CN113738335B - 一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法。该方法包括：完井后的目标水平井目标压裂段进行水平段分段多簇射孔；而后通过段内压裂进行段内多尺度裂缝扩展，在段内压裂过程中泵入酸液，并注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑，形成四级裂缝网络结构酸蚀微缝‑微裂缝‑次生裂缝‑主裂缝全扩展的网络结构；其中，注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑包括：注入70‑140目支撑剂支撑微裂缝，注入40‑70目支撑剂支撑次生裂缝及主裂缝趾端，注入30‑50目支撑剂支撑主裂缝中‑趾端，注入20‑40目支撑剂主裂缝近井端并填充近井筒地带；其中，段内压裂选用裂缝簇间距小于10m超密切割压裂。
Description
技术领域
本发明属于非常规石油天然气增产技术领域，特别涉及一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法。
背景技术
近年来，大量石油新增储量品质变差，单井产能低，有效开发效益差。中国陆相页岩油具有较大潜力，在松辽、准噶尔、鄂尔多斯等盆地均有不同程度的发现，有望成为大规模接替资源。中国陆相页岩油与北美海相页岩油差异较大，单层厚度小，TOC、S1值相对较小，甜点层段非均质较强。近些年国内针对页岩油开展了大量的工作，取得了一定的成果，其中长庆页岩油，吉木萨尔页岩油均取得了较大的技术突破，实现了效益开发。
目前，从页岩油的细化分类来看，以长庆页岩油为例，分为了Ⅰ到Ⅳ类储层，分别为多期砂重叠厚层型，厚砂与薄砂、泥互层型，含薄砂岩夹层页岩型及块状纯页岩型(如图1所示)。目前已实现效益开发的页岩油类型为Ⅰ类、Ⅱ类，主要方法是长水平井大规模大砂量体积压裂，但对Ⅲ、Ⅳ类储层，特别是Ⅳ类块状纯页岩型页岩油，改造难度相对较大，仍在探索适应性更强更加有效的开发方式。
块状纯页岩油藏储层即Ⅲ、Ⅳ类储层相较Ⅰ、Ⅱ类储层有较大的不同，ⅠⅡ类储层的可动用很大程度上取决于两点：①Ⅰ类、Ⅱ类页岩储层中烃类层内运移至厚砂层中形成较好的储集，为压后高产量提供了地质上的良好条件；②Ⅰ类、Ⅱ类页岩储层天然裂缝发育，孔隙连通性强，体积压裂裂缝网络与天然裂缝的交叉作用可使裂缝储量控制体积最大化，利于压后高产。而Ⅲ类、Ⅳ类储层先天条件差，储层致密，油气主要储存于页岩孔隙、孔洞中，孔隙条件差；从储集空间来看，以孤立孔隙为主，连通性差(如图2A-图2D所示)；同时，天然裂缝不发育，基于以上储层的先天特征，若一味沿用Ⅰ类、Ⅱ类页岩油储层的压裂方法无法取得较好的产量，这在吉林油田的块状纯页岩储层中已得到印证。针对这种特殊储层，需创新思路，目前亟待一种能实现块状纯页岩油藏效益开发的压裂方法，其成功的关键点在于以水平井整体裂缝SRV最大化、单段裂缝复杂化为目标，沟通更多页岩孔隙、孔洞，同时根据其特殊性，针对性优化，实现增储上产。
发明内容
本发明的目的在于为块状纯页岩油藏效益开发提供一种可靠的压裂方法。该压裂方法不仅能有效促使单段裂缝复杂化，而且能使水平井整体SRV(stimulated rockvolume，储层改造体积)最大化，同时也能保证裂缝网络的长期有效导流能力，最终整体上实现块状纯页岩油藏缝控体积改造，提高压裂效果。
为了实现上述目的，本发明提供了一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法，其中，该方法包括：
完井后的目标水平井目标压裂段进行水平段分段多簇射孔；
完井后的目标水平井进行水平段分段多簇射孔后通过段内压裂进行段内多尺度裂缝扩展，在段内压裂过程中泵入酸液，并注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑，形成四级裂缝网络结构即酸蚀微缝-微裂缝-次生裂缝-主裂缝全扩展的网络结构(参照图3)；
其中，注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑包括：注入70-140目支撑剂支撑微裂缝，注入40-70目支撑剂支撑次生裂缝及主裂缝趾端，注入30-50目支撑剂支撑主裂缝中-趾端，注入20-40目支撑剂填充主裂缝近井端并填充近井地带；
其中，所述段内压裂选用裂缝簇间距小于10m的超密切割压裂。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，酸蚀微缝的支撑依靠酸酸蚀后的岩石碎块支撑。
上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法是在页岩压裂改造三级裂缝网络的基础上，在压裂过程中泵入一定量酸液能进一步增大裂缝改造体积，形成酸蚀微缝(即刻蚀缝)+微裂缝+次生裂缝+主裂缝的全尺度裂缝网络。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，在段内压裂过程中，在进行前置造缝时，基于射孔位置与储层甜点小层的纵向位置关系，将水平段划分为促纵向扩缝及甜点小层内改造两种类型，选择不同的前置造缝方式；其中，
