本发明涉及一种常压页岩气藏储层的压裂方法，属于石油开采领域。
背景技术
常压页岩气藏是指地层压力系数小于1.1的页岩气藏，在我国该类气藏资源量巨大。由于地层压力系数较低，加之固有的一些特性，高压页岩地层压裂施工技术并不适合套用于常压页岩气藏压裂施工中。例如，常压页岩气藏中不同尺度的微裂隙及层理/纹理缝普遍较窄，在压裂施工过程中如果套用高压页岩地层压裂施工技术模式及工艺参数，大量的小尺度裂隙系统得不到有效充填和支撑，导致裂缝的复杂程度及压后稳产效果变差。与高压页岩储层相比，常压页岩储层压裂施工过程液体滤失量增加，使得压裂主裂缝净压力难以建立及维持。净压力降低导致张开的小尺度分支缝及微裂隙的比例降低，主裂缝难以实现转向。同时，由于常压页岩储层的储层-隔层应力差比高压页岩气藏大，会导致裂缝缝高延伸程度更低。因此，在同样的压裂施工参数(支撑剂量、液量、排量等)条件下，常压页岩气藏的裂缝复杂性及改造体积要低于高压页岩气藏。此外，高压页岩储层提升主裂缝净压力工艺措施对常压页岩储层不适用，特别是在脆性指数相对较高的地层，采用大排量、大液量等常规措施，不能有效提升净压力。由于脆性地层的岩石断裂韧性较小，提高注入液量和排量，会导致裂缝在缝长方向快速增加，此时净压力可能会不升反降。
到目前为止，我国在常压页岩气藏开发上一直没有获得真正意义上的突破，产量一直维持在在1-3万方/天左右，且稳产能力较弱，而钻井及开发成本居高不下，严重制约了常压页岩气藏的商业性开发进程。
因此，有必要针对常压页岩气藏提出一种新的压裂方法，以提高常压页岩储层的开发和改造效果。
技术实现要素：
针对常压页岩气藏的开发现状和存在的问题，本发明旨在提供一种常压页岩气藏压裂方法，以有效提高裂缝复杂性指数，进而提高常压页岩储层的开发和改造效果。
根据本发明提供的常压页岩气藏储层的压裂方法，包括以下步骤：
步骤一、获取储层评价参数；
步骤二、确定压裂施工参数，其中包括确定压裂液黏度、排量、用量以及支撑剂粒径和用量；
步骤三、压裂施工；
其中，步骤三中采用螺旋段塞式混合粒径加砂方式对储层进行逐段压裂施工。
所述螺旋段塞式混合粒径加砂方式是指采用混合粒径的支撑剂，将段塞式加砂方式和螺旋式加砂方式结合进行加砂施工。段塞式加砂是目前页岩气藏压裂常用的加砂模式；而螺旋式加砂是指采用连续的加砂模式，升高砂液比一定幅度后又自动降低砂液比，降低到一定程度后再次提高砂液比。本发明采用螺旋段塞式混合粒径加砂方式，将螺旋加砂与段塞式加砂结合起来发挥其各自优势，实现非均匀加砂，提高裂缝导流能力，并用来探索临界砂液比(超过该临界砂液比后压力快速上升，可能引发砂堵)，以便对压裂施工的安全性进行监控。
在本发明的一些具体实施方案中，在步骤三中，每一级段塞的砂液比由初始砂液比逐渐升高至最高砂液比后，逐渐降低至最低砂液比，然后又逐渐升高至最高砂液比，依次类推，直至完成一级段塞的压裂注入；其中，所述最高砂液比是初始砂液比的3-5倍，所述最低砂液比是初始砂液比的1-2倍。其中，初始砂液比是指各个段塞注入的起始砂液比，可由本领域普通技术人员根据具体情况通过例如模拟来确定。在此具体实施方案中，既保证压裂施工的安全性，又实现了非均匀加砂，能显著提高裂缝导流能力。
根据本发明提供的压裂方法，步骤三中采用混合粒径支撑剂，可以采用两种或三种或更多种粒径的支撑剂混合注入。在一些优选的实施方案中，采用两种粒径的支撑剂，其中小粒径支撑剂的用量为总的支撑剂用量的10-30体积％，较大粒径支撑剂的用量为总的支撑剂用量的70-90体积％。在另一实施方案中，使用三种粒径的支撑剂，分别为大、中、小粒径的支撑剂，其中小粒径支撑剂的用量为总的支撑剂用量的10-20体积％，中粒径支撑剂的用量为总的支撑剂用量的60-80体积％，大粒径支撑剂的用量为总的支撑剂用量的10-20体积％。其中，支撑剂的总的用量可通过模拟来确定。
