CN118027947A - 用于夹层型页岩油气藏的压裂液和压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及用于夹层型页岩油气藏的压裂液和压裂方法，属于油气田开发技术领域。本发明的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，包括解堵剂、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水，其中，解堵剂中的可释放二氧化碳的盐和酸性化合物反应可以释放CO2气体，可改善原油流动性，同时伴有大量的热量放出，可降低近井地带储层冷伤害；渗吸液可提高孔隙压力，增加岩石微观损伤程度，降低复杂缝的形成难度，同时可以有效置换微孔隙内的油流，提高压后效果；低粘滑溜水搭配支撑剂可进行扩缝，高粘滑溜水搭配支撑剂使用可以形成主缝。
Description
技术领域
本发明涉及用于夹层型页岩油气藏的压裂液和压裂方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
页岩是一种含有黏土矿物(如高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等)、碎屑矿物(如石英、长石、云母等)和自生矿物(如铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等)的岩石，页岩含有的碎屑矿物使页岩具有储集油气的功能。页岩油划分为泥页岩型页岩油和夹层型页岩油2种类型。
泥页岩型页岩油是赋存于泥页岩孔隙和裂缝中的石油资源，可进一步划分为基质型页岩油和裂缝型页岩油2个亚类。基质型页岩油主要赋存于泥页岩基质中的有机质和粘土矿物的粒间、粒内及溶蚀等微孔隙、微裂缝中，为低孔低渗透页岩油，对其进行开发相对较为困难。裂缝型页岩油主要以游离态赋存于泥页岩层系的裂缝及微裂缝中，其富集程度受控于裂缝及裂缝体系的发育程度，储集及采出条件好，可开采程度高。
通常将富有机质页岩层段所夹杂的贫有机质条带称为夹层。页岩中的夹层作用：1、夹层可作为油气的有效储集体；2、夹层是页岩油产出的有效通道；3、夹层发育利于大型压裂改造。常规测井方法可识别的最小夹层厚度为0.5m。将夹层厚度为0.75m～2m且单层厚度占所在层组厚度的比例小于10～20％的砂岩和碳酸盐岩定义为夹层。夹层型页岩油气藏是以砂岩和碳酸盐岩类夹层作为油气赋存的主要空间，可进一步划分为砂岩夹层型页岩油和碳酸盐岩夹层型页岩油2个亚类。虽然夹层型页岩油的单层厚度较薄，但物性条件相对较好，其上、下邻层泥页岩中的油气经过较短距离运移即可进入夹层成藏。
但是，夹层型页岩油的储层非均质性强，砂体呈现不连续分布，段簇优化组合难度大，且储层两向应力差异大，压裂指数低，形成复杂缝的难度大。目前的压裂方法以及压裂中采用的压裂液用于夹层型页岩油时，只能形成单一形态裂缝，导致石油产量低。因此，亟需开发一种适合于夹层型页岩油气藏的压裂液和压裂方法。
发明内容
本发明的目的在于提供一种用于夹层型页岩油气藏的压裂液，可以解决目前压裂液用于夹层型页岩油气藏压裂施工时存在压裂效果差、产油量低的问题。
本发明的另一个目的在于提供一种夹层型页岩油气藏的压裂方法，可以解决目前对夹层型页岩油气藏进行压裂施工时存在压裂效果差、产油量低的问题。
为了实现以上目的，本发明的用于夹层型页岩油气藏的压裂液所采用的技术方案为：
一种用于夹层型页岩油气藏的压裂液，包括解堵剂、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；所述解堵剂包括A剂和B剂，所述A剂主要由可释放二氧化碳的盐和水组成，所述可释放二氧化碳的盐为碳酸盐和/或碳酸氢盐，所述A剂中可释放二氧化碳的盐的质量分数为10～12％，所述B剂主要由酸性化合物和水组成，所述B剂中酸性化合物的质量分数为1.82～3.72％；
所述渗吸液主要由润湿调控剂、粘土稳定剂、降阻剂和水组成，在所述渗吸液中，润湿调控剂的质量分数不大于0.3％，粘土稳定剂的质量分数不大于0.3％，降阻剂的质量分数不大于0.1％；
所述低粘滑溜水主要由降阻剂、粘土稳定剂、润湿调控剂和水组成，在所述低粘滑溜水中，所述降阻剂的质量分数不小于0.2％，所述粘土稳定剂的质量分数不小于0.3％，所述润湿调控剂的质量分数不小于0.2％；
所述高粘滑溜水主要由降阻剂、粘土稳定剂、防水锁剂和水组成，在所述高粘滑溜水中，所述降阻剂的质量分数不小于0.6％，所述粘土稳定剂的质量分数不小于0.3％，所述防水锁剂的质量分数不小于0.3％。
本发明的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，包括解堵剂、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水，其中，解堵剂中的可释放二氧化碳的盐和酸性化合物反应可以释放CO2气体，可改善原油流动性，同时伴有大量的热量放出，可降低近井地带储层冷伤害；渗吸液可提高孔隙压力，增加岩石微观损伤程度，降低复杂缝的形成难度，同时可以有效置换微孔隙内的油流，提高压后效果；低粘滑溜水搭配支撑剂可进行扩缝，高粘滑溜水搭配支撑剂使用可以形成主缝。
优选地，所述A剂和B剂还独立地包括助排剂，A剂中助排剂的质量分数为0.5～0.8％，B剂中助排剂的质量分数为0.5～0.7％。
优选地，所述A剂和B剂还独立地包括氯化铵，A剂和B剂中氯化铵的质量分数独立地为2～4％。
优选地，所述A剂还包括助排剂，A剂中助排剂的质量分数为0.5～0.8％。A剂中的助排剂的作用是降低泵注入地层的液体的表界面张力，利于液体从地下返排至地面，减少泵注流体对地下岩石的伤害。
优选地，所述A剂还包括氯化铵，A剂中氯化铵的质量分数为2～4％。A剂中的氯化铵的作用为防止地下岩石因注入外来流体而膨胀，降低岩石孔隙度。
优选地，所述B剂还包括缓蚀剂，B剂中缓蚀剂的质量分数为1～3％。缓蚀剂的作用为延迟盐酸内的H+的释放速度，加入量过少，改善效果不明显，导致盐酸在井筒内就反应，无法在地层内与碱性液体发生反应生热，加入量过多，会延迟H+的释放速度。
优选地，所述B剂还包括助排剂，B剂中助排剂的质量分数为0.5～0.7％。B剂中的助排剂的作用为降低泵注入地层的液体的表界面张力，利于液体从地下返排至地面，减少泵注流体对地下岩石的伤害。
优选地，所述B剂还包括氯化铵，B剂中氯化铵的质量分数为2～4％。B剂中的氯化铵可以参与反应，释放热量。
优选地，所述B剂还包括铁离子稳定剂，B剂中铁离子稳定剂的质量分数为1～3％。酸液与金属表面接触，会形成部分铁离子进入地层，随着酸岩反应的进行，酸液活性会逐渐降低，pH值升高，出现游离铁离子以Fe(OH)3形式沉淀，造成二次污染，铁离子稳定剂可与Fe3 +、Fe2+络合或螯合，使其在酸中不易发生水解，铁离子稳定剂可将Fe3+还原至Fe2+，在乏酸pH值下可达到稳定铁的目的，防止***胶沉淀，从而随乏酸排出。
优选地，所述B剂中的酸性化合物为HCl，所述HCl由盐酸提供。市售的盐酸均适用于本发明。
优选地，所述盐酸的质量占B剂的总质量的12～14％。
渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水中的黏土稳定剂的作用为有效地吸附在粘土表面，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。
渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水中的降阻剂的作用为降低液体阻力。
低粘滑溜水和渗吸液中的润湿调控剂的作用为提高岩石表面的亲水性或者疏油性，进而剥离吸附在岩石表面的油膜。
高粘滑溜水中的防水锁剂对解除水伤害具有重要作用，可有效防止并解除低渗透油藏在压裂过程中产生的水相伤害，提高压裂产能。降低水锁效应是保护天然气储层的重要措施，防水锁剂需要满足以下条件：1、少量加入便能大大降低溶液的表面张力或界面张力，改变体系界面状态，使表面呈活化状态，从而产生润湿或反润湿；2、防水锁剂可加速侵入液的排液，有利于近井地层滞留液以排液方式被驱走而更好地解除水锁效应。