射孔位置不位于储层甜点小层，划分为促纵向扩缝，采用前置高粘液体造缝方式进行前置造缝，促裂缝纵向扩展至甜点层位，从而达到沟通甜点小层，改造甜点小层的目的；优选地，高粘液体的粘度不低于100mpa·s；
射孔位置位于甜点小层，划分为甜点小层内改造，采用前置低粘液体造缝，低粘液体造缝特性可以控制裂缝纵向过度扩展，手术刀式精确改造甜点小层；优选地，低粘液体的粘度不高于30mpa·s；
块状页岩页理发育，常规低粘液体无法较好的扩展缝高，该优选实施方式根据不同的类型选用适合的前置造缝方式，能够更好的适应块状页岩中裂缝缝高扩展的要求。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，结合储层特性选择支撑剂的类型，塑性地层中选用覆膜砂支撑剂。支撑剂类型的选择方面，可以密切结合储层特性，主要考虑的是支撑剂的抗破碎能力及抗嵌入能力，需特别注意储层的塑性特征，在偏塑性地层中，支撑剂嵌入程度高，可优选覆膜砂以降低支撑剂的嵌入程度，保证裂缝网络的长期导流能力。以松辽青一段块状纯页岩油藏为例，储层偏塑性，常规支撑剂嵌入严重，适宜采用覆膜砂进行压裂改造，提高压裂有效性及长期稳定性。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，在进行超密切割压裂过程中投入暂堵材料，封堵已改造簇；用以提高井筒内压力，迫使未改造射孔簇开启，液体转向，从而实现簇间均匀改造；
更优选地，在压裂过程中投入暂堵材料进行层内暂堵转向+层间暂堵转向+层内暂堵转向模式的暂堵转向；
其中，层内暂堵转向可以通过在压裂过程中向投送暂堵剂暂堵中远端裂缝的方式实现，促进裂缝中远端裂缝复杂化；层间转向可以通过在压裂过程中向投送暂堵剂封堵近井主裂缝及射孔孔眼的方式实现，促使簇间整体裂缝复杂化；
配套超密切割压裂技术，由于水平段射孔簇数多，为节省作业成本，单段压裂内包含多簇射孔，一般为4-10簇，储层的不均质性会导致簇间改造的不均匀；针对这一问题，在压裂过程中可投入暂堵材料，封堵已改造簇，提高井筒内压力，迫使未改造射孔簇开启，液体转向，从而实现簇间均匀改造。值得一提的是，暂堵转向可划分为层内暂堵转向和层间暂堵转向，层内暂堵转向主要是以实现中远端裂缝的转向为目的，可实现中远段裂缝的更加复杂化，层间暂堵转向主要是实现簇间的均匀改造；针对块状纯页岩油藏对于整体性裂缝网络的最大化、复杂化的要求，层内暂堵转向+层间暂堵转向+层内暂堵转向的模式能更好的达到压裂改造的目标，更多的沟通孤立孔隙、孔洞，达到效益增产的目的。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，压裂过程中使用聚合物清洁多功能压裂液；
国内外常规压裂通常采用胍胶制备压裂液，但其残渣率高，一般为30％-40％，破胶后的残渣能堵塞有效孔隙，对储层伤害较为明显；为了更好的满足块状页岩的储层保护的要求，研究开发了聚合物清洁多功能压裂液体系，其主要由聚合物稠化剂或改性聚合物稠化剂替代胍胶配制而成，可实现多种功能，低浓度为滑溜水，中浓度为线性胶，加交联剂则为冻胶，粘度等基本液体性能均可以满足施工要求，同时它的优势在于对储层的伤害率低，室内试验结果多组试验表明，伤害率仅为4％-6％，相较胍胶而言，能保护储层有效孔隙，从而达到更好的压裂效果。
储层保护一直是压裂技术研究中的重要内容，而块状页岩的岩矿特征及储集特征决定了压裂过程中的储层保护工作更加重要，在常规页岩油储层基础上，需要进一步强化储层保护；通过对国内块状页岩的相关统计，纯页岩油藏地层取芯在防膨实验过程中，在无防膨剂的情况下，岩心可自吸水胀裂，水敏性极强；从生产角度来看，区块个别井压裂后产能递减迅速，甚至产能递减至0，黏土膨胀导致的压裂通道堵塞是其中的一个重要原因；由此，配套适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法，做好块状页岩的储层保护工作十分重要；基于此，提出了上述防膨固粘、使用聚合物清洁多功能压裂液的优选技术方案。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，在在段内压裂过程中，使用防膨固粘剂进行防膨固粘；
更优选地，在段内压裂过程中，注入的钻井液中添加有防膨固粘剂，从而实现使用防膨固粘剂进行防膨固粘进行防膨固粘；
黏土矿物的伤害主要分为两种，一种是吸水膨胀导致堵塞，一种是黏土微粒的运移导致堵塞；
为解决黏土伤害的问题，通过原材料优选，材料比例优化，制备工艺优化及大量室内防膨固粘实验等研发防膨固粘技术，在防止黏土膨胀的同时能固结黏土，达到储层保护的目的；优选的防膨固粘剂可以选用低分子生物聚合物，能防止粘土膨胀和颗粒运移，其内聚合物结构可以控制粘土中阳粒子水化反应，不会改变粘土的格构，有效抑制最小化尺寸的粘土颗粒的运移，不会伤害地层，与压裂液配伍性好。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，在段内压裂过程中，使用润湿改善剂将页岩由亲油转变为亲水；
