CN107558979A - 一种页岩体积压裂的方法 - Google Patents

Abstract

一种页岩体积压裂的方法，本发明涉及页岩体积压裂技术领域。通过前置液阶段采用较长时间的变排量施工，并配合多次关井停泵，尽最大限度减小地应力各向异性，以实现主裂缝延伸路径的转向以及不同尺度裂缝***尤其是较小尺度微裂隙***的充分延展。待多条裂缝出现后，再次起泵时泵注相对较高黏度的压裂液，配合高排量注入，并适当加大低黏度滑溜水的比例及70‑140目支撑剂的比例，以进一步扩展先前已形成的微裂隙***并用小粒径支撑剂尽可能实现对各种小尺度微裂隙***的充填，后续按照设计的主加砂泵注程序完成泵注施工。

Description

一种页岩体积压裂的方法

技术领域

本发明涉及页岩体积压裂技术领域。

背景技术

与常规的压裂工艺不同，体积压裂是在水力压裂过程中，形成一条主裂缝或多条主裂缝的同时沟通天然裂缝，并使脆性岩石产生错断、剪切、滑移等破坏行为，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，达到扩大改造体积、改善储层渗流通道的目的。随着页岩气等非常规油气储层体积压裂技术的推广应用，业界已形成了一个共识是如何在既有施工条件下，最大限度地提高水力压裂裂缝复杂性程度及整体“有效”改造体积。

目前关于体积压裂实施工艺则是通过对多簇射孔裂缝参数进行整体布局优化，这是提高裂缝改造体积的战略性举措，包括缝长、导流能力及缝(簇)间距优化等；在此基础上，对每簇裂缝起裂与延伸进行控制，如变黏度压裂液、多粒径支撑剂组合加砂及不同黏度压裂液交替注入工艺等，以最大限度地提高单缝的复杂性程度。上述两个技术的结合，就构成了目前所谓的“有效”体积压裂技术。

但由于页岩体积裂缝的形成机制复杂及页岩本身地质参数分布的随机性特点，真正能形成所谓的体积裂缝的概率相对较少，如涪陵焦石坝被认为是最成功的页岩气开发示范区，但通过各种压后诊断研究评估，真正形成的体积裂缝占比仅在30％左右，还有30-40％的裂缝仍为常规的单一裂缝，其余的30-40％是有一定复杂性程度的裂缝。总结起来，从体积压裂工艺角度而言，仍存在以下问题：

1)排量提升速度快，大多在3-5min内就提到设计的最高排量。但高排量形成的裂缝面相对光滑，压后裂缝易过早闭合失去导流能力。另外还容易形成单一裂缝，使众多小裂隙或层理/纹理缝失去被沟通和延伸的机会。

2)支撑剂加入时机及方式难以把握。包括支撑剂浓度设计、不同粒径支撑剂加入时间、注入模式等，一但设计不合理或施工操作不当，容易引起缝内脱砂和砂堵等情况。

3)目前页岩压裂普遍采取一次性注入完成，给裂缝形态及扩展特征的判断带来困难，使施工参数的实时调整具有随意性和不确定性。另外，没有充分利用裂缝的诱导应力场作用，使裂缝复杂性程度难以进一步提升。

