一种常压页岩气筛管完井水力喷射体积压裂方法与流程

本发明涉及钻井领域，进一步地说，是涉及一种常压页岩气筛管完井水力喷射体积压裂方法。

背景技术

目前，常压页岩气通常采用套管固井完井方式，利用桥塞、射孔联作的压裂方式进行分段压裂。由于常压页岩气的固有地质特性，对压裂裂缝的复杂性及压裂改造体积提出更高要求，但由于采用套管固井完井方式，井筒与页岩的直接接触面积大幅度降低，每段只有有限的几十个射孔孔眼与页岩地层直接接触，如果压裂裂缝的复杂性程度不够，相邻两个射孔簇间存在大量的未被裂缝沟通的区域，则裂缝的总体改造体积会大幅度降低，导致压后产量达不到经济产量要求，这样会极大地限制常压页岩气井的增产潜力。

同时，目前常压页岩气的压裂模式及施工参数仍借鉴高压页岩气藏的压裂方式，采取滑溜水及胶液混合压裂模式。压裂段每段长70m-100m，每段总液量1600m³-1800m³,滑溜水比例约占80-90％，施工排量14m³/min-16m³/min。每段支撑剂总量60m³-80m³，其中，70目-140目支撑剂约10m³-20m³，40目-70目支撑剂45m³-50m³，30目-50目支撑剂5m³-10m³。滑溜水的黏度约9mpa.s-12mpa.s，胶液黏度40mpa.s-50mpa.s。上述压裂模式及参数是针对以涪陵主体背斜构造的高压页岩气藏优化出来的，也是适应的。因为背斜构造属于应力松弛区，各种天然裂隙的张开度较大，上述压裂模式及施工参数所形成的压裂裂缝体积相对较大，因而支撑裂缝体积也相对较大。但对于常压页岩气藏，如中国石化彭水地区常压页岩气藏，大部分处于应力挤压的向斜构造，各种天然裂隙的原始尺度较小，上述9mpa.s-12mpa.s滑溜水沟通与延伸裂缝的概率相对较低，因此，各种粒径的支撑剂进入上述各种裂隙的可能性也小，因而导致最终的有效裂缝改造体积大大降低。

因此，亟需改变常压页岩气藏的完井方式和压裂方式，以解决上述技术的局限性。

技术实现要素：

现在普遍采用常压页岩气采用水泥固井完井所导致的井筒与页岩的直接接触面积大幅度降低，每段只有有限的几十个射孔孔眼与页岩地层直接接触，压裂裂缝的复杂性程度不够，相邻两个射孔簇间存在大量的未被裂缝沟通的区域，导致的裂缝总体改造体积大幅度降低，导致压后产量达不到经济产量要求。本发明针对常压页岩气藏的地址特性及现有的完井方式和压裂方式不能满足常压页岩气藏经济高效开发的要求，本发明提供了一种常压页岩气筛管完井水力喷射体积压裂方法的方法，能够保证常压页岩气水平井进行多簇的体积压裂施工，能够大幅度增加常压页岩气压裂裂缝的改造体积，提高常压页岩气开发水平。使得常压页岩气的开发变得经济有效。为非常规页岩气藏，特别是常压页岩气藏的改造提供了新的方法，降低了开发成本，对页岩气的发展具有重要意义。