更优选地，在段内压裂过程中，注入的钻井液中添加有润湿改善剂，从而实现使用润湿改善剂将页岩由亲油转变为亲水；
在一具体实施方式中，所述润湿改善剂选用非离子聚醚类表面活性剂润湿改善剂；
块状纯页岩油藏原油储集于孤立孔隙、孔洞中，如何将原油有效置换出孔隙是增产的关键因素；块状纯页岩从润湿性角度来看，具有强亲油的特征，不利于油水置换。为更好的解决这一难题，使用润湿改善剂将页岩由强亲油转变为亲水，实现润湿反转，利于油水置换，提高压后产量，提高采收率；经过大量研究发现，选用非离子聚醚类表面活性剂润湿改善剂能够更好的实现页岩的润湿反转。块状纯页岩的先天特性决定了对润湿改善剂的高性能要求：
A、孔吼小，润湿改善剂要能进得去；
B、四级网络结构中酸蚀微缝-微裂缝-次生裂缝所形成的大量表面积位于裂缝深处，润湿改善剂要具有走的远的特性，能充分改善远端页岩润湿性；
C、要能充分洗油，有效洗油，避免发生乳化现象，同时洗下的油滴要求粒径小，易从孔隙中析出。
该优选技术方案采用的润湿改善剂能够有效满足块状纯页岩对润湿改善剂的高性能需求。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，目标水平井的目标压裂段通过下述方式确定：在进行压裂前，开展目标井储层可压性评价，确定压裂甜点，进而确定目标压裂段；
更优选地，所述在进行压裂前，开展目标井储层可压性评价，确定压裂甜点包括：
A、获取测井资料，基于测井资料确定岩石可压性，进而确定工程甜点；
在一具体实施方式中，岩石可压性包括杨氏模量、泊松比、岩石总脆性、内摩擦角、水平应力差异系数、断裂韧性值和密度中的一种或两种以上的组合；
不同油田、区块间工程甜点的可压性筛选标准不同，根据不同油田不同区块工程甜点划分要求挑选出相应的工程甜点即可；
B、确定储层物性，进而确定地质甜点；
其中，所述储层物性优选包括孔隙度、渗透率、含油气饱和度和天然裂缝发育情况；
不同油田、区块间地质甜点储层物性筛选标准不同，根据不同油田不同区块地质甜点的划分标准进行地质甜点确定即可；
C、将工程甜点与地质甜点相结合，初定压裂甜点段；
该步骤综合考虑岩石可压性和储层物性，初步确定压裂甜点段；
D、对初定的压裂甜点段进行进一步筛查，去除初定的压裂甜点段内固井质量差的段，余下的段作为最终的压裂甜点段。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，水平段分段多簇射孔的分簇射孔位置通过包括下述步骤的方式确定：
A、段内分析计算裂缝诱导力场及地应力差值(如图4所示)，基于裂缝诱导力场及地应力差值筛确定利于压后改造体积最大化及形成复杂缝网的射孔簇间距范围；
段内分析计算裂缝诱导力场及地应力差值利用常规方式进行即可(例如利用现有的压裂模拟软件、地应力模拟软件进行模拟计算即可得到)，理论上当裂缝诱导力场与地应力差值一致时最有利压后改造体积最大化及形成复杂缝网；
B、基于步骤A确定的射孔簇间距范围，避开套管接箍位置，结合确定的压裂甜点段的位置，最终确定各段内的分簇射孔位置；
Ⅰ类、Ⅱ类页岩油压裂，由于其本身具备较好的物性条件，目前国内整体上簇间距为15-30m，可以达到较好的压裂效果，而块状页岩由于其先天条件差，在簇间距优化方面需要更进一步，通过细、密、多簇的方式使更多的裂缝能沟通块状页岩的孤立孔隙及孔洞结构，从而更好的释放产量。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，水平段分段多簇射孔的每簇孔眼数量通过极限限流射孔参数优化方式确定；
更优选的，水平段分段多簇射孔的每簇孔眼数量通过包括下述步骤的方式确定：：
A、模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子；
模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子采用本领域常规方式进行即可，例如利用gohfer等压裂软件模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子；
B、基于簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子，结合流体粘度、施工排量、储层厚度、岩石力学参数、孔眼尺寸、簇间距等参数，拟合计算得到每簇孔眼数量；
拟合计算得到每簇孔眼数量利用本领域常规方式进行即可，例如利用gohfer、fracpro PT等密切割限流压裂优化设计软件拟合计算得到每簇孔眼数量；
在常规页岩油密切割分簇射孔(12-20孔/簇)的基础上，进一步优化射孔孔密和射孔数量，引入极限限流理念，通过数值模拟和专用软件计算得到最优的射孔参数，射孔孔密优化为4-8孔/簇，同时配合暂堵转向等辅助工艺，大大提高孔眼开启率，综合评估孔眼开启率提高35％，对于纯页岩油的效益开发具有重要意义。
