一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法技术

本发明专利技术公开了一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。包括：(1)关键页岩参数的评估(2)综合甜点计算及段簇位置确定(3)裂缝参数的优化(4)压裂施工参数的优化(5)下桥塞及射孔联作施工(6)酸预处理作业(7)高黏度高排量造缝施工(8)低黏度滑溜水继续造缝施工(9)低黏压裂液连续加砂施工(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工。本发明专利技术能够提高裂缝改造体积，增产效果更为明显，更好挖掘页岩气藏的生产潜力。

A fracturing method for improving fracture height in multi cluster perforation of shale gas

【技术实现步骤摘要】
一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法
本专利技术涉及油气田勘探开发
，进一步地说，是涉及一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。
技术介绍
目前，对脆性高的页岩而言，一般采用段内多簇射孔的方法，由以往常用的单段2～3簇，提高到3～4簇甚至3～6簇。但簇数大幅度增加后，排量一般不增加，因此，单簇射孔的排量有较大幅度的降低，必然导致造缝高度的降低，而造缝高度的降低，必然导致裂缝有效改造体积的降低，因此，段内簇数的增加，本来希望通过提高裂缝的条数来提高裂缝改造体积，但如同时导致造缝高度的降低，则裂缝改造体积的降低，又部分抵消了簇数增加的效果。对页岩气水平井分段压裂而言，水平层理缝的大量存在，是遏制垂直裂缝高度增长的主要因素。如遇到上覆应力与最小水平主应力接近的情况，水平层理缝易于张开，从而也使裂缝高度的增长越发困难。在此情况下，如簇数再增加，则裂缝改造体积的增加就更为困难。因此，如何就上述情况，保证造缝高度不降低甚至有所增加，显得尤为迫切。文献《页岩气水平井分段压裂优化设计新方法》(石油钻探技术2014.03)，该文献围绕最大限度提高裂缝复杂性指数的压裂优化设计目标，从配套施工参数的优化与控制、最终预期产量的预测等方面入手，给出了针对水平层理缝/纹理缝发育储层、高角度天然裂缝发育储层的压裂优化设计方法及流程，并提出了天然裂缝分布密度及延伸缝长的定量描述方法。其中针对水平层理缝发育的地层水力裂缝缝高受到遏制的问题从理论、室内实验以及施工方面进行了分析研究。文献《页岩油气水平井压裂裂缝复杂性指数研究及应用展望》(石油钻探技术2013.03)该文献将适用于直井的裂缝复杂性指数概念拓展到页岩水平井分段压裂中，考虑缝宽的非平面扩展、缝高的垂向延伸、主缝长的充分扩展和分段压裂的缝间应力干扰因子等因素，研究了不同裂缝类型对应的裂缝复杂性指数范围，对如何提高裂缝复杂性指数，进行了实施控制方法上的系统探索。其中针对缝高的垂向延伸控制提出了变排量施工等相关措施。以上两篇文献虽然都是针对页岩储层进行的研究，但在缝高延伸方面只是有少部分的涉及，不作为主体研究内容，而本专利技术在页岩气多簇射孔情况下，针对性提出了一种提高造缝高度的压裂方法，对缝高延伸的研究更加全面透彻。
技术实现思路
本专利技术针对页岩气压裂进行段内多簇射孔时，裂缝高度增长困难进而导致裂缝改造体积增加困难的问题，提出了一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。本专利技术能够在簇数增加、水平层理缝大量存在等情况下，最大程度地保证造缝高度不降低甚至有所增加，进而提高裂缝改造体积，使得簇数增加带来的增产效果更为明显，更好挖掘页岩气藏的生产潜力。本专利技术的总体思路如下：(1)选择脆性高的位置进行多簇射孔。石英及碳酸盐岩等脆性矿物的含量应在55％以上。脆性矿物含量越高，页岩更易破裂，垂向上的造缝高度也会相对增加。但脆性越高时，破裂压力越低，易发生造缝过程中的多点破裂效应，而多点破裂既是易于形成多条裂缝，又进一步降低了总的裂缝高度。因此，如何防止多点破裂效应至关重要。为此，可采用高黏度压裂液与快速提排量等措施。而采用高黏度压裂液后，多点破裂概率会大幅度降低，再配合快速提排量措施，可在短时间内快速建立水平井筒压力，从而迫使造缝高度的快速增长。(2)采用变参数射孔技术。可在目标水平井筒的顶底方向的孔眼直径，增加一定的比例，以增加在水平井筒顶底方向的压裂液进入量，势必会进一步增加裂缝高度上的增长。而在水平井筒中部方向，即使孔径相对较小，但因在裂缝长度方向的页岩基质渗透率较大，压裂液进入时的阻力相对较小。换言之，即使该方向上孔径相对较小，对裂缝长度上的延伸能力的影响不大。(3)等高黏度造缝后，用低黏度滑溜水携带高密度小粒径支撑剂，如滑溜水黏度1mPa·s～3mPa·s，支撑剂粒径70～140目，视密度1.8g/cm3以上。并采用连续加砂模式，排量也相对较低，以促使支撑剂在近井筒裂缝处堆积，从而迫使井筒压力的快速提升，从而再迫使裂缝高度再度增加一些。本专利技术的目的是提供一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法。包括：步骤(1)关键页岩参数的评估；步骤(2)综合甜点计算及段簇位置确定；步骤(3)裂缝参数的优化；步骤(4)压裂施工参数的优化；步骤(5)下桥塞及射孔联作施工；步骤(6)酸预处理作业；步骤(7)高黏度高排量造缝施工；步骤(8)低黏度滑溜水继续造缝施工；步骤(9)低黏压裂液连续加砂施工；步骤(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道；步骤(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工；步骤(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工；步骤(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工；步骤(14)顶替作业；步骤(15)重复步骤(5)～步骤(14)，直到将所有段施工完成。其中，优选：所述步骤(5)，选择脆性高的位置进行多簇射孔，脆性矿物的含量在55％以上；射孔为3～6簇，簇长为1m，孔密16～20孔/米，孔径为9.5mm以上；其中，在水平井筒即垂直方向上的孔径为13mm以上。所述步骤(6)，酸排量为1m3/min～1.5m3/min，单段酸用量为10m3～20m3；酸注完后，倒替酸流程，排量为4m3/min～6m3/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将替酸排量降为先前的注酸低排量，以增加酸岩反应时间和酸压降效果；所述步骤(6)，酸注入30％后，再分2次或2次以上，分别提高替酸排量，每次排量提升幅度30％～40％，但最高排量不超过步骤(4)优化的最高排量。所述步骤(7)，高黏压裂液黏度为60mPa·s～80mPa·s；高黏压裂液用量为50m3～60m3，排量取步骤(4)优化的最高排量，且在1min～2min内快速提高到位。所述步骤(8)，低黏滑溜水的黏度为1mPa·s～3mPa·s；液量为50m3～80m3，排量取步骤(4)优化的最大排量。所述步骤(9)，滑溜水的黏度同步骤(8)，排量取步骤(8)的70％～80％，用70～140目高密度支撑剂；高密度支撑剂的视密度1.8g/cm3以上；采用连续加砂模式，砂液比1％-3％-5％-7％-9％，每个砂液比取当段井筒容积的20％～50％，排量取步骤(4)优化的最大排量；井口压力上升速度控制在1MPa/min～2MPa/min。所述步骤(10)，压裂液黏度为30mPa·s～40mPa·s，液量取40m3～60m3，排量取步骤(4)优化排量的50％～60％。所述步骤(11)，滑溜水黏度为6mPa·s～9mPa·s，液量为500m3～800m3，排量取步骤(4)优化最大排量；中等密度支撑剂视密度1.6-1.8g/cm3，砂液比2％-4％-6％-8％-10％，前三个砂液比采用段塞式加砂，后两个砂液比采用连续加砂模式，本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法，其特征在于所述方法包括：/n步骤(1)关键页岩参数的评估；/n步骤(2)综合甜点计算及段簇位置确定；/n步骤(3)裂缝参数的优化；/n步骤(4)压裂施工参数的优化；/n步骤(5)下桥塞及射孔联作施工；/n步骤(6)酸预处理作业；/n步骤(7)高黏度高排量造缝施工；/n步骤(8)低黏度滑溜水继续造缝施工；/n步骤(9)低黏压裂液连续加砂施工；/n步骤(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道；/n步骤(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工；/n步骤(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工；/n步骤(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工；/n步骤(14)顶替作业；/n步骤(15)重复步骤(5)～步骤(14)，直到将所有段施工完成。/n

