一种强塑性页岩油储层的压裂方法及其应用技术

本发明专利技术公开了一种强塑性页岩油储层的压裂方法及其应用。本发明专利技术的压裂方法，包括(1)关键储层参数的评价；(2)变质量泡沫滑溜水、变质量泡沫胶液的制备及优化；(3)裂缝参数及压裂施工参数优化；(4)固井滑套的下入施工；(5)投球打开滑套作业；(6)酸预处理作业；(7)泡沫胶液造主裂缝施工；(8)低黏度滑溜水注入施工；(9)泡沫滑溜水携支撑剂的注入施工；(10)泡沫胶液携支撑剂的注入施工；(11)顶替作业。本发明专利技术的压裂方法在水平井筒方向上既能形成均匀的主裂缝、也能形成相对复杂的分支缝扩大泄油面积，在纵向上能够穿透页岩层理提高改造体积，为实现强塑性页岩油储层的充分利用提供了有力手段。有力手段。

【技术实现步骤摘要】
一种强塑性页岩油储层的压裂方法及其应用


[0001]本专利技术涉及油气藏开发的
，进一步地说，是涉及一种强塑性页岩油储层的压裂方法及其应用。

技术介绍

[0002]随着非常规油气勘探开发进程的不断加深和体积压裂技术的不断进步，先前难以有效开发的陆相页岩油成为未来我国油气资源战略接替的重要途径，而国内陆相页岩油地质条件非常复杂，稳产难度大、单井累计采出量低和综合开发成本高等问题十分突出，大规模效益开发还面临着诸多挑战，特别是国内陆相页岩油高含泥强塑性储层占比较大，有时泥质含量高达40％以上。这种储层的主要特性是泥质含量高，塑性强，压裂时裂缝起裂与延伸难度大，尤其是分支裂缝起裂与延伸的难度更大，所形成的缝宽窄，施工过程中砂堵风险大。
[0003]目前常用的水平井密切割多簇射孔压裂技术在高含泥强塑性储层的应用中面临着巨大挑战，在脆性强的储层进行射孔压裂时，因缝长的延伸速度最快，增加射孔簇数，缝宽的延伸尺寸几乎不受影响，每簇裂缝的三维几何尺寸影响相对较小，使得后续的加砂影响不大，砂堵风险小。但高含泥强塑性储层在采用段内多簇射孔压裂时，随着射孔簇数的增加，每簇裂缝的排量都相应降低，因此，每簇裂缝的长、宽、高等都相应有较大幅度的降低，不仅使诱导应力作用效应降低，而且使后续支撑剂的加砂都可能引起砂堵效应。
[0004]此外，高含泥强塑性储层因诱导应力作用效果有限，又需要段内提高射孔簇数，降低簇间距来提升诱导应力对复杂裂缝的促进效应。针对此问题，以往常规的压裂技术主要采用了适当少簇的压裂技术，如单段2簇等，但这样除了诱导应力作用效应大幅度降低外，还因压裂段数的相应大幅度增加，导致压裂成本的大幅度提高，给这类储层的经济有效开发，蒙上了极大的阴影。
[0005]目前关于页岩储层压裂的文献和专利主要集中于页岩气储层，页岩油储层涉及的相对较少。专利CN108678723A提供了一种闭塞湖盆页岩油储层压裂改造方法，主要针对千层饼式、互层式及夹层式等不同储层类型和不同岩性开展压裂工艺及压裂液体系、支撑剂优化，压裂液体系主要采用滑溜水和常规胍胶，支撑剂采用石英砂和陶粒作为支撑剂。
[0006]专利CN112431580A公开了一种提高页岩油采收率的方法，该方法基于改性的压裂液，联合水力压裂技术和微波辐照技术开采页岩油；该方法首先利用溶水性有机化合物的易溶水性，将其掺入到压裂液中；其次，利用水力压裂技术及微波辐照开采技术直接开采轻质页岩油；最后，利用溶水性有机化合物的萃取性能及微波辅助萃取的优点，将难采重质页岩油萃取至压裂液中，间接开采页岩油；该专利技术既提供了一种清洁高效开采页岩油的方法，又提供了一种有机化合物和微波的利用途径。所用的溶水性有机化合物为甲醇、乙醇或丙醇，溶水性有机化合物在压裂液中的摩尔百分比为10％～35％。
[0007]专利CN113445976A公开了一种高塑性地层压裂方法，主要采用同离子酸性滑溜水和酸性清洁压裂液交替注入，然后再依次注入150
‑
180目小粒径支撑剂和30
‑
50目树脂包裹
支撑剂，其中，所述酸性清洁压裂液的黏度为所述同离子酸性滑溜水黏度的10倍以上。该方法充分发挥酸性同离子压裂液的优势，配合使用酸性清洁压裂液，形成黏性指进效应，提高裂缝复杂性；同时优化不同粒径支撑剂的注入比例和时机，缓解支撑剂在塑性地层的嵌入及壁面压实效应，提高压裂改造的有效性。该专利的优化结果可有效指导压裂施工、增加改造体积、改善施工效果，从而获得最大的经济效益，但该专利主要采用的是酸性滑溜水和酸性清洁压裂液作为高塑性储层的压裂液体系。
[0008]但以上压裂方法的压力效果有限，需要研究提出一种适用于页岩油储层的新的压裂方法。