发明人从促裂缝复杂化、水平井整体SRV改造最大化和裂缝有效性控制多角度出发，提出了本发明中的用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法：
块状纯页岩油藏储层先天条件不足，具有孔隙条件差、连通性差的特点，故本发明提供的上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法首先通过段内多尺度裂缝扩展实现段内压裂裂缝网络的最大化，以沟通尽可能多的孤立孔隙。块状纯页岩矿物组分随区域不同有较大的区别，但通常情况下存在大量酸溶矿物，如白云石、方解石、菱铁矿等，酸液可于地层中可形成酸蚀蚓孔及蚀刻微缝。在Ⅰ类、Ⅱ类页岩压裂改造三级裂缝网络的基础上，在压裂过程中泵入一定量酸液能进一步增大裂缝改造体积，形成酸蚀微缝(即刻蚀缝)+微裂缝+次生裂缝+主裂缝的全尺度裂缝网络，同时残酸对压后支撑剂导流通道有清洗作用，可进一步增强裂缝导流能力。
从水平井分段压裂角度上看，实现裂缝SRV最大化与压后产量密切相关。页岩油与常规低渗透储层最大的差别在于存在较强的启动压力梯度，启动压力梯度使页岩油储层基质的渗流存在不同的流动区域，有效减少裂缝与裂缝之间的非流动区是实现水平井裂缝SRV最大化的重点。针对这一问题，在本发明提供的适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，使用超密切割压裂技术。与常规页岩油压裂裂缝网络+天然裂缝交叉的裂缝导流形态不同，块状页岩压后主要为压裂裂缝网络可提供导流能力，在裂缝间距方面，需进一步缩小裂缝间距，以超密切割的方式剁碎储集体，从而更有效的利用水平段，减少非流动区，增强线性流、拟线性流波及体积，使水平段裂缝SRV最大化，提高改造效果。
块状纯页岩孔隙孔吼半径小，页岩润湿性偏亲油，从而导致即使形成裂缝网络，原油无法从孔隙孔洞中流动至裂缝中；针对此难题，本发明提供的适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法采用了润湿反转手段实现裂缝有效性控制。
本发明提供的适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法不仅能有效促使单段裂缝复杂化，而且能使水平井整体SRV最大化，同时也能保证裂缝网络的长期有效导流能力，最终整体上实现块状纯页岩油藏缝控体积改造，提高压裂效果。
附图说明
图1为页岩油的细化分类示意图。
图2A为某区块2120.19m埋深块状纯页岩孔喉球棍模型及空隙连通性模型示意图。
图2B为某区块2401.57m埋深块状纯页岩孔喉球棍模型及空隙连通性模型示意图。
图2C为某区块2100.36m埋深纹层状长英质泥页岩孔喉球棍模型及空隙连通性模型示意图。
图2D为某区块2378.83m埋深纹层状长英质泥页岩孔喉球棍模型及空隙连通性模型示意图。
图3为四级裂缝网络结构示意图。
图4为段内分析计算裂缝诱导力场及地应力差值示意图。
图5为实施例1中GY1井水平井轨迹岩层物性示意图。
图6为实施例1中GY1井水平段测井数据及应力剖面图。
图7A为实施例1中规模优化示意图。
图7B为实施例1中排量优化示意图。
图8为实施例1中GY1井水平井缝控一体化体积压裂示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，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它实施例，都属于本发明的保护范围。
本发明一具体实施方式提供了一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法，其中，该方法包括：
完井后的目标水平井目标压裂段进行水平段分段多簇射孔；
完井后的目标水平井进行水平段分段多簇射孔后通过段内压裂进行段内多尺度裂缝扩展，在段内压裂过程中泵入酸液，并注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑，形成四级裂缝网络结构即酸蚀微缝-微裂缝-次生裂缝-主裂缝全扩展的网络结构(参照图3)；
其中，注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑包括：注入70-140目支撑剂支撑微裂缝，注入40-70目支撑剂支撑次生裂缝及主裂缝趾端，注入30-50目支撑剂支撑主裂缝中-趾端，注入20-40目支撑剂填充主裂缝近井端并填充近井地带；
其中，所述段内压裂选用裂缝簇间距小于10m的超密切割压裂。
上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法的实施例中，酸蚀微缝的支撑依靠酸酸蚀后的岩石碎块支撑。