发明内容

发明提供一种适于页岩气储层体积压裂改造的工艺方法，解决不同页岩物性条件、岩石力学条件、地应力各向异性及纹/层理不同发育特征等影响下的压裂液效率低、造缝效果差、裂缝复杂程度不高、改造体积有限等技术难点。通过本发明工艺的实施，以最大限度地提高预期的“有效”裂缝改造体积及压裂增产效果，实现对地质储量的动用。即通过前置液(例如黏度为1-3mPa·s的滑溜水)阶段采用例如3-4m³/min低排量注入黏度为1-3mPa·s的滑溜水进行施工，并配合例如2-3次的多次停泵(即停止注入例如所述滑溜水)，前置液造缝时间为2-3小时，尽最大限度减小地应力各向异性，以实现主裂缝延伸路径的转向以及不同尺度裂缝***尤其是较小尺度微裂隙***的充分延展。待多条裂缝出现后，再次起泵时，以例如6-8m³/min较高排量注入黏度20-25mPa·s的胶液，之后以相同排量交替注入前置液(例如黏度为1-3mPa·s的滑溜水)，直至裂缝缝长达到设计值后，开始进行加砂压裂施工，施工过程中适当加大携砂用低黏度滑溜水的用量，其用量比例至少占总携砂液量的40体积％-60体积％，并加大70-140目小粒径支撑剂的比例，其用量占总支撑剂量的30体积％-40体积％，以进一步扩展先前已形成的微裂隙***并用小粒径支撑剂尽可能实现对各种小尺度微裂隙***的充填，后续按照一般页岩气井加砂压裂设计的“一段携砂液、一段隔离液”的段塞方式依次加入40-70目支撑剂和30-50目支撑剂，直至完成注入(一般为泵注)施工。整个工艺特点表现为：前置液造缝阶段以设计压裂裂缝长为目标值，完成100％造缝和微裂隙的饱和充填，而不急于进行主支撑剂携砂注入(一般为泵注)，通过“延时”施工设计、变排量、变黏度、黏性指进等效用，增加裂缝***的复杂性和连通性，最终形成近井到远井地层具有一定支撑的复杂多尺度裂缝***，以增强裂缝的有效改造体积，从而实现进一步提高压裂改造效果的目的。

具体来讲，本发明提供了一种页岩体积压裂的方法，其包括如下步骤：

步骤一，对储层参数进行评价，并根据对所述储层参数的评价结果确定施工时前置液的黏度、注入排量及其用量，以及总支撑剂的用量；其中所述储层参数包括脆性指数、原始地应力、天然裂缝，及层理或纹理缝发育情况，所述前置液包括黏度为1-3mPa·s的滑溜水和/或黏度为20-25mPa·s的胶液。

步骤二：向地层注入所述滑溜水，此时，所述滑溜水的用量为2-3倍井筒容积，完成注入所述滑溜水后，暂停施工(即停泵，或者说停止注入所述滑溜水)。

步骤三：当所述步骤二暂停施工后的井口压力下降幅度达到当前地应力场分布状态下的两向水平应力差的80％-100％时，再次向地层注入所述滑溜水，此时，所述滑溜水的用量为2-3倍井筒容积，完成该次所述滑溜水的注入后，暂停施工(即停泵，或者说停止注入所述滑溜水)。

任选的步骤四：重复步骤三多次，其中继续施工的时间为观察到暂停施工后的井口压力下降幅度达到当前地应力场分布状态下的两向水平应力差的80％-100％的时间点。

步骤五：当观察步骤三或步骤四的暂停施工后的前后波动幅度变化达3-5MPa以上时，向地层注入所述胶液以突破近井多裂缝区域，实现深部裂缝的沟通；所述胶液的用量为突破包含近井裂缝长度在内的近井地带的裂缝长度达到各裂缝预期缝长的30％-40％时的用量，在所述胶液注入(一般为泵注)过程中同时加入破胶剂，所述破胶剂的用量为能够满足所述胶液造缝达到预期缝长后的1分钟内实现破胶；

步骤六：向储层注入所述滑溜水，所述滑溜水的用量与步骤五中的所述胶液的用量相当。利用其与步骤五中较高黏度胶液的黏度差异引起的“黏性指进”作用(即，黏度小的流体驱替黏度较大的流体时产生的一种不稳定界面现象，容易造成低黏流体像手指一样在高黏流体中穿过)进行远井复杂裂缝的进一步扩缝。其中的所述“相当”，以所述胶液的用量为基准，所述滑溜水与所述胶液相差在5％-20％以内，优选地可以理解为相等。另外，步骤六中的滑溜水和步骤五中的所述胶液的用量优选为1.5-2倍井筒容积。

