101395340公开了一种用于油井的压裂***，其中LPG、丙烷和丁烷的混合物作为一种全新的压裂液体系被注入井筒。该专利重点提供了一种保护储层的压裂液体系，没有具体涉及到页岩气储层压裂工艺实施方法。
中国专利CN101737027公开了一种水平井油层高能气体压裂装置，通过压力点火引燃压力起爆装置起爆点火，引燃高能气体压裂装置内的辅助点火药及压裂药，瞬间连续在井筒产生大量高温高压气体，形成多脉冲压力压裂地层，沿井筒井壁周围产生和形成多裂缝网络体系。但此方法是利用高能气体破裂岩石并产生多裂缝多集中在井筒周围，机理上有别于水力压裂。
中国专利CN2858947公开了一种新型的、油气井压裂使用的集束压裂器。用于获得高能量的集束燃气流，对油气层实施脉冲加载压裂。使油气储集层产生多条辐射状长裂缝，有效地改善油气井近井地带的渗透性，并与地层天然裂缝有效沟通，形成裂缝网络。但该专利重点在集束压裂器结构设计上，利用集束燃气流起裂地层，机理上与水力压裂不同。
发明内容
为解决现有技术中存在的问题，本发明提供了一种页岩气藏水力压裂增产的方法，利用滑溜水或降阻水以不同的施工泵注程序对目的层加压，同时辅以暂堵、缝内憋压、超低密度支撑剂单层充填技术，促使层内产生多点诱导应力场的叠加，以形成大面积剪切滑移人工网状裂缝，扩大气体泄流面积，提高单井产量。
本发明的目的是提供一种页岩气藏水力压裂增产的方法。
包括：
(1)将滑溜水或降阻水压裂液在高于页岩层破裂应力条件下注入，起裂地层；
(2)注入支撑剂段塞对主剪切缝实施暂堵憋压，待继续注入压裂液后，增加的缝内净压力迫使裂缝发生转向；
(3)支撑剂段塞和压裂液交替注入3～5个泵段后，进行主携砂液注入，注入主携砂液4～6个泵段后，当井口施工压力监测显示主携砂液阶段压力值有2～3MPa波动时，停泵30～60min，在裂缝内部的脆弱面上产生网络裂缝形态；
(4)网络裂缝成形后，以低液砂比、高泵注排量注入混有短纤维的超低密度支撑剂，持续3～5个泵段；
(5)压后焖井30～120min后再返排。
步骤(1)中的排量为6～8m3/min；
步骤(2)中排量为8～12m3/min，台阶支撑剂浓度40～200kg/m3；
步骤(3)中排量为8～12m3/min，台阶支撑剂浓度60～360kg/m3；
主携砂液为压裂液与主支撑剂的混砂液，支撑剂粒径通常选用40/70目或30/50目；
步骤(4)中排量比支撑剂段塞注入排量提高1～2m3/min，为10～14m3/min，台阶砂液比为5％～10％；所述的低砂液比和高泵注量是相对于步骤(3)，比步骤(3)的砂液比低，比步骤(3)的泵注量高，超低密度支撑剂也是本领域内通常采用的，一般密度小于1.25g/cm3。
台阶顾名思义是水力压裂支撑剂加入的一种方式，即由一个初始的支撑剂浓度或砂液比，按一定增量(台阶)逐步增加到设计最高值。如：初始支撑剂浓度为60kg/m3设计最高支撑剂浓度为360kg/m3，台阶增量为60kg/m3，则经过60-120-180-240-300-360kg/m3六步加砂步骤即可达到设计最高值。
具体可采用以下方案：
1)采用高压、低粘度滑溜水或降阻水注入地层实现水力造缝，以促使层状页岩地层裂缝产生剪切滑动，排量为6～8m3/min；
2)注入100目小粒径支撑剂段塞对主剪切缝实施暂堵憋压，待继续注入压裂液后，增加的缝内净压力迫使裂缝发生转向。整个过程排量为8～12m3/min，台阶支撑剂浓度40～200kg/m3；