上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法的实施例是在页岩压裂改造三级裂缝网络的基础上，在压裂过程中泵入一定量酸液能进一步增大裂缝改造体积，形成酸蚀微缝(即刻蚀缝)+微裂缝+次生裂缝+主裂缝的全尺度裂缝网络。
进一步，在段内压裂过程中，在进行前置造缝时，基于射孔位置与储层甜点小层的纵向位置关系，将水平段划分为促纵向扩缝及甜点小层内改造两种类型，选择不同的前置造缝方式；其中，
射孔位置不位于储层甜点小层，划分为促纵向扩缝，采用前置高粘液体造缝方式进行前置造缝，促裂缝纵向扩展至甜点层位，从而达到沟通甜点小层，改造甜点小层的目的；其中，高粘液体的粘度优选不低于100mpa·s；
射孔位置位于甜点小层，划分为甜点小层内改造，采用前置低粘液体造缝，低粘液体造缝特性可以控制裂缝纵向过度扩展，手术刀式精确改造甜点小层；其中，低粘液体的粘度优选不高于30mpa·s；
块状页岩页理发育，常规低粘液体无法较好的扩展缝高，该优选实施方式根据不同的类型选用适合的前置造缝方式，能够更好的适应块状页岩中裂缝缝高扩展的要求。
进一步，结合储层特性选择支撑剂的类型，塑性地层中选用覆膜砂支撑剂。支撑剂类型的选择方面，可以密切结合储层特性，主要考虑的是支撑剂的抗破碎能力及抗嵌入能力，需特别注意储层的塑性特征，在偏塑性地层中，支撑剂嵌入程度高，可优选覆膜砂以降低支撑剂的嵌入程度，保证裂缝网络的长期导流能力。以松辽青一段块状纯页岩油藏为例，储层偏塑性，常规支撑剂嵌入严重，适宜采用覆膜砂进行压裂改造，提高压裂有效性及长期稳定性。
进一步，在进行超密切割压裂过程中投入暂堵材料，封堵已改造簇；用以提高井筒内压力，迫使未改造射孔簇开启，液体转向，从而实现簇间均匀改造；
更进一步，在压裂过程中投入暂堵材料进行层内暂堵转向+层间暂堵转向+层内暂堵转向模式的暂堵转向；
其中，层内暂堵转向可以通过在压裂过程中向投送暂堵剂暂堵中远端裂缝的方式实现，促进裂缝中远端裂缝复杂化；层间转向可以通过在压裂过程中向投送暂堵剂封堵近井主裂缝及射孔孔眼的方式实现，促使簇间整体裂缝复杂化；
配套超密切割压裂技术，由于水平段射孔簇数多，为节省作业成本，单段压裂内包含多簇射孔，一般为4-10簇，储层的不均质性会导致簇间改造的不均匀；针对这一问题，在压裂过程中可投入暂堵材料，封堵已改造簇，提高井筒内压力，迫使未改造射孔簇开启，液体转向，从而实现簇间均匀改造。值得一提的是，暂堵转向可划分为层内暂堵转向和层间暂堵转向，层内暂堵转向主要是以实现中远端裂缝的转向为目的，可实现中远段裂缝的更加复杂化，层间暂堵转向主要是实现簇间的均匀改造；针对块状纯页岩油藏对于整体性裂缝网络的最大化、复杂化的要求，层内暂堵转向+层间暂堵转向+层内暂堵转向的模式能更好的达到压裂改造的目标，更多的沟通孤立孔隙、孔洞，达到效益增产的目的。
进一步，压裂过程中使用聚合物清洁多功能压裂液；
国内外常规压裂通常采用胍胶制备压裂液，但其残渣率高，一般为30％-40％，破胶后的残渣能堵塞有效孔隙，对储层伤害较为明显；为了更好的满足块状页岩的储层保护的要求，研究开发了聚合物清洁多功能压裂液体系，其主要由聚合物稠化剂或改性聚合物稠化剂替代胍胶配制而成，可实现多种功能，低浓度为滑溜水，中浓度为线性胶，加交联剂则为冻胶，粘度等基本液体性能均可以满足施工要求，同时它的优势在于对储层的伤害率低，室内试验结果多组试验表明，伤害率仅为4％-6％，相较胍胶而言，能保护储层有效孔隙，从而达到更好的压裂效果。
储层保护一直是压裂技术研究中的重要内容，而块状页岩的岩矿特征及储集特征决定了压裂过程中的储层保护工作更加重要，在常规页岩油储层基础上，需要进一步强化储层保护；通过对国内块状页岩的相关统计，纯页岩油藏地层取芯在防膨实验过程中，在无防膨剂的情况下，岩心可自吸水胀裂，水敏性极强；从生产角度来看，区块个别井压裂后产能递减迅速，甚至产能递减至0，黏土膨胀导致的压裂通道堵塞是其中的一个重要原因；由此，配套适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法，做好块状页岩的储层保护工作十分重要；基于此，提出了上述防膨固粘、使用聚合物清洁多功能压裂液的优选技术方案。
进一步，在在段内压裂过程中，使用防膨固粘剂进行防膨固粘；
更进一步，在段内压裂过程中，注入的钻井液中添加有防膨固粘剂，从而实现使用防膨固粘剂进行防膨固粘进行防膨固粘；
黏土矿物的伤害主要分为两种，一种是吸水膨胀导致堵塞，一种是黏土微粒的运移导致堵塞；
为解决黏土伤害的问题，通过原材料优选，材料比例优化，制备工艺优化及大量室内防膨固粘实验等研发防膨固粘技术，在防止黏土膨胀的同时能固结黏土，达到储层保护的目的；优选的防膨固粘剂可以选用低分子生物聚合物，能防止粘土膨胀和颗粒运移，其内聚合物结构可以控制粘土中阳粒子水化反应，不会改变粘土的格构，有效抑制最小化尺寸的粘土颗粒的运移，不会伤害地层，与压裂液配伍性好。
进一步，在段内压裂过程中，使用润湿改善剂将页岩由亲油转变为亲水；
更进一步，在段内压裂过程中，注入的钻井液中添加有润湿改善剂，从而实现使用润湿改善剂将页岩由亲油转变为亲水；
例如，所述润湿改善剂选用非离子聚醚类表面活性剂润湿改善剂；