在压裂施工过程中，由于排量、黏度及施工砂液比等参数的变化，在施工的不同阶段，可能同时存在不同尺度的造缝空间，本发明方法使用混合粒径加砂可有助于充分提高造缝效果。小粒径支撑剂在每个混注阶段所占比例都不能太高，以免小粒径支撑剂填充到大粒径支撑剂之间孔隙中，导致导流能力降低。
根据本发明的一些优选实施方案，在步骤三的压裂施工过程中，若施工压力降幅大于10mpa，例如降幅为10-12mpa，则提高压裂液排量，使施工压力维持在降低之前的压力水平。施工压力降幅大于10mpa是指在一个加砂替砂阶段施工压力从某个时刻开始出现下降，直至比前述时刻的压力低10mpa以上，即绝对降幅在10mpa以上。例如，可以在观察到施工压裂下降10mpa时，提高压裂液排量，或者例如，在施工压裂下降11mpa时，提高压裂液排量。应理解，在达到这个降幅的过程中，施工压力可能存在多次小幅度的上涨，但均未上涨至开始下降时刻的压力。在这些优选实施方案中，采用了限压不限排量策略，即基于施工压力变化情况进行排量调整，一旦施工压力发生较大幅度降低，压力降幅大于10mpa，就采取提高排量的措施，使施工压力比降低之前的压力水平高0-2mpa，例如与降低前的压力水平持平，或者高出1-2mpa。通过这种方式，可以最大限度增加主裂缝净压力。
根据本发明的一些优选实施方案，在步骤三的压裂施工过程中，向储层中间歇性地注入泡沫压裂液；优选所述泡沫压裂液通过在压裂液中加入起泡剂和惰性气体制成；更优选所述泡沫压裂液包含40-80体积％，优选50-70体积％的气泡(一般指在使用条件下进行测定的气泡体积含量)。所述泡沫压裂液是以气相为内相、液相为外相的压裂液体系。在一个具体实施方式中，所述泡沫压裂液通过在压裂液中加入起泡剂，然后冲入氮气来获得。其中，所使用的压裂液可以选自常规使用的压裂液，优选为本发明方法中加砂阶段使用的压裂液。所述起泡剂也没有特殊限定，可以使惰性气体、如氮气在压裂液中产生泡沫的常规起泡剂均可适用。混注泡沫压裂液可以增强贾敏效应，使得主裂缝内的净压力升高，进而提高裂缝的复杂性甚至可能导致裂缝发生转向。
根据本发明的一些优选实施方案，在步骤三的压裂施工过程中，在注入支撑剂时，停止注入泡沫压裂液，在不注入支撑剂时，注入泡沫压裂液；优选泡沫压裂液的注入排量为压裂液的最高注入排量的30-45％。在此，压裂液的最高注入排量是指在压裂过程中注入的压裂液的最高排量。不混注泡沫压裂液时，可利用低黏度的滑溜水最大限度地沟通和延伸小尺度的微裂隙系统；混注泡沫压裂液可以增加滑溜水及胶液的混合黏度，有利于增加主裂缝净压力。
根据本发明的压裂方法，包括步骤一中对储层的评价，除了一些常规评价项目以外，主要包括获取微裂隙系统(天然裂缝及层理缝)的评价参数，即对小尺度微裂隙系统(包括高角度天然裂缝及水平方向的层理缝(纹理缝))的压前精细评价，尤其是精细评估常压页岩地层的微观孔隙结构参数，特别是微裂缝及水平层理缝(纹理缝)的特征参数，以及对不同尺度的微裂隙的比例及分布进行评价。具体地，步骤一中，所述储层评价参数包括储层的岩性参数、物性(包括孔隙性和渗透性)参数、岩石力学参数、地应力、温度和压力等，以及微裂缝的开度、形态、密度和产状(裂缝的走向、倾向和倾角)等。
储层的常规评价手段可采取测井、录井、试井及岩心实验等方法。对微裂隙的评价，除了肉眼直观观察岩心外，还有岩心铸体薄片、环境扫描电镜、fmi成像测井等方法。储层的常规评价手段和微裂隙的评价手段的具体操作是本领域普通技术人员所知悉的，在此不赘述。
根据本发明的一些优选实施方案，在步骤二中，基于步骤一获取的储层评价参数，模拟不同施工参数下的裂缝宽度分布规律，确定获得主裂缝缝宽最大值的施工参数组合；所述施工参数包括压裂液黏度、排量和用量(一般以体积计)。
