一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法技术

本发明专利技术提出一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，通过采用更低粘液体或者能提高纹层渗透率的其它介质(如超临界二氧化碳)，优先建立液体向纹层内滤失通道，再采用低粘减阻水通过提高排量从而提高净压力形成垂直主缝及沿纹层弱面剪切裂缝，结合有效的暂堵转向技术造成裂缝转向形成分支裂缝，形成主缝保导流、层理提高渗流模式的改造理念，对产生的分支缝、层理缝的支撑，采用更小粒径的支撑剂及更低砂比，最终形成“纵向主导缝+层理缝+分支裂缝+微纳米孔喉”的复杂裂缝网络体系，本发明专利技术以页岩纹层为改造目标，充分释放充填于纹层结构空间网络中的油气，实现提高页岩油气压裂效果、增加产量的目的。油气压裂效果、增加产量的目的。

【技术实现步骤摘要】
一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法


[0001]本申请涉及油气田勘探开发的
，具体而言，涉及一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法。

技术介绍

[0002]页岩油气资源丰富，是目前开发的重要能源之一，高密度纹层结构为页岩典型特征。页岩油气藏储层中纳米级孔隙是基础，是页岩油气的最初终端总源；微米级孔隙是“桥梁”，起中间储集和联结作用，在未压裂的情况下这些孔隙大多数都呈孤立状态；而大量的页岩纹层是页岩油气的末端，共同构成页岩油气储层的运聚系统。各类页岩纹层内富含有机质，有机质以层状分布居多，因此页岩纹层的含油性很好，距“油源”最近，再加上本身就含有大量有机质，这些纹层能把微米级孔隙和纳米级孔缝里的油气“收集”起来，形成“油气膜片”。纹层之间存在力学弱面，这些纹层弱面对水平渗透率的起到积极贡献，纹层状岩相水平渗透率高于垂向渗透率1～5个数量级，垂直方向的多层页岩可能是造成油气富集的较好盖层。纹层发育程度反映储集性的好坏，导致不同页岩浸水试验时沿纹层界面溢出的气泡密度、体积及上移速度的存在较大差异性，气泡密度反应纹层发育程度，气泡上移速度反应纹层的渗透能力，与改造效果密切相关。因此，页岩纹层和油气之间具有同生共存的紧密关系，为页岩油气的高效开发提供了保障。充分改造纹层结构成为页岩油气高效增产的关键，国内外陆相盆地页岩油的突破都来源于高密度纹层段。
[0003]页岩油气储层基质渗透率很低，“形成复杂裂缝网络”是目前页岩油气增产改造的主要目标，页岩压裂工艺通常采用低粘度液体改造高脆性页岩储层，采用大排量利于提高净压力，采取有效的暂堵转向等手段造成多裂缝的开启或裂缝转向，最终形成“主缝+分支裂缝+微裂缝”的复杂裂缝网络体系。目前国内外相关研究单位对这方面已经进行了很多探索和研究。中国专利CN201410307279.8公开了体积压裂改造方法，通过在水力压裂过程中以交替的方式注入不同粘度的压裂液体系，利用并提升净压力作用效果、诱导应力作用效果和粘性指进效应等来达到改善主裂缝与天然裂缝以及次生分支裂缝的连通性，增强水力裂缝的波及体积的目的。中国专利CN201610947979.2公开了一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法，采用混合暂堵体积压裂暂堵转向工艺对射孔炮眼、段内或缝内压裂有效流动通道实施暂堵转向压裂施工作业，以增加整体改造体积。中国专利CN201510622380.7公开了一种体积压裂缝网的形成方法。根据沿第一预定方向和第二预定方向的水平应力之间的差值最大值，提出了三次应力“共振”和四次应力“共振”的压裂方法，从而能够适用于高应力差地层，该方法可用于现场压裂施工，具有较好的经济效益和应用前景。
[0004]上述专利提出的体积压裂技术虽然目标都是形成复杂裂缝网络，配套工艺为利用应力共振压裂、暂堵转向压裂及不同粘度压裂液体系交替注入压裂，以增加页岩缝网改造体积。但这些体积压裂技术都是以经典复杂缝网力学模型为指导，重视岩石本身的力学性质(脆性指数、水平应力差异系数)，不以页岩纹层为改造目标，根据目前国内陆相页岩的突
破经验，只有充分释放充填于纹层结构空间网络中的油气，才能进一步提高页岩油气的改造效果。因此，需要研究提出一种新的基于页岩纹层的复杂渗流网络理论的工艺方法，以突破上述技术的局限性。