本发明的目的是提供一种常压页岩气筛管完井水力喷射体积压裂方法。

包括：

1)压前页岩关键参数的评价

2)水力喷射位置的确定

水力喷射的位置选取地质甜点品质好的位置；

3)裂缝参数的优化

4)压裂施工参数优化

5)大直径连续油管或3¹/2in常规油管喷砂射孔压裂作业

大直径连续油管指直径大于或等于2.5in，3¹/2in常规油管指油管外径即88.9mm；

采用两个或多个喷射器串联；

6)酸预处理作业

7)低黏度滑溜水压裂造缝施工

采用黏度1mpa.s-2mpa.s的低黏度滑溜水，以沟通和延伸更多的小微尺度裂缝系统；

8)低黏度滑溜水70目-140目支撑剂注入施工

9)高黏度胶液加砂压裂施工

高黏度胶液的黏度范围是60mpa.s-80mpa.s；

10)顶替作业。

其中，优选：

步骤5)，在下一段压裂前，为了保持有效的封隔效果，上段加砂段的高砂比段施工，应实现接近端部脱砂的效果，使后续的压裂液难以再次进入该段压裂裂缝。

步骤5)，每个喷射器安装的喷嘴4个-6个，喷嘴直径6mm-8mm，射孔排量为2m³/min-3m³/min,砂液比为3％-8％，砂量为1m³-2m³，射孔砂的粒径为40目-70目。

为了确保两簇射孔都可顺利完成，靠近水平段跟部的二级喷射器喷嘴直径或数量应相对少些，为4个-6个，直径4mm-6mm；靠近水平段趾部的一级喷射器喷嘴直径或数量应相对多些，为6个-8个，直径6mm-8mm。

步骤6)，采用稀盐酸或稀土酸，液量10m³-20m³,注酸排量1m³/min-2m³/min,等酸注完后，替酸排量3m³/min-3.5m³/min酸进入孔眼后，再将替酸排量降低1.5m³/min-2m³/min。等酸量进入孔眼50％后，再将替酸排量增加到3m³/min-3.5m³/min。

步骤8)长段塞加砂，加砂段分为连续的2个或3个砂液比段，总砂液量为1倍-3倍的井筒容积，砂液比选取(3-5-7)％、(9-11-13)％或(15-17-19)％；

压力上升速度接近1mpa/min。

步骤8)，如压力上升速度低于1mpa/min，采用连续加砂模式，砂液比可选取比长段塞模式低1％。

步骤9)，以连续加砂模式进行施工，砂液比按(21-23-25-27-29-31)％进行。

步骤10)顶替量为井筒容积的110％-120％，在顶替的前30％-50％液量采用胶液，以降低水平井筒沉砂效应。

本发明的总体思路如下：

1)将完井方式由套管固井完井改为筛管完井方式。一来筛管可以保证井眼的完整性，便于各种井下作业的顺利进行，二来可以最大限度地增加页岩的裸露面积，可最大限度地增加各种裂缝起裂和延伸的可能性。而以往的套管固井可能正好覆盖了最容易起裂的裂缝位置。

2)采用大直径连续油管(如2.5in管径)水力喷射技术进行分段压裂施工。水力喷射可以产生“液力”封隔作用。水力喷射产生的高速水射流，造成喷嘴处的负压作用，可吸引连续油管与套管环空中的压裂液进入射孔腔内，在射孔等速核外进行水力造缝，只要控制好环空中的排量，压裂液就难以进入上一段已压裂的裂缝中。

考虑到水力喷射的孔眼为周向排列射孔，与常规的电缆射孔螺旋式布孔方式的不同，每段内采用2簇射孔时，排量4m³/min-5m³/min施工效果即可达到与每段内采用3簇-4簇螺旋式射孔排量14m³/min-16mm³/min的同样的施工效果，即达到同样的裂缝改造强度。如上述大直径连续油管达不到4m³/min以上的排量，可换用直径3¹/2in常规油管进行施工。

但为了真正实现各段裂缝间的有效封隔，采用变化的喷嘴直径或不同的射孔砂液比及射孔砂量等方式。原理在于，先压的段，喷嘴直径小和/或喷砂时间短些，后压段则喷嘴大和/加砂时间长些，目的是确保绝大部分压裂液进入后压段中去。但如上述大直径连续油管达不到喷砂射孔的最低速度要求(一般要求130m/s以上)，可以适当增加射孔时间40％-50％以上，可以弥补喷射速度低的局限性。

3)采用低黏度滑溜水，将施工用滑溜水的黏度从原来的9mpa.s-12mpa.s降低到1mpa.s-2mpa.s，低粘度滑溜水可最大限度地增加沟通与延伸各种小微尺度裂缝的几率。