块状纯页岩油藏原油储集于孤立孔隙、孔洞中，如何将原油有效置换出孔隙是增产的关键因素；块状纯页岩从润湿性角度来看，具有强亲油的特征，不利于油水置换。为更好的解决这一难题，使用润湿改善剂将页岩由强亲油转变为亲水，实现润湿反转，利于油水置换，提高压后产量，提高采收率；经过大量研究发现，选用非离子聚醚类表面活性剂润湿改善剂能够更好的实现页岩的润湿反转。块状纯页岩的先天特性决定了对润湿改善剂的高性能要求：
A、孔吼小，润湿改善剂要能进得去；
B、四级网络结构中酸蚀微缝-微裂缝-次生裂缝所形成的大量表面积位于裂缝深处，润湿改善剂要具有走的远的特性，能充分改善远端页岩润湿性；
C、要能充分洗油，有效洗油，避免发生乳化现象，同时洗下的油滴要求粒径小，易从孔隙中析出。
该优选技术方案采用的润湿改善剂能够有效满足块状纯页岩对润湿改善剂的高性能需求。
进一步，目标水平井的目标压裂段通过下述方式确定：在进行压裂前，开展目标井储层可压性评价，确定压裂甜点，进而确定目标压裂段；
更进一步，所述在进行压裂前，开展目标井储层可压性评价，确定压裂甜点包括：
A、获取测井资料，基于测井资料确定岩石可压性，进而确定工程甜点；
在一具体实施方式中，岩石可压性包括杨氏模量、泊松比、岩石总脆性、内摩擦角、水平应力差异系数、断裂韧性值和密度中的一种或两种以上的组合；
不同油田、区块间工程甜点的可压性筛选标准不同，根据不同油田不同区块工程甜点划分要求挑选出相应的工程甜点即可；
B、确定储层物性，进而确定地质甜点；
其中，所述储层物性优选包括孔隙度、渗透率、含油气饱和度和天然裂缝发育情况；
不同油田、区块间地质甜点储层物性筛选标准不同，根据不同油田不同区块地质甜点的划分标准进行地质甜点确定即可；
C、将工程甜点与地质甜点相结合，初定压裂甜点段；
该步骤综合考虑岩石可压性和储层物性，初步确定压裂甜点段；
D、对初定的压裂甜点段进行进一步筛查，去除初定的压裂甜点段内固井质量差的段，余下的段作为最终的压裂甜点段。
进一步，水平段分段多簇射孔的分簇射孔位置通过包括下述步骤的方式确定：
A、段内分析计算裂缝诱导力场及地应力差值(如图4所示)，基于裂缝诱导力场及地应力差值筛确定利于压后改造体积最大化及形成复杂缝网的射孔簇间距范围；
段内分析计算裂缝诱导力场及地应力差值利用常规方式进行即可(例如利用现有的压裂模拟软件、地应力模拟软件进行模拟计算即可得到)，理论上当裂缝诱导力场与地应力差值一致时最有利压后改造体积最大化及形成复杂缝网；
B、基于步骤A确定的射孔簇间距范围，避开套管接箍位置，结合确定的压裂甜点段的位置，最终确定各段内的分簇射孔位置；
Ⅰ类、Ⅱ类页岩油压裂，由于其本身具备较好的物性条件，目前国内整体上簇间距为15-30m，可以达到较好的压裂效果，而块状页岩由于其先天条件差，在簇间距优化方面需要更进一步，通过细、密、多簇的方式使更多的裂缝能沟通块状页岩的孤立孔隙及孔洞结构，从而更好的释放产量。
在上述适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法中，优选地，水平段分段多簇射孔的每簇孔眼数量通过极限限流射孔参数优化方式确定；
更优选的，水平段分段多簇射孔的每簇孔眼数量通过包括下述步骤的方式确定：：
A、模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子；
模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子采用本领域常规方式进行即可，例如利用gohfer等压裂软件模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子；
B、基于簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子，结合流体粘度、施工排量、储层厚度、岩石力学参数、孔眼尺寸、簇间距等参数，拟合计算得到每簇孔眼数量；
拟合计算得到每簇孔眼数量利用本领域常规方式进行即可，例如利用gohfer、fracpro PT等密切割限流压裂优化设计软件拟合计算得到每簇孔眼数量；
在常规页岩油密切割分簇射孔(12-20孔/簇)的基础上，进一步优化射孔孔密和射孔数量，引入极限限流理念，通过数值模拟和专用软件计算得到最优的射孔参数，射孔孔密优化为4-8孔/簇，同时配合暂堵转向等辅助工艺，大大提高孔眼开启率，综合评估孔眼开启率提高35％，对于纯页岩油的效益开发具有重要意义。
实施例1
本实施例提供了一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法，该方法用于对GY1井进行体积压裂；
GY1井位于松辽盆地北部分布于大安-乾安区带，有利面积3700km2，资源量34.7亿吨，TOC含量2-5％，压力系数1.2-1.3，青山口组纯页岩石英含量平均24.0％，粘土矿物含量49.08％，以伊蒙混层为主，储层脆性较小，孔隙连通性差，压裂改造难度较大。