在本发明的一些具体实施例中，应用成熟的裂缝扩展模拟软件(如fracpropt、stimplan或gofher等)，模拟在一个压裂施工阶段，不同压裂液黏度、排量和体积下的裂缝宽度分布规律。以主裂缝沿缝长方向的缝宽分布为基础，可将主缝长分为若干段(如3-5段)，每段分别按阶段缝长加权计算平均缝宽。优选采用正交设计的方法，以减少模拟工作量。压裂液体积、黏度及排量等参数分别取3-4种水平值，分别模拟不同参数组合的加权缝宽，确定加权缝宽最大值所对应的参数组合。
根据本发明的压裂方法，在上述模拟的过程中，确定主裂缝不同缝宽的分布比例；然后基于施工压力波动曲线，确定在压裂施工过程中进入整个微裂隙系统的压裂液体积用量(或占总的压裂液体积用量的比例)和压裂液排量(或占总的压裂液排量的比例)；进而模拟微裂隙系统的缝宽分布比例。优选地，基于施工压力波动曲线，根据压力均方差(即压力波动的最高平均压力与最低平均压力的差异幅度)的2倍占平均压力的比例(见下式一)，确定在压裂施工过程中进入整个微裂隙系统的压裂液体积用量或用量比例和压裂液排量或排量比例。
η＝2(pmax-pmin)/pm式一
其中，η为进入微裂隙系统的液体比例，pmax为最大施工压力，pmin为最小施工压力，pm为平均压力。
根据本发明的压裂方法，可通过以下三种方式之一确定在压裂施工过程中进入整个微裂隙系统的压裂液体积用量和压裂液排量：
方式一
利用目的层野外露头进行室内裂缝扩展物理模拟实验(由相似原理确定相关的室内注入参数)，根据室内岩心的注入压力曲线波动特征，获得微裂隙延伸需要的压裂液体积用量和排量；
方式二
在实际压裂施工过程中，在注入压裂液之后，且在注入支撑剂段塞之前，由实际压裂施工的井口压力波动曲线，求取微裂隙延伸需要的压裂液体积用量和排量；
方式三
将方式一和方式二获得的结果进行加权平均，其中基于方式二获得的结果的权重取值为70-80％；
其中，优选方式三。
方式一中，为增加可信度，可采取2-3块露头岩样进行平行实验，最终取所有岩样分析结果的平均值。
在方式一和二的基础上，确定主裂缝及小尺度微裂隙系统的压裂液用量和排量分配是本领域普通技术人员所掌握的，在此不展开赘述。
根据本发明提供的压裂方法，将主裂缝的缝宽分布结果与微裂隙系统的缝宽分布结果进行叠加，得到整个裂缝系统不同缝宽所占的比例，确定每段裂缝所需的支撑剂粒径和用量。具体而言，通过上述手段确定微裂隙系统对应的排量及液量后，按主裂缝的类似方法，模拟不同宽度微裂隙系统的比例，然后与主裂缝的宽度分布结果进行叠加，最终得到整个裂缝系统不同缝宽所占比例。根据经典理论，裂缝宽度应是支撑剂粒径的6倍以上。基于各阶段缝长加权平均得到的缝宽分布，就可获得泵注的不同粒径支撑剂加量及总的支撑剂量。
根据本发明，所提及的压裂液包括本领域常用的滑溜水及胶液，具体选择可视实际施工情况而定。
本发明提供的压裂方法在步骤三后面还可包括常规的破胶返排、求产作业。
本发明涉及一种提高常压页岩气藏水力裂缝复杂性指数新方法，尤其适用于常压页岩油气藏。本发明提供的压裂方法中，重点采用正交设计方法，研究在主裂缝扩展过程中，不同尺度微裂隙系统被沟通和延伸的比例，获得不同粒径的支撑剂加量及总的支撑剂量；然后采取净压力提升综合措施(高黏液与低黏液交替注入、螺旋段塞式混合粒径加砂模式)，辅之以间歇混注n2等措施，充分提高常压页岩气藏的裂缝复杂性指数。
本发明方法设计合理、简便高效，极大提高了常压页岩气藏裂缝的复杂性指数，从而有效提高常压页岩储层的压裂改造效果，可获得最大的经济效益。
具体实施方式
下面将通过具体实施例对本发明做进一步说明，应理解，本发明的范围并不限制于以下示例性的实施例。
以中国重庆涪陵某常压页岩气井a井(垂深2300m，水平段长1500m)为例，采用根据本发明提供的压裂方法对其进行体积压裂，包括以下步骤。
步骤1，对a井页岩储层小尺度微裂隙系统(天然裂缝及层理缝)进行精细评价。通过测井、录井、试井资料、岩心资料以及各种中途测试资料等，准确评估储层岩性、物性、岩石力学、地应力剖面、温压特性等参数及微裂隙特征，用于施工方案的设计。