步骤七：依次重复所述步骤五和六至少一次，重复次数以最终模拟总缝长达到设计缝长来确定。

步骤八：段塞式注入70-140目支撑剂与所述滑溜水的初始砂液比为1体积％-2体积％的的混合液，并且所述滑溜水携带所述70-140目支撑剂的携带量按1体积％-2体积％砂液比阶梯式增加至10体积％-14体积％；段塞式注入40-70目支撑剂与所述滑溜水的初始砂液比为4体积％-6体积％的混合液，并且所述滑溜水携带所述40-70目支撑剂的携带量按1体积％-2体积％砂液比阶梯式增加至12体积％-14体积％，然后段塞式注入40-70目支撑剂与所述胶液的初始砂液比为12体积％-14体积％的混合液，并且所述胶液携带所述40-70目支撑剂的携带量按2体积％-3体积％砂液比阶梯式增加至20体积％-24体积％；段塞式注入30-50目支撑剂与所述胶液的初始砂液比为18体积％-20体积％的混合液，并且所述胶液携带所述30-50目支撑剂的携带量按2体积％-3体积％砂液比阶梯式增加至22体积％-26体积％。

步骤九：按顺序依次泵入0.2-0.3倍井筒容积的所述胶液和1倍井筒容积的所述滑溜水，完成步骤八中的携砂液顶替。完成该步骤后在没有特别的情况下，可以结束施工。

在本发明中的施工过程中，可以根据需要在步骤二之前首先选择性的向地层进行注入预处理酸液；然后再注入滑溜水；或者直接进行所述步骤二中的向地层注入所述滑溜水。

当前地应力场分布状态下的两向水平应力差是指：水力压裂过程中，裂缝壁面任意一点距井眼不同距离范围内，原始地应力受诱导应力作用影响，其大小发生变化后，最大水平主应力与最小水平主应力之差。

在一个具体实施方式中，所述步骤二、步骤三以及任选的步骤四中的所述滑溜水的排量为所述最高排量的1/4-1/3。

在一个具体实施方式中，所述步骤五中的所述胶液的排量为所述最高排量的1/3-2/3。

在一个具体实施方式中，所述步骤八中的所述加砂压裂施工排量为所述最高排量。

在一个具体实施方式中，对储层的参数的评价可依据测井解释和室内测试结果。

在一个具体实施方式中，在所述步骤一中使用选自MEYER、StimPlan、GOHFER中的一种的软件确定施工时所述前置液的黏度、注入(一般为泵注)排量及其用量，以及总支撑剂用量。

在一个具体实施方式中，所述70-140目支撑剂的总量占所述总支撑剂用量的30体积％-40体积％；所述40-70目支撑剂的总量占所述总支撑剂用量的40体积％-50体积％；所述30-50目支撑剂的总量占所述总支撑剂用量的10体积％-20体积％。

在一个具体实施方式中，所述步骤七中交替注入胶液和滑溜水，其用量和顺序按照先注入1.5-2倍井筒容积胶液后再注入等体积滑溜水，至少重复1次，直至所述步骤七总液量达到对应设计裂缝缝长；确定所述步骤七中的所述交替注入的胶液和滑溜水总量与缝长关系的软件选自MEYER、StimPlan、GOHFER中的一种。

本发明的作用效果在于：

由于裂缝缝长和缝宽是随着压裂注入(一般为泵注)时间和注入(一般为泵注)排量等施工参数实时发生变化的，每一裂缝长度及宽度下对应的诱导应力也有所差别。故可通过常用的压裂模拟软件，如MEYER、StimPlan、GOHFER计算，获得净压力变化与压裂注入(一般为泵注)时间及施工参数间的关系。利用这一变化关系，通过延长前置液造缝阶段注入(一般为泵注)时间，采取低排量施工及多次停泵等工艺手段，能够实现不同尺度裂缝***尤其是较小尺度微裂隙***的充分延展，以进一步提高裂缝的复杂性程度。停泵时间以前次停泵时刻(假设为t₁)起到再次起泵施工时刻(假设为t₂)所对应的这一时间段(t₂-t₁)来确定；要求每次停泵前裂缝内净压力应超过当前水平应力差，再次起泵施工时刻t₂对应的缝长和缝宽条件下所计算的最小主应力方向产生的诱导应力能正好弥补当前水平应力差。此时再次进行压裂作业，相当于在应力各向同性的地层进行裂缝起裂和延伸。经过前置液阶段多次“注入-停泵-注入”循环施工后，起裂的裂缝可能是任意角度多个方向上的裂缝，从而实现提高裂缝的复杂性程度。