参见图5，GY1井水平段长1562米，水平井轨迹主要穿行于青山口组一段纯泥页岩段，青一段取心井X-衍射实验分析，石英含量平均35.9％、粘土矿物含量平均35.6％、长石含量平均17.7％、碳酸盐平均10.8％；总体上页岩储层脆性矿物含量平均在40％左右，页岩储层脆性指数在39.2-41.5％，应力差2-4MPa。
本实施例提供的适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法具体包括：
1、对GY1井开展储层可压性评价，确定压裂甜点段，进而确定目标压裂水平段；具体包括
A、获取测井资料，基于测井资料通过岩石力学计算确定岩石可压性，进而优选层段中可压性好的为工程甜点；
其中，岩石可压性包括杨氏模量、泊松比、岩石总脆性(脆性指数)、垂向应力、最大主应力最小主应力、应力差和破裂压力，结果参见图6；
B、确定储层物性，包括孔隙度、渗透率、含油气饱和度和天然裂缝发育情况，进而结合地质意见确定地质甜点；
C、进行岩石可压性和储层物性综合评价：将工程甜点与地质甜点相结合，初定压裂甜点段；
D、对初定的压裂甜点段进行进一步筛查，去除初定的压裂甜点段内固井质量差的段，余下的段作为最终的压裂甜点段，进而确定目标压裂水平段。
2、进行目标压裂水平段射孔簇的簇间距优化确定各段内的分簇射孔位置；具体包括：
A、利用meyer压裂分析软件进行计算，段内分析不同簇间距情况下计算裂缝诱导力场大小，结合已计算出的储层主应力差值为2-4MPa，选定的簇间距所形成的裂缝诱导应力场大小为2-4MPa为最佳，最终选定簇间距为6-8m；
B、基于步骤A确定的射孔簇间距范围，避开套管接箍位置，结合压裂甜点段的位置，最终确定各段内的分簇射孔位置；
3、进行极限限流射孔参数优化确定每簇孔眼数量；具体包括：
A、模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子；
计算得到4-6簇，6-8m簇间距，8-10孔/簇条件下，裂缝均匀扩展程度最大，影响因子为1；
B、利用MEYER等软件，将储层的地质参数等计算为水平段应力剖面，并基于已确定的簇数，簇间距，簇射孔数等参数，确定射孔位置。
4、对压裂规模和排量进行优化；
参见图7A-图7B，利用MEYER、GHOFER、FRACPRO PT软件进行不用规模不同施工排量下的模拟优化，通过得到的裂缝扩展形态、裂缝导流能力等优选出最合适的规模及排量。
5、按照步骤2、3确定的分簇射孔位置、每簇孔眼数量，对GY1井水平段进行水平段分段多簇射孔；
6、分段多簇射孔后的GYI井按照步骤2确定的压裂甜点段通过段内压裂进行段内多尺度裂缝扩展，在段内压裂过程中泵入酸液(土酸)，采用多种支撑剂粒径组合的方式注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑，形成四级裂缝网络结构即酸蚀微缝-微裂缝-次生裂缝-主裂缝全扩展的网络结构；压裂选用段内多簇，短簇间距的超密切割压裂方式；
其中，注入70-140目支撑剂支撑微裂缝，注入40-70目支撑剂支撑次生裂缝及主裂缝趾端，注入30-50目支撑剂支撑主裂缝中-趾端，注入20-40目支撑剂主裂缝近井端并填充近井筒地带；
在段内压裂过程中，在进行前置造缝时，基于射孔位置与储层甜点小层的纵向位置关系，将水平段划分为促纵向扩缝及甜点小层内改造两种类型，选择不同的前置造缝方式；其中，
射孔位置不位于储层甜点小层，划分为促纵向扩缝，采用前置高粘液体造缝方式进行前置造缝，此案例选用的是聚合物清洁多功能压裂液体系，在前置液阶段，当采用高粘液体造缝方式进行前置造缝时，使用稠化剂+交联剂的方式使液体粘度达到120mpa·s，采用粘度为120mpa·s的高粘液体促裂缝纵向扩展至甜点层位，从而达到沟通甜点小层，改造甜点小层的目的；
射孔位置位于甜点小层，划分为甜点小层内改造，采用前置低粘液体造缝，控制裂缝纵向过度扩展，手术刀式精确改造甜点小层，此案例选用的是聚合物清洁多功能压裂液体系，前置液阶段，当采用低粘液体造缝方式进行前置造缝时，采用单一稠化剂的方式，控制其粘度小于30mpa·s；
在进行超密切割压裂过程中投入暂堵材料层内暂堵转向+层间暂堵转向+层内暂堵转向模式的暂堵转向，封堵已改造簇；用以提高井筒内压力，迫使未改造射孔簇开启，液体转向，从而实现簇间均匀改造；
在本实施例中，层内暂堵转向通过在压裂过程中向投送暂堵剂暂堵中远端裂缝的方式实现，层间转向通过在压裂过程中向投送暂堵剂封堵近井主裂缝及射孔孔眼的方式实现；
以本实施例第三段压裂施工为例，第三段整体加砂190方，在加砂至50方时，投入暂堵剂材料共200kg，以实现裂缝中远段裂缝复杂化，在加砂至100方，投入暂堵剂材料500kg，以实现已改造簇的封堵，迫使液体转向未压开簇，促使段内簇间改造的均匀程度，整体上扩大压裂裂缝的扩展程度。
