CN113216923A - 一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，该方法包括：1、通过对页岩储层特征研究，确定目标储层；2、在压裂施工前，泵入一定量的酸液；3、应用高黏度的滑溜水造主缝；4、采用低黏度的滑溜水制造分支缝；5、注入中黏活性胶液以携带小粒径支撑剂+纤维进入分支缝网并形成支撑剂团柱；6、泵入低黏滑溜水继续扩大分支缝网；7、泵入中黏活性胶液携带小粒径支撑剂+纤维进入分支缝网形成团柱，填充新形成的分支缝网；8、重复6、7；9、泵入高黏活性胶液尾追大粒径支撑剂以填充主裂缝。该工艺通过一定的时间周期，将造缝与加砂交替结合，以扩大缝网面积，改善缝网支撑效果，进一步提高页岩气水平井缝网压裂后产量。

Description

一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺

技术领域

本发明涉及一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，属于非常规油气增产改造技术领域。

背景技术

目前国内外以常规压裂、转向压裂、大规模缝网压裂、体积压裂等工艺为主，页岩储层孔隙度小、渗透率极低；同时，大规模缝网压裂施工中，存在着大量支撑剂很难进入次生裂缝等现象，使缝网质量未能达到压裂的最佳效益，亟需探索一种新型而高效的压裂增产工艺。

吕杨(2014)根据试验结果认为在高闭合压力、低杨氏模量的地层中，容易引起支撑剂“支柱”垮塌，使通道堵塞、裂缝闭合、导流能力降低，故认为杨氏模量和闭合压力的比值可作为高速通道压裂可行性判断的关键地质与施工参数。黄波(2017)提供一种通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法，在已知目标井的地层参数的基础上；建立通道压裂选井选层模型并基于工艺特征建立加砂液柱、中顶液柱与支撑剂分布之间的联系；给出中顶时间与加砂时间的合理比例，从而优化压裂工艺。陈星宇(2019)从致密砂岩等非常规储层压裂裂缝渗流条件及压后长期导流能力的角度出发，引入缝内非连续多层铺砂理念，假设单元体内支撑剂砂团体积及压裂液体积的几何关系满足体积守恒原理，在不考虑支撑剂颗粒、压裂液压缩性的前提下，将缝内非连续分布支撑剂砂团简化为圆形柱状均匀分布，以单位脉冲周期内砂团及周围未支撑区域作为计算单元。

发明内容

为了克服现有技术中的问题，本发明提供一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，目的是让更多的支撑剂进入缝网中，同时，在缝网中形成具有高效导流能力的不连续支撑剂“团柱”，扩大缝网面积，改善缝网支撑效果，提高缝网质量，进一步提高页岩气水平井缝网压裂后产量。

本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，包括：

步骤S10、根据目标页岩气井的地质参数确定杨氏模量和地层闭合应力比值大于350的储层为目标储层；

步骤S20、根据目标页岩气井的地质参数和射孔方式确定携砂液注入时间t₁和中顶液注入时间t₂；

步骤S30、通过井筒向目标储层注入酸液进行酸预处理；

步骤S40、向目标储层注入高黏度的滑溜水造主缝；

步骤S50、根据携砂液注入时间t₁向目标储层注入低黏度的滑溜水造分支缝；

步骤S60、根据中顶液注入时间t₂向目标储层注入携带小粒径支撑剂的中黏活性胶液和纤维进入分支缝网形成团柱；

步骤S70、根据携砂液注入时间t₁向目标储层注入低黏度的滑溜水继续扩大分支缝网；

步骤S80、多次重复步骤S60和S70完成造缝和加砂步骤；

步骤S90、最后向目标储层注入高黏活性胶液尾追大粒径支撑剂填充主裂缝。

进一步的技术方案是，所述步骤S20中的计算公式为：

式中：ρ_s为支撑剂体积密度，kg/m³；V_i为单级阶段时间内沟槽体积，m³；ρ_c为支撑剂浓度，kg/m³；Q_i为阶段时间内施工排量，m³/min；H_f为支撑缝高，m；t_i为阶段时间；η为射孔有效率，由压裂前测试获得，ω为支撑裂缝平均缝宽，m；t₁为携砂液段塞时间；t₂为中顶液注入时间；n_e为有效孔眼数，N为射孔孔眼数，d为砂团间距，mm；h为砂团初始高度，mm。