不同方向多条裂缝出现后，为防止每条裂缝只在近井筒位置出现复杂裂缝***，再次起泵时需要注入(一般为泵注)相对较高黏度的压裂液，以突破近井多裂缝的制约。因黏度较高，再配合以高排量，近井的多裂缝***因每个裂缝宽度都相对较窄，难以吸纳高排量注入的高黏度压裂液，必然最终沿一个优势裂缝方向进行延伸。高黏度压裂液用量的设计，应满足一定使用量条件下所能延伸的缝长达到预期设计缝长的1/4-1/3；在前置液阶段保证各个裂缝的造缝长度达到预期要求后，再进行支撑剂的加入。

加支撑剂注入(一般为泵注)施工阶段，将排量提高到设计的最高排量，并适当加大低黏度滑溜水的用量占比及70-140目支撑剂的比例，目的是再进一步扩展先前已形成的微裂隙***并用小粒径支撑剂尽可能实现对各种小尺度微裂隙***的饱充填。由于低黏度滑溜水的比例高，再配合以相对高的排量施工，即使遇到主裂缝中的高黏度胶液***，由于“黏性指进”效应(室内实验结果证明，只要黏度差达到6倍以上，黏性指进效应非常明显)，滑溜水也能快速穿过高黏胶液占据的裂缝部位。但为保证滑溜水携带的小粒径支撑剂也能快速运移穿过高黏胶液占据的裂缝段，可考虑在前置液注入(一般为泵注)及停泵时间内，所有高黏度压裂液同步破胶(可基于温度场模拟结果优化前置液阶段各高黏段压裂液的配方及破胶剂追加剖面)。

其中，在本发明中，根据在施工过程中的注入(一般为泵注)阶段顺序命名各施工用工作液，而且无论前置液中的滑溜水或是胶液都是压裂液体系的一种。

在本发明中，近井是指距离井的轴向1/8-1/6的主裂缝半长范围内的区域。而距离井轴向超过1/8-1/6的主裂缝半长范围的区域称为远井。

在本发明中，深部裂缝是指在接近设计的主裂缝半长的远井区域的裂缝。

在本发明中，砂液比代表的是某一阶段支撑剂的体积(m³)与携砂压裂液(例如本发明中的滑溜水或胶液)的体积(m³)之比。

本发明克服了现有页岩压裂工艺产生的裂缝***复杂程度不高、多尺度裂缝***难以得到有效支撑、裂缝改造体积及导流能力偏低等问题。通过本发明的实施，能够进一步改善页岩水力压裂效果，提高页岩气产量。

附图说明

图1为实施例1中的井的典型压裂段压裂施工曲线示意图。其中：

1.井口压力，2.砂液比，3.施工排量，4.前置液阶段第一次停泵，5.前置液阶段第二次停泵，6.前置液阶段第三次停泵，7.前置液阶段第四次停泵

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明的保护范围并不局限于下述实施例。

实施例1

滑溜水的配方：0.05体积％-0.1体积％减阻剂+0.2体积％-0.3体积％防膨剂+0.1体积％-0.15体积％助排增效剂。

胶液的配方：0.25体积％-0.35体积％增稠剂+0.1体积％-0.15体积％交联剂+0.2体积％-0.3体积％高效防膨剂+0.1体积％-0.15体积％助排增效剂+0.05体积％-0.08体积％破胶剂。