压裂过程中使用聚合物清洁多功能压裂液，根据不同的粘度要求，添加不同比例的聚合物稠化剂(300万分子量左右的聚丙烯酰胺)或聚合物稠化剂(300万分子量左右的聚丙烯酰胺)+交联剂(有机酮)，以使其满足粘度要求；为了达到防膨固粘的效果，压裂液中添加防膨固粘剂(100万左右的聚丙烯酰胺)；为了实现页岩的润湿反转压裂液中添加润湿改善剂(季铵盐)；例如，其中某一段使用的聚合物清洁多功能压裂液以总质量为100％计，包含0.3％的聚合物稠化剂(300万分子量左右的聚丙烯酰胺)、0.2％的交联剂(有机酮)、0.15％的添加防膨固粘剂(100万左右的聚丙烯酰胺)和润湿改善剂(季铵盐)、以及余量的水。
GY1井共计施工35段138簇，总液量82314方，支撑剂3063方，总注酸352方，液态CO23475吨，层间暂堵工艺使用25次，缝内暂堵工艺使用3次，纤维固砂工艺使用30段；GY1井水平井缝控一体化体积压裂示意图如图8所示。
微地震结果显示，GY1井通过针对块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂，裂缝分布均匀，ESRV超过设计预期，取得较好效果。压后放喷求产，页岩油日产量达到45方/天，伴生天然气日产量达到2-3万方/天，取得了块状纯页岩油藏压裂的重大突破。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (11)
1.一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法，其中，该方法包括：
完井后的目标水平井目标压裂段进行水平段分段多簇射孔；
完井后的目标水平井目标压裂段进行水平段分段多簇射孔后通过段内压裂进行段内多尺度裂缝扩展，在段内压裂过程中泵入酸液，并注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑，形成四级裂缝网络结构即酸蚀微缝-微裂缝-次生裂缝-主裂缝全扩展的网络结构；其中，所述注入不同粒径的支撑剂进行人工裂缝的全尺度支撑包括：注入70-140目支撑剂支撑微裂缝，注入40-70目支撑剂支撑次生裂缝及主裂缝趾端，注入30-50目支撑剂支撑主裂缝中-趾端，注入20-40目支撑剂支撑主裂缝近井端并填充近井筒地带；
其中，段内压裂选用裂缝簇间距小于10m超密切割压裂；
其中，在段内压裂过程中，在进行前置造缝时，基于射孔位置与储层甜点小层的纵向位置关系，将水平段划分为促纵向扩缝及甜点小层内改造两种类型，选择不同的前置造缝方式；其中，
射孔位置不位于储层甜点小层，划分为促纵向扩缝，采用前置高粘液体造缝方式进行前置造缝，促使裂缝纵向扩展至甜点层位；其中，使用的高粘液体的粘度不低于100mpa·s；
射孔位置位于储层甜点小层，划分为甜点小层内改造，采用前置低粘液体造缝；其中，使用的低粘液体的粘度不高于30mpa·s。
2.根据权利要求1所述的体积压裂方法，其中，在进行段内压裂过程中投入暂堵材料，封堵已改造簇，进行暂堵转向。
3.根据权利要求2所述的体积压裂方法，其中，在压裂过程中投入暂堵材料进行层内暂堵转向+层间暂堵转向+层内暂堵转向模式的暂堵转向。
4.根据权利要求1所述的体积压裂方法，其中，在段内压裂过程中，使用防膨固粘剂进行防膨固粘。
5.根据权利要求4所述的体积压裂方法，其中，在段内压裂过程中，注入的钻井液中添加有防膨固粘剂。
6.根据权利要求1所述的体积压裂方法，其中，在段内压裂过程中，使用润湿改善剂将页岩由亲油转变为亲水。
7.根据权利要求6所述的体积压裂方法，其中，在段内压裂过程中，注入的钻井液中添加有润湿改善剂。
8.根据权利要求1所述的体积压裂方法，其中，目标水平井的目标压裂段通过下述方式确定：在进行压裂前，开展目标井储层可压性评价，确定压裂甜点段，进而确定目标压裂段。
9.根据权利要求8所述的体积压裂方法，其中，所述开展目标井储层可压性评价，确定压裂甜点段步骤包括：
A、获取测井资料，基于测井资料确定岩石可压性，进而确定工程甜点；
B、确定储层物性，进而确定地质甜点；
C、将工程甜点与地质甜点相结合，初定为压裂甜点段；
D、对初定的压裂甜点段进行进一步筛查，去除初定的压裂甜点段内固井质量差的段，余下的段作为最终的压裂甜点段。
10.根据权利要求8所述的体积压裂方法，其中，水平段分段多簇射孔的分簇射孔位置通过包括下述步骤的方式确定：
A、段内分析计算裂缝诱导力场及地应力差值，基于裂缝诱导力场及地应力差值的比对确定利于压后改造体积最大化及形成复杂缝网的射孔簇间距范围；
B、基于步骤A确定的射孔簇间距范围，避开套管接箍位置，结合已确定的压裂甜点段的位置，最终确定各段内的分簇射孔位置。
11.根据权利要求1所述的体积压裂方法，其中，水平段分段多簇射孔的每簇孔眼数量通过包括下述步骤的方式确定：
A、模拟得到簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子；
B、基于簇数、簇间距、射孔孔眼数对于孔眼均匀开启、裂缝均匀延伸的影响因子，结合流体粘度、施工排量、储层厚度、岩石力学参数、孔眼尺寸、簇间距参数，拟合计算得到每簇孔眼数量。
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