4)为了增加支撑剂在各级尺度裂缝中的充满度，更为了最大限度地增加各种尺度裂缝中的净压力，采用更多量的小粒径支撑剂，以及长段塞加砂程序或连续加砂模式。如压力上升速度低于1mpa/min,应提高施工砂液比，直至压力上升速率接近或超过1mpa/min。一旦小微尺度裂缝发生砂堵，则压力上升效应会传到大尺度主裂缝中，最终迫使大尺度主裂缝也逐步发生砂堵效应。大尺度主裂缝发生砂堵，压力升高的同时，也迫使大裂缝范围内的各种小微尺度裂缝系统也尽量再次延伸，进一步增加裂缝的复杂性程度。在主裂缝彻底砂堵后，会迫使井筒内的压力进一步上升，为了确保两簇射孔都可顺利完成，靠近水平段跟部的二级喷射器喷嘴直径或数量应相对少些，为4个-6个，直径4mm-6mm；靠近水平段趾部的一级喷射器喷嘴直径或数量应相对多些，为6个-8个，直径6mm-8mm。

本发明具体可采用以下技术方案：

1)压前页岩关键参数的评价

包括岩性及黏土矿物含量、物性、敏感性、岩石力学及三向地应力、水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝参数等。尤其要由直导眼井的测井数据与水平段的测井数据进行对比，并结合导眼井取芯数据进行各种动静态资料的转换。

2)水力喷射位置的确定

筛管完井的水力喷射位置虽然不像套管固井射孔那样来确定簇射孔位置，但其力喷射位置的选取也同样重要。因为天然裂缝发育地方容易产生裂缝，水力喷射的位置可以着重选取地质甜点品质好而工程甜点品质一般。通过喷射孔眼的导压作用，促使水力裂缝的继续延伸。水力喷射位置的选取也可只考虑地质甜点，按计算的数值大小排队。

3)裂缝参数的优化

应用页岩气压裂产量预测的成熟商业软件eclipse，采用等效导流能力的方法设置水力裂缝。并采用正交设计方法，模拟不同的裂缝长度及缝长布局(等缝长、两头长中间短的u型分布和长短交互的w型分布等)、裂缝导流能力及缝间距等参数，模拟压后产量相对最大对应的裂缝参数，即为优化的裂缝参数。

4)压裂施工参数优化

根据步骤3)获得的优化的裂缝参数，应用页岩气压裂裂缝扩展模拟专用软件meyer，同样按正交设计方法，模拟不同压裂施工参数(排量、总压裂液量及滑溜水比例、支撑剂总量及不同粒径支撑剂的比例、施工砂液比)及滑溜水和胶液的黏度等条件下的裂缝参数，能达到最佳裂缝参数所对应的压裂施工参数及压裂液黏度参数即为最佳的压裂施工参数组合。

5)大直径连续油管或3¹/2in常规油管喷砂射孔压裂作业

为了增加多裂缝相互干扰形成复杂裂缝，一般采用两个喷射器串联的方式。为了下一段压裂与上一段有效封隔，下一段压裂射孔的砂量稍增加些，以促使该段裂缝更充分的延伸。

但在下一段压裂前，为了保持有效的封隔效果，上段加砂段的高砂比段施工，应力争实现接近端部脱砂的效果，使后续的压裂液难以再次进入该段压裂裂缝。

一般每个喷射器安装的喷嘴4个-6个，喷嘴直径6mm-8mm，射孔排量一般为2m³/min-3m³/min,砂液比一般3％-8％，砂量一般1m³-2m³，射孔砂的粒径一般为40目-70目，一般选取石英砂就可以。

为了确保两级喷射器射孔都可顺利完成，靠近水平段跟部的二级喷射器喷嘴直径或数量应相对少些，为4个-6个，直径4mm-6mm；靠近水平段趾部的一级喷射器的喷嘴直径或数量应相对多些，为6个-8个，直径6mm-8mm。