脆性页岩地层在起裂过程中除了会产生主裂缝外，部分天然裂缝或钻井诱导缝可能被重新被打开，这部***缝往往会造成压裂液的滤失而影响主裂缝的延伸，特别是在携砂液注入阶段可能造成液体大量滤失而形成砂堵，影响压裂效果。故本发明在无支撑剂前置液(目的是用来造缝)注入之后紧接着注入小粒径支撑剂(支撑剂目数通常为100目)段塞，其作用有两点：一是暂时封堵这些被打开的天然裂缝和钻井诱导裂缝减少压裂液滤失；二是由于主裂缝内压裂液滤失减少，相应地其内部流体压力将有所增加(即缝内憋压)，流体压力在垂直于裂缝壁面上会产生相对明显的诱导应力场，因此有可能使原来的最小水平主应力加上诱导应力之和大于原来的最大水平主应力，从而改变以前的应力状态，这样，主裂缝在延伸过程中会发生转向。通过使主裂缝延伸过程中诱导其转向，能够增加主裂缝与更多天然裂缝、钻井诱导缝沟通的概率，有利于压裂网络裂缝的形成。
3)3～5个泵段的支撑剂段塞注入后，以段塞位置为节点产生缝内各点的诱导应力场。再进行主携砂液注入4～6个泵段，进行主携砂液(压裂液与主支撑剂的混砂液，支撑剂粒径通常选用40/70目或30/50目)注入，若施工压力随支撑剂加入显著增加，则采取一段携砂液一段顶替液的交替注入方式；若施工压力随支撑剂加入没有明显变化或略有下降，则采取携砂液连续注入方式。交替注入或连续注入携砂液4～6个泵段后，若井口施工压力监测显示主携砂液阶段压力值有2～3MPa小幅度波动，适时停泵30～60min，以增大裂缝净压力促使诱导应力场相互叠加并对每一点产生影响，由此在裂缝内部的脆弱面上产生网络分支缝与主剪切缝相互交织的网络裂缝形态；
4)网络缝成形后，以低砂液比、高泵注排量(比支撑剂段塞注入排量提高1～2m3/min)注入混有短纤维的超低密度支撑剂，一方面以高速脉冲冲击先前支撑剂段塞形成的砂堤，以增大裂缝过流截面积；另一方面支撑剂在缝内压裂液体系中处于漂浮状态并随压裂液的流动而发生运移，待压裂液逐渐滤失入地层，超低密度支撑剂紧贴剪切缝裂缝壁面沉降排列和重新分布，最终实现地层闭合应力作用下的主剪切缝内部分单层支撑剂充填。单层铺砂强调颗粒周边有空隙，增加了裂缝支撑后的导通率，整个过程排量为10～14m3/min，台阶砂液比5％～10％，持续3～5个泵段；
砂液比，即注入支撑剂体积与压裂液净液体积之比；泵注排量即压裂液或压裂液与支撑剂混砂液经地面压裂泵车加压后经由地面高压管汇注入井口每分钟的净液体积或混砂液体积，单位是m3/min。
5)压后焖井30～120min后再返排，使裂缝网络得到充分延伸。
本发明首先利用低粘度滑溜水或降阻水以大排量泵入井筒并起裂地层，产生滑移剪切缝，并沟通不同的脆弱面，使裂缝不能完全闭合，在不加支撑剂的情况下，裂缝仍具有一定的导流能力；其次，“多段塞注入-暂堵-缝内憋压-诱导转向-后期支撑剂单层铺置”工艺尤其对于两向水平主应力差别不大的页岩层极易形成次生裂缝转向并产生稳固的裂缝网络结构；最后通过小砂比超低密度支撑剂在主剪切缝内形成部分单层充填以维持裂缝的有效性。本发明克服了常规压裂两翼支撑缝泄流面积小，单一裂缝支撑剂多层充填易压实，导流能力低的问题，能够改善页岩气藏水力压裂效果，增加单井产量。
附图说明
图1滑溜水或降阻水入地层产生的滑移缝。
图2页岩气储层压裂后所形成的网络状裂缝
附图标记说明：
1-井眼 2-主剪切缝 3-转向缝 4-次生缝延伸
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例：