进一步的技术方案是，所述步骤S30中的酸液包括氯化氢、高温缓蚀剂、铁离子稳定剂。

进一步的技术方案是，所述步骤S40中高黏度的滑溜水包括：高效减阻剂、复合防膨剂、复合增效剂、消泡剂。

进一步的技术方案是，所述步骤S50中的低黏度的滑溜水包括：高分子稠化剂、流态改进剂、复合增效剂、黏度调节剂、消泡剂、温度稳定剂、助排剂、黏土稳定剂、杀菌剂、交联剂、破胶剂。

进一步的技术方案是，所述步骤S60中的中黏活性胶液包括低分子稠化剂、流变助剂、复合增效剂、黏度调节剂、消泡剂、温度稳定剂。

进一步的技术方案是，所述步骤S60中的纤维为可降解纤维。

进一步的技术方案是，所述步骤S60中的纤维为一种有机酸酯聚合物。

本发明具有以下有益效果：本发明借鉴了通道压裂的理念，该工艺基于边造缝边加砂的思路，针对页岩储层水平井分段多簇压裂，并通过对所述页岩储层特征研究，判断能否通过造缝加砂交替工艺提高压裂缝网建造质量。考虑到水平段局部堆积污染、近井摩阻高等影响因素会间接导致施工压力高，故先泵入一定量的酸液来解堵；其次，泵入一定量的高黏滑溜水来产生人工主裂缝；再采用低黏度的滑溜水以剪切破坏形式激活天然裂缝形成复杂的分支裂缝网络；之后，泵入中黏液携带小粒径支撑剂+纤维进入分支缝网形成团柱，在一定的时间内再泵入低黏液继续扩大分支缝网，然后在一定的时间间隔内泵入中黏液携带小粒径支撑剂+纤维进入分支缝网形成团柱，填充新形成的分支缝网，最后泵入高黏液尾追大粒径支撑剂来填充主裂缝。在一定的时间周期，通过低黏液造缝网，中高黏液携砂填充裂缝的交替泵注工艺，扩大缝网面积，改善缝网支撑效果，进一步提高页岩气水平井缝网压裂后产量，为今后压裂工艺技术的改进和发展提供新思路和新方向。

附图说明

图1为本发明方法流程框图；

图2为造缝加砂时间间距图；

图3为该工艺下导流能力模拟图；

图4为该工艺下支撑剂浓度模拟图；

图5为该工艺下裂缝宽度模拟图；

图6为该工艺下裂缝网络模拟图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，包括以下步骤：

步骤S10、根据目标页岩气井的地质参数确定杨氏模量和地层闭合应力比值大于350的储层为目标储层；

步骤S20、根据目标页岩气井的地质参数和射孔方式确定携砂液注入时间t₁和中顶液注入时间t₂；

假设，

由上式得，

假设，at_i＝λ(λ＞0) (7)

由上式得，

令

对该函数求导，得

得极小点

该函数图像呈现先下降后上升的走向，同时考虑实际施工情况，故取极小点，

则，

式子：τ_c为支撑剂柱塞核区中心安全系数；μ_σv为原始应力均值，MPa；μ_σp1为支撑剂砂柱强度均值，MPa；ρ_s为支撑剂体积密度，kg/m³；V_i为单级阶段时间内沟槽体积，m³；ρ_c为支撑剂浓度，kg/m³；Q_i为阶段时间内施工排量，m³/min；H_f为支撑缝高，m；t_i为阶段时间；η为射孔有效率，由压裂前测试获得，ω为支撑裂缝平均缝宽，m；μ为压裂液黏度，mPa·s；L为裂缝长度，m；υ为泊松比，无因次；E为杨氏模量，MPa。

由(1)到(9)式，可知，取极小点t_i，并结合下式，

t₁+t₂＝t_i (11)

n_e＝Nη (12)

假设，

则得到，t₁(1+k)+t₂＝D (15)