A井是部署在川西南页岩气探区的一口页岩气水平井，井深4600m，测井解释该井脆性指数0.52-0.56，室内测试杨氏模量30.19GPa，泊松比0.228，最大水平主应力80.3MPa，最小水平主应力69.7MPa，水平应力差10.6MPa，水平应力差异系数0.152。成像测井显示目的层页岩发育有水平层理缝，部分层理缝倍方解石充填，且靠近目的层底部页岩还存在有间距不等的节理。利用本发明提供的延时压裂工艺方法对该井进行压裂施工，具体实施步骤如下(图1即为该井典型压裂段压裂施工曲线示意图)：

(1)通过对该水平井其中一段目的层页岩脆性指数、地应力、天然裂缝等参数的评价，以及根据小型测试压裂诊断分析结果和已压裂段压裂施工曲线分析结果，判断本井目的层页岩脆性条件较好、水平低应力差异小且天然裂缝发育，该井可用本发明方法进行施工。经采用MEYER软件进行模拟，需要经过4次前置液施工阶段的停泵处理，确定前置液的最低黏度为1-3mPa·s，最高黏度为25-30mPa·s；前置液的最低排量为3-4m³/min，最高排量为15m³/min；总支撑剂用量为75m³左右，总压裂液用量为1850m³左右(其中的胶液用量占比40体积％)；

(2)采用滑溜水作为前置液进行前置造缝，滑溜水黏度1.5mPa·s，排量为3-4m³/min，依次按阶段注入滑溜水141m³、123m³、114m³、140m³，中间分别停泵32min、30min、31min、30min，如图1所述4、5、6、7四次停泵；

(3)将排量提升至6-9m³/min，泵入黏度为25mPa·s的胶液58m³后，以与步骤(2)相同的排量继续注入45m³黏度为1.5mPa·s的滑溜水，观察井口压力有5.5MPa的波动下降，此时根据压裂设计软件MEYER的模拟结果显示裂缝半缝长达到设计的320m，故进入加砂压裂阶段；

(4)采用黏度为1.5mPa·s的滑溜水以砂液比1体积％起步，携带70-140目陶粒支撑剂进行泵注施工，施工排量由9m³/min逐步提升至12-15m³/min，按照“一段携砂液、一段隔离液”的方式进行加砂，共加入70-140目陶粒支撑剂21m³；

(5)按照“一段携砂液、一段隔离液”继续保持最高设计排量15m³/min，携带40-70目陶粒支撑剂，以砂液比5体积％起步进行泵注施工；此阶段当滑溜水携带40-70目陶粒支撑剂砂液比最高达到12体积％后，换用黏度为25mPa·s的胶液进行携砂泵注；用滑溜水共加入40-70目陶粒支撑剂18.8m³；

(6)按照“一段携砂液、一段隔离液”继续保持最高设计排量15m³/min，用黏度为25mPa·s的胶液携带40-70目陶粒支撑剂，以砂液比13体积％起步进行泵注施工，40-70目陶粒支撑剂砂液比最高达到20体积％，用胶液共加入40-70目陶粒支撑剂22m³；

(7)保持最高设计排量15m³/min，用黏度为25mPa·s的胶液携带30/50目陶粒支撑剂，以砂液比17体积％起步进行泵注施工，连续提升砂液比，30-50目陶粒支撑剂砂液比最高达到20体积％后停止加砂，用胶液共加入30/50目陶粒支撑剂15.6m³；

(8)结束加砂后，保持15m³/min，泵入15m³黏度为25mPa·s的胶液后，再继续泵入40m³黏度为1.5mPa·s的滑溜水，至此，完成前面顶替，结束施工。

该段施工由压裂设计软件MEYER进行反演模拟表明，相比相邻段没有采取前置液造缝阶段停泵延时加砂压裂措施的压裂施工，其裂缝内净压力得到了有效提高，形成了较大范围的改造体积，A井压后获得了初产8×10⁴m³的测试产量。

本发明实施例仅为示例性的说明，但该实施方式无论在任何情况下均不构成对本发明的限定。

虽然本发明已经参照具体实施方式进行了描述，但是本领域的技术人员应该理解在没有脱离本发明的真正的精神和范围的情况下，可以进行的各种改变。此外，可以对本发明的主体、精神和范围进行多种改变以适应特定的情形、材料、材料组合物和方法。所有的这些改变均包括在本发明的权利要求的范围内。