优选地，所述润湿调控剂为9,10-二羟基硬脂酸碱金属盐。例如，所述润湿调控剂为9,10-二羟基硬脂酸钠。
本发明的夹层型页岩油气藏的压裂方法所采用的技术方案为：
一种夹层型页岩油气藏的压裂方法，包括以下步骤：
(1)根据目标夹层型页岩油气藏的地质甜点和工程甜点，确定段簇射孔位置；
(2)桥塞及簇射孔联作施工；
(3)向各压裂段中依次注入解堵剂、第一前置液、第一携砂液、中顶液、第二前置液、第二携砂液和顶替液，以实现对各个压裂段的压裂施工；所述解堵剂为如上所述的压裂液中的解堵剂；所述第一前置液和第二前置液独立地包括如上所述的压裂液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；所述第一携砂液和中顶液独立地为如上所述的压裂液中的高粘滑溜水；所述第二携砂液为如上所述的压裂液中的高粘滑溜水，或者所述第二携砂液包括如上所述的压裂液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；所述顶替液为如上所述的压裂液中的低粘滑溜水。
本发明的夹层型页岩油气藏的压裂方法，先确定段簇射孔位置，然后桥塞及簇射孔联作施工，最后注入本发明的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，压裂液中的解堵剂具有以下作用：一方面酸液可降低储层破裂压力，溶蚀碳酸盐岩矿物，增加孔隙连通性；另一方面在油层深部反应生成CO2气体，可改善原油流动性，同时伴有大量的热量放出，降低近井地带储层冷伤害；压裂液中的高粘滑溜水可以进行前置造缝以及形成主缝，压裂液中的渗吸液可提高孔隙压力，增加岩石微观损伤程度，降低复杂缝的形成难度，同时可以有效置换微孔隙内的油流，提高压后效果；压裂液中的低粘滑溜水可进行扩缝；本发明的夹层型页岩油气藏的压裂方法可以实现裂缝的全支撑。
优选地，向压裂段中注入解堵剂是将解堵剂中的A剂和B剂依次注入压裂段中。进一步优选地，注入A剂后，向压裂段中注入隔离液，然后再注入B剂。优选地，所述隔离液为水。
优选地，向压裂段中注入第一前置液是将第一前置液中的高粘滑溜水、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段中，其中，低粘滑溜水分多个批次注入，且多个批次中的部分批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。例如，将第一前置液中的低粘滑溜水分5个批次注入，第1批次、第2批次、第4批次和第5批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂。优选地，第一前置液中的低粘滑溜水携带的支撑剂为70～140目的石英砂。
优选地，向压裂段中注入第一携砂液是将第一携砂液分多个批次注入压裂段中，每批次注入第一携砂液时，采用第一携砂液携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。例如，将第一携砂液分6个批次注入压裂段中。优选地，第一携砂液携带的支撑剂为40～70目的陶粒。
优选地，向压裂段中注入中顶液时，采用中顶液携带主要由暂堵球和暂堵剂组成的支撑剂。
优选地，向压裂段中注入第二前置液是将第二前置液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段中，其中，低粘滑溜水分不少于2个批次注入，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。优选地，第二前置液中的低粘滑溜水携带的支撑剂为70～140目的石英砂。
优选地，所述第二携砂液为如上所述的压裂液中的高粘滑溜水，向压裂段中注入第二携砂液是将第二携砂液分多个批次注入压裂段中，且多个批次中的部分批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂。例如，将第二携砂液分10个批次注入压裂段中，第1至第5批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大；第7至第10批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。优选地，第二携砂液携带的支撑剂为40～70目的陶粒。
优选地，所述第二携砂液包括如上所述的压裂液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水，向压裂段中注入第二携砂液是将第二携砂液中的高粘滑溜水、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段中。
优选地，将第二携砂液中的渗吸液注入压裂段前，将第二携砂液中的高粘滑溜水注入压裂段中是将第二携砂液中的高粘滑溜水分多个批次注入压裂段中，每个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水时，采用第二携砂液中的高粘滑溜水携带支撑剂，最后一个批次之前的各批次注入的第二携砂液中的高粘滑溜水携带的支撑剂为陶粒，最后一个批次之前的各批次注入的第二携砂液中的高粘滑溜水携带的支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，最后一个批次注入的第二携砂液中的高粘滑溜水携带的支撑剂由暂堵球和暂堵剂组成。例如，将第二携砂液中的高粘滑溜水分6个批次注入压裂段中。
优选地，将第二携砂液中的低粘滑溜水注入压裂段中是将第二携砂液中的低粘滑溜水分不少于2个批次注入压裂段中，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。优选地，所述第二携砂液中的低粘滑溜水携带的支撑剂为70～140目的石英砂。
优选地，将第二携砂液中的渗吸液注入压裂段后，将第二携砂液中的高粘滑溜水注入压裂段中是将第二携砂液中的高粘滑溜水分多个批次注入压裂段中，每个批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。优选地，将第二携砂液中的渗吸液注入压裂段后注入的第二携砂液中的高粘滑溜水携带的支撑剂为40～70目的陶粒。
优选地，所述解堵剂、第一前置液、第一携砂液、中顶液、第二前置液、第二携砂液和顶替液的施工排量通过模拟优化确定。
优选地，同一压裂段需要满足的条件如下：自然伽马能谱＜90，泥质含量＜30％，孔隙度＞3.5％，最小主应力值＜46MPa，杨氏模量＞3.5×104Mpa。
优选地，任意相邻两个压裂段之间设置有桥塞。优选地，压裂段之间有泥岩隔层遮挡，隔层厚度为1.3～3.0m。
本发明中，采用压裂液中的低粘滑溜水携带支撑剂的砂比小于采用压裂液中的高粘滑溜水携带支撑剂的砂比。
附图说明
图1为本发明实验例中前置液中的高粘滑溜水的流变性能测试结果示意图；
图2为本发明实验例中储层改造体积(储层改造受激体积)随单簇液量的变化曲线示意图；
图3为本发明实验例中不同施工排量时地层净压力随时间的变化曲线示意图；
图4为本发明实验例中采用软件模拟的压裂过程中第一压裂段内6个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图；
图5为本发明实验例中采用软件模拟的压裂过程中第二压裂段内4个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图；
图6为本发明实验例中采用软件模拟的压裂过程中第三压裂段内5个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图