6)酸预处理作业

采用常规的稀盐酸或稀土酸，液量10m³-20m³,注酸排量1m³/min-2m³/min,等酸注完后，替酸排量3m³/min,酸进入孔眼后，再将替酸排量降低1.5m³/min-2m³/min。等酸量进入孔眼50％后，再将替酸排量增加到3m³/min-3.5m³/min。

7)低黏度滑溜水压裂造缝施工

按思路3)的要求，采用黏度1mpa.s-2mpa.s的低黏度滑溜水，以沟通和延伸更多的小微尺度裂缝系统。按步骤4)设计最高排量的70％左右，液量取步骤4)最高液量的20％左右，裂缝模拟结果证实，在裂缝扩展初期，裂缝长宽高延伸速度最快，等液量达到20％后，裂缝的三维尺寸基本达到最终尺寸的70％。因此，低黏度滑溜水造缝应在这个期间进行。

8)低黏度滑溜水70目-140目支撑剂注入施工

按照思路4)的要求，在步骤7)结束后，立即进行70目-140目支撑剂的注入施工，考虑到小粒径支撑剂容易进入，可尝试长段塞加砂，如加砂段可分为连续的2个或3个砂液比段，总砂液量为1倍-3倍的井筒容积，砂液比可选取(3-5-7)％、(9-11-13)％、(15-17-19)％等。如压力上升速度低于1mpa/min，也可采用连续加砂模式，但砂液比可选取比上述长段塞模式低1％。

为了增加各级裂缝的支撑剂充满度，可以全程采用70目-140目支撑剂，室内模拟结果证明，小粒径支撑剂可增加支撑剂在裂缝中的铺置层数，降低对裂缝壁的嵌入，也可防止不同粒径支撑剂因比例优选不当，造成不同粒径支撑剂在主裂缝中的混合效应带来的对导流能力降低的情况。

此阶段应尽量调整参数，确保压力上升速度接近1mpa/min，以增加端部脱砂效应，增加不同喷射段间的封隔效应，与水力喷射引起的负压封隔效应叠加，确保筛管完井水平井各段的有效分段压裂，也有利于增加各级裂缝的净压力，促使水平井筒产生更多裂缝并不断的延伸，大幅度增加裂缝的有效改造体积。

9)高黏度胶液加砂压裂施工

按照设计的胶液量，以连续加砂模式进行施工，砂液比可按(21-23-25-27-29-31)％进行。根据压力变化情况可以进行实时调整。

10)顶替作业

比照页岩气常规压裂的通用做法，但过顶替量适当降低，为井筒容积的110-120％，在顶替的前40％液量采用胶液，以降低水平井筒沉砂效应。

11)其它段的施工，重复步骤5)～步骤10)。

12)等所有段压裂结束后，提出水力喷射工具，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作，在此不赘述。

本发明的关键点：

(1)本发明涉及的常压页岩气采用筛管完井方式。

(2)本发明涉及的常压页岩气压裂压裂管柱，由两级水力喷射器或多级水力喷射器组成。

(3)本发明涉及的压裂管柱中的水力喷射器根据压裂设计配置不同数量的喷嘴和不同大小的喷嘴。

(4)本发明涉及常压页岩气压裂施工采用低粘度滑溜水进行压裂造缝。

(5)本发明涉及的压页岩气压裂施工过程为：压前酸处理-低粘度滑溜水压裂造缝-低粘度滑溜水低砂比粉砂压裂-高粘度胶液高砂比压裂-双液顶替。

(5)本发明涉及的压页岩气压裂施工过程的高粘度胶液高砂比压裂达到端部脱砂效应。

发明的效果

本发明常压页岩气筛管完井水力喷射体积压裂新方法采用筛管完井替代水泥固井方式，增大了井筒和地层的接触面积，能够大幅度增加产生裂缝的几率。压裂管柱中的水力喷射器根据压裂设计配置不同数量的喷嘴和不同大小的喷嘴，适应各段不同裂缝大小的设计要求。压裂过程中的不同液体变换，不同加砂模式的设计有利于增大裂缝的改造体积，达到大幅度增加常压页岩气压裂裂缝的改造体积，提高常压页岩气开发水平，降低开发成本,有利于体积压裂技术的全面推广，对页岩气的发展具有重要意义。