由(9)到(15)式得到，

t₁为携砂液段塞时间；t₂为中顶液注入时间；n_e为有效孔眼数，N为射孔孔眼数，d为砂团间距，mm；h为砂团初始高度，mm；

步骤S30、通过井筒向目标储层注入酸液进行酸预处理；

步骤S40、根据前置液注入时间t₀向目标储层注入高黏度的滑溜水造主缝；

步骤S50、根据携砂液注入时间t₁向目标储层注入低黏度的滑溜水造分支缝；

步骤S60、根据中顶液注入时间t₂向目标储层注入携带小粒径支撑剂的中黏活性胶液和纤维进入分支缝网形成团柱；

步骤S70、根据携砂液注入时间t₁向目标储层注入低黏度的滑溜水继续扩大分支缝网；

步骤S80、多次重复步骤S60和S70完成造缝和加砂步骤；

步骤S90、最后向目标储层注入高黏活性胶液尾追大粒径支撑剂填充主裂缝。

这样通过一定的时间周期，将造缝与加砂工艺交替结合，以扩大缝网面积，改善缝网支撑效果，进一步提高页岩气水平井缝网压裂后产量。

具体地，本发明主要应用于刚性地层，要求杨氏模量与地层闭合应力比值合理，一般针对高地层闭合应力和低杨氏模量地层中，实施阶段式加砂容易引起支撑剂砂团垮塌、通道堵塞、裂缝闭合及导流能力降低。现场试验认为，杨氏模量和地层闭合应力比值小于350裂缝稳定性差；而其比值在350～500之间属于稳定的缝内网络通道；其比值大于500为实施条件较好地层，从而判断所述页岩储层能否通过交替式造缝与加砂压裂工艺提高缝网质量。

具体地，本发明主要采用套管注入的方式来实现，在泵入滑溜水造缝的同时，为实现支撑剂“团柱”不连续地分散铺置于裂缝之中。

具体地，本发明所述步骤中所述的造缝加砂交替工艺，是以分钟时间间隔进行前置液、携砂液和中顶液交替注入，一边造缝，一边在裂缝中形成“团柱”支撑。其中在向地层泵入酸液的一段时间后，泵入一定量的高黏滑溜水来产生人工主裂缝，再泵入低黏滑溜水激活更多的天然裂缝、制造更多的分支裂缝网络，以便支撑剂尽可能地进入更多的裂缝；之后，泵入中黏液携带小粒径支撑剂+纤维进入分支缝网形成团柱，在一定的时间内再泵入低黏液继续扩大分支缝网，然后在一定的时间间隔内中入高黏液携带小粒径支撑剂+纤维进入分支缝网形成团柱，填充新形成的分支缝网，通过携带支撑剂混砂液和中顶液的交替充填，将支撑剂以“团柱”形式不连续地铺置在压裂裂缝内，更利于“团柱”周围形成高速导流能力的通道网络，使裂缝具备较高的导流能力，进而提高缝网的质量，以达到增产目的。

实施例

本实例中的相关数据借鉴川东地区某井区的相关经验施工数据，参考表1，并结合公式(1)到公式(17)，综合相关因素，最终取t₁＝t₂＝3.5。即获得所述阶段式造缝加砂工艺主要是以每3.5分钟时间间隔进行前置液、支撑剂和中顶液交替注入，得出表2的施工泵注程序。

具体的步骤是：

步骤1、参考表1，并结合公式(1)到公式(17)，综合相关因素，最终取t₁＝t₂＝3.5；

步骤2、考虑到由于水平段局部堆积污染、裂缝发育滤失、近井摩阻高等影响，引起施工压力高，故先泵入一定量的酸液，之后依具体情况，在分段压裂中，适当地泵入酸液；

步骤3、在t₀时间段内，泵入滑溜水造缝；

步骤4、在t₁内，泵入伴有纤维的携砂液，

步骤5、在t₂内，再泵入中顶液，阻扰支撑剂回流；

步骤6、在t₀₁内，泵入滑溜水继续造缝；

步骤7、重复步骤4到6，交替循环加砂；

步骤8、最后，为了形成裂缝与井筒有效的沟通，尾追一段时间相对较长的连续支撑剂泵入阶段，从而避免在近井地带出现窄点或无支撑剂区域，尾追阶段为连续加砂。

本实施例中，其中，预处理酸主要配方为15％HCl+2.0％高温缓蚀剂+1.5％铁离子稳定剂；同时，高温缓蚀剂满足140℃以上温度要求。

本实施例中，页岩储层压裂通常选择100目支撑剂在前置液阶段做段塞，封堵天然裂缝，减低滤失，为了增加裂缝导流能力，降低砂堵风险，中后期携砂液选择40/70目支撑剂+更大粒径30/50目。一般深层页岩压裂井的目的层垂深达四千多米，根据最小水平主应力测算闭合应力，一般约为65-80MPa，为避免施工中发生砂堵和提高裂缝导流能力，建议采用100目+40/70目+30/50目低密度覆膜陶粒支撑剂施工。该陶粒具有低密度、高强度的特点，短期导流能力高。