技术实现思路

[0009]为解决现有技术中出现的问题，本专利技术提出了一种强塑性页岩油储层的压裂方法及其应用。本专利技术针对页岩油储层黏土含量高，塑性强的特点，采用少段多簇的优化设计方法，结合固井滑套方案，在确保每簇裂缝改造强度不降低的前提下，大幅度提高诱导应力作用效果，使得所形成的裂缝能够均匀延伸和起裂；再通过对变质量的泡沫胶液、变质量的泡沫滑溜水、低粘度滑溜水的液体组合，能够有效的抑制黏土膨胀和运移，降低储层伤害，并能够形成主裂缝和分支缝有效开启的复杂裂缝系统，再通过不同粒径支撑剂的组合对所形成的主裂缝和分支缝进行有效支撑，最终形成具有良好导流能力的复杂裂缝网络，提高压后增产和稳产效果。
[0010]本专利技术的目的之一是提供一种强塑性页岩油储层的压裂方法，所述方法包括：
[0011](1)关键储层参数的评价；
[0012](2)变质量泡沫滑溜水、变质量泡沫胶液的制备及优化；
[0013](3)裂缝参数及压裂施工参数优化；
[0014](4)固井滑套的下入施工；
[0015](5)投球打开滑套作业；
[0016](6)酸预处理作业；
[0017](7)泡沫胶液造主裂缝施工；
[0018](8)低黏度滑溜水注入施工；
[0019](9)泡沫滑溜水携支撑剂的注入施工；
[0020](10)泡沫胶液携支撑剂的注入施工；
[0021](11)顶替作业。
[0022]优选地，
[0023]步骤(1)，关键储层参数的评价包括目的层岩性及全岩矿物组分、物性、岩石力学参数、三向地应力及纵向各小层的地应力分布特征、水平层理缝及高角度天然裂缝的发育情况等。
[0024]地应力结果可在测井解释结果基础上经过邻井压裂施工资料的校核获取。在此基础上，可采用直井导眼井取心，在模拟就地应力条件下测试获得相应的物性及岩石力学参数，全岩矿物可参照x衍射分析结果。水平层理缝及高角度天然裂缝的发育情况主要进行岩心观察获取。
[0025]水平段的相应参数，主要依据测井参数的类比结果获取。
[0026]优选地，
[0027]步骤(2)，泡沫滑溜水的二氧化碳泡沫质量为30％～90％，更优选30％～70％；
[0028]泡沫滑溜水的粘度为6mPa.s～9mPa.s；
[0029]泡沫滑溜水中，酸用降阻剂的浓度为0.2wt％
‑
1.0wt％；
[0030]泡沫胶液的二氧化碳泡沫质量为30％～90％；
[0031]泡沫胶液的黏度为50mPa.s～60mPa.s；
[0032]泡沫胶液中，酸用降阻剂的浓度为0.2wt％
‑
1.0wt％。
[0033]在本专利技术中，因泡沫滑溜水和泡沫胶液比常规的滑溜水和胶液摩阻要高，需要加入降阻剂来降低摩阻，才能满足步骤(4)中每簇裂缝进液通道的摩阻要求，降阻剂采用现有常用的酸性降阻剂即可，优选SRAP
‑
1酸用降阻剂。
[0034]在本专利技术中，泡沫滑溜水或泡沫胶液因注入CO2而呈酸性，其PH值范围在3
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6之间。因压裂段的泥质含量高，相应的黏土含量高，压裂液采用PH值范围为3
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6的酸本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种强塑性页岩油储层的压裂方法，其特征在于，所述方法包括：(1)关键储层参数的评价；(2)变质量泡沫滑溜水、变质量泡沫胶液的制备及优化；(3)裂缝参数及压裂施工参数优化；(4)固井滑套的下入施工；(5)打开固井滑套作业；(6)酸预处理作业；(7)泡沫胶液造主裂缝施工；(8)低黏度滑溜水注入施工；(9)泡沫滑溜水携支撑剂的注入施工；(10)泡沫胶液携支撑剂的注入施工；(11)顶替作业。2.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：步骤(2)，泡沫滑溜水的二氧化碳泡沫质量为30％～90％；泡沫滑溜水的粘度为6mPa.s～9mPa.s；泡沫滑溜水中，酸用降阻剂的浓度为0.2wt％
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1.0wt％；泡沫胶液的二氧化碳泡沫质量为30％～90％；泡沫胶液的黏度为50mPa.s～60mPa.s；泡沫胶液中，酸用降阻剂的浓度为0.2wt％
‑
1.0wt％。3.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：步骤(3)，采用少段多簇的压裂施工设计，每段段长取60～70m，簇数为3～4簇或4～5簇，优选压裂前3段的设计簇数为3～4簇，后续压裂段的设计簇数为4～5簇。4.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：步骤(4)，固井滑套选用一球多级固井滑套；固井滑套设置在每簇射孔的裂缝位置；每簇裂缝的喷射速度在130m/s以上；每簇裂缝进液通道的摩阻在3MPa～5MPa；优选固井滑套包括3～4个长方形的凹槽，每个凹槽的长度为10～15mm，宽度为2～4mm，凹槽在固井滑套的圆周上均匀分布；更优选每簇裂缝的喷射速度相等，每簇裂缝进液通道的摩阻相等。5.如权利要求1所述的压裂方法，其特征在于：步骤(6)，酸预处理采用的酸为盐酸或稀土酸；酸的用量为10m3～20m3；排量为1.0～1.5m3/min。6.如权利要求2所述的压裂方法，其特征在于：步骤(7)，泡沫胶液的二氧化碳泡沫质量为80％～90％；泡沫胶液的...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒋廷学，吴春方，刘建坤，李奎为，许国庆，张世昆，刘世华，
申请(专利权)人：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：