A井是一口陆相页岩气井，压裂液采用降阻水体系，支撑剂采用100目陶粒+40/70目陶粒+尾追30/50目陶粒，压裂方式采用“多段塞注入-暂堵-缝内憋压-诱导转向”技术。
1)前置液造缝阶段排量先升至6m3/min，接着排量继续提升至8m3/min
2)前置液与100目陶粒段塞交替注入阶段，初始支撑剂浓度60kg/m3，第一级100目陶粒段塞与前置顶替液泵注结束时，井口施工压力监测有3.1MPa的压力下降，遂排量升至11m3/min，支撑剂浓度上升至90kg/m3，注入第二级前置顶替液后支撑剂浓度上升至120kg/m3，整个过程支撑剂台阶增量为30kg/m3，共交替注入3个泵段；
3)主携砂液注入阶段，以11m3/min的排量注入压裂液与主支撑剂(40/70目)的混砂液(即主携砂液)，初始支撑剂浓度90kg/m3，施工过程中井口监测压力随支撑剂加入有1～2MPa小幅度波动，采用携砂液与降阻水交替注入方式，40/70目陶粒支撑剂浓度分别提升至120kg/m3，150kg/m3，支撑剂台阶增量为30kg/m3，交替注入3个泵段后注入1个泵段的100目陶粒(支撑剂浓度90kg/m3)段塞对裂缝进行二次打磨；之后排量保持11m3/min，继续注入40/70目陶粒，支撑剂浓度由120kg/m3分别提升至150kg/m3，180kg/m3，支撑剂台阶增量为30kg/m3，交替注入3个泵段；
4)为提高近井裂缝导流能力，尾追注入1个泵段的30/50目陶粒支撑剂，浓度为180kg/m3；
5)压后焖井120min后开井排液。
A井压后折算日初产气量为1000m3/d。

Claims (6)

1.一种页岩气藏水力压裂增产的方法，其特征在于所述方法包括：
(1)将滑溜水或降阻水压裂液在高于页岩层破裂应力条件下注入，起裂地层；
(2)注入3～5个支撑剂段塞对主剪切缝实施暂堵憋压，待继续注入压裂液后，增加的缝内净压力迫使裂缝发生转向；
(3)支撑剂段塞和压裂液交替注入3～5个泵段后，进行主携砂液注入，注入主携砂液4～6个泵段后，当井口施工压力监测显示主携砂液阶段压力值有2～3MPa波动时，停泵30～60min，在裂缝内部的脆弱面上产生网络裂缝形态；
(4)网络裂缝成形后，以低砂液比、高泵注排量注入短纤维和超低密度支撑剂的混砂液，持续3～5个泵段；
(5)压后焖井30～120min后再返排。
2.如权利要求1所述的页岩气藏水力压裂增产的方法，其特征在于：
步骤(1)中的排量为6～8m3/min。
3.如权利要求1所述的页岩气藏水力压裂增产的方法，其特征在于：
步骤(2)中排量为8～12m3/min，台阶支撑剂浓度40～200kg/m3。
4.如权利要求1所述的页岩气藏水力压裂增产的方法，其特征在于：
步骤(3)中排量为8～12m3/min，台阶支撑剂浓度60～360kg/m3。
5.如权利要求1所述的页岩气藏水力压裂增产的方法，其特征在于：
步骤(4)中排量比支撑剂段塞注入排量提高1～2m3/min，为10～14m3/min，台阶砂液比为5％～10％。
6.如权利要求2所述的页岩气藏水力压裂增产的方法，其特征在于：
步骤(2)中排量为8～12m3/min，台阶支撑剂浓度40～200kg/m3；
步骤(3)中排量为8～12m3/min，台阶支撑剂浓度60～360kg/m3；
步骤(4)中排量比支撑剂段塞注入排量提高1～2m3/min，为10～14m3/min，台阶砂液比为5％～10％。
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