CN105275446B

CN105275446B - 一种体积压裂改造方法

Info

Publication number: CN105275446B
Application number: CN201410307279.8A
Authority: CN
Inventors: 王海涛; 蒋廷学; 贾长贵; 卞晓冰; 李奎为; 卫然; 李双明; 苏瑗
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2014-06-30
Filing date: 2014-06-30
Publication date: 2018-03-30
Anticipated expiration: 2034-06-30
Also published as: CN105275446A

Abstract

本发明公开了体积压裂改造方法，其包括：注入低粘压裂液体，使得近井地层的微裂缝被滤失的低粘压裂液体饱和，再注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液，用于封堵微裂缝和打磨降低弯曲摩阻，以减少近井筒效应，确保形成主力裂缝优势通道；交替地注入高粘压裂液体和低粘压裂液体，使产生的主裂缝从近井地层向中远井地层不断扩展和延伸，与远场天然裂缝及弱面层理缝连通并达到预期的长度，其间还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝；注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑。该方法通过在水力压裂过程中以交替的方式注入不同粘度的压裂液体系，利用并提升净压力作用效果、诱导应力作用效果和粘性指进效应等来达到改善主裂缝与天然裂缝以及次生分支裂缝的连通性，增强水力裂缝的波及体积的目的。

Description

一种体积压裂改造方法

技术领域

本发明涉及油气勘探技术领域，尤其涉及一种能够增强脆性页岩气储层压裂实施效果的体积压裂改造方法。

背景技术

页岩气储层具有孔隙度、渗透率超低，气体赋存状态多样等特点，一般需要经过水力压裂储层改造措施后才能获得经济有效的开发。目前，体积压裂是页岩气储层改造常用的一种工艺方法。通过该方法可以对储层在长、宽、高三维方向上进行全面改造，增大储层的渗流面积和导流能力。具体地，在水力压裂实施过程中通过改变射孔方式、压裂规模、压裂材料和注入方式等方法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，进而达到增加页岩气层改造体积的效果。

在实际应用时，体积压裂改造通常会涉及以下工艺方法：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。然而实际监测资料表明，上述工艺方法在实际应用中会受到页岩气储层岩性、物性、岩石力学条件的限制，实际压开裂缝不能呈现预期的网络裂缝特征。特别是对于脆性强、天然裂缝发育、水平两向地应力差异小的页岩地层而言，即使形成了复杂裂缝，也仅局限于近井筒周围，压裂液造缝效率偏低，不能有效地达到增加页岩气藏改造体积的目的。此外，在滑溜水携砂压裂过程中会因为多缝滤失而引起主裂缝缝宽窄、压裂液造缝效果差、主裂缝导流能力低，以及施工过程中加砂困难等诸多难题。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种体积压裂改造方法，通过优化施工泵注过程，在地层中形成有效的体积裂缝，达到期望的水力压裂效果。

一种体积压裂改造方法，包括以下步骤：

初始起裂步骤，注入低粘压裂液体，使得近井地层的微裂缝被滤失的低粘压裂液体饱和，再注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液，用于封堵微裂缝和打磨降低弯曲摩阻，以减少近井筒效应；

压裂扩缝步骤，交替地注入高粘压裂液体和低粘压裂液体，使产生的主裂缝从近井地层向中远井地层不断扩展和延伸，与远场天然裂缝及弱面层理缝连通并达到预期的长度，其间还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝；

缝口支撑步骤，注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑。

根据本发明的实施例，上述初始起裂步骤之前还包括预处理步骤，所述缝口支撑步骤之后还包括焖井返排步骤：

预处理步骤，注入酸液以清理井筒并降低孔眼摩阻和近井地层的破裂压力；

焖井返排步骤，焖井一段时间，待裂缝网络得以有效填充和支撑后进行控制返排。

根据本发明的实施例，上述高粘压裂液体与低粘压裂液体的粘度相差若干倍，以产生粘性指进效应。

根据本发明的实施例，上述初始起裂步骤进一步包括以下小步骤：

以较低的排量注入低粘压裂液体；

以较高的排量反复交替地注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液和净液体，使该混砂压裂液的砂比阶梯式地上升。