技术实现思路

[0005]本专利技术所要解决的技术问题在于针对上述存在的问题，提供一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法。
[0006]本申请的实施例是这样实现的：
[0007]本申请实施例提供基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，包括如下步骤：
[0008]S1)页岩关键储层参数的评估：
[0009]开展包括构造、断层及各种裂隙发育情况、岩性及敏感性、物性、岩石力学参数及三向地应力参数、温度压力的参数评估，所述岩石力学参数包括储层水平方向及储层与上下隔层垂直方向的断裂韧性；
[0010]S2)压裂施工参数的优化：
[0011]建立地质模型，运用地质模型模拟不同压裂施工参数下的裂缝扩展动态及压裂产量动态预测，具体压裂施工参数包括排量、粘度、液量及不同粘度液体的比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、施工砂液比、对应的泵注程序、暂堵剂或球的类型及用量；
[0012]S3)地质工程双甜点评价及射孔位置确定：
[0013]按多参数甜点评价模型，分别求取地质甜点及工程甜点，再按等权重方法，求取最终的综合甜点数据，结合所述模拟的裂缝之间的间距求得的裂缝总条数，再结合套管固井质量和避开接箍位置，确定各簇射孔位置，将岩性及地应力相当，综合甜点也相当或接近的射孔划分在一个段内；
[0014]S4)压裂液中不同粘度减阻水、胶液、预处理酸液的配方优化：
[0015]根据岩心矿物成分及岩心CST实验结果优选各种液体体系的粘土稳定剂类型及浓度；根据岩心润湿性优化液体体系的表面活性剂类型及浓度；根据岩心矿物成分及岩心溶蚀实验结果确定预处理酸液的类型及浓度；
[0016]S5)射孔作业：
[0017]按射孔参数，根据水平段穿行轨迹及纵向穿行等不同工艺需求，结合具体井段优化定向射孔方式；
[0018]S6)酸预处理作业：
[0019]根据每段射孔簇数数量，确定每段酸的用量、注酸排量和替酸排量；
[0020]S7)一级加砂施工：
[0021]采用低粘减阻水变排量沟通延伸裂缝，逐步提高减阻水的排量到优化排量，注入本阶段优化液量的一定占比后，加入支撑剂，体积砂液比阶梯增长，每个阶段的按照剩余液量均分；以低粘减阻水携带支撑剂连续式加砂，完成加砂后，以低粘减阻水携带支撑剂和优化的暂堵剂；
[0022]S8)二级加砂施工：
[0023]以中粘减阻水携带支撑剂，连续式加砂，再以胶液携带支撑剂连续式加砂，完成加
砂后，以低粘减阻水携带优化的暂堵球；
[0024]S9)根据需要依次重复步骤S7和S8；
[0025]S10)以中粘减阻水携带支撑剂连续式加砂施工；
[0026]S11)以胶液携带支撑剂连续式加砂施工；
[0027]S12)顶替作业：
[0028]顶替液量为当段井筒容积的105
‑
110％；排量为优化的最大排量；前期的30
‑
40％顶替液采用胶液，最后用低粘减阻水进行顶替；
[0029]S13)重复步骤S5～S12，依次进行剩余段压裂施工。
[0030]在一些可选的实施方案中，步骤S2中裂缝分为垂直主裂缝和支裂缝系统及水平层理缝系统，垂直主裂缝和支裂缝系统采用垂直缝模型进行模拟优化，水平层理缝模拟采用水平缝模型进行模拟优化，同时，水平层理缝宽度相比垂直主裂缝和支裂缝窄，对应模拟时设置的液体粘度下限降低，最终总的压裂施工参数，除了液体粘度不能叠加外，其它的排量、液量及砂液比都以相加求和获得。