图7为本发明实验例中采用软件模拟的压裂过程中第四压裂段内4个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图；
图8为本发明中对A井压裂施工中记录的生产曲线示意图；
图9为本发明中对M井压裂施工中记录的生产曲线示意图；
图10为本发明中对N井压裂施工中记录的生产曲线示意图；
图11为本发明中对P井压裂施工中记录的生产曲线示意图；
图12为本发明中对Q井压裂施工中记录的生产曲线示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案进行进一步说明。
一、本发明的用于夹层型页岩油气藏的压裂液的具体实施例如下：
实施例1
本实施例的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，包括解堵剂、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；
其中，解堵剂包括A剂和B剂，A剂由以下质量百分数的组分组成：碳酸氢钠10％、助排剂0.5％、氯化铵2％，余量为水；B剂由以下质量百分数的组分组成：盐酸12％、缓蚀剂1％、助排剂0.5％、氯化铵2％、铁离子稳定剂1％，余量为水；B剂中的盐酸的质量浓度为31％；
渗吸液由以下质量分数的组分组成：润湿调控剂0.3％、粘土稳定剂0.3％、降阻剂0.1％，余量为水；低粘滑溜水由以下质量分数的组分组成：降阻剂0.2％、粘土稳定剂0.3％、润湿调控剂0.2％，余量为水；高粘滑溜水由以下质量分数的组分组成：降阻剂0.6％、粘土稳定剂0.3％、防水锁剂0.3％，余量为水。
实施例2
本实施例的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，包括解堵剂、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；
其中，解堵剂包括A剂和B剂，A剂由以下质量百分数的组分组成：碳酸氢钠10～12％、助排剂0.8％、氯化铵4％，余量为水；B剂由以下质量百分数的组分组成：盐酸14％、缓蚀剂3％、助排剂0.7％、氯化铵4％、铁离子稳定剂3％，余量为水；B剂中的盐酸的质量浓度为13％；
渗吸液由以下质量分数的组分组成：润湿调控剂0.3％、粘土稳定剂0.3％、降阻剂0.1％，余量为水；低粘滑溜水由以下质量分数的组分组成：降阻剂0.2％、粘土稳定剂0.3％、润湿调控剂0.2％，余量为水；高粘滑溜水由以下质量分数的组分组成：降阻剂0.6％、粘土稳定剂0.3％、防水锁剂0.3％，余量为水。
二、本发明的夹层型页岩油气藏的压裂方法的具体实施例如下：
实施例3
本实施例的夹层型页岩油气藏的压裂方法，具体包括以下步骤：
(1)确定目标井(A井)目的层的压裂段和压裂簇
A井为致密夹层型页岩油储层，由A井区域的平面展布图可知，A井在平面位置上处于一个TOC(有机质含量)较高的地区，具有开采潜力。A井的井况如表1所示。
表1A井的井况
A井为夹层型页岩油井，部分目的层斜度数据如表2所示，固井质量如表3所示，固井质量的评价方法参照标准SY/T 6592-2016《固井质量评价方法》中的表5。
表2A井目的层井斜数据
表3A井固井质量数据
注：表3中的第一界面是指胶结用水泥石和套管之间的结合界面，第二界面是指地层和胶结用水泥石之间的结合界面。
由表3可知，对目的层进行压裂时需要在有油气的井段且固井质量中第二界面不低于中等的井段进行压裂。
井身结构分为直井、斜井和水平井，A井为大斜度的斜井。对于有一定斜度的井，新储层射孔后，由于井筒和地层之间存在斜度夹角，因此需要打入一定量的小粒径的70～140目的支撑剂，以降低因井筒和地层之间的夹角产生的摩擦力。如果不加入小粒径支撑剂，因井筒和地层之间存在夹角而产生的摩擦力对后续的冻胶状压裂液有剪切作用，会导致冻胶状压裂液的粘度下降以及携砂的比例下降，即砂液比降低，不利于加砂。
通过测井设备检测到的A井井壁岩石的含油气参数的结果如表4所示。
表4A井井壁岩石的含油气参数
注：表4中，∑C为井段中测得的气测全烃量的分布范围，C1为井段中某一位置区域测得的气测全烃量；S.0为含气态烃量；S.l为含气油量；S.2为热解烃量；T.PI为总产率指数。
由表4可知，不同井段的气测全烃量有所不同，含气态烃量、含气油量、热解烃量和总产率指数均有所不同，为了提高压裂效果，以油气含量高的区域为压裂对象，结合地质要求和测井解释结果，通过地质甜点和工程甜点双甜点优选压裂对应的段簇，压裂段簇的选取标准如下：自然伽马能谱GR＜90，泥质含量SH＜30％，孔隙度最小主应力值δmin＜46MPa，杨氏模量E＞3.5×104Mpa，同时射孔点应避开套管接箍位置，桥塞位置应选择设置在固井质量为优的井段。
根据上述选取标准，将A井的目的层段分为4个压裂段，20个压裂簇，每个压裂段内的压裂簇(射孔簇)数、各压裂簇的顶部深度(簇顶深)和底部深度(簇底深)、各压裂簇的长度(簇长)、各压裂簇内的射孔个数(孔数)、各压裂簇的地质甜点数据和工程甜点数据如表5所示。
表5每个压裂段内的压裂簇(射孔簇)数、各压裂簇的顶部深度(簇顶深)和底部深度(簇底深)、各压裂簇的长度(簇长)、各压裂簇内的射孔个数(孔数)、各压裂簇的地质甜点数据和工程甜点数据
注：表5中的/表示缺少相应数据。
任意相邻两个压裂段之间设置有桥塞，第一压裂段和第二压裂段之间设置的桥塞的深度为3355m，第二压裂段和第三压裂段之间设置的桥塞的深度为3255m，第三压裂段和第四压裂段之间设置的桥塞的深度为3120m。A井压裂段内的射孔参数如表6所示。
表6A井压裂段内的射孔参数
A井压裂涉及的目的层的跨度为431.4m，共有四个压裂段，压裂段之间有一定的泥岩隔层遮挡，隔层厚度为1.3～3.0m，应力差为3.8～5.4MPa，A井各压裂段的斜深、垂深、最小应力以及各压裂段所处的层位号如表7所示，相邻两个压裂段之间的隔层厚度和最小应力如表8所示。
表7A井各压裂段的斜深、垂深、最小应力以及各压裂段所处的层位号
| 压裂段 | 层位号 | 斜深(m) | 垂深(m) | 最小应力(MPa) |
| 第四压裂段 | 105 | 3041-3098.3 | 2610.7-2631.3 | 43.2 |
| 第三压裂段 | 107 | 3135.5-3235 | 2644.6-2680.2 | 43.8 |
| 第二压裂段 | 111 | 3270-3330 | 2692.8-2714.3 | 44.5 |
| 第一压裂段 | 115 | 3370.8-3472 | 2728.9-2765.2 | 45.3 |
表8相邻两个压裂段之间的隔层的厚度和最小应力
| 隔层 | 厚度(m) | 最小应力(MPa) |
| 第三压裂段和第四压裂段之间的隔层 | 1.5 | 48.3 |
| 第二压裂段和第三压裂段之间的隔层 | 1.3 | 47.9 |
| 第一压裂段和第二压裂段之间的隔层 | 3.0 | 49.1 |
根据地应力计算的杨氏模量和泊松比，通过公式可以计算得到压裂指数(压裂指数的计算方法参照中国专利文献CN115749756A中的脆性指数Brit的计算方法)为31～48.9％，三轴应力包括一个垂直方向上的垂直应力以及两个水平方向上的水平应力，两个水平方向上的水平应力差为13～14.1MPa，结果如表9所示，由表9可知，A井目的储层可压性较差，形成复杂缝的难度大。
表9A井压裂指数计算结果
(2)对目标井进行分段多簇压裂施工
本实施例中压裂施工时，向各个压裂段中依次注入解堵剂、第一前置液、第一携砂液、中顶液、第二前置液、第二携砂液和顶替液，以实现对各个压裂段的压裂施工；
①压裂过程中所用液体的组成以及支撑剂的用量