根据本发明的实施例，上述压裂扩缝步骤进一步包括以下小步骤：

当主裂缝的延伸距离达到第一指定长度时，以较高的排量注入高粘压裂液体；

当主裂缝的延伸距离达到第二指定长度时，停止注入高粘压裂液体，改用较低的排量注入低粘压裂液体，其间当施工压力下降平稳后，再以较高的排量注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液，然后注入隔离液；

当主裂缝的延伸距离达到第三指定长度时，改用较高的排量注入高粘压裂液体，其间当施工压力下降平稳后，再以较高的排量反复交替地注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液和净液体，使该混砂压裂液的砂比阶梯式地上升。

根据本发明的实施例，上述缝口返排步骤进一步包括以下小步骤：

当主裂缝的延伸距离接近主裂缝期望长度时，改用更高的排量注入低粘压裂液体，然后注入包含大粒径支撑剂的混合压裂液以完成缝口支撑；

待达到期望的加砂浓度后，注入顶替液以顶替包含大粒径支撑剂的混合压裂液。

优选地，上述低粘压裂液体为滑溜水；所述高粘压裂液体为冻胶；所述混砂压裂液是相应施工步骤中由滑溜水或冻胶与相应粒径的支撑剂混合而成；所述净液体和顶替液为滑溜水或冻胶；所述隔离液为滑溜水。

根据本发明的实施例，上述初始起裂步骤中，以较高的排量反复交替地注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液和净液体，使该混砂压裂液的砂比可以由2％以1％的增幅阶梯式地上升到4％～5％；

所述压裂扩缝步骤中，以较高的排量反复交替地注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液和净液体，使该混砂压裂液的砂比可以由8％～10％以2％的增幅阶梯式地上升到18％～20％。

根据本发明的实施例，上述较低的排量可以是6～8m³/min，所述较高的排量可以是10～12m³/min，所述更高的排量可以是12～14m³/min。

根据本发明的实施例，上述小粒径支撑剂的粒径可以是100目，所述中等粒径支撑剂的粒径可以是40～70目，所述大粒径支撑剂的粒径可以是30～50目。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

本发明提出的体积压裂改造方法通过在水力压裂过程中实时调整压裂泵注工序和施工参数，以交替的方式注入不同粘度的压裂液体系，利用并提升净压力作用效果、诱导应力作用效果和粘性指进效应等来改善主裂缝与远井地层天然裂缝以及次生分支裂缝的连通性，增强水力裂缝的波及体积，从而达到提高页岩气单井初始产量和最终采收率的目的。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1显示了本发明提出的体积压裂改造方法的一种实施方案的流程图；

图2显示了本发明实施例中的地层体积压裂裂缝扩展和延伸情况的示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，以下结合附图对本发明作进一步地详细说明。图1显示了本发明提出的体积压裂改造方法的一种实施方案的流程图。从图1可知，该方法主要包括以下步骤：

压裂扩缝步骤，交替地注入高粘压裂液体和低粘压液体，使产生的主裂缝从近井地层向中远井地层不断扩展和延伸，与远场天然裂缝及弱面层理缝连通并达到预期的长度，其间还注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液以支撑主裂缝；

需要说明的是，图1显示的流程图仅用于解释本发明，但不构成对本发明的限制。

下面结合图2所示的实施例详细地说明本发明的体积压裂改造方法的工作流程。

1)预处理阶段：

首先注入1/5倍井筒体积的15％盐酸，以清理井筒并降低孔眼摩阻和近井地层的破裂压力。待注酸结束后，以2m³/min的排量注入低粘滑溜水，以将酸液顶替至射孔孔眼位置。其中，待有2/3的酸液量进入射孔孔眼和地层后，需将酸液排量迅速提升至4～6m³/min，以使酸液尽可能地进入多个射孔孔眼，确保有效地清理射孔孔眼，避免井筒内残留的钻井泥浆堵塞射孔孔眼。