经测试，岩性为灰黑色碳质页岩，孔隙度4.1％，弹性模量30gpa，泊松比为0.22，温度89℃，压力系数1.0。高导缝不发育，高阻缝较发育。
步骤2，采用正交设计的方法，将压裂液体积、黏度及排量分别取3种水平值，利用meyer模拟在一个压裂施工阶段，不同压裂液黏度、排量和体积下的裂缝宽度分布规律，确定主缝不同缝宽裂缝所占的比例。为简化计算，以主裂缝沿缝长方向的缝宽分布为基础，将主缝长分为5个阶段，每个阶段分别按阶段缝长加权计算平均缝宽。依据正交模拟结果，获得延伸主裂缝最佳的压裂液总液量1500m3，滑溜水黏度9-12mpa·s，胶液黏度30-35mpa·s，注入排量为14-16m3/min。
步骤3，利用目的层野外页岩露头进行室内裂缝扩展物模实验3组，得到岩心的注入压力曲线。根据压力波动曲线，由压力的均方差的2倍(即压力波动的最高平均压力与最低平均压力的差异幅度)占平均压力的比例，确定进入整个微裂隙系统的总液量及排量的比例。然后按步骤2的类似方法，模拟不同宽度微裂隙所占的比例。然后与主裂缝的宽度分布结果进行叠加，最终得到整个裂缝系统不同缝宽所占比例。其中，主裂缝平均缝宽为0.18cm，占比为73％；分支缝平均缝宽为0.07cm，占比为27％。
步骤4，结合步骤2和步骤3，可获得主裂缝及小尺度微裂隙系统的缝宽分布规律及注入压裂液液量、排量等分配情况。根据经典理论，造缝宽度为支撑剂粒径的6倍以上。由主裂缝及小尺度微裂隙系统的缝宽分布情况，再基于对应的各阶段缝长加权平均，就可获得每一段缝长(即上述5个阶段)所需的不同粒径的支撑剂加量及总的支撑剂量，其中70/140目12m3，40/70目42m3，30/50目6m3。
步骤5，基于步骤2-步骤4的施工参数优化结果，进行a井的现场压裂施工加砂程序设计。采用不同粒径支撑剂粒从小到大螺旋段塞式注入的方式，支撑不同尺度的裂缝系统。每一级段塞的砂液比由初始砂液比逐渐升高至最高砂液比后，逐渐降低至最低砂液比，然后又逐渐升高至最高砂液比，依次类推，直至完成一级段塞的压裂注入；其中，初始砂液比是3％，最高砂液比是15％，最低砂液比是4％。其中小粒径支撑剂的用量为总的支撑剂用量的10-30体积％。小粒径的支撑剂在每个混注阶段都从小比例逐步试探增加，防止小粒径支撑剂占比太高而使小粒径支撑剂填充到大粒径支撑剂的裂缝孔隙中，反而堵塞大裂缝的导流能力。
为了提高返排及造缝效果，采用间歇性混注n2起泡的泡沫压裂液的方式。泡沫压裂液由压裂液和发泡剂以及充入n2形成的气泡组成，包含50-70体积％的气泡。在注入支撑剂时，停止注入泡沫压裂液，在不注入支撑剂时，注入泡沫压裂液。泡沫压裂液的注入排量为压裂液的最高注入排量的30％。
为了提高净压力，在施工压力发生较大幅度降低(降幅大于10mpa)时，就立即采取提高排量的措施，使施工压力尽量维持在降低前的水平甚至较施工前提高1-2mpa。
步骤6，破胶返排、求产作业。
通过采用本发明的压裂方法对a井实施压裂改造施工，a井一共完成24段50簇压裂，累计注入地层总液量24618m3，累计加砂1441m3，压后无阻流量达4.23×104m3/d，较邻井增产35％，取得了显著的经济效益。
根据施工和生产参数，对a井进行压后评估分析，结果表明实际的体积造缝效果理想，支撑剂铺置效率较高，预计稳产时间较长。
虽然本发明已作了详细描述，但对本领域技术人员来说，在本发明精神和范围内的修改将是显而易见的。此外，应当理解的是，本发明记载的各方面、不同具体实施方式的各部分、和列举的各种特征可被组合或全部或部分互换。在上述的各个具体实施方式中，那些参考另一个具体实施方式的实施方式可适当地与其它实施方式组合，这是将由本领域技术人员所能理解的。此外，本领域技术人员将会理解，前面的描述仅是示例的方式，并不旨在限制本发明。