本实施例中所用的解堵剂包括A剂和B剂，A剂由以下质量百分数的组分组成：碳酸氢盐10％、助排剂0.5％、氯化铵2％，余量为水；B剂由以下质量百分数的组分组成：盐酸12％、缓蚀剂1％、助排剂0.5％、氯化铵2％、铁离子稳定剂1％，余量为水。其中，A剂中的碳酸氢盐为碳酸氢钠，A剂和B剂中的助排剂均为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售助排剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/34.html)，B剂中的缓蚀剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售缓蚀剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/21.html)，B剂中的铁离子稳定剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售铁离子稳定剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/24.html)。本实施例所用的解堵剂在使用时，A剂和B剂的体积比为1:1，解堵剂的注入方式或者使用方法如下：先注入A剂，然后注入隔离液(体积为2m3的活性水)，最后注入B剂。
本实施例中所用的解堵剂中的A剂和B剂在混合后可以在30min内反应完全，每m3的A剂溶液反应完全后可产生约27～40m3的CO2气体，同时，A剂和B剂混合反应时可产生较大热量，每m3的A剂溶液反应完全后可以生成33×104KJ的热量。
A井各个压裂段的斜深、射孔厚度(射厚)以及各个压裂段使用的解堵剂中的A剂和B剂的体积如表10所示。
表10A井各个压裂段的斜深、射孔厚度(射厚)以及各个压裂段使用的暂堵剂中的A剂和B剂的体积
| 压裂段 | 斜深(m) | 射厚(m) | A剂(m3) | B剂(m3) |
| 第一压裂段 | 3370.8～3472 | 6 | 55 | 55 |
| 第二压裂段 | 3270～3330 | 4 | 35 | 35 |
| 第三压裂段 | 3135.5～3235 | 5.5 | 50 | 50 |
| 第四压裂段 | 3041～3098.3 | 5 | 45 | 45 |
本实施例中所用的第一前置液和第二前置液均包括渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；其中，渗吸液由以下质量分数的组分组成：润湿调控剂0.3％、粘土稳定剂0.3％、降阻剂0.1％，余量为水；低粘滑溜水由以下质量分数的组分组成：降阻剂0.2％、粘土稳定剂0.3％、润湿调控剂0.2％，余量为水；高粘滑溜水由以下质量分数的组分组成：降阻剂0.6％、粘土稳定剂0.3％、防水锁剂0.3％，余量为水。渗吸液中的润湿调控剂为9,10-二羟基硬脂酸钠，可按照文献《界面润湿性调控驱油剂的制备与性能评价》中的方法制得，粘土稳定剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售粘土稳定剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/32.html)，降阻剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售降阻剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/39.html)；低粘滑溜水中的降阻剂北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售降阻剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/39.html)，粘土稳定剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售粘土稳定剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/32.html)，润湿调控剂为9,10-二羟基硬脂酸钠；高粘滑溜水中的降阻剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售降阻剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/39.html)，防水锁剂为克拉玛依市新聚工贸有限责任公司提供的市售压裂用防水锁剂，型号为XJ-18(网址为https://klmyxjgm.com/newsinfo/1627392.html)。
本实施例中所用的第一携砂液与第一前置液中的高粘滑溜水相同，中顶液与第一前置液中的高粘滑溜水相同，第二携砂液与第一前置液中的高粘滑溜水相同或者第二携砂液包括渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水，第二携砂液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水分别依次与第一前置液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水相同，顶替液与第一前置液中的低粘滑溜水相同。
本实施例中所用的第一前置液和第二前置液的pH值为6.5～7.5，前置液中的渗吸液在流量为22L/min时，降阻率可达74.284％，满足现场施工要求，前置液中的低粘滑溜水的粘度为15mPa·s，前置液中的高粘滑溜水的粘度为48mPa·s。同时，测试了前置液中的高粘滑溜水的流变性能，测试所得的耐温耐剪切曲线如图1所示，由图1可知，高粘滑溜水在100℃下于170s-1下剪切120min时，尾粘为32.58mPa·s。然后，测试不同的破胶剂对前置液的破胶性能，记录破胶液的粘度为3mPa·s时的时间，结果表明，当实验温度为90℃时，采用质量分数分别依次为0.01％、0.02％和0.03％的过硫酸铵作为破胶剂时，破胶液的粘度为3mPa·s时的破胶时间分别依次为2.5h、1.5h和0.5h，采用由过硫酸铵、胶囊破胶剂(生产厂家为陕西森瑞石油，网址为http://www.sxsrkj.com/product_view.aspx？ID＝342)和水组成的混合物(混合物中，过硫酸铵的质量分数为0.01％，胶囊破胶剂的质量分数为0.01％)作为破胶剂时，破胶液的粘度为3mPa·s时的破胶时间为2.0h，采用由过硫酸铵、胶囊破胶剂和水组成的混合物(混合物中，过硫酸铵的质量分数为0.02％，胶囊破胶剂的质量分数为0.02％)作为破胶剂时，破胶液的粘度为3mPa·s时的破胶时间为1.0h。
一定时间内，冻胶过早水化和过晚水化都是有害的；压裂液在地下是冻胶状态的大分子冻胶，过硫酸铵等氧化剂，在泵注液体时，在现场添加，随着液体泵注到地下岩层内，在地下随着温度和压力，过硫酸铵将冻胶氧化分解为小分子，即水化；过硫酸铵在现场混配车上添加过多，对冻胶的氧化分解速度快，冻胶在地下水化分解速度快，可能导致上一阶段的冻胶裹挟的支撑剂在岩石内部过早水化，不能被冻胶携带至地层深部，造成支撑剂沉降在靠近井筒的位置，降低了石油流动的通道，缝的远端缺少了支撑剂支撑，减少了石油产量。如果添加过少的过硫酸铵氧化剂，氧化分解效果不佳，不能完全分解冻胶，虽然支撑剂被携带到了裂缝的深部，但是冻胶裹挟的支撑剂在裂缝中存在，堵塞了石油流动的通道，减少了石油产量。综上所述，过多添加氧化剂和过少添加氧化剂都不利于石油产量的提高
根据实验结果，以由过硫酸铵、胶囊破胶剂和水组成的混合物(混合物中，过硫酸铵的质量分数为0.02％，胶囊破胶剂的质量分数为0.02％)作为破胶剂，破胶剂中的过硫酸铵和胶囊破胶剂均为氧化剂，在施工过程中，向压裂液中加入破胶剂，可以对冻胶状的压裂液产生氧化作用，使其化为水，进而使水化的压裂液从地下返排到地面。最后，对压裂液中的高粘滑溜水对储层的伤害性进行了评价，由于A井没有取得压裂储层的岩石，因此，选取A井的邻井(B井和C井)作为实验对象，分别对A井的邻井进行了水敏实验和碱敏实验(水敏实验和碱敏实验的测试方法参照标准SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》的规定)，结果如表11所示。