2)初始起裂阶段：

待清洗用的酸液完全进入地层后，以一定的排量注入低粘滑溜水，以使近井地层在初始起裂阶段形成的微裂缝(例如图2中的次生裂缝1和天然裂缝3)的内部预先饱和一部分低粘滑溜水。本发明提出可以根据下面公式(1)计算天然裂缝开启临界净压力，然后借助现有的压裂模拟软件建立滑溜水排量与裂缝净压力之间的对应关系，并确定滑溜水排量的下限值。

上式中，P_nf,net是天然裂缝开启临界净压力，单位为MPa；

σ_H,max是水平最大主应力，单位为MPa；

σ_h,min是水平最小主应力，单位为MPa；

υ是泊松比，无量纲。

但在实际操作时，也可以以6～8m³/min的排量泵注1.5～2倍井筒体积的低粘滑溜水。其中，低粘滑溜水的粘度可以是3～5cp，当然滑溜水的粘度也可以根据具体情况适当调整。然后再以10～12m³/min的排量泵注约1倍井筒体积的2％砂比的混砂压裂液(以下简称混砂液)。该混砂液是由低粘滑溜水和粒径约为100目的支撑剂混合而成，当然支撑剂粒径的大小也可以根据具体情况适当调整。随后再注入0.5～1倍井筒体积的低粘滑溜水。如此以一段混砂液一段净液体(此处净液体优选滑溜水)的方式反复交替地注入3～5遍，直至该混砂液的砂比从2％以1％的增幅阶梯式地上升至4％～6％。

上述操作步骤中，混砂液的初始砂比2％是一个重要的参数。本发明的发明人根据多次实验得出，采用例如100目的小粒径支撑剂与低粘滑溜水混合成混砂液，并将混砂液的初始砂比设置为2％，之后以1％的增幅提升至4％～6％，发挥的功效最好，能够使脆性页岩近井地层的天然裂缝(例如图2中的天然裂缝3)被滤失掉的滑溜水充分饱和，以及被小粒径支撑剂有效封堵，从而在一定范围内与主裂缝(例如图2中的主裂缝8)共同延伸，有效地减少近井筒效应，确保形成主力裂缝优势通道。

3)压裂扩缝阶段：

在此阶段，主要是交替地注入不同粘度的压裂液体系，以提升裂缝净压力，增加缝宽，减少因裂缝延伸路径上产生的微裂缝或次生裂缝所造成的压裂液滤失，有效地提升压裂液压造主裂缝的效率，确保主裂缝的缝长。其中重点是合理确定交替注入不同粘度的压裂液的时机(下文简称改注压裂液的时机)。由于在实际操作中，通常需要根据监测的主裂缝的延伸情况判断改注压裂液的时机，因此本发明提出根据下面公式(2)计算诱导应力有效作用距离2r，其中r是裂缝面任意一点与井眼之间的距离，然后借助现有的压裂模拟软件模拟主裂缝的半长与时间之间的对应关系，从而确定改注压裂液乃至提升排量的合理时机。其中需要注意的是，要确保主裂缝的瞬时缝长位于诱导应力有效作用范围之内。

且式(2)中，各参数满足以下关系：

在式(2)和式(3)中，p是裂缝面上的压力，单位为Pa；σ_x,y,z诱导是x、y、z方向上的诱导应力，单位为Pa；τ_x,z诱导是xz平面上的诱导剪切应力，单位为Pa；r是裂缝面任意一点与井眼之间的距离，单位为m；θ是裂缝方位角，单位为度；H是裂缝高度，c＝H/2，单位为m。

其中如果θ、θ₁和θ₂均为负值，那么应当分别用θ+180°、θ₁+180°和θ₂+180°来代替。通过上式可以计算得到裂缝诱导应力的大小，其中可以得出结论：诱导应力大小随到裂缝面距离增大而减小，并且垂直于裂缝方向所诱导的水平应力最大，在裂缝方向上所诱导的水平应力最小。

产生的水力裂缝在地层中产生了诱导应力场，在原来的应力上均附加诱导应力。由于垂直于裂缝方向附加的诱导应力大，在裂缝方向上附加的诱导应力小，因此使得原来的最小水平主应力有可能大于原来的最大水平主应力，从而改变以前的应力状态。但是随着裂缝距离的增加，诱导应力迅速减小，在距离裂缝一定距离后，地应力场仍为初始状态。