本实施例中，前置液为滑溜水，主要配方为清水+0.2％高效减阻剂+0.3％复合防膨剂+0.1％复合增效剂+0.02％消泡剂，主要目的是为了压地层开造缝；携砂液为高黏胶液，主要配方是0.5％高分子稠化剂+0.3％流态改进剂+0.1％复合增效剂+0.05％黏度调节剂+0.02％消泡剂+0.1-0.3％温度稳定剂+助排剂+黏土稳定剂+杀菌剂+交联剂+破胶剂等，主要目的是为了携带支撑剂进入裂缝；中顶液为低黏胶液，其主要配方为0.2％低分子稠化剂+0.3％流变助剂+0.1％复合增效剂+0.05％黏度调节剂+0.02％消泡剂+0.1-0.3％温度稳定剂；主要目的是进一步将支撑剂砂团顶入已压开的裂缝里。考虑地层温度较高，注入过程既要保证胶液的流变性能和携砂性能，同时也要确保完成顶替后在闭合阶段裂缝内胶液逐段破胶水化，最终尽可能实现全井压完后同步破胶。其中黏度调节剂和温度稳定剂依据现场具体情况来配制比例，一般是线性配制比例。

本实施例中，在加入携砂液的时候，要加入纤维，而纤维利用其分子特性，缠绕、捆绑着支撑剂，能稳定地将支撑剂收集并在进入裂缝的两个小时内保持团柱状，使支撑剂在该时间段内不分散、沉降。整个携砂液泵入阶段均重复采用这种周期性的泵入，支撑剂浓度逐步加大，纤维浓度也渐渐按比例增大；进而利于进入裂缝中的支撑剂团柱呈现不连续分布状态。最后在注入结束前尾追一个支撑剂段塞，在裂缝端口的沟道与井眼之间形成均匀支撑层，既有较高导流，也能防止支撑剂回流。本实施例中，可降解纤维为一种有机酸酯聚合物，可在高温下水解降解而释出酸，在压裂液中具有降阻、防止支撑剂回流、沉降等功能。

具体地，所述的纤维压裂液携砂具体是将可降解纤维，其在地层温度65-80℃条件下，30多小时可以降解，返排出地面，减少其对地层的污染，而形成的“团柱”本身也有导流能力，不影响地层产量；加入方式是根据不同泵注阶段，以0.18-0.24％均匀加入压裂液中形成纤维压裂，用这种纤维压裂液进行携砂。

表1杨氏模量与闭合应力的比值

表2泵注程序表

以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (8)

1.一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，包括：

步骤S10、根据目标页岩气井的地质参数确定杨氏模量和地层闭合应力比值大于350的储层为目标储层；

步骤S20、根据目标页岩气井的地质参数和射孔方式确定携砂液注入时间t₁和中顶液注入时间t₂；

步骤S30、通过井筒向目标储层注入酸液进行酸预处理；

步骤S40、向目标储层注入高黏度的滑溜水造主缝；

步骤S50、根据携砂液注入时间t₁向目标储层注入低黏度的滑溜水造分支缝；

步骤S60、根据中顶液注入时间t₂向目标储层注入携带小粒径支撑剂的中黏活性胶液和纤维进入分支缝网形成团柱；

步骤S70、根据携砂液注入时间t₁向目标储层注入低黏度的滑溜水继续扩大分支缝网；

步骤S80、多次重复步骤S60和S70完成造缝和加砂步骤；

步骤S90、最后向目标储层注入高黏活性胶液尾追大粒径支撑剂填充主裂缝。

2.根据权利要求1所述的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，所述步骤S20中的计算公式为：

式中：ρ_s为支撑剂体积密度，kg/m³；V_i为单级阶段时间内沟槽体积，m³；ρ_c为支撑剂浓度，kg/m³；Q_i为阶段时间内施工排量，m³/min；H_f为支撑缝高，m；t_i为阶段时间；η为射孔有效率，由压裂前测试获得，ω为支撑裂缝平均缝宽，m；t₁为携砂液段塞时间；t₂为中顶液注入时间；n_e为有效孔眼数，N为射孔孔眼数，d为砂团间距，mm；h为砂团初始高度，mm。

3.根据权利要求1所述的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，所述步骤S30中的酸液包括氯化氢、高温缓蚀剂、铁离子稳定剂。

4.根据权利要求1所述的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，所述步骤S40中高黏度的滑溜水包括：高效减阻剂、复合防膨剂、复合增效剂、消泡剂。

5.根据权利要求1所述的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，所述步骤S50中的低黏度的滑溜水包括：高分子稠化剂、流态改进剂、复合增效剂、黏度调节剂、消泡剂、温度稳定剂、助排剂、黏土稳定剂、杀菌剂、交联剂、破胶剂。

6.根据权利要求1所述的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，所述步骤S60中的中黏活性胶液包括低分子稠化剂、流变助剂、复合增效剂、黏度调节剂、消泡剂、温度稳定剂。

7.根据权利要求6所述的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，所述步骤S60中的纤维为可降解纤维。

8.根据权利要求7所述的一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺，其特征在于，所述步骤S60中的纤维为一种有机酸酯聚合物。

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