Claims (6)

1.一种页岩体积压裂的方法，其包括如下步骤：

步骤一，对储层参数进行评价，并根据对所述储层参数的评价结果确定施工时前置液的黏度、注入排量及其用量，以及总支撑剂的用量；其中所述储层参数包括脆性指数、原始地应力、天然裂缝，及层理或纹理缝发育情况，所述前置液包括黏度为1-3mPa·s的滑溜水和/或黏度为20-25mPa·s的胶液；

步骤二：向地层注入所述滑溜水，此时，所述滑溜水的用量为2-3倍井筒容积，完成注入所述滑溜水后，暂停施工；

步骤三：当所述步骤二暂停施工后的井口压力下降幅度达到当前地应力场分布状态下的两向水平应力差的80％-100％时，再次向地层注入所述滑溜水，此时，所述滑溜水的用量为2-3倍井筒容积，完成该次所述滑溜水的注入后，暂停施工；

任选的步骤四：重复步骤三多次，其中继续施工的时间为观察到暂停施工后的井口压力下降幅度达到当前地应力场分布状态下的两向水平应力差的80％-100％的时间点；

步骤五：当观察步骤三或步骤四的暂停施工的前后波动幅度变化达3-5MPa以上时，向地层注入所述胶液以突破近井多裂缝区域，实现深部裂缝的沟通；所述胶液的用量为突破包含近井裂缝长度在内的近井地带的裂缝长度达到各裂缝预期缝长的30％-40％时的用量，在所述胶液注入过程中同时加入破胶剂，所述破胶剂的用量为能够满足所述胶液造缝达到预期缝长后的1分钟内实现破胶；

步骤六：向储层注入所述滑溜水，所述滑溜水的用量与步骤五中的所述胶液的用量相当；

步骤七：依次重复所述步骤五和六至少一次，重复次数以最终模拟总缝长达到设计缝长来确定；

步骤八：段塞式注入70-140目支撑剂与所述滑溜水的初始砂液比为1体积％-2体积％的的混合液，并且所述滑溜水携带所述70-140目支撑剂的携带量按1体积％-2体积％砂液比阶梯式增加至10体积％-14体积％；段塞式注入40-70目支撑剂与所述滑溜水的初始砂液比为4体积％-6体积％的混合液，并且所述滑溜水携带所述40-70目支撑剂的携带量按1体积％-2体积％砂液比阶梯式增加至12体积％-14体积％，然后段塞式注入40-70目支撑剂与所述胶液的初始砂液比为12体积％-14体积％的混合液，并且所述胶液携带所述40-70目支撑剂的携带量按2体积％-3体积％砂液比阶梯式增加至20体积％-24体积％；段塞式注入30-50目支撑剂与所述胶液的初始砂液比为18体积％-20体积％的混合液，并且所述胶液携带所述30-50目支撑剂的携带量按2体积％-3体积％砂液比阶梯式增加至22体积％-26体积％；

步骤九：按顺序依次泵入0.2-0.3倍井筒容积的所述胶液和1倍井筒容积的所述滑溜水，完成步骤八中的携砂液顶替。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤二、步骤三以及任选的步骤四中的所述滑溜水的排量为所述最高排量的1/4-1/3。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤五中的所述胶液的排量为所述最高排量的1/3-2/3。

4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，所述步骤八中的所述加砂压裂施工排量为所述最高排量。

5.根据权利要求1-4中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤一中使用选自MEYER、StimPlan、GOHFER中的一种的软件确定施工时所述前置液的黏度、注入排量及其用量，以及总支撑剂用量。

6.根据权利要求1-5中任意一项所述的方法，其特征在于，所述70-140目支撑剂的总量占所述总支撑剂用量的30体积％-40体积％；所述40-70目支撑剂的总量占所述总支撑剂用量的40体积％-50体积％；所述30-50目支撑剂的总量占所述总支撑剂用量的10体积％-20体积％。