在图2所示的实施例中，当初始起裂阶段所形成的主裂缝延伸距离达到第一指定长度时，也即图2所示的裂缝前沿4达到主裂缝期望半长L_f的5/20处时，停止泵注，让已注入的粒径为100目的支撑剂在裂缝内沉降和铺置，初始起裂阶段结束。在停止泵注10～15min之后，开始改用冻胶进行泵注施工，冻胶的粘度可以是200～300cp，且将冻胶的排量提升至10～12m³/min，以便提升裂缝内部净压力，使地层产生的主裂缝特征更加明显。需要说明的是，为了后期充分利用不同粘度压裂液体的粘性指进效应来扩展主裂缝，在本实施例中，作为高粘压裂液体的冻胶的粘度与作为低粘压裂液体的滑溜水的粘度相差60倍。

结合压裂模拟软件模拟的主裂缝半长与时间之间的对应关系，当主裂缝延伸距离达到第二指定长度时，也即图2所示的裂缝前沿5达到主裂缝期望半长L_f的8/20处时，停止注入冻胶，改为泵注3～5cp的滑溜水，且将滑溜水的排量降低至6～8m³/min。如前所述，当两种液体的粘度相差60倍时，低粘液体很容易突破高粘度液体发生指进。因此本发明提出利用滑溜水粘性指进效应来扩展主裂缝。即，低粘滑溜水在主裂缝内部流动并突破之前的冻胶而达到主裂缝的端部，使得主裂缝壁面发生滤失而继续向最大水平主应力方向扩展延伸，同时滑溜水还会向开启的或由净压力诱导开启的天然裂缝滤失，使得中远井地层天然裂缝也得到扩展和一定范围的延伸。在这个阶段中，主裂缝和天然裂缝产生竞争，主裂缝和分支裂缝彼此沟通。

在以6～8m³/min的排量稳定地泵注低粘滑溜水的过程中，如果施工压力有明显的先升后降，则表明分支裂缝或由净压力诱导开启的复杂微裂缝已被主裂缝沟通。待施工压力下降至一平稳的压力值后的2～3min内，以10～12m³/min的排量注入0.5～1倍井筒体积的混砂液。该混砂液也是由低粘滑溜水和粒径大小为100目的支撑剂组成，砂比为2％～4％。然后再注入1～1.2倍井筒体积的低粘滑溜水，以使混砂液与后面将要注入的冻液隔离。

结合压裂模拟软件模拟的主裂缝半长与时间之间的对应关系，当主裂缝延伸距离达到第三指定长度时，也即图2所示的裂缝前沿6达到主裂缝期望半长L_f的10/20处时，再次改为注入200～300cp的冻胶，且将冻胶的排量保持在10～12m³/min。由于主裂缝内的低粘滑溜水因粘性指进效应已经超越了之前注入的冻胶，因此新注入的冻胶将活塞式地驱替之前注入的冻胶，同时新注入的冻胶还使因滑溜水脱砂而形成的沙丘向裂缝深部推动，从而促使主裂缝进一步延伸。与前面步骤类似，当施工压力下降至一平稳压力值时，改为泵注混砂液，此时的混砂液由滑溜水和粒径大小为40～70目的支撑剂混合而成，且该混砂液的初始砂比为8％～10％，然后按照一段混砂液一段净液体(此处净液体优选滑溜水)的方式反复交替注入，使该混砂液的砂比以2％的增幅阶梯式地提高至18％～20％，以支撑主裂缝。当然也可以根据实际加砂难易程度适当地增大或减小最高砂比。此外，如果实际施工过程中出现加砂困难的情况，也可以改用冻胶携砂，以支撑主裂缝。