[0031]在一些可选的实施方案中，步骤S4中不同粘度减阻水分为：低粘减本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，包括如下步骤：S1)页岩关键储层参数的评估：开展包括构造、断层及各种裂隙发育情况、岩性及敏感性、物性、岩石力学参数及三向地应力参数、温度压力的参数评估，所述岩石力学参数包括储层水平方向及储层与上下隔层垂直方向的断裂韧性；S2)压裂施工参数的优化：建立地质模型，运用地质模型模拟不同压裂施工参数下的裂缝扩展动态及压裂产量动态预测，具体压裂施工参数包括排量、粘度、液量及不同粘度液体的比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的比例、施工砂液比、对应的泵注程序、暂堵剂或球的类型及用量；S3)地质工程双甜点评价及射孔位置确定：按多参数甜点评价模型，分别求取地质甜点及工程甜点，再按等权重方法，求取最终的综合甜点数据，结合所述模拟的裂缝之间的间距求得的裂缝总条数，再结合套管固井质量和避开接箍位置，确定各簇射孔位置，将岩性及地应力相当，综合甜点也相当或接近的射孔划分在一个段内；S4)压裂液中不同粘度减阻水、胶液、预处理酸液的配方优化：根据岩心矿物成分及岩心CST实验结果优选各种液体体系的粘土稳定剂类型及浓度；根据岩心润湿性优化液体体系的表面活性剂类型及浓度；根据岩心矿物成分及岩心溶蚀实验结果确定预处理酸液的类型及浓度；S5)射孔作业：按射孔参数，根据水平段穿行轨迹及纵向穿行等不同工艺需求，结合具体井段优化定向射孔方式；S6)酸预处理作业：根据每段射孔簇数数量，确定每段酸的用量、注酸排量和替酸排量；S7)一级加砂施工：采用低粘减阻水变排量沟通延伸裂缝，逐步提高减阻水的排量到优化排量，注入本阶段优化液量的一定占比后，加入支撑剂，体积砂液比阶梯增长，每个阶段的按照剩余液量均分；以低粘减阻水携带支撑剂连续式加砂，完成加砂后，以低粘减阻水携带支撑剂和优化的暂堵剂；S8)二级加砂施工：以中粘减阻水携带支撑剂，连续式加砂，再以胶液携带支撑剂连续式加砂，完成加砂后，以低粘减阻水携带优化的暂堵球；S9)根据需要依次重复步骤S7和S8；S10)以中粘减阻水携带支撑剂连续式加砂施工；S11)以胶液携带支撑剂连续式加砂施工；S12)顶替作业：顶替液量为当段井筒容积的105
‑
110％；排量为优化的最大排量；前期的30
‑
40％顶替液采用胶液，最后用低粘减阻水进行顶替；S13)重复步骤S5～S12，依次进行剩余段压裂施工。
2.根据权利要求1所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S2中裂缝分为垂直主裂缝和支裂缝系统及水平层理缝系统，垂直主裂缝和支裂缝系统采用垂直缝模型进行模拟优化，水平层理缝模拟采用水平缝模型进行模拟优化，同时，水平层理缝宽度相比垂直主裂缝和支裂缝窄，对应模拟时设置的液体粘度下限降低，最终总的压裂施工参数，除了液体粘度不能叠加外，其它的排量、液量及砂液比都以相加求和获得。3.根据权利要求1或2所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S4中不同粘度减阻水分为：低粘减阻水和中粘减阻水，低粘减阻水的粘度为1
‑
9mPa.s，中粘减阻水的粘度为9
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15mPa.s，减阻水的降阻率达70％以上；所述胶液粘度50
‑
70mPa.s。4.根据权利要求1或2所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S5中所述定向射孔方式具体为：采用桥塞射孔联作工具，第一段采用连续油管或爬行牵引带射孔枪，其余段采用泵送方法携带射孔工具串，桥塞到位后座封，丢手，逐级上提射孔枪到预定位置，射孔，最后一起上提所有管串。5.根据权利要求3所述的一种基于页岩纹层结构的复杂渗流网络理论的压裂方法，其特征在于，步骤S7中包括如下内容：采用粘度为1
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5mPa.s、降阻率70％以上的低粘减阻水，起始排量取4
‑
6m3/min，注入液量占该段总液量的20
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【专利技术属性】
技术研发人员：黄亚杰，韩玲，李保林，姚快，岳泉，唐芳，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，
类型：发明
国别省市：