表11压裂液中的高粘滑溜水对储层的伤害性
由表11可知，本实施例所用的压裂液中的高粘滑溜水不会对储层造成伤害。
同时，测试了压裂液中渗吸液的水锁伤害性，测试方法参照标准Q/SHCG 116-2017《防水锁剂技术要求》的规定，测试时以A井的邻井的取样岩心作为测试对象，测试结果如表12所示。
表12压裂液中的水锁伤害性的水锁伤害性
由表12可知，本实施例中区块内的井(A井的邻井)存在水锁伤害，因此，在压裂泵注入A井内的化学液体(压裂液)需含有润湿调控剂，避免水锁效应发生。
本实施例中所用的暂堵剂为北京宝丰春石油技术有限公司生产的市售暂堵剂(网址为http://bfckj.webd.testwebsite.cn/product_detail/id/19.html)，经过测试，该暂堵剂的承压强度高达40MPa，室内实验测定其封堵率为99.5％以上，降解率可达99％以上，满足施工要求。暂堵剂用量根据以下方法确定：根据储层厚度、裂缝类型和裂缝规模，结合以往现场暂堵剂使用经验进行优化设计，计算公式为：Q＝h×w×r×2×ρ×2K，其中，Q为暂堵剂的质量，h为射孔段厚度的0.6～0.8，w为缝宽，r为滤饼厚度，ρ为滤饼密度，K为经验系数，取值为1～2；本实施例中，h为射孔段厚度的0.8，w为0.06～0.08m，r为15～17m，ρ为1.9kg/m3。当射孔段厚度(射厚)为5m时，计算所得的暂堵剂的用量为100kg。
本实施例中，暂堵球的用量等于射孔的孔眼数量乘以1.2，支撑剂(石英砂或陶粒)的用量是根据同一地区施工情况得出的经验数值。
②压裂工艺
向压裂段中注入第一前置液是将第一前置液中的高粘滑溜水、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段的地层中，其中，低粘滑溜水分5个批次注入，第1批次、第2批次、第4批次和第5批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
向压裂段中注入第一携砂液是将第一携砂液分6个批次注入压裂段的地层中，每批次注入第一携砂液时，采用第一携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
向压裂段中注入中顶液时，采用中顶液携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)。
向压裂段中注入第二前置液是将第二前置液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段的地层中，其中，低粘滑溜水分2个批次注入，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
当第二携砂液包括渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水时，向压裂段中注入第二携砂液的方法包括以下步骤：
S1，首先将第二携砂液中的高粘滑溜水分6个批次注入压裂段的地层中，第1至第5个批次注入高粘滑溜水时，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，第6个批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)；
S2，然后将第二携砂液中的渗吸液注入压裂段的地层中，再将第二携砂液中的低粘滑溜水分2个批次注入压裂段的地层中，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大；
S3，最后将第二携砂液中的高粘滑溜水分4个批次注入压裂段的地层中，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
当第二携砂液为高粘滑溜水时，向压裂段中注入第二携砂液是将第二携砂液分10个批次注入压裂段的地层中，第1至第5批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大；第7至第10批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
③液量和施工排量的确定
为了确定最佳的单簇液量，通过模拟不同单簇液量时的储层改造体积(储层改造受激体积)，得到储层改造体积(储层改造受激体积)随单簇液量的变化曲线，结果如图2所示，从图2可知，当单簇液量达到1800m3以上后，储层改造体积(储层改造受激体积)的增加幅度逐渐降低，因此，以储层改造体积(储层改造受激体积)为优化目标，优化施工规模(总液量)为1800～2100m3，单簇液量为360～400m3。
为了确定最佳的施工排量，通过模拟携砂液在不同施工排量下的地层净压力变化，得到不同施工排量时地层净压力随时间的变化曲线，结果如图3所示(图3中，#1代表施工排量为9m3/min时地层净压力随时间的变化曲线，#2代表施工排量为10m3/min时地层净压力随时间的变化曲线，#3代表施工排量为11m3/min时地层净压力随时间的变化曲线，#4代表施工排量为12m3/min时地层净压力随时间的变化曲线，#5代表施工排量为13m3/min时地层净压力随时间的变化曲线，#6代表施工排量为14m3/min时地层净压力随时间的变化曲线)，同时根据地应力剖面计算所得的A井目的层的两向应力差约为13MPa，为了提高裂缝复杂程度，优选施工排量为14～16m3/min，即当施工排量不小于14m3/min时，可以确保模拟的地层净压力在压裂时均大于13MPa。
③压裂施工
对A井的第一压裂段、第二压裂段、第三压裂段和第四压裂段进行压裂施工时，具体步骤如下：
S1对第一压裂段进行压裂施工
对A井的第一压裂段进行压裂施工时，首先向地层中注入解堵剂，然后向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水进行前置造缝，再向地层中注入第一前置液中的渗吸液，然后向地层中分5个批次注入第一前置液中的低粘滑溜水，第1批次、第2批次、第4批次和第5批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，再向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水，然后向地层中分6个批次注入第一携砂液(第一携砂液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，每批次注入第一携砂液时，采用第一携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入中顶液(中顶液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，注入中顶液时，采用中顶液携带支撑剂(支撑剂由24个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)，再向地层中注入第二前置液中的渗吸液，然后向地层中分2个批次注入第二前置液中的低粘滑溜水，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入第二前置液中的高粘滑溜水，再向地层中分6个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水(第二携砂液中的高粘滑溜水与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，第1至第5个批次注入高粘滑溜水时，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，第6个批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)，然后向地层中注入第二携砂液中的渗吸液(第二携砂液中的渗吸液与第一前置液中的渗吸液相同)，再向地层中分2个批次注入第二携砂液中的低粘滑溜水(第二携砂液中的低粘滑溜水与第一前置液中的低粘滑溜水相同)，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中分4个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水(第二携砂液中的高粘滑溜水与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，最后向地层中注入顶替液(顶替液与第一前置液中的低粘滑溜水相同)进行顶替，完成第一压裂段的压裂作业，压裂作业完成后，焖井7天，然后放喷返排。同时采用软件模拟了压裂过程中第一压裂段内6个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图，结果如图4所示。