附图说明

图1水平井筛管完井井身结构示意图；

图2双级水力喷射器结构示意图；

图3水力喷射体积压裂管柱结构示意图；

附图标记说明：

1表层套管；2技术套管；3生产筛管；4造斜点；5导眼；6上接头；7二级水力喷射器；8扶正器；9一级水力喷射器；10单流阀；11打孔管；12导向头；13喷射器组；14水力锚；15连续油管。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

如图1所示，常压页岩气水平井的水平段采用筛管方式完井。

如图2所示，新型水力喷射体积压裂管柱结构主要由连续油管(或普通油管)+水力锚+2级水力喷射器+单流阀+筛管+导向头等组成。

如图3所示，双级水力喷射器结构由两级水力喷射器直接连接，每个喷射器两端各安装一个扶正器。本发明每级水力喷射器依据地质要求配置4个-8个喷嘴。喷嘴直径6mm-8mm。喷射器喷嘴数量根据每簇的压裂优化设计来确定。筛管及单流阀满足反洗井需要，导向头利于管柱顺利下入。

某井，该井垂深3499m，测深4378m，水平段长1317m，采用筛管完井。

步骤及结果如下：

1)压前评价认为，该井优质页岩发育，静态指标良好，但资源丰度约为超压储层的70％。通过岩石力学试验测试得到储层水平应力差异系数0.018-0.058，易于形成复杂裂缝或网络裂缝。

2)根据压前评价结果，确定地质甜点和工程甜点的双甜点区作为水喷射位置。

3)采用eclipse软件进行数值模拟，获得最优压后长期产量的压裂参数如下：最优压裂段为17段，缝间距18m-26m，裂缝半长280m-320m，导流能力为35md·m-46md·m，采取w型布缝模式。

4)为了达到步骤3)所提出的裂缝形态要求，采用meyer软件进行裂缝动态扩展数值模拟优化，结果如下：排量13～16m³/min，单段压裂液用量1900m³-2200m³，单段支撑剂量65m³-80m³，滑溜水占比90％，支撑剂粒径为70目-140目，滑溜水黏度1mpa.s-2mpa.s(最高施工砂液比不超过19％)，胶液黏度30mpa.s-40mpa.s(最高施工砂液比不超过31％)。

5)采用大直径连续油管进行喷砂射孔压裂作业，两个喷射器串联，射孔排量为3m³/min,砂液比5％，砂量2m³，第1级喷射器安装喷嘴6个，喷嘴直径8mm；第2级喷射器安装喷嘴4个，喷嘴直径6mm。

6)预处理采用10m³稀盐酸，注酸排量1m³/min-2m³/min，之后采用3m³/min的排量注入35m3滑溜水，将排量降低至1.5m³/min注入5m3滑溜水，再将排量增加到3m³/min注入5m3滑溜水。

7)将低黏度滑溜水提高至10m³/min，共注入400m³。

8)将70-140目支撑剂按照3-5-7％的砂液比加入6m³，9-11-13％的砂液比加入15m³，15-16-17％的砂液比加入30m³，施工过程中压力上升速度接近1mpa/min，共注入滑溜水1330m³。

9)将压裂液导换为高黏度胶液，将70目-140目支撑剂按照19-21-23-25-27-29％的砂液比加入19m³，胶液总量为180m³。

10)顶替阶段：采用20m³胶液及30m³滑溜水进行顶替。压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作。

该井压后无阻流量7.5×10⁴m³，与国内其它常压页岩气井产量相比产气量提高2～3倍。