结合压裂模拟软件模拟的主裂缝半长与时间之间的对应关系，当主裂缝延伸距离接近主裂缝期望长度时，例如图2所示的裂缝前沿7达到主裂缝期望半长L_f的18/20处时，再次改为泵注3～5cp的滑溜水，且将滑溜水的排量降低至6～8m³/min。此时由于远场诱导应力作用减弱，主裂缝内净压力有限，无法再开启天然裂缝或诱导主裂缝转向，因此在滑溜水粘性指进效应的作用下主裂缝将继续向前延伸。

4)缝口支撑阶段：

在持续注入1～1.2倍井筒体积的滑溜水后，逐渐将滑溜水的排量从6～8m³/min提升至12～14m³/min，再持续注入1倍井筒体积的滑溜水。之后改为泵注混砂液，此时的混砂液是由滑溜水和粒径大小为30～50目的支撑剂混合而成。按照设计的砂比，例如：16％～18％，持续注入混砂液以完成大粒径支撑剂的加入，用于支撑缝口并提升裂缝入口端的导流能力。当然，此大粒径支撑剂也可改用冻胶携带至井底，砂比也可以根据实际施工压力变化情况适当地增大或减小。当加砂任务完成后，注入约为1/5～1/4井筒体积的冻胶以顶替最末段的混砂液。最后再次注入不低于1倍井筒体积的滑溜水完成顶替，这样即使发生粘性指进效应，也能确保混砂液能够完全进入裂缝，井筒内不会有混砂液存在。当然也可以根据实际施工压力变化情况适当地增加顶替液量。

5)焖井返排阶段：

停泵焖井一段时间后，例如30～60min，当然此时间也可以根据实际压力回落情况适当地增加或缩短，使裂缝网络得以充分延伸，并且裂缝入口端得到支撑剂的有效充填和支撑后，再进行控制返排。

以上所述，仅为本发明的具体实施案例，本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术的技术人员在本发明所述的技术规范内，对本发明的修改或替换，都应在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种体积压裂改造方法，包括以下步骤：

缝口支撑步骤，注入包含大粒径支撑剂的混砂压裂液以完成缝口支撑；

所述压裂扩缝步骤进一步包括以下小步骤：

当主裂缝的延伸距离达到第一指定长度时，停泵10-15min后，再以较高的排量注入高粘压裂液体；

2.如权利要求1所述的体积压裂改造方法，其特征在于，所述初始起裂步骤之前还包括预处理步骤，所述缝口支撑步骤之后还包括焖井返排步骤：

3.如权利要求1所述的体积压裂改造方法，其特征在于：

所述高粘压裂液体与低粘压裂液体的粘度相差若干倍，以产生粘性指进效应。

4.如权利要求1～3任意一项所述的体积压裂改造方法，其特征在于，所述初始起裂步骤进一步包括以下小步骤：

以较低的排量注入低粘压裂液体；

5.如权利要求4所述的体积压裂改造方法，其特征在于，所述缝口返排步骤进一步包括以下小步骤：

6.如权利要求5所述的体积压裂改造方法，其特征在于：

所述低粘压裂液体为滑溜水；所述高粘压裂液体为冻胶；所述混砂压裂液是相应施工步骤中由滑溜水或冻胶与相应粒径的支撑剂混合而成；所述净液体和顶替液为滑溜水或冻胶；所述隔离液为滑溜水。

7.如权利要求5所述的体积压裂改造方法，其特征在于，进一步地：

所述初始起裂步骤中，以较高的排量反复交替地注入包含小粒径支撑剂的混砂压裂液和净液体，使该混砂压裂液的砂比由2％以1％的增幅阶梯式地上升到4％～5％；

所述压裂扩缝步骤中，以较高的排量反复交替地注入包含中等粒径支撑剂的混砂压裂液和净液体，使该混砂压裂液的砂比由8％～10％以2％的增幅阶梯式地上升到18％～20％。

8.如权利要求5所述的体积压裂改造方法，其特征在于：

所述较低的排量为6～8m³/min，所述较高的排量为10～12m³/min，所述更高的排量为12～14m³/min。

9.如权利要求5或6所述的体积压裂改造方法，其特征在于：

所述小粒径支撑剂的粒径为100目，所述中等粒径支撑剂的粒径为40～70目，所述大粒径支撑剂的粒径为30～50目。