将对A井的第一压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数和压裂泵注程序进行统计，结果分别如表13和14所示。施工过程中可以根据压力对施工排量和砂比进行调整。
表13对A井的第一压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数统计表
表14对A井的第一压裂段进行压裂施工时的压裂泵注程序统计表
对A井的第一压裂段进行压裂施工时，首先采用层内自生CO2预处理，向地层注入碳酸氢盐溶液以及活性酸溶液，一方面酸液可降低储层破裂压力，溶蚀碳酸盐岩矿物，增加孔隙连通性；另一方面在油层深部反应生成CO2气体，可改善原油流动性，同时伴有大量的热量放出，降低近井地带储层冷伤害；然后注入高粘滑溜水进行前置造缝，再注入渗吸液，提高孔隙压力，增加岩石微观损伤程度，降低复杂缝的形成难度，同时可以有效置换微孔隙内的油流，提高压后效果，然后注入低粘滑溜水进行扩缝，再注入高粘滑溜水以形成主缝，然后采用变排量泵注施工工艺将高粘滑溜水注入地层中进行精细缝高控制，采用组合粒径加砂工艺，匹配不同缝宽裂缝，实现裂缝的全支撑，再将由暂堵球和暂堵剂组成的支撑剂随高粘滑溜水一起注入地层中以对套管壁口和地层进行暂堵，其中，暂堵球用于对套管壁口进行暂堵，暂堵剂用于对地层进行暂堵。
S2对第二压裂段进行压裂施工
对A井的第二压裂段进行压裂施工时，首先向地层中注入解堵剂，然后向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水进行前置造缝，再向地层中注入第一前置液中的渗吸液，然后向地层中分5个批次注入第一前置液中的低粘滑溜水，第1批次、第2批次、第4批次和第5批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，再向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水，然后向地层中分6个批次注入第一携砂液(第一携砂液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，每批次注入第一携砂液时，采用第一携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入中顶液(中顶液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，注入中顶液时，采用中顶液携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)，再向地层中注入第二前置液中的渗吸液，然后向地层中分2个批次注入第二前置液中的低粘滑溜水，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入第二前置液中的高粘滑溜水，再向地层中分10个批次注入第二携砂液(第二携砂液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，第1至第5批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大；第7至第10批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，最后向地层中注入顶替液(顶替液与第一前置液中的低粘滑溜水相同)进行顶替，完成第二压裂段的压裂作业，压裂作业完成后，焖井10天，然后放喷返排。同时采用软件模拟了压裂过程中第二压裂段内4个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图，结果如图5所示。
将对A井的第二压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数和压裂泵注程序进行统计，结果分别如表15和16所示。施工过程中可以根据压力对施工排量和砂比进行调整。
表15对A井的第二压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数统计表
表16对A井的第二压裂段进行压裂施工时的压裂泵注程序统计表
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S3对第三压裂段进行压裂施工
对A井的第三压裂段进行压裂施工时，首先向地层中注入解堵剂，然后向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水进行前置造缝，再向地层中注入第一前置液中的渗吸液，然后向地层中分5个批次注入第一前置液中的低粘滑溜水，第1批次、第2批次、第4批次和第5批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，再向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水，然后向地层中分6个批次注入第一携砂液(第一携砂液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，每批次注入第一携砂液时，采用第一携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入中顶液(中顶液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，注入中顶液时，采用中顶液携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)，再向地层中注入第二前置液中的渗吸液，然后向地层中分2个批次注入第二前置液中的低粘滑溜水，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入第二前置液中的高粘滑溜水，再向地层中分6个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水(第二携砂液中的高粘滑溜水与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，第1至第5个批次注入高粘滑溜水时，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，第6个批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)，然后向地层中注入第二携砂液中的渗吸液(第二携砂液中的渗吸液与第一前置液中的渗吸液相同)，再向地层中分2个批次注入第二携砂液中的低粘滑溜水(第二携砂液中的低粘滑溜水与第一前置液中的低粘滑溜水相同)，每批次注入第二携砂液中的低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中分4个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水(第二携砂液中的高粘滑溜水与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，最后向地层中注入顶替液(顶替液与第一前置液中的低粘滑溜水相同)进行顶替，完成第三压裂段的压裂作业，压裂作业完成后，焖井12天，然后放喷返排。同时采用软件模拟了压裂过程中第三压裂段内5个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图，结果如图6所示。