【技术特征摘要】
1.一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法，其特征在于所述方法包括：
步骤(1)关键页岩参数的评估；
步骤(2)综合甜点计算及段簇位置确定；
步骤(3)裂缝参数的优化；
步骤(4)压裂施工参数的优化；
步骤(5)下桥塞及射孔联作施工；
步骤(6)酸预处理作业；
步骤(7)高黏度高排量造缝施工；
步骤(8)低黏度滑溜水继续造缝施工；
步骤(9)低黏压裂液连续加砂施工；
步骤(10)中黏度压裂液中等排量解除步骤(9)中的支撑剂部分堵塞的裂缝通道；
步骤(11)中黏度滑溜水携带中等密度70～140目支撑剂施工；
步骤(12)中黏度滑溜水携带中等密度40～70目支撑剂施工；
步骤(13)中黏度胶液携带中等密度30～50目支撑剂施工；
步骤(14)顶替作业；
步骤(15)重复步骤(5)～步骤(14)，直到将所有段施工完成。


2.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(5)，选择脆性高的位置进行多簇射孔，脆性矿物的含量在55％以上；
射孔为3～6簇，簇长为1m，孔密16～20孔/米，孔径为9.5mm以上；其中，在水平井筒即垂直方向上的孔径为13mm以上。


3.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(6)，酸排量为1m3/min～1.5m3/min，单段酸用量为10m3～20m3；酸注完后，倒替酸流程，排量为4m3/min～6m3/min，等酸到达靠近跟部的第一簇射孔位置后，再将替酸排量降为先前的注酸低排量，以增加酸岩反应时间和酸压降效果；
所述步骤(6)，酸注入30％后，再分2次或2次以上，分别提高替酸排量，每次排量提升幅度30％～40％，但最高排量不超过步骤(4)优化的最高排量。


4.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(7)，高黏压裂液黏度为60mPa·s～80mPa·s；高黏压裂液用量为50m3～60m3，排量取步骤(4)优化的最高排量，且在1min～2min内快速提高到位。


5.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：
所述步骤(8)，低黏滑溜水的黏度为1mPa·s～3mPa·s；液量为50m3～80m3，排量取...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，刘斌彦，刘红磊，李洪春，周珺，侯磊，周林波，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：北京;11