将对A井的第三压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数和压裂泵注程序进行统计，结果分别如表17和18所示。施工过程中可以根据压力对施工排量和砂比进行调整。
表17对A井的第三压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数统计表
表18对A井的第三压裂段进行压裂施工时的压裂泵注程序统计表
S4对第四压裂段进行压裂施工
对A井的第四压裂段进行压裂施工时，首先向地层中注入解堵剂，然后向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水进行前置造缝，再向地层中注入第一前置液中的渗吸液，然后向地层中分5个批次注入第一前置液中的低粘滑溜水，第1批次、第2批次、第4批次和第5批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，再向地层中注入第一前置液中的高粘滑溜水，然后向地层中分6个批次注入第一携砂液(第一携砂液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，每批次注入第一携砂液时，采用第一携砂液携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入中顶液(中顶液与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，注入中顶液时，采用中顶液携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)，再向地层中注入第二前置液中的渗吸液，然后向地层中分2个批次注入第二前置液中的低粘滑溜水，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中注入第二前置液中的高粘滑溜水，再向地层中分6个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水(第二携砂液中的高粘滑溜水与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，第1至第5个批次注入高粘滑溜水时，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂均为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，第6个批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂由20个粒径为3cm的暂堵球和100kg的暂堵剂组成)，然后向地层中注入第二携砂液中的渗吸液(第二携砂液中的渗吸液与第一前置液中的渗吸液相同)，再向地层中分2个批次注入第二携砂液中的低粘滑溜水(第二携砂液中的低粘滑溜水与第一前置液中的低粘滑溜水相同)，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为70～140目的石英砂)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，然后向地层中分4个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水(第二携砂液中的高粘滑溜水与第一前置液中的高粘滑溜水相同)，每批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂(支撑剂为40～70目的陶粒)，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，最后向地层中注入顶替液(顶替液与第一前置液中的低粘滑溜水相同)进行顶替，完成第四压裂段的压裂作业，压裂作业完成后，焖井15天，然后放喷返排。同时采用软件模拟了压裂过程中第四压裂段内4个射孔簇位置处裂缝的延伸示意图，结果如图7所示。
将对A井的第四压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数和压裂泵注程序进行统计，结果分别如表19和20所示。施工过程中可以根据压力对施工排量和砂比进行调整。
表19对A井的第四压裂段进行压裂施工时的压裂泵注参数以及模拟得到的裂缝参数统计表
表20对A井的第四压裂段进行压裂施工时的压裂泵注程序统计表
对A井压裂施工中，记录A井的生产曲线，结果如图8所示，从图8可知，A井措施后，截止7月20日，初期日产液43.1方，日产油19.3方，平稳生产状态下，产液量31.5方/天，产油量20.8方/天。
为了评价不同压裂方法的压裂效果，以A井和A井的邻井(M井、N井、P井和Q井)作为压裂对象，通过测井曲线(电阻率测井曲线)可知，A井以及A井的邻井(M井、N井、P井和Q井)有相当的开采潜力(即A井和各邻井在同一深度对应的同一测井数据的偏差不大于5％)，对A井的邻井(M井、N井、P井和Q井)进行压裂施工的具体方法如对比例1-4所示。
对比例1
本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法与实施例3的夹层型页岩油气藏的压裂方法的区别在于，本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法对A井的邻井M井进行压裂(M井与A井具有相当的开采潜力)，且本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法中省去压裂解堵剂的步骤，而是直接向M井的各压裂段中注入第一前置液中的高粘滑溜水进行前置造缝。
对M井压裂施工中，记录M井的生产曲线，结果如图9所示，从图9可知，M井措施后，截止7月21日，初期日产液20.9方，日产油0.6方。平稳生产状态下，产液量18.1方/天，产油量1.3方/天。
对比例2
本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法与实施例3的夹层型页岩油气藏的压裂方法的区别在于，本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法对A井的邻井N井进行压裂(N井与A井具有相当的开采潜力)，且本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法中对N井的各压裂段进行压裂施工时所用的渗吸液为实施例3中所用的第一前置液中的低粘滑溜水。
对N井压裂施工中，记录N井的生产曲线，结果如图10所示，从图10可知，N井措施后，截止7月21日，初期日产液5.7方，日产油0.1方。平稳生产状态下，产液量2.9方/天，产油量0.1方/天。
对比例3
本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法与实施例3的夹层型页岩油气藏的压裂方法的区别在于，本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法对A井的邻井P井进行压裂(P井与A井具有相当的开采潜力)，且本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法中对P井的各压裂段进行压裂施工时向地层中注入解堵剂后，省去注入第一前置液中的高粘滑溜水进行前置造缝的步骤，而是直接向地层中注入第一前置液中的渗吸液。
对P井压裂施工中，记录P井的生产曲线，结果如图11所示，从图11可知，P井措施后，截止7月14日，初期日产液15.7方，日产油1.3方。平稳生产状态下，产液量18.2方/天，产油量1.1方/天。
对比例4
本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法与实施例3的夹层型页岩油气藏的压裂方法的区别在于，本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法对A井的邻井Q井进行压裂(Q井与A井具有相当的开采潜力)，且本对比例的夹层型页岩油气藏的压裂方法中对Q井的各压裂段进行压裂施工时向地层中分5个批次注入第一前置液中的低粘滑溜水后，不注入第一前置液中的高粘滑溜水，而是直接向地层中分6个批次注入第一携砂液。
对Q井压裂施工中，记录Q井的生产曲线，结果如图12所示，从图12可知，Q井措施后，截止7月12日，初期日产液11.9方，日产油4.3方。平稳生产状态下，产液量4.8方/天，产油量1.5方/天。
Claims (10)
1.一种用于夹层型页岩油气藏的压裂液，其特征在于，包括解堵剂、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；所述解堵剂包括A剂和B剂，所述A剂主要由可释放二氧化碳的盐和水组成，所述可释放二氧化碳的盐为碳酸盐和/或碳酸氢盐，所述A剂中可释放二氧化碳的盐的质量分数为10～12％，所述B剂主要由酸性化合物和水组成，所述B剂中酸性化合物的质量分数为1.82～3.72％；
所述渗吸液主要由润湿调控剂、粘土稳定剂、降阻剂和水组成，在所述渗吸液中，润湿调控剂的质量分数不大于0.3％，粘土稳定剂的质量分数不大于0.3％，降阻剂的质量分数不大于0.1％；
所述低粘滑溜水主要由降阻剂、粘土稳定剂、润湿调控剂和水组成，在所述低粘滑溜水中，所述降阻剂的质量分数不小于0.2％，所述粘土稳定剂的质量分数不小于0.3％，所述润湿调控剂的质量分数不小于0.2％；
所述高粘滑溜水主要由降阻剂、粘土稳定剂、防水锁剂和水组成，在所述高粘滑溜水中，所述降阻剂的质量分数不小于0.6％，所述粘土稳定剂的质量分数不小于0.3％，所述防水锁剂的质量分数不小于0.3％。
2.如权利要求1所述的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，其特征在于，所述A剂和B剂还独立地包括助排剂，A剂中助排剂的质量分数为0.5～0.8％，B剂中助排剂的质量分数为0.5～0.7％。
3.如权利要求1所述的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，其特征在于，所述A剂和B剂还独立地包括氯化铵，A剂和B剂中氯化铵的质量分数独立地为2～4％。
4.如权利要求1-3中任一项所述的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，其特征在于，所述B剂还包括缓蚀剂，B剂中缓蚀剂的质量分数为1～3％。
5.如权利要求1-3中任一项所述的用于夹层型页岩油气藏的压裂液，其特征在于，所述B剂还包括铁离子稳定剂，B剂中铁离子稳定剂的质量分数为1～3％。
6.一种夹层型页岩油气藏的压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)根据目标夹层型页岩油气藏的地质甜点和工程甜点，确定段簇射孔位置；
(2)桥塞及簇射孔联作施工；
(3)向各压裂段中依次注入解堵剂、第一前置液、第一携砂液、中顶液、第二前置液、第二携砂液和顶替液，以实现对各个压裂段的压裂施工；所述解堵剂为如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的解堵剂；所述第一前置液和第二前置液独立地包括如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；所述第一携砂液和中顶液独立地为如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的高粘滑溜水；所述第二携砂液为如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的高粘滑溜水，或者所述第二携砂液包括如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水；所述顶替液为如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的低粘滑溜水。
7.如权利要求6所述的夹层型页岩油气藏的压裂方法，其特征在于，向压裂段中注入解堵剂是将解堵剂中的A剂和B剂依次注入压裂段中。
8.如权利要求6所述的夹层型页岩油气藏的压裂方法，其特征在于，向压裂段中注入第一前置液是将第一前置液中的高粘滑溜水、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段中，其中，低粘滑溜水分多个批次注入，且多个批次中的部分批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
9.如权利要求6所述的夹层型页岩油气藏的压裂方法，其特征在于，向压裂段中注入第一携砂液是将第一携砂液分多个批次注入压裂段中，每批次注入第一携砂液时，采用第一携砂液携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大；向压裂段中注入中顶液时，采用中顶液携带主要由暂堵球和暂堵剂组成的支撑剂；向压裂段中注入第二前置液是将第二前置液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段中，其中，低粘滑溜水分不少于2个批次注入，每批次注入低粘滑溜水时，采用低粘滑溜水携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
10.如权利要求6所述的夹层型页岩油气藏的压裂方法，其特征在于，第二携砂液为如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的高粘滑溜水，向压裂段中注入第二携砂液是将第二携砂液分多个批次注入压裂段中，且多个批次中的部分批次注入第二携砂液时，采用第二携砂液携带支撑剂；
所述第二携砂液包括如权利要求1-5中任一项所述的压裂液中的渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水，向压裂段中注入第二携砂液是将第二携砂液中的高粘滑溜水、渗吸液、低粘滑溜水和高粘滑溜水依次注入压裂段中；
将第二携砂液中的渗吸液注入压裂段前，将第二携砂液中的高粘滑溜水注入压裂段中是将第二携砂液中的高粘滑溜水分多个批次注入压裂段中，每个批次注入第二携砂液中的高粘滑溜水时，采用第二携砂液中的高粘滑溜水携带支撑剂，最后一个批次之前的各批次注入的第二携砂液中的高粘滑溜水携带的支撑剂为陶粒，最后一个批次之前的各批次注入的第二携砂液中的高粘滑溜水携带的支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大，最后一个批次注入的第二携砂液中的高粘滑溜水携带的支撑剂由暂堵球和暂堵剂组成；
将第二携砂液中的渗吸液注入压裂段后，将第二携砂液中的高粘滑溜水注入压裂段中是将第二携砂液中的高粘滑溜水分多个批次注入压裂段中，每个批次注入高粘滑溜水时，采用高粘滑溜水携带支撑剂，且携带支撑剂的砂比随注入批次的增大而增大。
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